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1、孤东油田孤东827-斜25井油藏地质设计书（井别：注水井）设计单位：胜利油田分公司孤东采油厂 批准单位：胜利油田分公司编写时间：2022年6月10日害气体，建议施工过程中随时监测H2s并做好安全防护。（邻井正常生产时H2s检测情况见井控附表2）井控附表2本井及相邻井H2S含量检出情况表制表人：林燕云 审核人：房朝连并号测量时间位置测量方式层位深度H2s含量 (PPm)备注GOGD82M62022-04-15距本井329米方位149度比色管NG53+41432.8-1448.812GOGD827-132022-04-15距本井380米方位103度比色管NGS531429-1440.10GOGD8
2、27X52022-04-15距本井185米方位度比色管NG531452.5-1462.819G0GD81P12022-04-03距本井311米方位53度便携式硫化氢检测仪NG531658.0-1923.00GOGD81X102022-04-06距本井481米方位85度便携式硫化氢检测仪NG531471.5-1477.612GOGD827-42022-04-03距本井110米方位225度便携式硫化氢检测仪NGS531433.6-1437.40GOGD827P72022-04-03距本井210米方位109.5度便携式硫化氢检测仪NGS421551-1730.30GOGD827X212022-04-
3、03距本井287米方位219度便携式硫化氢检测仪NGS531552.6-1568.80GOGD827P12022-04-03距本井249米方位1085度便携式硫化氢检测仪NG531585-185504 .浅层气预测：新井纵向上路过的各层系中含气情况见附表3。井控附表3本井及相邻井含气层位及深度情况表制表人：林燕云 审核人：房朝连一序号一井号层位井段气层类别备注1GOGD827X25Ng1+21315-1317气层设计新井预测参数2GOGD828P13Ng511673.4-1678.1气水同层3GOGD81-1Ng1+21315-1317.1气层4GOGD81-4Ng1+21285.5-1287
4、.8气水同层5GOGD81X5CNg31+21292.8-1303气水同层6GOGD81P2Ng1+21256.9-1260.8气水同层5 .停注水（气、汽、聚）井提示井控附图新井邻近注水井示意图7.53. 8G66 2 (1.3：心36. 3 GDAGD827Y3 8GD827-35l0 7/7GD827X259GD827X21 6舁- 9. 3.9. 1I ZT，GD827X5 9. 41 1 9M GD827-17GD827X.9. 4 8974Gs23. 0/7 5/GD827# 5 5口 8霞房GD8279zA13 -r 1L8 GD827-13、 40图例：比例尺油井100 200
5、水平井一100 200水平井一制图人：林燕云 审核人：房朝连6 .防碰：新井附近油井较密集，需注意防碰，保证钻井过程中不出现对已完钻老 井井身的碰撞，尤其注意与G0GD827P1、GOGD827P3等井的防碰防撞。、附表附表1孤东827单元基本情况表名 元称 单层位油层埋 深(m)含油面 积 (Km2)油层厚 度 (m)地质储 量 (104t )油藏类 型孔隙度 (%)渗透率 (10-3 um2)地面原 油粘度 (mPa.s)油井开 井数 (口)单井日 油能力 (t)综合 含水 (%)油度冷 采速及采出程 度 (%)标定采 收率 (%)剩余可 采储量 (104t )GD827Ng42、Ng52
6、+3136()- 14503.96.9563.79构造岩 性层状33.39614981461.293.80.367.4110.1915.69制表人：林燕云审核人：房朝连附表2 G0GD827X25井区邻井注水情况表井号注水层位及井段注水时间注入压 力 MPa日注水量 (t/d)累注水量 (104t)备注GOGD827-3NG52+31432.1-1439.82014年2月10.5683.50442016.5.27 日停注2016年5月3.276GOGD827-9NG52+31428.9-1445.92014年1月8.21564.82982016.5.25 日停注2016年5月560制表人：林燕
7、云审核人：房朝连附表3 G0GD827X25井区邻井生产情况表井号生产层位及井段生产时间工作制度 (WN)日产 液(t)日产 油(t)含水 (%)动液 面(m)累产油 (104t)累产水 似累注汽 (104t)备注GOGD81P152+31431.2-1435.82017-957*1293,4*4,2*219.35.969.410720.54940.79881.24672022-45?1200.03*4.2*0.65.61.867.5843GOGD827P1531620.0-1635.02009-370*1098.8*6*2.234.27.677.811061.59464.24761.7027
8、2022-457*1296.39*6*1.0218.34.277.1906GOGD827P2S31766.76-1866.022012-557*1250.48*3*2.517.33.480.19901.54071.22421.10452022-4571253.52*4,17*1.017.33.649.81181GOGD827P352+31593.5-18752012-657*1199.65*4,2*32910.165.38971.50666.88770.58942022-4571103,7*4,16*1,5317.2570.8829GOGD827-4531433.6-1437.42004-95
9、7*1104,2*3*1.510.17.426.7泵上0.76373.21720.87102021.05.24供 液差间关2021-557*1202.96*6*0.512.8096.61036GOGD827X5531452.5-1462.82003-105741203.4*3*4206.269泵上1.95516.94141.12192022-457*1198.18*3.02*1.8413.8285.51085GOGD827-17NG52+31422.9-1432.42009-557*1200*6*2.222.25.176.9泉上0.575.10011.00582022457*1302,17*6
10、*0.623.31.595.41174制表人：林燕云审核人：房朝连-9-附表4 G0GD827X25井设计参数表(不含补心高)井号井别地理位置靶点坐标设计 主要 目的 层计层度m) 预油厚3层位于孤东827降粘化学驱北部，目前注采井网不完善。为恢复 控制储量，提升化学驱开发效果，因此设计新井G0GD827X25。四、井区地层能量状况评价1、井区累积亏空情况孤东827单元是稠油油藏，主要采用蒸汽吞吐方式开发，井区井累积注汽量6. 39 X 104m3,累采液13.9X10”，目前无对应水井，地层亏空7. 59Xl()4m3。2、井区地层能量情况距新井靶点250米处老井GOGD827-3井于202
11、0年11月测得53层静压9.31Mpa, 原始地层压力14.36Mpa,地层压降5.05Mpa,经过多年吞吐，地层能量下降大，下步 即将开展降粘化学驱，能量能逐步恢复。3、井区生产情况井区目前正采井6 口，平均单井日液能力10. 9t,日油能力2. 73综合含水74. 5%, 动液面1003m,下步井区将开展降粘化学驱，满足新井液量要求。五、井位设计1、地理位置结合构造位置、井网状况、储层厚度、水淹状况、剩余油分布及地面状况等优化 平面位置。根据地面情况，确定部署斜井，井口位于GOGD827-4井83度320米。井口坐标：横坐标：20675873；纵坐标：4195119。2、靶点位置靶点位于G
12、0GD827-4井37度125米,横坐标：20675630.7；纵坐标：4195181.6, 靶点垂深1435m。新井考虑目的层深度，预计完钻垂深1465.0m,预计完钻井深1486.0m。(文中所 有深度均不含补心高)。3、新井设计参数新井孤东827-斜25井设计目的层Ng52+3层，预计有效厚度6. 0米。控制地质储 量12.1万吨，新增可采储量1.64万吨。4、开发指标预测参照九区降粘化学驱水井GOGDR5-6投注情况，同时考虑井区的储量动用状况及 水淹状况，设计新水井投注初期井组日增油按2.5吨预测，预计15年增油0. 98万吨。开井“22222 11”-，,，一一I“22222 11
13、”-，,，一一I02222222222一日液 (t/d)日油(t/d)0含水(%)液面(m )2020-09-012020-10-112020-11-202020-12-302021-02-082021-03-202021-04-292021-06-08()图4-1G0GDR5-16井组月度生产曲线-4-六、实施要求1 完钻原则：定深完钻。2、测井要求：采用中高孔渗砂泥岩剖面测井系列(组合测井和标准测井)，测井 深度自井底测至1200米并提交电子文档。3、投产原则：采用套管射孔投注，预计射开层位：Ng52+3,预计有效厚度5米， 射孔井段根据测井图定。目的层以细砂、细粉砂为主，胶结疏松，地层易
14、出砂，采用 防砂工艺投注。4、其它要求：新井GOGD827X25井井身轨迹附近有老井钻遇，需注意防碰：保 证钻井过程中不会出现对已完钻井井身轨迹GOGD827PK GOGD827P3等井身的碰 撞；邻井监测有硫化氢气体，一定做好有毒有害气体防护；油层段采用加厚油层套管。七、油层保护要求建议打开油层时钻井液密度可在l.l-1.15g/cm3之间，钻井过程中可根据具体情况 适当调整。钻井液中的固相含量应小于8%,固相粒径小于5|im；若施工中难以控制 固相粒径组成，应采用与油层孔喉相匹配的屏蔽暂堵钻井技术，以控制钻井液中的细 粒进入油层。钻井完井滤液应具有良好的润滑性能和较低的滤失量，API常规滤
15、失量 小于4ml；应具有一定的抗盐能力，具有适宜的酸碱度。对固井液的要求：冲洗液、隔离液及水泥浆滤液要相互配伍，所有固井液均要与 地层水配伍；固井施工加降失水剂，高温高压下控制失水量小于150ml(7MPa,30min), 自由水小于1.5%；合理选择静液柱压力，减少水泥浆流动阻力，提高水泥浆的流动效 率，实现紊流顶替。射孔液总的要求是保证与油层岩石和流体配伍，防止射孔过程中和射孔后对油层 的进一步伤害。加粘土防膨胀剂。根据孤东油田防砂作业施工的生产实践经验,洗井、冲砂等入井液一律采用深度 处理的油田水.主要指标：悬浮物固含量W5mg/1,颗粒直径W5um,含油量W10mg/l, PH 值：7
16、-8 o选用的砂子粒度均匀、干净、不含粘土，严格过筛。入井液中添加粘土防膨剂,防止油层中粘土水化膨胀、运移。八、固井质量要求各级套管固井水泥浆应返至井口，采用大泵紊流顶替技术，建议采用G级抗高温 水泥固井，固井质量执行企业标准Q/SH1020 0005.3-2016。九、采油工艺对钻井工程的要求1、井身质量：执行企业标准Q/SH1020 0005.1-2016。2、完井方式要求：采用套管射孔完井工艺。3、套管设计要求：采用二开井身结构完井，一开下入钢级J55外径273.1mm表 层；二开下入钢级P110HB外径中177. 8mm的油层套管，建议油层段下加厚套管。十、HSE要求专篇1 .地理位置
17、和周边环境：新井孤东827-斜25井井口位于老井GOGD827-4井口方位83度320米。该井不 在自然保护区内，周围无饮用水源，远离居民区，地面条件满足施工要求。由于钻井 环保要求，上泥浆不落地工艺。2 .邻井原始地层压力及分层动态压力变化情况：井控附表1邻井原始地层压力及分层动态压力变化情况表序号井号层系层位原始地层 压力目前地层 压力压力系数备注1GOGD81X12孤东827NGS52+314.512.370.852016年9月2GOGD827-3孤东827NGS5314.49.310.652020年11月3GOGD827P1孤东827NGS5314.39.680.682018年12月4
18、GOGD827P2孤东827NGS5314.39.440.662018年8月5GOGD827P3孤东827NGS52+314.47.970.552019年4月6GOGD827-13孤东827NGS5314.38.750.612017年3月7GOGD827-3孤东827NGS5314.49.310.652020年11月8GOGD827-4孤东827NGS5314.49.210.642016年6月9GOGD827P5孤东827NGS4213.912.230.882015年10月10GOGD827P7孤东827NGS4213.910.270.742016年10月11GOGD827P12孤东827NGS4213.911.430.822021年3月制表人：林燕云审核人：房朝连3 .有毒有害气体预测：利用便携式硫化氢检测仪对单元生产井进行井口检测，部分井监测出H2s有毒有-6-