油田投入开发后,由于进行各种井下作业,如酸化、压裂、注水等,使油气层的孔隙度、渗透率、孔喉直径等特性参数均发生了变化,地层孔隙压力分布由原来的相对稳态变成了随时随地可变的动态,研究这种状态下的加密调整井钻井地层压力预测方法既有理论意义又有实用价值。本文基于大庆油田的多层系非均质的地质特征、多套井网分层系的开发模式和多种驱替方式并存的开采方式,根据测井资料、钻井资料和勘探开发数据库等相关静态和动态资料,预测三次加密调整井可能钻遇的储层及其主要物性参数;基于渗流力学理论、油藏动态分析等方法,研究注采条件下待钻调整井储层复杂压力系统的压力分布规律,建立预测注采条件下储层压力的数学模型;并给出压力剖面调整的具体技术措施,提供一种动态的调整井钻井储层压力预测方法,并根据建立的储层压力模型研制了应用软件。本文的研究工作为喇萨杏油田三次加密调整井钻井储层压力调整及控制提供了成功的技术指导。首先,本文应用喇嘛甸油田28口井986块岩样压汞数据进行了孔隙结构等参数分析,确定了孔隙大小和分布、孔隙和喉道的连通关系、孔隙的几何形态和微观非均质特征、孔隙中粘土矿物成分及产状;指出应用DS相控建模思路可以提高储层参数预测精度;给出了基于DS相控建模原理的储层渗透率预测模型和砂岩厚度预测模型。文中还依据灰色系统理论,运用地震、测井和钻井数据建立了预测孔隙度理论模型;应用Biot方法处理大庆油田3口井的地震、测井资料,在此基础上,提出了储层砂岩有效厚度预测的具体实施方法,给出了葡萄花油层砂岩有效厚度平面分布图。其次,经分析大庆喇萨杏油田资料发现:多油层、非均质油田水驱开发的平面与层间矛盾突出,在内前缘相加强注水对减少这类矛盾能够起到一定作用;采用划分开发层系,用不同井网单独开发可减缓开采过程中的层间矛盾,减少层间干扰,保持地层压力分布平衡,改善开发效果;在此基础上提出了四条布井原则,确定了大庆油田薄差油层及表外层有效开发的合理注采井距应控制在100~150m;北三东地区三次加密技术的合理井网密度应控制在60口/km~2以内;按五点法面积注水方式,北三东地区三次加密井经济有效区布井144口/9.4km~2、风险区布井65口/4.3km~2及预备井区布井98口/6.5km~2;北三东地区三次加密井投产后使老井的自然递减由12.89%降到11.54%,效果较好。再次,经研究发现,油田高含水初期高压特高含水、高含水层干扰低压高含水、中低含水层;高含水后期,随着含水率的不断上升,层间干扰的形式转变为高压高含水、特高含水层干扰低压中、高含水层。分析了层间干扰产生的原因,提出了解决层间干扰的办法。认为大庆油田高含水期注采系统调整的方式不应单一依靠老油井转注的方式,转变为以老井转注为主,与补孔、补井及井网互补利用等多种措施相结合的方式,综合考虑转注井与各套层系井网的衔接关系,增加多向连通厚度比例,提高水驱控制程度,充分挖掘剩余油潜力;指出当采油井流动压力不变时,注采比大于1,则采油井的地层压力上升;油水井井数比增大时,地层压力逐渐下降,反之则地层压力上升;根据对大庆油田岩性高压区、套损高压区、断层注水井排三角高压区、采油井成片堵水异常高压区及隐蔽型异常高压区进行的分析,提出了成因根据。指出注大于采会形成高压层,采大于注形成低压层,注采平衡则形成正常压力层,高、低、正常压力层交替出现,从而在油藏纵向上构成注水开发油藏的多压力层系剖面,这一特点给调整井钻井增加了难度。第四,针对大庆油田注水开发后形成的多压力层系实际,依据渗流力学理论,建立了储层稳定生产、不稳定生产和钻关后的压力分布数学模型;依据渗流力学理论和叠加原理,建立了多井干扰时的地层中任意一点的压力分布理论模型;建立了待钻调整井区块储层地质数据库,研制了加密调整井钻井压力预测数模软件,形成了一套实用的加密调整井储层压力预测方法;提出了合理钻关范围、合理钻关时间及注水井降压方法;提出了加密调整井钻井储层纵向压力剖面图绘制方法,研制出了纵向压力剖面图和压力等值线图。表明由正常注采条件下和钻关条件下的地层压力剖面图可以表达储层压力的分布规律,实时指导钻井工艺设计和井眼问题处理。第五,提出了储层压力纵向剖面调整的依据,给出了便于钻井应用的压力系数和层间压差控制范围。根据异常压力区的类型,确定不同的储层压力剖面调整技术;对钻井实际应用的钻关泄压、放溢泄压及保压注水规律进行了研究,将这些工艺优化组合,使储层压力剖面调整方法更加完善;应用本文理论优化并改变了南二区东部常用的调整井钻井钻关方案。采用本文的新的钻关方案后,使该区块固井优质率提高约5%,达到了74.67%,效果较好。应用本文理论计算和优化注水参数,进行了保压注水应用试验,试验结果是中区试验井层间压差降低了0.92MPa,南二区层间压差降低了1.06MPa,降压效果明显。试验结果表明:本文的研究成果可以在加密调整井钻井地层压力预测、调整和控制工程中推广应用。