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喇嘛甸油田钻井地质风险识别及设计对策卢志罡【摘要】喇嘛甸油田钻井中的地质风险分为地层异常高压、浅层气及气顶气发育、嫩二段及油层套损、井壁坍塌以及浅层套管腐蚀等5大类。
这些风险导致钻井中时常出现油气侵、井涌以及井壁坍塌等复杂情况，部分油水井生产中油层套管损坏，浅层套管腐蚀。
这些增加了钻井及生产成本。
根据设计井与周围油水井和断层的位置关系，结合注采情况，识别出由于受断层遮挡、油层注采不平衡、注水井套损等因素引起的地层异常高压区；利用钻井录井中的油气显示，结合测井曲线划分浅层气以及气顶气区。
针对存在的地质风险，提出了钻井地质设计中需采取的措施，为进一步指导钻井设计和施工风险控制提供了依据。
【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2016(013)023【总页数】5页(P45-48,62)【关键词】喇嘛甸油田;钻井地质;风险识别;注水开发;浅层气;气顶气【作者】卢志罡【作者单位】中石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆163453【正文语种】中文【中图分类】TE22;TE142喇嘛甸油田经过多年注水开发，部分地区注采失衡，形成了异常高压区，局部地区发育浅层气与气顶气。
这些风险导致钻井中油气侵及固井后管外冒气等复杂情况的发生，影响钻井施工[1～6]。
统计了近些年喇嘛甸油田钻井中85口井复杂显示，其中井喷7口，井涌3口，油气水侵56口，管外冒19口。
在钻井地质设计中如何全面地识别这些风险，提出合理的解决方案，这对于安全高效地钻井至关重要。
郭金荣[7]对喇7-30套损区块钻井地质复杂情况做过讨论，而针对喇嘛甸油田钻井地质中多种复杂风险识别，目前未见其他研究。
通过对喇嘛甸油田地质风险的研究，在钻井地质设计中全面地识别地质风险，给出相应地质设计对策。
1.1 地质情况简介喇嘛甸油田地层层序如表1所示，油田经历了一次、二次以及三次加密调整，部分区块采用聚驱、三元复合驱开采，形成多井网多层系的开采模式。
管理·实践/Management &Practice1现状“十一五”期间，喇嘛甸油田在机采井节能方面开展大量工作，应用了大量新的节能举升设备，同时也造成大量常规举升设备闲置，其中抽油机占了较大部分。
调查表明，闲置抽油机设备无论从优化改造还是从再利用方面都具有很大的节约能耗、降低成本的潜力。
因此，从节能降耗的角度出发，研究可行的闲置抽油机的改造方法，同时从优化改造的方向上进行试验，具有十分重要的意义。
目前喇嘛甸油田有大批抽油机井设备闲置，由于更机使用和产能需要再利用率不高，有待进行改造再利用。
据调查油田闲置抽油机201台，以10型和11型机闲置率较高，分别占总闲置数量的48.5%和34.83%。
见表1。
表1闲置抽油机机型分类统计序号1234567抽油机型号CYJ5-2.5-26B CYJ10-3-26B CYJ10-3-37B CYJ10-3-53HB CYJ10-4.2-53HB CYJ11-3-48HB CYJ456-365B-144数量2140451057010闲置比例/%10.4519.9022.394.982.4934.834.982闲置抽油机节能改造与电泵井、螺杆泵井举升设备构成少、技术集成化比例高相比，常规抽油机具有结构简单、使用寿命长的特点，但其曲柄轴静转矩峰值大，波动幅度大，甚至出现负转矩，造成能耗增加。
但抽油机设备改造易于实施、改造难度小。
常规抽油机节能改造应遵循以下原则：首先是原抽油机最大冲程长度、冲速和安装尺寸不能改变；其次理论节电率应为10%～15%，悬点载荷可提高10%以上，零部件应力增加量不应超过20%；在此前提下，改造方法要简便易行，改造费用要低。
结合喇嘛甸油田闲置机型，优选异相后臂、下偏杠铃型游梁复合平衡以及双驴头变径三种节能改造方式。
三种方式改造均以四连杆机构优化设计为主，能减小曲柄净扭矩峰值。
2.1异相后臂型节能改造异相后臂改造原理是增加常规抽油机尾轴的支座高度，同时相应缩短连杆长度，其它部位则保持不变，因此相对改变游梁后臂的尺寸，使尾轴与中轴的距离缩短。
喇嘛甸油田水平井挖潜剩余油关键技术研究X王 朋(大庆油田有限责任公司第六采油厂地质大队,黑龙江大庆 163114) 摘 要:喇嘛甸油田是大庆油田的主产油田之一,现油田已经进入特高含水期,储层动用程度高、综合含水高,剩余油在平面上很分散,纵向上集中在厚油层中的韵律段上部,与水淹段交错分布,挖潜难度很大。
现主要采用水平井对局部剩余油富集的层位进行挖潜,在生产实际中形成了一套水平井挖潜剩余油技术,包括剩余油预测技术、水平井区储层精细描述技术、水平井轨迹优化设计、随钻跟踪调整技术及钻后综合评价技术等。
这些关键技术保证了水平井挖潜剩余油的成功。
关键词:水平井;剩余油;轨迹设计;随钻跟踪;效果评价 中图分类号:T E 32+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)14—0092—02 喇嘛甸油田进入特高含水期后,综合含水高、采出程度低、采油速度低、无效低效循环严重。
但厚油层内仍有27.4%的厚度未水洗,采出程度只有31.3%,在现井网条件下剩余油难以有效动用,常规的综合调整方法只能减缓产量递减,提高采收率的幅度较小。
结合喇嘛甸油田剩余油分布特点及水平井技术优势,近年来,利用水平井对断层边部、厚油层顶部剩余油进行了挖潜,总结了一套水平井挖潜过程中剩余油预测技术、目的层顶面及砂体预测技术、轨迹优化设计、随钻跟踪调整及钻后综合评价等关键技术。
为油田剩余油挖潜提供了广阔思路。
1 剩余油预测技术分析预测剩余油是水平井轨迹部署的基础,利用动静结合和数值模拟方法预测出平面、纵向水淹特征及油层动用状况,进而预测剩余油分布特征。
剩余油分析预测技术主要包括以下几个方面:1.1 注采关系分析根据沉积相带图上的井位关系、射孔状况以及油层连通情况,分析油水井的注采关系,找出注采不完善的剩余油富集位置。
1.2 测试资料分析根据注水井目的层的吸水状况,分析起主要作用的注入井,充分考虑研究区老井采出状况及储量分布,定量描述剩余油分布。
喇嘛甸油田的感人故事十三年前，她就被珍护，眼前，是一幅画。
方圆一百平方公里的喇嘛甸油田，几千栋家属楼环喇72井而居。
冬寒的大地上，她美若一幅画。
触眼，是一块硕大的大罗马采油树，水晶蓝的颜色，新颜如初，疑似是刚刚安装上去的。
通过守护人介绍，知道它竟是1960年正宗原装的大罗马设备。
采油树上六个红色的阀门手轮，在正午的阳光下，闪闪发亮，耀灿着这片土地。
喇72井的纪念碑，静静地矗立。
纪念碑上黄色烫金的大字，标明着这正是当年惊天一喷的喇72井。
环看，400平方米见方的蓝色护栏，将她紧紧守护，红白相间的地板砖清洁如洗。
这位诞生于20世纪60年代的老勘探井，竟是以这样一种娇艳风姿迎接了我们。
“十三年前，她就被立上了碑，保护起来。
”徐典庆，采油六厂一矿107队书记。
喇72井，在107队管辖内。
徐典庆手把着采油树，大声介绍着。
1999年，大庆油田发现四十周年，喇72井就被六厂人立起纪念碑，平修井场……为什么在十几年前，人们对传统精神的认知还没有今天这样清晰灼热时，喇72井就被保护起来？“因为，喇嘛甸油田因她而生。
”赵云飞，“70后”，曾在采油六厂做地质工作，现在机关工作。
赵云飞拿出一张珍藏的大庆长垣地图，热情洋溢地说：“整个大庆长垣的形状像个拳头，她（喇72井）就是翘出来的大拇指。
”“喇72井，不但发现了大油田，喇嘛甸油田也因她而诞生。
”喇72井的身世，六厂人如数家珍。
喇嘛甸油田因她而生“又是一眼高产井，擂起会战鼓声声。
甩掉石油落后帽，东方巨人挺起胸。
”此时，正是盛赞喇72井的适时诞生。
20世纪60年代初，就在世界断言中国“贫油”的理论尚未消散时，大庆长垣上的萨66井、杏66井、喇72井相继喷出的滚滚工业油流，向世界宣布“一个罕见的世界性的大油田”诞生了。
喇72井，作为最后完钻、大庆长垣最北端喇嘛甸构造的第一口探井，她喷出的滚滚油流，让奋战在荒原上的石油人乐翻了天。
这最后完钻的喇72井，是整个大庆长垣上油层最厚、产量最高、含油最肥的部分。
喇嘛甸油田地质条件复杂、断层多，各试验开发区块在开发上，具有很大的差异。
而且，油田进入特高含水期后，在滚动开发工作的需要下，需要逐渐摸索油田开发经验，做好大量的基础工作。
其中，产出剖面测井基础资料的录取，是重要工作之一，特别是在提高剩余油采出率方面，结合产出剖面测井资料解决问题，有针对性的提出挖潜对策。
多年来，测试技术服务分公司代第六大队立足油田生产实际，努力发展产出剖面测井技术，应用一系列合层测量精度较高、性能较优的测井仪器进行测试，目前六大队应用的产出剖面测井仪器很多，主要的含水率测量方法有电容法、电磁感应法、超声法、放射性法、阻抗（电导）法及同轴介电相位法等，在上述仪器中，阻抗式含水率计适合于高含水油井的测量，仪器具有重复性及一致性好、测量不受温度及矿化度影响、测量稳定可靠等优点，受到用户的好评。
已在油田动态监测中广泛使用。
但该仪器流量测量上限最高为100m3/d，无法完成大流量的测试。
轴介电相位法适用于低含水油井的测量。
目前，大流量高含水井的测试是使用阻抗式环空找水仪，在集流伞上开孔，采取分流降低流量的方法。
由于分流使得测量的可靠性及准确性降低。
因此，大阻抗式找水仪一种适合于大流量高含水井测量的方法。
它的流量测量上限为250 m3/d的产液剖面测井仪，用于自喷井测井，过油管下井。
2007年到目前为止，喇嘛甸油田共完成产出剖面测井100口，其中大阻抗自喷找水口、小阻自喷找水口、小阻环空找水口、螺杆泵环空找水11口，资料优质率为98%，见表1。
目前的产液剖面资料作为喇嘛甸油田确定无效或低效生产层的重要辅助手段，六厂地质部门用它再结合注水井的吸水剖面和油井动态变化综合分析对油水井进行措施方案调整。
2007年第六大队共进行产出剖面测井102井次
2007年
产出剖面测井资料在地质措施井中的应用情况
2007年，喇嘛甸油田坚持以控水为中心、挖潜为目标的原则，进一步深化对无效注采循环识别与治理研究，因此产液剖面资料将作为喇嘛甸油田确定无效或低效生产层的重要辅助手段。
如：喇9-223井封堵前，日产液17t，日产油0t，含水98.7%分析认为该井存在高渗透层，无效注采循环严重。
2007年6月21日进行产液剖面测井2006年12月对该层段进行封堵，封堵后减少了层间干扰，提高了其他层的动用程度，目前日产液230t，日产油15t，综合含水93.6%，日降液62t，日增油1t，含水下降1.5个百分点。
如：喇9-181井，1995年4月堵水，层位为萨II2-6~萨II5+6，堵后日降液24t，日增液1t，含水下降4.5个百分点，动静结合分析认为，原堵水层位中两个主产层萨II1-3和萨II10+11分别位于河道内变差部位及河道边部，水淹级别比较低。
另外，萨III8~萨III9+10（2）位于河道砂体内，为高含水层，因此调换堵层重新堵水。
封堵前日产液42t，日产油2t，综合含水94.1%，实施后，日增液61t，日增液7t，含水下降4.0个百分点。
如：喇9-1612井，封堵前日产液233
m，日产油1t，综合含水94.8%。
分析认为，萨I3、萨I3-5、萨I4+5（1）等结构单元剩余油相对富集，而萨III4-10油层为高含水层。
因此，在对萨III4-10层封堵的同时，补开萨一组油层，补开砂岩厚度6.8m，有效厚度3.2m。
实施后日产液30t，日产油7t，含水75.4%，日产液7t，日增油6t，含水下降19.4个百分点。
如：喇8-1212井，封堵前日产液193
m,日产油1t，综合含水94.2%。
分析认为，萨I11 、萨I3-5、萨I4+5等结构单元剩余油相对富集而萨III9+10油层为层系封堵层。
因此，在对萨III4-10层封堵的同时，为不打乱层系补开剩余油相对富集的萨一组油层，补开砂岩厚度13.1，有效厚度8.9m。
实施后日产液5t，日产油1t，综合含水74.1%，分析认为主要是周围水井萨I组停注时间较长，补孔层地层压力较低，已对水井喇8-112和喇9-123适当加水，观察效果。
如：喇10-2801井的葡II4-9油层底部单元与注水井喇10-更2836连同较好。
为改善顶部发育较差部位的开发效果，2007年4月对这个层位投蜡球选择性压裂，改善低渗透部位的导流能力，压裂后日增液49t，日增油4t，含水下降0.9个百分点。
