下面是小编为大家整理的孤东9-平9013,新井设计书---2022.6.30新,供大家参考。
孤东 油田 东 孤东 9-平 平 9013 井油藏地质设计书 ( 井别：
采 油井 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 年 4 月 月 27 日 日
孤东油田 东 孤东 9-平 平 9013 井 井 油藏地质设计书 ( 井别：
采油井 井)
设计人：
李岩 参加人：
王宏亮
初审人：
崔文福 审核人：
李林祥 复审人：
批准人：
厂 设计单位：胜利油田分公司孤东采油厂 司 批准单位：胜利油田分公司 间 编写时间: 2022 年 年 4 月 月 27 日 日
目录
一、钻井目的及设计依据.................................... 1 二、井区简要油藏地质特征.................................. 1 三、井区开采现状及潜力分析................................ 2 四、井位设计.............................................. 3 五、施工要求.............................................. 4 六、油层保护要求.......................................... 4 七、固井质量要求.......................................... 5 八、采油工艺对钻井工程的要求.............................. 5 九、HSE 要求专篇 .......................................... 5 十、附表.................................................. 8 十一、附图................................................ 8
1 一、钻井目的及设计依据 钻井目的：完善孤东九区馆上 Ng42层注采井网，提高储量动用程度，改善井区开发效果。
设计依据：胜利油田分公司《新井井位审批纪要 2022-098》。
二、井区简要油藏地质特征 1、构造特征 九区总的构造轮廓为由北向南倾没的鼻状构造，构造高点在北部孤东 R3-11 井附近。同时在南部也有一个次高点，在GD9-36井附近，南部次高点较北部高点低约20m。南北两个高点加上位于中部的平台即形成了一个鞍形。北部构造倾角 3～4°，向南变缓至 1°左右。
该新井目的层为 Ng4 2 层，油藏埋藏深度 1309-1316m，相当于 GO9-8-902 井 3#4 2层，新井靠近砂体边部，平行构造线，井区构造高差在 4m 左右。
2、储层特征 孤东九区馆上段为流河相沉积，砂体自下而上表现为由细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及泥岩构成的正韵律组合。砂岩胶结疏松，以接触式或孔隙-接触式胶结为主，砂岩颗粒多为次棱角状，磨圆度较差，分选中等，平均分选系数 1.6，粒度中值 0.12mm，泥质含量 6.5%。砂岩中石英含量 41%，长石含量 39%，岩屑含量 21%，长石表面新鲜，解理清晰，反映砂岩成分成熟度较低。孔隙度一般为 33～35%，渗透率变化范围为 1000～3000×10 -3 m 2 。
根据老井测井解释，新井井区储层特征与九区整体情况相近，预计渗透率2824×10 -3 m 2 ，孔隙度 39.5%。
3、流体性质 九区原油性质变化很大，平面上表现为从南部构造高部位向西部构造低部位原油逐渐变稠。在纵向上，原油性质表现为随油藏埋深增大，原油粘度和密度逐渐增大。平均地面脱气原油密度 0.9748g/cm 3 ；地面平均脱气原油粘度 3801mPa•s；拐点温度为 70℃。九区地层水平均总矿化度 6292mg/l；水型 CaCl 2 。
2 根据老井现场取样资料，新井井区 Ng42 层地面脱气原油密度 0.9829g/cm 3 ，原油粘度 3091mPa•s；地层水矿化度 7683mg/l，水型 CaCl 2 。
4、地层压力和温度 新井井区原始地层压力为 13.0MPa，压力系数 1.0，地层温度 65.25℃。目前该井区老井地层压力 9.72Pa，压力系数 0.976，地层温度 56℃，属正常压力温度系统。
5、油水关系及油藏类型 孤东九区馆上段油藏油水关系复杂，具有多套油水系统。每一个小层的油水界面也不是一个平面，东部偏高西部偏低。各小层边水主要位于区块的东部和西南部，纵向上愈向下水区面积愈大。
综合油水分布特点，孤东九区油层除受时间单元-岩性控制外，主要受构造控制，其油藏类型为岩性-构造层状油藏。
三、井区开采现状及潜力分析 1、目的层开采现状 孤东九区含油面积 1.9km2 ，地质储量 483.8×10 4 t，可采储量 230.8×10 4 t，1989年投入开发，1992 年 7 月转热采，1997 年转蒸汽驱+吞吐方式开发，2017 年全面停汽驱，2021 年转降粘化学驱开发。截至目前，九区油井总井 105 口，开井 87 口，日产液 1968t/d，日产油 182t/d，含水 90.7%，水井总井 18 口，开井 18 口，日注 1591m3 ，汽驱井 5 口，2017 年 11 月 10 日因天然气压力低停注。累计产油 200.6×104 t，累计产水 707.8×104 t，累注汽 377.7×10 4 t，采出程度 40.2%，采油速度 1.06%，累积油汽比 0.5。
新井井区位于 Ng4 2 层砂体边部，井区无钻遇井，未动用。
2、潜力分析 （1）新井井区 Ng4 2 层储量动用程度低，具有物质基础。
设计新热采井孤东 9-平 9013 井主要目的层 Ng4 2 ，井区含油面积 0.064km2 ，预计油层厚度 3.2m，控制储量 4.1×104 t，按采收率 47.7%，可采储量 1.95×10 4 t。井区无井钻遇，储量未动用，具有部署新井的物质基础。
（2）九区分两套层系开发，新井井区无井控制，具有完善注采井网，注聚见效
3 的潜力。
新井位于砂体边部，井区无井控制，具有完善井网的潜力，距离新井 B 靶 150 米处有注聚井 GOGDR5-16，注入 42 6 1层，注入正常，新井具有完善注采井网，注聚见效的潜力，因此设计新井 GOGD9P9013。
四、井位设计 1、平面位置优化 结合构造位置、井网状况、储层厚度、水淹状况及剩余油分布等优化平面位置，井口位置为 GOGDR6-1 井 279.8 度 286 米（附表 2）。
井口坐标：横坐标：20676788.22
纵坐标：4193435.54，靶前距 390m。
2、垂向位置优化 新井位于九区 Ng42层砂体西南部，储层厚度 3-5 米，为了保证油井效果，通过对应 A、B 靶点附近老井地层对比，垂向位置优化设计在油层上部，预计 A 靶点垂深距油层顶面 1.0m，B 靶点垂深距油层顶面 1.0m。
3、水平井长度优化 水平井长度优化主要考虑储层物性、砂体边界及周围生产井的影响。为确保水平井钻遇油层，保证水平井控制区域最大化，同时根据单元新井目的层储层发育情况，确定水平井最优长度为 250m。
4、水平井设计靶点数据 A 靶点位于 GOGDR6-1 井 110 度 105 米，B 靶点位于 GOGDR6-1 井 99 度 350米。
A 靶点：横坐标 20677169.1，纵坐标 4193351.0，靶点垂深 1310.1m(不含补心高)。
B 靶点：横坐标 20677416.1，纵坐标 4193332.2，靶点垂深 1312m(不含补心高)。
5、开发指标预测 根据方案设计，新井投产主要目的层位 Ng4 2 层，根据老井储层特征及本单元近几年投产新井生产情况，新井孤东 9-平 9013 设计液量 20 吨，预计初期日油能力 3.8
4 吨。按当年生产天数 200 天，预测 15 年累积增油 1.29 万吨。
图 4-1
近几年孤东九区投产新井生产曲线(拉齐)
五、施工要求 1、完钻原则：（1）采用地质导向钻井技术，井身质量执行企业标准《Q/SH1020 0005.1-2016》，垂深 1250m 开始采用地质导向钻井技术。（2）钻遇与本设计有较大误差或水平段钻遇 10m 以上泥岩，应停钻并及时通知孤东采油厂地质所，组织讨论下步措施。（3）钻至 B 靶点后，留足口袋完钻。
2、测井要求：采用水平井测井系列，测井深度自井底测至 1250 米并提交电子文档。
3、投产原则：采用筛管完井，预计目的层位：Ng4 2 层，预计有效厚度 3.2m，目的层以细砂、细粉砂为主，胶结疏松，地层易出砂，采用防砂工艺投产。
4、其他要求：老井 GD9X9009 及邻井上部层系气层较为发育，钻井、投产过程中注意气层、高压层防喷。
六 、 油层保护要求 建议打开油层时钻井液密度可在 1.15-1.3g/cm 3 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 5μm；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，所有固井液均要与日液日液日油日油含水含水开井开井
5 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。
①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≤5mg/l，颗粒直径≤5μm，含油量≤10mg/l，PH 值：7-8。
②选用的砂子粒度均匀、干净、不含粘土，严格过筛。
③入井液中添加粘土防膨剂，防止油层中粘土水化膨胀、运移。
七、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》。
八、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：采用筛管完井工艺。
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Ф273.1mm 表层；二开下入钢级 P110HB 外径Ф177.8mm 的油层套管。
九、HSE 要求专篇 1、地理位置和周边环境：
地理位置和周边环境：周边地面环境符合钻井要求。
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 注意及时保钻并跟踪压力变化，钻井过程中注意防喷。（邻井原始地层压力及分层动态压力变化情况见井控附表 1）
6 井控附表 1
邻井分层系压力变化情况表
序号 井号 测试层位 原始地层压力 (MPa) 目前地层压力 (MPa) 压力系数 (MPa/hm) 测试日期 1 GOGD9P5 Ngs(4(2)) 13.0 11.0 0.994 2019-10-21 2 GOGDR5-13 Ngs(4(3)) 13.2 10.3 0.995 2022-04-22 3 GOGDR5-16 Ng(4(2))-Ngs(6(1)) 13.1 5.6 0.97 2020-10-17 4 GOGDR5XN9 Ngs(4(2)) 13.9 9.7 0.976 2021-01-26 制表人：李岩
审核人：房朝连 3、有毒有害气体预测：
周围邻近油井原油化验含硫量在 0.36-0.4。利用便携式硫化氢检测仪对单元生产井进行井口检测， 部分井出 监测出 H 2 S 有毒有害气体，现 但近几年钻井过程中未发现 H 2 S， ，生 分析可能是注汽导致产生 H 2 S， ， 为确保安全， 建议 施工 过程中 随时测 监测 H 2 S 并 并 做好安全防护。
。（邻井正常生产时 H 2 S 检测情况见井控附表 2）
井控附表 2
邻井 H 2 S 检测情况统计表
序号 井号 测量时间 位置 测量方式 层位 深度 H2S 浓度 (PPm) 备注 1 GO9-8-902 2022-01-06 距本井 141.9 米方位 112 度 比色管 Ngs52.3 1357.4-1374.6 15
2 GOGD9P22 2021-10-06 距本井 159.6 米方位 269.5 度 比色管 Ngs52 1545.6-1745.9 10
3 GOGDR2X1 2021-10-06 距本井 288.7 米方位 357.7 度 比色管 Ngs42 1312.9-1317.6 8
4 GOGDR4-2 2022-01-06 距本井 224.3 米方位 304 度 比色管 Ngs52 1361.6-1369.6 19
5 GOGDR5-11 2022-01-06 距本井 169.9 米方位 348.4 度 比色管 Ngs45 1336.0-1339.8 18
6 GOGDR6N1 2022-01-06 距本井 215.8 米方位 299.9 度 比色管 Ngs42 1399-1643.8 15
7 GOGDRN6 2021-10-06 距本井 88.5 米方位 247.8 度 比色管 Ngs43 1312-1315.3 8
制表人：李岩
审核人：房朝连 4、邻井气层显示和复杂资料 由于 GOGD9X9009 井钻遇气层 ，钻井施工时请注意安全，做好防喷措施。（邻井 钻 遇 气 层 情 况 见 井 控 附 表 3 ）。
新 井 轨 迹 距 离 GOGDR
6-1、GOGDR6 等井轨迹较近，钻井过程中注意防碰。
井控附表 3 本井及相邻井含气层位及深度情况表
序号 井号 层位 井段 气层类别 备注 1 GOGD9X9009 42 1321.4-1325.0 气层
2 GOGD9X9009 43 1330-1334.7 气层
制表人：李岩
审核人：房朝连
7 5、邻近停注水（气、汽、聚）井提示：邻近油水井井网部署图见井控附图。
井控附图
邻近注采井示意图
制表人：李岩
审核人：房朝连
8 十 、附表 附表 1
孤东九区基本情况表
制表人：李岩
审核人：房朝连 附表 2
GOGD9P9013 新井设计参数表
井号 井别 地理位置 坐标 靶点垂深 设计主要目的层 预计油层厚度(m) 井控面积(km 2 ) 井控储量(10 4 t) 剩余可采储量(10 4 t) 备注 GOGD9P9013 采油井 井口：GOGDR6-1井 279.8 度 286 米 井口：
X:20676788.22
Y:4193435.54
Ngs4 2
3.2 0.064 4.1 2.0 不含补心高 A 靶：GOGDR6-1井 110 度 105 米 A 靶：X:20677169.1 Y:4193351.0 1310.1 B 靶：GOGDR6-1井 99 度 350 米 B 靶：X:20677416.1 Y:4193332.2 1312 制表人：李岩
审核人：房朝连 附表 3
GOGD9P9013 井开发指标预测数据表
时间 油井数 单井日油 单井日液 年产油 年产液 累计产油 含水 年注汽 对应水井年注水 (年) (口) (t/d) (t/d) (104t) (104t) (104t) (%) (104t) (104t) 1 1 3.8 20.0 0.0760 0.40 0.08
81.0 0.14
0.32
2 1 3.5 22.0 0.12 0.73 0.19
84.1
0.61
3 1 3.3 24.2 0.11 0.80 0.30
86.6
0.69
4 1 3.1 26.6 0.10 0.88 0.40
88.5
0.78
5 1 2.9 29.3 0.10 0.97 0.50
90.1
0.87
6 1 2.8 32.2 0.09 1.06 0.59
91.4
0.97
7 1 2.7 35.4 0.09 1.17 0.67
92.5
1.08
8 1 2.6 39.0 0.08 1.29 0.76
93.4
1.20
9 1 2.5 42.9 0.08 1.41 0.84
94.2
1.33
10 1 2.4 47.2 0.08 1.56 0.92
94.9
1.48
11 1 2.3 51.9...