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1、地层压力预测技术第一章 大庆油田的地质特点大庆油田位于松辽盆地北部，其储油层属于内陆湖盆地叶状复合三角洲沉积，是一个大型的多层砂岩油田，共有三套含油组合，即上部黑帝庙、中部萨葡高和下部扶杨含油组合。由于湖盆频繁而广泛的变化，形成了泛滥平原、分流平原、三角洲内外前缘等不同的沉积相带，在萨尔图、葡萄花、高台子含油层段内，由于不同的沉积时期和不同的沉积环境，又形成了不同类型的沉积砂体和沉积旋回，因此造成其平面上和垂向上的严重非均质性。由于这种特定的内陆湖相沉积环境，构成了大庆油田的许多基本特点。一是油层多，含油井段长，储量丰度高。萨尔图、葡萄花、高台子油层组，约有49130多个单层，含油井段几十米到
2、几百米，每平方公里的储量从几十万吨到几百万吨不等。二是油层厚度大，差异也大，最薄的0.2m，一般1m3m，最大单层厚度可达10m13m。三是渗透率差异大，空气渗透率最低0.02m2,最高达5m2。在纵向剖面上，形成了砂岩与泥岩，厚层与薄层，高渗透层与低渗透层交错分布的复杂情况。第二章 浅气层分布规律及下表层原则2.1 浅气层的分布规律浅气层在大庆油田尤其是大庆油田长垣北部的喇、萨、杏油田具有广泛的分布。在构造轴部的嫩二段顶部粉砂岩及泥质粉砂岩层，嫩三段的粉砂岩及泥质粉砂岩层，嫩四段的细砂岩及粉砂岩层，只要具备以下三条件，就能形成浅气层（在外围就是黑帝庙油层）。1）具备2.5m视电阻率为10m，
3、自然电位3mv的砂岩。2）该砂岩必须在一定海拔深度以上才能形成气层。3) 同时形成一定的局部构造圈闭及断层遮挡条件（即断层断裂后相对隆起的下盘被断层遮挡），有利于浅气层的聚集。，萨尔图、杏树岗油田浅气含气范围见表1-1，喇嘛甸油田浅气含气范围见表1-2。图1-1 浅气层分区示意图表1-1 萨尔图、杏树岗油田浅气层分布及防喷地质要求浅层含气区名称含 气 区 范 围表层套管下深(m)钻井液密度(g/cm3)南三区以北地区南四区杏三区杏四区太井嫩二段海拔顶部深度 (m)相当嫩二段顶部深度 (m)嫩二段海拔顶部深度 (m）相当顶部嫩二段深度 (m)嫩二段海拔顶部深度（m)相当顶部嫩二段深度 (m)开钻
4、起钻主要高压区-280以上430以上-395以上540以上-400以上540以上1001.25|1.301.35高压区-280|-320430|470-395|-415540|560-400|-420540|5601001.25|1.301.35主要含气区-320|-360470|510-415|-455560|600-420|-440560|5801001.25|1.301.35表1-2 喇嘛甸油田浅气层分布及防喷地质要求浅层含气区名称含 气 区 范 围表层套管下深(m)钻井液密度(g/cm3)喇嘛甸油田嫩二段顶部海拔深度(m)相当嫩二段顶部深度(m)开钻起钻主要高压区-450以上600以上
5、1001.35|1.401.45高压区-450|-480600|6301001.30|1.351.40主要含气区-480|-510630|6601001.25|1.301.35储集在各储集层的浅气层的产状有很大的差别，嫩二段顶部砂岩的浅气层产状以纯气层为主，而嫩三段、嫩四段砂岩中的浅气层则以气水同层为主，在钻井过程中，如果不采取防范措施或采取措施不当，极易发生气浸、井涌、井喷甚至井喷失控等复杂情况，重者造成钻机陷入地下，固后管外喷冒而报废井，轻者套管外冒气、冒水而影响油水井投产，使企业、国家蒙受重大经济损失，地下资源遭到人为破坏，环境遭受严重污染，人民群众生命受到严重威协，因此必须引起足够的重
6、视。2.2 下表层的原则 下表层装防喷器是防喷的基础技术措施，是二次井控的必备条件，根据中国石油天然气集团公司的石油与天然气钻井井控规定，结合大庆油田钻井生产实际，于2003年2月制定了大庆油田井控技术管理实施细则。细则规定凡属下列情况之一者，必须下表层装防喷器。1）新区第一口探井；2）深层及外围探井；3）探气井和开发气井；4）其它预探井；5）有浅气层地区的开发井、调整井；6）设计钻井液密度超过1.90g/cm3的调整井、开发井；7）位于居民区的调整井、开发井；8）在铁路、公路干线、主要工业及民用建筑物100m范围以内的调整井、开发井；9）特殊作业或试验井。第三章 钻井前降低地层压力的方法近年
7、来，油藏评价钻井在长垣内部调整井区内加深钻探扶杨油层的井越来越多，由于中部萨葡高含油组合注水开发，给尚处于原始状态的扶杨油层钻井带来了很大难度。钻井前，若能把中部萨葡高含油组合的高压层的压力降下来，使用较低的钻井液密度钻井，既可以减少对油层的污染，也可以有效地减少钻井中井喷、井漏和卡钻等复杂情况发生，这对提高固井质量也有一定的好处，同时还可以降低钻井成本，提高钻井速度。因此研究钻井前降压方法，也是钻井中很重要的一项技术工作。老区加深钻探实际上相当于中部萨葡高含油组合钻调整井，因此介绍几种调整井降压方法。3.1 分区块提前降压钻调整井应是一个区块一个区块进行，以便给分区块提前降压创造条件。1）降
8、低注水井的注水泵压注水开发的油田，油层压力的来源是注水井长期注水，在钻调整井前，有目的的把注水泵压相对降低一些，注水量就减少了，地层压力也就会降低一些。2）采油井加大日产液量在同样长的时间里，采出较多的液量，是有利于降低地层压力的。3）采油井打开堵水层堵水层一般是高压层，钻调整井之前，打开堵水层，使采油井对其采液，就可以降低堵水层的压力。4）对套管错断的注水井放溢流对应在套管错断层位的高压层，通过套断注水井放溢流，可以很快的把地层压力降下来。5）对采油井高压层射孔后采液有些套断的注水井，井筒内被岩石碎块等杂物堵死，不能放溢流，为了把套断层位对应的高压层的地层孔隙压力降下来，在采油井上，对准套断
9、层位进行射孔后采液，也可以起到降压作用。3.2 注水井控制注水量它适用于注水层位单一、吸水层单层厚度大、分布面广、渗透率高而且注采平衡的层。如大庆的喇嘛甸油田，注P1组油层的注水井，就可以采用控注的办法，在短时间内局部降低注水井附近区域的地层压力，以满足钻调整井的需要。3.3 注水井关井停止注水或停止注水并放溢流 大庆油田老区调整初期1995年基本执行：钻关距离600m，开钻前，300m以内注水井井口恢复压力不超过2.0MPa；300m600m之间的注水井井口恢复压力不超过3.0MPa 。1995年开始，陆续在不同区块进行了钻关现场试验，在老区钻关距离基本控制在450 m范围内，即开钻前，30
10、0 m以内注水井井口恢复压力不超过2.0MPa；300m450m之间的注水井井口恢复压力不超过3.0MPa。当然，对不同区块、不同层位的注水井钻关方案差别也较大。3.4 钻泄压井对高压层进行泄压 在油、水井成片的套管损坏区内，套损的注水井和采油井，对套损层位的高压层，都不能降压时，就必须有目的钻一些泄压井。而后射开套损层位的高压层，以达到降压的目的。第四章 地层压力与固井质量的关系大庆油田已进入高含水后期开采,其二、三次加密调整方案已经陆续展开。随着油田开发的不断调整,井网越来越密,不同的开发层系,几套开发井网相互作用,使储层的地层压力在平面上和纵向上分布更加复杂,沿用采油厂提供的笼统的静压值
11、来指导调整井钻井工作已不能满足需要。第一,目前影响固井质量的主要地质因素之一是单层高压,而笼统的静压不能反映单层的压力。第二,就1口井而言,笼统的静压,是高压层、欠压层、常压层的平均值,因此它低于高压层的压力。第三,高压层压力和静压值之间相差多少,不是一个定值,光凭经验,在静压值上加上一个差值就等于高压层的压力,盲目性太大。第四,高压层都是注多采少或光注不采的憋压层,在平面上无规律可言,但在钻井之前,如果不弄清楚,会给钻井和固井造成影响,因此,应当研究小层的压力与固井质量的关系,确定合理的套管下深和井身结构,制定合理的固井设计和施工方案,从而确定合理的固井液密度,以确保调整井的固井质量。4.1
12、 钻井液密度的确定平衡压力钻井中钻井液密度的确定，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值。选择附加值时要考虑地层孔隙压力预测精度、地层破裂压力、地层坍塌压力、H2S含量和井控设备配套情况，附加值按以下两种原则之一确定（欠平衡井或其他特殊井执行钻井工程设计给定的附加值）。1) 油水井为0.05 g/cm30.10g/cm3 ，气井为0.07 g/cm30.15g/cm3 。2) 油水井为1.5 MPa3.5MPa，气井为3.0 MPa5.0MPa。4.2 地层压力与固井质量的关系4.2.1地层压力与固井质量关系的研究利用模拟装置进行了室内试验研究,如图1-2所示,试验装置主要由
13、外套、模拟岩心、环空(水泥环)、套管、声幅仪、数据采集系统等部分组成。图1-2 室内模拟装置图地层压力对固井质量的影响表现在两个方面:一个是环空压差,即液柱压力与地层压力之差值;另一个是层间压差,即高压层与低压层之间孔隙流体压力的差值。大庆油田由于长期的注水开发,地下已形成高压层、常压层、低压层等并存的多压力层系。在固井过程中,不同地层的孔隙压力与液柱压力之差值不同(即环空压差不同),环空压差的变化反映了地层压力的变化。在模拟装置上,进行了不同环空压差下水泥环胶结质量室内试验,试验条件:地层状态为钢壁+325目筛网+60目筛网；水泥浆为哈尔滨A级水泥,水灰比0.44,密度1.90g/cm3;养
14、护条件为45水浴养护；滤饼情况为憋压2h2MPa,浸泡24h,厚度2mm3mm。结果见图1-3。图1-3 环空压差与固井质量关系图由图1-3可见,液柱压力和地层压力的压差在1MPa8MPa之间,固井声幅检测其幅度值小于5%。当环空压差大于9.5MPa(相当于低压层固井)时,A级水泥原浆的水泥环胶结质量的声幅值将大于10。当环空压差小于1.0MPa(相当于高压层固井)时，水泥浆在固井过程中将不能阻止地层流体的侵入,地层流体将侵入环空,引起声幅值的升高或二界面的窜槽,从而破坏环空的胶结质量。4.2.2地层压力影响水泥环胶结质量的机理在钻井固井生产过程中，地层压力对水泥浆胶结质量的影响可以分为下列2
15、种情况：一是高压层的固井(相当于室内试验的环空低压差9.0MPa)。高压层固井地质因素对水泥环胶结质量的影响机理是:高压层固井时地层压力较高，环空压差较小，水泥浆在凝固过程中水泥颗粒饺合强度的发展引起环空阻渗能力的降低。当环空阻渗能力降至低于地层侵入能力,而水泥石孔隙毛细管力的发展不能补偿环空阻渗能力的降低时，地层流体侵入环空，破坏水泥环的胶结质量，引起二界面的窜槽甚至空套管。取环空压差试验的水泥环进行结构分析。通过矿相分析可知，环空压差1.0MPa作用下形成的水泥环，其水泥石的显微结构与环空压差在1.0MPa9.0 MPa形成的水泥石相比，水泥颗粒胶结疏松，孔隙度较大，胶结物(主要是氢氧钙石
16、)不发育，水泥颗粒之间的胶结作用减弱，氢氧钙石在孔隙中自形发育，水泥石的渗透率和孔隙度较高，毛细管力较小，水泥石的胶结质量较差。所以高压层固井时必须保证环空压差大于1MPa，以防止地层流体在水泥浆候凝过程中侵入环空。低压层固井地质因素对水泥环胶结质量的影响机理是:低压层由于地层压力较低，环空压差较高，水泥浆的阻渗能力明显增大，结果造成水泥浆的滤失。由室内试验，取高压差下水泥浆失水后形成的水泥石进行显微结构矿相分析可知，高压失水后形成的水泥石水化颗粒堆积，水化产物不发育，水泥颗粒自形程度较高，胶结物氢氧钙石含量较少，颗粒间的饺合强度低。失水后形成的水泥石再放入水浴中养护，由矿相分析可见，水泥颗粒
17、继续水化，颗粒间胶结作用增强，水化产物进一步发育，导致水泥石处于高应力场中，在应力集中处水泥颗粒间原有的胶结结构被破坏，局部可见微裂缝。故当水泥浆的滤失量达到水泥浆体积的13%时，水泥颗粒堆积，环空水泥浆的容积变小，相互胶结很快形成结构，环空中水泥石具有一定的颗粒饺合强度，环空的阻渗能力降低，环空中的水泥浆滤失将减弱乃至停止。由于液柱中自由水的补给，已形成结构的水泥颗粒将进一步水化，水泥颗粒逐渐长大，导致水泥石处于高应力场中，当应力足够大时，原有的水泥石结构受到破坏，水泥颗粒饺合强度降低，环空的阻渗能力增大，水泥浆继续滤失，水泥颗粒又胶结，形成一定的胶结结构。自由水的补给造成水泥颗粒继续水化，
18、水泥石又处于高应力场中，水泥石结构又遭坡坏，结果造成低压层在水泥浆凝固过程中环空阻渗能力的波动，水泥石的胶结质量受到破坏，从而影响固井质量。4.3 多压力层系固井液密度的一种计算方法水泥浆失重是由于水泥在胶凝时，产生返壁悬挂，质点沉落，阻止了水泥浆液柱压力的有效传递，以及水泥在水化过程中的收缩和吸水等原因造成的。固井时，水泥浆密度一般大于1.90g/cm3；而在计算固井液密度时，常规水泥浆失重值均按1g/cm3 计算。对于高压层埋藏较深的井，由于水泥浆失重段长，计算的固井液密度值一般过高，而在现场实际应用时，这不仅增加重晶石粉用量，浪费成本，而且高密度固井液易导致井漏发生，污染油层，增加了施工
19、难度。为此，在分析研究现场数据的基础上，推导出水泥浆失重值与水泥浆段长之间关系式，从而,为现场施工提供技术支持。4.3.1 常规固井液密度的计算现场采用的固井液密度是按1g/cm3计算，并在平衡密度的基础上增加一定的数值，用此来补加水泥浆失重时的液柱压力的降低。固井时的安全压差（液柱压力与地层压力之间的差值）一般在1.0MPa1.5MPa之间，其计算式为：P1=H-（h1+h2） R1+h1R2+h2R3/102 （1）P2= HR4/102 （2）P= P1-P2 （3）可以导出R1= 102P +HR4-h1R2-h2R3/H-（h1+h2）（4）式中：P1为地面到高压层顶的液柱压力MPa
20、； h2为高压层顶距水泥面之间的差值m；P2为高压层的地层压力MPa；R2为隔离液密度g/cm3；H为高压层顶深m；R3为水泥浆失重值g/cm3;h1为隔离液高度m；R4为地层压力因数（平衡密度）g/cm3；R1为固井液密度g/cm3；P为安全压差MPa。以测RFT的杏9-21-丙47井为例来计算固井液密度，结果见表1-3。表1-3 杏9-21-丙47井RFT测试解释成果序号层位H/mP2/MPaR4/(gcm-3)序号层位H/mP2/MPaR4/(gcm-3)1S21042.9干点12PI211151.39.920.882S31047.7干点13PI211154.39.940.883S410
21、53.3干点14PI311166.3干点4S51056.315.731.5215PI331182.913.271.145S111080.714.571.3716PI421191.7干点6S151089.511.821.1117PI71202.5干点7S51110.3干点18PI81205.9干点8S61114.6干点19PI91208.5干点9PI111135.718.351.6520PI91211.5干点10PI111137.718.661.6721PI101214.5干点11PI121141.7干点22PI101217.5干点PI11为最高压力层，H=1137.7m；h1=80m；h2=1
22、137.7-934=203.7(m)；R2=1g/cm3；R3=1g/cm3（常规值）；R4=1.67g/cm3；P为1MPa将已知参数代入式（4）得R12.01g/cm3，而本井实际固井液1.82g/cm3，并且实际水泥面比设计水泥面多64m（934m-870m），声检此层无幅度（优质井）。依据实际数据，在水泥浆失重时，按密度1.82g/cm3的固井液固井，压稳了该高压层。在不考虑其它的附加因素，反推出R3的值为1.43g/cm3。4.3.2 固井液密度的经验表达式统计近300口井的现场实际资料，其中有5口井测RFT或SFT，21口井在完井电测时有油水浸显示，固井液密度是按固井水泥浆失重时液
23、柱压力P1等于高压层的地层压力P2情况下进行计算的，由式（1）和（2）得：R1=HR4-h1R2-h2R3/H-(h1+h2) （5）式中：R1，H，R4，h1,R2对于给定的单井均可视为不变，而h2是变化的，从而可以确定R3，R3与h2的对应关系见表1-4。表1-4 R3和h2对应关系井 号层位h1/mh2/mR4/(gcm-3)R2/(gcm-3)H/mR1g/(gcm-3)R3/(gcm-3)杏9-21-丙47PI1180267.71.6711137.71.821.43南4-40-526GI880396.81.6411058.81.731.64杏9-丁1-332S4801831.6018
24、75.01.751.36南4-40-532SI4+58084.41.6251839.41.761.14南3-41-632GI2080431.41.6511149.41.721.67应用最小二乘法，可得出关系式为：R3=0.001486528h2+1.042683009 （6）可简化为R3=0.0015h2+1.04 （7）在实际生产中，可以灵活应用式（7），如在易漏区，按式（7）计算，使得求取的固井液密度最低，在正常区可以把式（7）中的1.04取为1，以增加固井时压稳高压层的安全系数。根据式（5）、（7）就很容易计算出固井液的密度值。考虑实际水泥面与预计水泥面的偏差，在计算固井液密度时，把高压
25、层距水泥面之间的差值h2附加50m，按经验表达式计算后的固井液密度值比常规计算的固井液密度值低得多，但足以保证固井质量。4.3.3 结论（1）推导出的经验式可用于现场计算固井液密度。（2）实际计算时，应把高压层距水泥面之间的差值h2增加50m。第五章 钻井地质设计5.1钻井地质设计流程 1）接受钻井地质工程设计任务书2）到采油厂、开发部、油藏评价部或研究院其中一个单位取方案3）分析讨论开发方案4）到研究院、采油厂、录井公司、试油试采、测井公司、钻井公司、井下作业分公司等调研收集资料5）绘制地质分析图6）地质分层设计7）现场踏勘了解地形地貌、确定建筑物表层等8）与采油厂商讨钻关方案9）复印图幅室
26、内分析编写地质设计10）打印初稿11）组长初审12）修改设计13）打印设计14）主管地质设计领导审核15）修改设计16）打印设计17）交付钻井工程设计人员18）制作汇报多媒体 19）开发部或油藏评价部组织讨论（开发部或油藏评价部、采油工程研究院、采油厂、钻井公司等单位） 20）修改设计 21）打印稿件 22）地质设计与工程设计合订 23）送所主管领导审核 24）取回修改设计 25）送开发部或油藏评价部审批26）送油公司领导批准27）取回修改设计28）打印稿件送工程组29）印刷后取回保存30）现场跟踪分析设计符合率31）如有不符及时修改设计32）归还所有借阅资料。5.2钻井地质设计管理办法5.2
27、.1 适用范围 本“办法”包括钻井地质设计岗职责、设计内容、引用标准及格式、设计审批程序、设计更改程序及钻井地质设计的发放办法，适用于油田公司开发部或油藏评价部下达的开发控制井、调整井、取心井、试验井、特殊工艺井和疑难复杂井等区块、单井钻井地质设计的管理。5.2.2 钻井地质设计岗职责1）接受钻井地质设计任务。2）掌握有关钻井地质设计的标准、规范、国家有关的法令、法规。3）掌握油田开发方案的各项地质要求、邻井动静态资料及已钻井的施工情况。了解掌握国内外钻井地质领域的新技术、新工艺，并根据实际需要及时将其应用到设计中去，保证设计的先进性。4）完成设计并按照程序及时审批、下发。5.2.3 钻井地质
28、设计主要内容1）井区自然状况包括地理简况；气象、水文；灾害性地理地质现象。2）基本数据包括基本数据表；定向井数据。3）区域地质简介包括构造简况；地层概况；生、储油层分析及封（堵）盖条件；油气藏分析及储量估算；邻井钻探成果；地质风险分析。4）设计依据及钻探目的包括设计依据；钻探目的；完钻层位及原则、完井方法；钻探要求。5）设计地层剖面及预计油气水层位置包括地层分层；分组、段岩性简述；油气水层简述。6）工程设计要求包括地层压力；钻井液类型及性能使用原则；井身质量要求；弃井。7）资料录取要求主要包括以下16项内容:（1）岩屑录井（2）综合（钻时或气测）录井（3）循环观察（地质观察）（4）钻井取芯（5
29、）井壁取芯（6）钻井液录井（7）荧光录井（8）地化录井（9）酸解烃（10）罐装气（11）碳酸盐岩分析（12）泥页岩密度（13）地层漏矢量（14）压力检测（DC指数）（15）特殊录井要求（16）化验分析选送样品要求8）地球物理测井包括测井内容；原则及要求。9）试油包括试油原则；试油要求。10）设计及施工变更包括施工计划变更程序；设计变更程序；井位移动情况；特殊要求。11）钻井地质设计附件、附图包括附件；附图。5.2.4 钻井地质设计引用标准SY/T5965-94（探井地质设计规范，行业标准）SY/T6244-1996（油气探井井位设计规程，行业标准）SY/T5251-2001（油气探井质量基本要
30、求及地质资料录取项目，行业标准）SY/T5788.2-1997（油气探井气测录井规范，行业标准）SY/T6243-1996（油气探井工程录井规范，行业标准）SY/T6294-1997（油气探井分析样品现场采样规范，行业标准）SY/T6028-94（探井化验项目取样及成果要求，行业标准）GB/T18602-2001（岩石热解分析，行业标准）5.2.5 钻井地质设计格式钻井地质设计格式参照中国石油天然气股份有限公司下发的钻井地质设计格式，在实际使用过程中可根据具体情况在保留设计内容和格式完整的基础上增加或减掉某些设计内容。5.2.6 钻井地质设计审批程序钻井地质设计初稿完成后，按照如下程序进行审批
31、：1）交采油工程研究院钻井设计研究室主管领导审核、签字。2）交采油工程研究院主管领导审核、签字。3）交油田公司开发部或油藏评价部主管领导审批、签字。4）交油田公司主管设计领导批准、签字。 设计审核、批准人若发现设计中有问题或错误，应明确提出修改意见，并返回设计单位修改。审核、批准人只需签字认可，无须另加批示。5.2.7 钻井地质设计更改程序对需要有重大更改的设计，按照如下程序进行更改：1）由设计人员写出书面更改报告，报告中要有需要更改的内容及更改的理由。2）此报告经采油工程研究院钻井设计研究室主任和采油工程研究院主管领导同意签字。3）更改后的设计再交油田公司开发部或油藏评价部主管领导和油田公司
32、主管设计领导批准方可下发执行。5.2.8 钻井地质设计发放办法经过审批后的钻井地质设计送交采油工程研究院钻井设计研究室工程组，待钻井工程设计完成后，合订一起，根据需要送交印刷厂印刷成册，由采油工程研究院钻井设计研究室为油田公司资料室提供发放名单，由油田公司资料室负责设计的发放和存档。5.3 钻井地质设计资料开发部：开发评价井试油地质年报勘探部：1）年度油气勘探计划（图、表）2）大庆探区勘探总体部署图3）探井井位部暑图4）勘探年数据表（探井试油）5）勘探年数据表（综合）6）松辽盆地勘探成果图1：20万7）松辽盆地勘探成果图1：100万物探公司：地震成果报告采油厂：1）油水井生产数据油井：日采量、
33、含水率、静压、油层中深、采出层位、见水层、堵水层位及时间、开采历史及方式等注水井：日注量、累计注水量、静压、油层中深、注水层位、注水方式、放溢能力、如关井则有关井时间、原因等；2）套损井情况：套损深度、层位、类型、时间、目前生产状况等3）完钻井分层数据4）构造图5）砂体连通图6）测井横向图7）测井标准图研究院1）设计井位图2）开发方案3）密闭取心井地质设计4）密闭取心井总结报告5）综合研究成果报告集6）岩心分析综合柱状图钻井公司1）地质卡片：已往钻井复杂事故、已钻井固井质量情况、已往钻井液密度2）待钻井地补距3）待钻井地面海拔4）钻井地质年报录井公司1）构造图2）测井横向图3）测井标准图4）录
34、井解释报告5）完井录井、岩心综合图6）录井成果总结报告7）探井地质数据表（卡片）试油试采试油总结报告井下作业分公司压裂资料：破裂压力、瞬时停泵压力、裂缝重张压力测井公司1）测井数字化资料2）长源距声波处成果图3）地层倾角测井成果图4）重复式地层测试处成果图5）测井解释报告5.4 区块钻井地质设计主要内容1）井区自然状况2）基本数据、设计依据及完钻原则3）区域地质简介4）油田开发简况5）区块动态分析6）油水井套损情况7）地层压力预测8）地层温度9）地层破裂压力10）油层钻井液密度设计11）完钻固井洗井液密度12）布井原则及井号命名13）浅气层发育情况14）气顶气分布情况15）已钻井复杂显示16）
35、已钻井固井质量情况17）钻关方案18）首钻摸底井的选择19）钻井故障提示20）地质要求21）附表：（1）已钻井油气水显示统计表（2）已钻井井漏情况统计表（3）生产井套损数据表（4）油井套损数据表（5）生产井选值表（6）地层破裂压力数据表（7）待钻井复杂情况统计表（8）浅气层划分统计表（9）气顶气分布情况统计（10）特殊地层倾角统计表（11）表层井统计表22）钻井区块地下地质情况分析图5.5 选择首钻摸底井的原则首钻摸底井的选择是在掌握大量的地质静态和动态资料的基础上进行的，选首钻摸底井时要依据以下三条原则：1）选有代表性的井。成片套损区内，有许多套管错断的采油井和注水井。套断的采油井附近一般不
36、会有高压层，而套断的注水井附近基本存在高压层。所以在选择摸底井时，要选在套断的注水井附近。注水井有浅层部位套断的，也有油层部位套断的。要在这些套断的注水井中选出有代表性的井。油层部位套断后有立即关井停止注水的，也有继续注水的，而且继续注水的时间也不同。在选井时也要选出不同类型的代表井，通过钻井和RFT测井建立起不同类型的地层压力剖面。2）首钻摸底井在钻井区块内要均匀分布。选井时要使不同类型的代表井在钻井区块内均匀分布，这样才能指导全区的地层压力预测。3）选首钻摸底井时，各种类型的井区都要兼顾到。如套断注水井区和无套断注水井区，套管变形的注水井区与注水井套管错断的井区，套断后继续注水的时间长短不
37、同的井区等。因为套断注水井区与无套断注水井区的地层压力是不同的，套管变形注水井区与套断注水井区的地层压力也不相同，注水井套断后继续注水的时间不同，地层压力也有差别。要建立起不同类型井区的地层压力剖面，在选井时，就要不同类型的井区都兼顾到。5.6 选择RFT测点的原则调整井完钻后，利用重复式地层测试器直接测取小层压力。对于套损区可以采取此方法建立压力预测图版对待钻调整井地层压力进行预测。该方法费用高，风险大。不可能在大面积的井上应用。可以在特殊井上应用，用以指导地层压力预测工作。同时可以检查其它预测方法的精度。选好RFT的测点，是建立地层压力剖面的关键。具体选点方法如下：1）在微电极曲线上选高电
38、阻层，确定测点深度。在微电极曲线上，电阻值高的层（除钙质层）都是砂岩层，含有流体。RFT测压，就是测砂岩层内的流体的压力。选点时，选电阻值高的层，才能充分发挥每个测点的作用。泥岩层中，没有流体，或流体很少，即使进行RFT测压一般也都是干层。2）在憋压层位要加密选点。3）在套管断坏对应的层位要加密选点。憋压层位和套管断坏对应的层位一般都是岩层中泥质含量较多的层位，RFT测井时，不容易找准高压层。加密测点的目的是防止漏掉高压层。4）其它层位各选12点。在钻穿的各层位上都进行选点，就可以建立起一个全井的多压力层系的地层压力剖面。第六章 三项压力预测技术6.1地层三项压力的概念地层三项压力是指地层孔隙
39、压力、地层破裂压力和地层坍塌压力（见图1-4）。地层孔隙压力是指地层孔隙中流体的压力，地层破裂压力是指地层产生拉伸破坏时的临界井眼液柱压力，地层坍塌压力是指井眼发生剪切图1-4 地层三项压力预测图破坏时的临界井眼液柱压力。三项地层压力预测技术适用于原始地层压力预测。6.2研究地层三项压力的意义在钻井作业中，由于忽略或不适当的地层压力评价引起的井下复杂事故所造成的损失是巨大的，一是延长了钻井周期，二是增加了处理事故的材料损失。据美国的某些学者调查估计，全世界每年因井眼失稳带来的钻井问题所造成的损失达20亿美元，其中个别单井的损失超过了25万美元，统计大庆油田1998-2001年探井、开发井等事故
40、见表1-5。目前，大庆外围地区探井和开发井等钻井设计中还无法做到钻井前提供完整的地层三个压力剖面，特别是地层坍塌压力既没有成熟的钻前预测技术也没有钻后检测手段，尚处于经验判断阶段。这就使得钻井作业在钻井液密度等参数选取方面存在一定的盲目性，在钻井施工中井漏、喷、塌、卡的复杂情况时有发生（如大60-84和大58-86这两口井井塌报废损失就达100万元以上）。不仅延长了钻井周期，而且要浪费大量的人力物力来处理复杂事故；同时大大增加了泥浆浸泡油气层的时间，给油气层带来进一步的伤害。1）研究地层三项压力预测技术可以提高钻井液密度设计精度，有利于保护油气层和进一步提高固井质量。三项压力是钻井液密度设计的
41、基础和依据，三项压力的预测水平直接影响着钻井液设计精度。根据地层三项压力的大小及相互关系确定合理的钻井液密度并采取相应的防护措施是钻井过程中保护油气层技术的关键。同时也是提高固井质量，保证钻井施工安全（不井喷、不井漏、不井塌）的根本保证。2）研究地层三项压力的预测技术是提高钻井设计水平， 表1-5 1998-2001年探井、开发井等事故统计 序号井号设计密度（g/cm3）事故类型损失时间（h）备注1龙122-081.20-1.25固井井漏、油层漏封、原钻机修井1202肇48-241.20-1.25固井井漏、油层漏封、原钻机修井1683肇26-201.20-1.25固井井漏、油层漏封、原钻机修井
42、1684大58-68下套管循环井漏，拔套管导致报废封井57624天5永110-461.20-1.25起钻卡钻1066龙6-211.20-1.25起钻卡钻1457龙106-101.20-1.25起钻卡钻100041天8龙108-111.20-1.25起钻卡钻729龙128-111.20-1.25起钻卡钻59624天10龙142-051.20-1.25起钻卡钻21611树44-43起钻卡钻3012大1421.35井塌报废原井眼100842天13大38-941.40气浸井塌井漏9614大58-861.30-1.35气浸井塌井漏井涌报废，补打表层57624天15大60-841.30-1.35多次井喷、
43、井涌、井塌、井漏、卡钻，报废钻具(419.91m)，封井184877天16龙110-021.20-1.25水浸38417大74-401.35-1.401218古6421.30-1.35井漏（提前完钻井）7219大40-92卡钻套铣16820大54-斜781.35-1.40起钻卡钻7221龙140-斜071.25-1.30起钻卡钻，报废钻具(943.06m)，封井107244天22龙146-斜1051.25-1.30井塌134456天23大76-681.40-1.45井喷井塌井漏，侧钻79233天24大76-601.40-1.45气浸、井涌、井漏7225大76-661.40-1.45井漏、气浸9626大76-581.40-1.45气浸4827新118-821.35-1.38气浸、井涌、卡钻、严重井塌，报废封井，移井位120050天28敖284-671.25井涌1029肇44-2511.30水浸井塌卡钻、油层漏封93639天初步统计损失费用1780万