乌井n号层压裂设计方案.docx
- 文档编号:17743850
- 上传时间:2023-04-24
- 格式:DOCX
- 页数:37
- 大小:252.55KB
乌井n号层压裂设计方案.docx
《乌井n号层压裂设计方案.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《乌井n号层压裂设计方案.docx(37页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
乌井n号层压裂设计方案
乌19井压裂施工指导书
(n299、98、97层,井段:
2840.4~2830.4m,普通压裂)
(补孔压裂)
大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部
二○○八年六月十四日
乌19井压裂施工指导书
(n299、98、97层,井段:
2840.4~2830.4m,普通压裂)
设计单位:
大庆油田有限责任公司采油工程研究院
设计人:
吴浩兵
大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部
二○○八年六月十四日
一、施工目的
二、探井基本数据
1、基本数据
2、压裂层数据
3、以往试油简况
三、压裂总体方案
(一)压裂改造地质基础认识
(二)地应力曲线及裂缝高度预测
(三)以往邻井压裂情况
(四)压裂施工难点及技术关键
(五)技术对策及设计思路
(六)压裂方案优化
(七)推荐施工方案
四、施工及要求
1、施工步骤
2、施工准备
3、施工要求
4、注意事项
5、现场资料录取
6、安全、质量技术要求
7、压裂管柱示意图
8、压裂工序表
附录一、压裂施工应急预案
一、施工目的
求压后产能。
二、探井基本数据
1、基本数据表1
地理位置
内蒙古自治区呼伦贝尔市新巴尔虎左旗巴彦塔拉乡北偏西10.0km
构造位置
海拉尔盆地贝尔湖坳陷乌尔逊凹陷巴彦塔拉构造带巴彦-24号构造
开钻日期
2007.8.9
固井质量
合格
完钻日期
2007.10.15
套管规范mm
139.70
完钻井深m
3380.0
射孔枪型
102枪装DP44RDX-5弹、相位角90°
水泥返深m
1047.0
孔密孔/m
16
人工井底m
3353.0
套管头至补心距m
6.30
不同壁厚下深mmm
6.307.723374.59
套管接箍m
2781.84;2792.85;2803.79;2814.60;2826.30;2837.96;2849.00;2859.99;2871.20;2882.20;2893.47
已射孔井段m
3071.4t1313069.8;3065.6t1303062.0;3032.0t1233026.0;2840.4n2992837.8
待射孔井段m
2837.0n2982835.6;2835.0n2972830.4
2、压裂层数据表2
层序
层位
层号
射孔井段
m
射孔
厚度
m
解释
厚度
m
孔隙度
%
渗透率
×10-3μm2
泥质
含量
%
密度
g/cm3
综合
解释
S3-1
K1n2
99
2840.4~2837.8
2.6
2.6
10.2
20.7
10.0
2.49
差油层
98
2837.0~2835.6
1.4
1.4
3.6
0.01
34.6
2.57
干层
97
2835.0~2830.4
4.6
4.6
5.8
0.01
9.1
2.62
干层
注:
孔隙度、渗透率为测井数据。
3、以往试油简况表3
层序
层位
层号
试油
方式
解释井段
m
解释
厚度
m
日产量
温度oC/压力MPa/m
油
t
气
m3
水
m3
s1-1
t
131
3071.4~3069.8
1.6
114.1/30.7/3066.7
130
3065.6~3062.0
3.6
123
3032.0~3026.0
6.0
112.7/30.3/3029.0
C2-2
K1n2
99
2840.4~2837.8
2.6
105.6/27.23/2839.1
s3-1
K1n2
99
2840.4~2837.8
2.6
105.6/27.23/2839.1
98
2837.0~2835.6
1.4
97
2835.0~2830.4
4.6
三、压裂总体方案
(一)压裂改造地质基础认识
乌19井是部署在乌尔逊凹陷巴彦塔拉构造带巴彦-24号构造上的一口预探井。
乌尔逊凹陷位于贝尔湖坳陷的北部,主要是在乌西和乌东两条断裂的基础上发展起来的,是一个两侧呈不对称形态的狭长断陷,基本特点是东西分带,南北分区。
巴彦塔拉地区位于乌尔逊凹陷和贝尔凹陷的接合部位,是一个在凹陷拉伸过程中的变换构造带,受乌西断裂与巴彦塔拉断裂控制,巴彦塔拉断裂上升盘为巴彦塔拉构造带,下降盘为一西断东超的箕状断陷。
巴彦塔拉地区位于乌尔逊凹陷和贝尔凹陷的接合部位,是一个在凹陷拉伸过程中的转换带,受乌西断裂与巴彦塔拉断裂控制,巴彦塔拉断裂上升盘为巴彦塔拉构造带,巴彦塔拉断裂下降盘为一西断东超的箕状断陷。
巴彦塔拉断裂下降盘为乌南次洼的一部分,发育有铜钵庙组、南屯组和大一段等多套烃源层,主要沉积类型为半深湖、深湖相沉积,暗色泥岩发育,乌东地区已有多口井获工业或低产油流,证实了该次凹具有较好的生烃条件;该区大一段有机质丰富,已进入生油门限,具有一定的生油潜力,为较好生油岩段。
南二段为半深湖相暗色泥岩发育,为较好生油层段。
说明本区具有较好的生烃条件。
从储集条件看,该井靠近断层根部的南屯组、铜钵庙组扇三角洲沉积砂体发育,属中孔低渗型储集层。
该区大一段、南一段泥岩发育,是较好的区域盖层。
1、录井描述
99号层:
井段2837.8~2840.4m,厚2.6m。
岩屑录井:
井段2838.0~2839.0m,灰色油迹粉砂岩,泥质胶结,较疏松,含油岩屑占岩屑1%,占定名岩屑2%,荧光普照浅黄色,系列对比9级淡黄色。
岩心井段:
2836.44~2838.16m见1.72m的灰色油斑细砂岩,岩心油浸色为灰褐色,局部呈斑块状,荧光普照亮黄色,荧光面积25%,含油面积20%,含油不均匀,油味浓,不染手,无外渗。
滴水缓渗,系列对比10级,黄色;井壁取心取出灰色油迹粉砂岩1颗,深度是:
2839.5m,荧光普照呈浅黄色星点状,系列对比9级。
气测录井:
井段2835.0~2840.0m,全烃最大:
6.98%,一般:
5.47%,,基值:
2.82%,比值:
2.5,组份相对含量:
C1:
52.16%,C2:
26.77%,C3:
14.78%,iC4:
4.03%,nC4:
2.26%.,气测解释差油层。
岩心热解分析:
S1:
2.22mg/g,S2:
2.30mg/g,St:
5.64mg/g,S1/S2:
0.97,热解分析呈差油层特征。
井壁取心热解分析:
S1:
2.45mg/g,S2:
2.31mg/g,St:
5.37mg/g,S1/S2:
1.06,热解分析呈差油层特征。
根据岩屑的荧光含量、岩心显示、井壁取心显示及气测解释结果,结合电性资料,录井解释为差油层。
2、测井描述
南屯组99号层:
常规测井曲线及数字处理成果显示,本层物性相对较好,数字处理有效孔隙度为10.2%,电性值相对上下邻近储层较高,深侧向电阻率值为44.1m,数字处理有效含水饱和度为79%,具含油特征,其含油性从核磁共振的T2谱上分析,与短回波间隔的T2谱比较,长回波间隔的T2谱前移较慢,在300ms左右剩余一些长组分,也显示储层具有好的含油特征,MRIAN处理的含水饱和度为76%,综合分析将其解释为差油层。
图1n299测井解释综合图
3、地应力解释
图2乌19井n299号层地应力解释曲线
依据地应力解释结果分析得知:
上下均无应力遮挡。
平均应力36.5MPa,人工裂缝易于上下延伸。
4、以往压裂情况
2008年4月20日压裂t131-130、123号层,封隔器卡点位置3051.73m,3052.85m,先试压54.1MPa,首先以0.7m3/min向井筒内灌入前置液14.1m3后,坐封封隔器,排量0.4m3/min压力迅速上升到61.2MPa,现场立即停车,通过两次憋放后套喷,上提封隔器验封仍套喷,经甲方同意重新下管柱,现场停止施工。
2008年4月23日压裂t131-130号层,封隔器卡点位置3041.23m,3044.85m,先试压56.0MPa,首先以0.7m3/min向井筒内灌入前置液14.1m3后,以2.0m3/min坐封封隔器,压力迅速上升59.0MPa,以0.4m3/min向井筒内灌入前置液,压力先上升至64MPa后压力下降到61.6MPa,然后迅速下降至0MPa,在此过程中,套管始终溢流,重新坐封封隔器,封隔器不坐封,套喷严重,停车后压力迅速下降至0MPa,由于没有停泵,现场确定封隔器损坏,经甲方同意重新下管柱,现场停止施工。
2008年4月24日压裂t131-130、123号层,封隔器卡点位置3000.07m,3001.19m,先试压58.8MPa,首先以0.7m3/min向井筒内灌入前置液14.1m3后,以2.0m3/min坐封封隔器,压力迅速上升59.0MPa,以2.2m3/min坐封封隔器,停泵压力48.7MPa,由于该层施工时压力过高,为了设备安全,选择主压裂施工排量为2.4m3/min,在前置液阶段以50砂浓度加粉砂0.2m3,粉砂进地层后压力上升明显,减排量施工,但由于压力过高,现场停车放喷。
之后经过15次憋放后,套管出液,以3.0m3/min重新坐封封隔器,封隔器不坐封,套喷严重,停车后压力迅速下降至0MPa,由于没有停泵,现场确定封隔器损坏,经甲方同意现场停止施工。
(三)以往邻井压裂情况
本层位此区块无临井压裂资料。
(四)压裂施工难点及技术关键
1、目的层上下均无应力遮挡,裂缝延伸不受控制,所形成的裂缝偏窄,导致中高砂比施工困难;
2、储层埋藏较深,达到2800m,施工压力较高;本层位无南二层临井施工资料,本井t层3000m左右深度出现异常停泵情况,据本层仅有200m,施工时注意压力变化情况
3、地质认识本层含有凝灰质,选择合适的压裂液。
(五)技术对策及设计思路
1、根据测试压裂解释结果,确定胶塞、粉砂用量和前置液比例;优选合适的排量施工,同时进行临界砂比判断,确定适合的施工砂比;
2、要求设备能够满足施工要求,确保施工顺利进行,压裂封隔器能耐压90MPa,井口耐压105MPa。
3、采用乳化压裂液施工。
(六)压裂方案优化
1、产量预测及改造规模优化
产量预测方法是:
采用NSI软件进行压裂后不同裂缝长度的产量预测,一般情况下,结合设备生产能力选择施工规模(加砂量),选择曲线有明显的拐点处作为优化点,优化点对应的纵坐标为产量值、横坐标为裂缝长度及施工规模,当曲线上无明显的拐点时应根据设备条件及储层实际情况选择施工规模。
n299、98、97号层地层参数表4
压裂层段厚度,m
8.6
*地层渗透率,×10-3μm2
6.2
#原油密度kg/m3
0.83
生产压差,MPa
5.0
*地层孔隙度%
7.2
#原油粘度mPa﹒s
6.0
地层温度梯度
℃/100m
3.72
压力系数,MPa/100m
0.959
*含水饱和度,%
79.0
*测井解释值;渗透率孔隙度含水饱和度采用加权平均值。
图3n299号层产量预测曲线
当加入陶粒25m3,预测第十五天的产量为3.5m3/d。
(六)推荐施工方案
根据优化结果,推荐施工规模及施工预准备原材料如下:
1、施工规模:
若停泵压力、近井摩阻正常:
0.425~0.85mm陶粒(69MPa)25.0m3。
砂比:
7~14~21~25~30%平均砂比20%
前置液比例:
30.0%
若高停泵、近井摩阻正常:
0.425~0.85mm陶粒(69MPa)20.0m3。
砂比:
7~12~15~18~22%平均砂比16%
前置液比例:
35.0%
若高停泵、近井高摩阻:
0.425~0.85mm陶粒(69MPa)14.0m3。
砂比:
7~12~15~18~22%平均砂比16%
前置液比例:
35.0%
2、压裂液用量乳化压裂液:
290m3
3、施工参数:
排量:
3.0~4.0m3/min
4、控制措施:
测试压裂、粉砂、胶塞
四、施工及要求
1、施工步骤
(1)测微差井温,井段:
2890.0~2780.0m。
(2)按压裂管柱示意图下入压裂管柱至1000m,井筒灌满2%KCl水。
(3)压裂当天,把压裂管柱下到设计深度,根据井控要求安装井口。
(4)试压:
地面管线与闸门试压90MPa,10min不刺不漏。
以0.5~1.0m3/min向井筒内灌入前置液13.1m3后,坐封封隔器。
(5)测试压裂及解释:
执行测试压裂施工工序表A1。
根据测试压裂结果,确定施工排量及滤失控制措施,确定控制措施的用量及加入工序A2。
(6)压裂(压后测瞬时停泵压力)
压裂n299、98、97层,根据测试压裂解释结果,选择执行施工工序表B1-B3或C1-C3;
(现场施工时,注意观察每步施工的压力变化情况。
如果在施工参数不变的情况下,5min之内压力上升1MPa或施工压力一直以抬升趋势发展,就反映出携砂液在裂缝中流动困难或有可能出现前缘脱砂,则应提高排量减缓施工压力上升速度;若压力过高,应采取保持原砂比降排量施工,具体作法是:
先降砂比、后降排量;选择相应施工工序表;如果在施工参数不变的情况下,施工压力降低2MPa以上,则可能是由于滤失加大,裂缝在高度方向发展,为恒定井底净压、保持裂缝宽度,使加砂顺利,则应提高排量施工,选择相应压裂施工工序表。
)
(7)压裂结束后及时关闭套管闸门。
(8)关井40min,扩散压力。
(9)用6mm油嘴控制放喷,至裂缝闭合;敞开放喷,无喷势后,起出井内管柱。
(10)进行微差井温测试,井段同前。
(11)探砂面,如砂面埋过油层,下入冲砂管柱冲砂。
(12)接试油排液设计。
2、施工准备:
(1)大庆井下制液厂、砂酸厂和压裂分公司共同负责准备
施工准备材料表表5
项目
编号
产品名称
设计用料kg
备料单位
前置液m3
(乳化)
108.0
1
羟丙基瓜尔胶
594
大庆井下作业分公司
2
润湿改进剂
270
大庆采油工程研究院
3
破乳剂
162
大庆井下作业分公司
4
岩石颗粒稳定剂
1512
大庆采油工程研究院
5
冻胶稳定剂
108
大庆采油工程研究院
6
碳酸钠
129.6
大庆井下作业分公司
7
碳酸氢钠
32.4
大庆井下作业分公司
8
消泡剂
64.8
大庆采油工程研究院
9
活性剂
32.4
大庆采油工程研究院
携砂液m3
(乳化)
182.0
1
羟丙基瓜尔胶
1001
大庆井下作业分公司
2
润湿改进剂
364
大庆采油工程研究院
3
破乳剂
273
大庆井下作业分公司
4
岩石颗粒稳定剂
910
大庆采油工程研究院
5
冻胶稳定剂
182
大庆采油工程研究院
6
碳酸钠
109.2
大庆井下作业分公司
7
碳酸氢钠
36.4
大庆井下作业分公司
8
消泡剂
109.2
大庆采油工程研究院
9
活性剂
54.6
大庆采油工程研究院
交联液m3
5.8
1
高温交联剂
522
大庆采油工程研究院
2
有机硼交联剂
174
大庆采油工程研究院
支撑剂m3
1
0.425~0.85mm陶粒(69MPa)
25
大庆井下作业分公司
现场准备
1
过硫酸钾kg
100
大庆井下作业分公司
2
高温破胶剂kg
25
大庆井下作业分公司
3
粉砂m3
2.0
大庆井下作业分公司
4
柴油m3
8.7
大庆井下作业分公司
备 注:
1、乌19井乳化压裂液液量为290.0m3,其中,前置液108.0m3。
2、交联液量为5.8m3,交联比50:
1。
大庆采油工程研究院负责压裂液配制指导工作。
(2)大庆井下压裂分公司负责准备
①满足设计要求的配套压裂车组。
②足够的压裂液罐车和砂罐。
(3)作业施工单位
①下井工具由试油试采公司负责。
②压裂管汇由施工队负责。
③压裂井口,由施工队负责。
④作业队准备耐压105MPa的闸门、短节、变扣接头等地面和井内工具。
⑤水泥车一台,2%KCL20m3。
(4)大庆采油工程研究院施工准备
①压裂液用交联剂及其它添加剂等。
②必要的现场检验仪器。
3、井控要求及施工注意事项
(1)大庆井下作业分公司
①压裂施工过程中要求采取仪表准确记录压力、排量、砂比数据,并可以显示和打印曲线。
②现场追加破胶剂。
③加砂结束后,压裂液立即走旁通,严格按设计要求替挤。
④施工结束后及时把数据完整的备份到软盘上,防止数据丢失。
(2)作业队伍
①起下油管时,井口必须装不压井控制器,防止井下落物及井喷。
②管柱在压裂当天下到设计深度,井口坐好油管挂,装好压裂井口。
③压裂管柱采用P110外加厚油管(外径88.9mm、内径76.0mm)。
④控制管柱下放速度不大于20m/min操作平稳,严禁猛刹猛放。
⑤管柱的各丝扣要涂好密封脂,上紧,上满,不漏。
⑥压后负责排液,计量排液量。
⑦放喷管线接出井口30m以上,通径不小于50mm,车辆跨越处装过桥盖板等覆盖装置;放喷管线必须是钢制硬管线,转弯处用锻造钢制弯头,转弯处及放喷口用基墩双卡固定,出口无障碍物并安装在当地季节风的下方向。
⑧按照大庆油田有限责任公司井控要求施工,准备快速抢装井口装置,配备2SFZ18-14或2SFZ18-21手动双闸板防喷器和2FZ18-35液动双闸板防喷器及液控系统,同时配备相应压力级别的压井管汇、节流管汇、油管旋塞阀。
⑨压井管线自套管闸门接出,安装在当地季节风的上风方向;压井管线必须是钢制硬管线,要平直且固定牢靠,必须满足压井设备连接要求。
⑩施工过程中有专人观察井口。
(3)采油工程研究院
①负责压裂液配制指导工作。
②现场压裂液检验及现场施工监督。
③大庆采油工程研究院负责准备Y344-115压裂工具。
4、注意事项①本井压裂施工协作单位较多,要求各协作单位密切配合。
②施工前要进行详细的技术交底。
③在施工过程中,出现异常情况,及时与大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部联系并采取相应措施。
④施工现场应具备压裂车摆放在距井口20m上风口的条件。
⑤封隔器下入后,套管必须灌满加有防膨剂的水,保护封隔器。
⑥井场不得使用明火,各施工单位人员严禁在井场吸烟。
⑦注意文明施工与安全生产。
⑧环保要求:
压裂施工前后,有关单位排放的一切液体,必须按指定地点排放,严格遵守环境保护法规。
5、现场资料录取
严格按标准SY/T6088-94执行。
6、安全、质量技术要求
①压裂井口安全质量技术要求:
按标准SY/T6088-94第8项执行。
②压裂设备管汇安装安全要求:
按标准SY/T6088-94第9项执行。
③压裂井筒安全质量要求:
按标准SY/T6088-94第11项执行。
④压裂现场安全施工要求:
按标准SY/T6088-94第11项执行。
⑤压裂入井材料要求:
入井材料要求必须经检测符合标准,配液质量符合标准。
⑥HSE要求按《压裂施工HSE作业计划书》、《压裂施工HSE作业指导书》标准执行。
⑦在含硫化氢的井进行作业时施工时,应严格执行SY6137《含硫气井生产技术规定》和SY5087《含硫油气井安全钻井法》标准,防止硫化氢气体溢出油层,最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏,避免人身伤亡和环境污染。
5、压裂管柱示意图乌19井压裂管柱示意图图4
=====================单位:
m
井段
管柱串结构
下入工具名称
下入工具深度
注:
1、压裂管柱采用P110外加厚油管(外径88.9mm、内径76.0mm)。
2、接箍:
2781.84;2792.85;2803.79;2814.60;2826.30;2837.96;2849.00;2859.99;2871.20;2882.20;2893.47
3、射孔井段:
3071.4t1313069.8;3065.6t1303062.0;3032.0t1233026.0;2840.4n2992837.86、压裂工序表(优化后)
测试压裂施工工序表表1-
步
骤
施工时间min
工序
排量m3/min
压裂液用量m3
阶段
累积
阶段
累积
1
1'0"
1'0"
测试压裂
2.0
2.0
2.0
2
1'0"
2'0"
测试压裂
2.5
2.5
4.5
3
1'0"
3'0"
测试压裂
3.0
3.0
7.5
4
1'0"
4'0"
测试压裂
3.5
3.5
11.0
5
1'0"
5'0"
测试压裂
4.0
4.0
15.0
6
15"
6'15"
测试压裂
3.0
0.75
15.75
7
15"
6'30"
测试压裂
2.0
0.5
16.25
停泵测压降曲线,见拐点后10min停止测试。
粉砂处理施工工序表表2
步
骤
施工时间
min
工
序
排量
m3/min
支撑剂
类型
砂比
%
砂浓度
kg/m3
支撑剂用量
m3
压裂液用量
m3
阶段
累积
阶段
累积
阶段
累积
1
6'00"
6'00"
前置液
3.0
—
—
—
—
—
18
18
2
13'18"
19'18"
携砂液
3.0
粉砂
5
60
2
2
40
58
简况
根据测试压裂解释结果,确定控制措施用量
n299、98、97号层压裂施工工序表表A1
步
骤
施工时间
min
工
序
排量
m3/min
支撑剂
类型
砂比
%
砂浓度
kg/m3
支撑剂用量
m3
压裂液用量
m3
阶段
累积
阶段
累积
阶段
累积
1
20'0"
20'0"
前置液
3
—
—
—
—
—
60.0
60.0
2
5'14"
25'14"
携砂液
3
陶粒
7
119
1.1
1.1
15.0
75.0
3
7'16"
32'30"
携砂液
3
陶粒
14
238
2.8
3.9
20.0
95.0
4
13'16"
45'46"
携砂液
3
陶粒
21
357
7.4
11.2
35.0
130.0
5
16'40"
62'26"
携砂液
3
陶粒
25
425
10.8
22.0
43.0
173.0
6
3'59"
66'25"
携砂液
3
陶粒
30
510
3.0
25.0
10.0
183.0
7
4'22"
70'47"
替挤液
3
—
—
—
—
—
13.1
196.1
简况
前置液比例=30.5%
平均砂比=20.3%
n299、98、97号层压裂施工工序表表A2
步
骤
施工时间
min
工
序
排量
m3/min
支撑剂
类型
砂比
%
砂浓度
kg/m3
支撑剂用量
m3
压裂液用量
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 乌井 层压 设计方案