兴古7块深潜山变质岩油藏初期效果评价及管控措施研究

对兴古7块深潜山变质岩油藏开发初期效果进行研究，不断摸索开发规律，剖析油藏初期开发特点，加深了潜山油藏地质认识。同时借鉴国内类似油藏开发经验及教训，结合油藏开采特征制订出适合潜山油藏目前及今后几年的前水驱开发阶段的开发控制和管理措施，认为目前兴古7块潜山直井合理生产压差为10．85MPa，水平井合理生产压差为6．5MPa。实施管控措施43井次，创经济效益1115×10^4元。

兴古7块城区高危井钻井井控技术

辽河油田兴古7块地处生产生活设施密集的兴隆台市区,地层受早期采油与注水的影响,压力紊乱,存在圈闭憋压及亏空现象,同一裸眼段存在多套压力层系,很容易出现"喷漏同存"的复杂情况。加上存在异常高压气层、天然气中含有H2S气体(在钻井液中浓度15mg/m3左右)以及在高危地区施工,井控难度极大。为此,在该区块钻井施工中不仅配备了高规格的井控设备,加强了现场应急管理,而且采用了优化井身结构、提高地层承压能力、控制钻井液密度、减少抽汲、科学选用堵漏和压井方法等预防井喷事故技术措施,实践证明所应用的井控技术科学可行。

兴古7-H208保留深层水平井导眼技术

水平井导眼填井侧钻是导眼实施的通常做法,但是在兴古7块,水平井导眼位置较深,导眼钻井周期长、钻井成本高,且导眼有一定产能或可另作他用。通过深层高钢级、厚壁套管开窗技术完善与精细施工控制、分支水平井井眼轨迹优化控制和分支井眼上固下裸眼内插管固井工艺的实施,在兴古7-H208井中的深层潜山油藏段内的φ244.48mm技术套管上开窗侧钻水平分支井眼,成功实现了深层导眼的保留。现场施工发现现有磨铣类工具对硬度8级以上地层的套管开窗适应性较差,最后通过取换造斜器、多次磨铣、钻头辅助破岩等方式得以完成。兴古7-H208井目的层埋深4000m、导眼井段长875m、钻井周期43d,利用分支井保留水平井导眼技术节约了大量钻井费用,具有推广应用价值。

兴古潜山压力导数曲线分析

与辽河油田兴古7块为裂缝性油藏,为了进一步了解油藏流体流动状态及油藏物性参数,探明边界变化情况,为下一步开发方案制定及井位部署提供依据,自投产以来,在该区块连续开展压力恢复监测工作,在开发的早期阶段,压力导数曲线显示出均质油藏特征,随后,显示出双重孔隙介质油藏特征,在分析出现不同油藏特征曲线原因的同时,对油藏物性进行评价,为其它裂缝性油藏开发提供依据。