JH9P1井分段压裂设计方案1228.docx
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JH9P1井分段压裂设计方案1228
鄂尔多斯盆地彬长区块
JH9P1裸眼水平井分段完井压裂设计
中国石油化工股份有限公司华北分公司
二O一一年十二月二十七日
鄂尔多斯盆地彬长区块
JH9P1裸眼水平井分段完井压裂设计
设计单位:
华北分公司工程技术研究院
北京一龙恒业石油工程技术有限公司
设计人:
孙永锐
初审人:
审核单位:
华北分公司
审核人:
审批人:
中国石油化工股份有限公司华北分公司
二O一一年十二月二十七日
一、施工目的
JH9P1井为部署在鄂尔多斯盆地彬长区块的一口水平井,为提高该井单井产量,决定对该井实施分段压裂改造。
二、油井基本概况
(一)基本数据
1、油井基础数据
表2-1JH9P1井完井基本数据表
钻井队
大庆井泰3006
地理位置
甘肃省正宁县永和镇罗川城关村南山组,JH9P1井井口位于泾河9井井口346°24′37″方向4.98m处
井别
评价井
构造位置
位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡榆林子鼻状隆起构造上
井口坐标
X:
3910017.27
Y:
36518849.60
地面海拔(m)
1020.22m(放样)
设计井深
(m)
垂深1050.62m
斜深2017.76m
靶心坐标
联入(m)
完钻井深(m)
2270
开钻日期
2011.09.03
完钻日期
2011.12.3
人工井底(m)
完钻
层位
长811
靶心位移
(m)
固井质量
造斜点
数据
深度,m
940
最大井斜
数据
深度,(m)
2050
真方位,(º)
344.31
真方位,(º)
345.74
造斜率,(º/10m)
斜度,(º)
92.62°
井身
结构
钻头311.15mm×271m+套管244.5mm×269.73m
钻头215.9mm×1688.00m+套管177.8mm×1357.06m
钻头152mm×2270m
套管
程序
尺寸
(mm)
钢级
壁厚
(mm)
下入深度(m)
双级箍位置(m)
水泥返高深度(m)
出地高
(m)
表套
244.5
J55
8.94
269.73
地面
油套
177.8
N80
8.05
1357.06
0.18
说明
1、本井造斜点井深为940m;
2、本井套管鞋井深位置1357.06m;
3、A点:
斜深1368.47m(垂深:
1039.27m);
4、B点:
斜深2270m(垂深:
1045.83m);
5、水平段长:
901.53m;
2、水平井眼轨迹
该井从940m处开始造斜,实钻A靶点深度1368.47m,垂深1039.27m,完钻井深2270m,垂深1045.83m,水平段长度901.53m(1368.47m-2270m),井眼轨迹见图2-1。
图2-1JH9P1井全井段井眼轨迹图
3、井身结构
该井水平井段采用6”裸眼完井,具体数据详见图2-2。
三开:
Φ152.4mm×2270.00m
一开:
井眼:
Φ311.15mm×271m
套管:
Φ244.5mm×269.73m
二开:
井眼:
Φ215.9mm×1688.00m
套管:
Φ177.8mm×1357.06m
图2-2JH9P1井井身结构示意图
(二)储层概况
1、地层层序
钻井揭示本区中生界自下而上主要发育有三叠系、侏罗系中下统、白垩系下统。
三叠系延长组为主要目的层系,据区域地质特征,参考前人地层划分方案,按照标志层控制的原则,长8油层组划分为4个小层:
长811、长812,长821、长822,长811主河道较发育部位砂体厚度大于12m(见图2-3,JH9井测井解释成果图)。
图2-3泾河9井测井解释成果图
2、构造特征
构造位置处于鄂尔多斯盆地西南部伊陕斜坡与渭北隆起的交汇处。
构造活动强烈,断层较为发育。
盆地南缘发育受北西向断裂控制形成南陡北缓的断坳,受榆林子南断层的影响,在断裂上盘形成鼻状隆起构造,泾河9井区长7底面构造高程:
-23.9m~-19.6m;长811-1主砂体顶面构造高程:
-28.1m~-23.6m(图2-4、图2-5、图2-6)。
JH9P1井水平段位置构造发育宽缓,有利于水平井的实施(见2-7)。
图2-4泾河9井区长811-1油层组底面构造等值线图
图2-5泾河9井区长811-1油层组顶面构造等值线图
图2-6泾河9井区长811-1砂岩顶面构造等值线图
图2-7泾河9井区长811砂岩厚度等值线图
3、储层特征
⑴岩石学特征
长8小层储层砂岩岩性主要以细砂岩为主,次为粉细砂岩。
长石含量较高,为27~55%,成岩后生作用较强,物性差中有好,分布不均。
砂岩粒度以细粒、粉—细粒、细—中粒为主。
磨圆度以次圆状为主;分选中等,成分成熟度中等,结构成熟度中等;接触关系以点—线和点状为主,颗粒支撑类型。
⑵储层物性特征
含油砂岩储层一般孔隙度<10%~17%,渗透率<1~4.2×10-3μm2。
压汞分析,含油储层一般排驱压力0.7~3.0MPa,中值压力3.02~32.36MPa,平均喉道半径0.04~0.32μm,孔隙类型以粒间、粒内溶及裂缝为主,属于低孔特低渗储层。
4、砂体展布特征
彬长区块泾河9井区长81砂体位于水下分流河道沉积,呈南西-北西展布,砂厚在4m~12m之间,JH9P1井位于砂体厚度较大,物性较好的有利部位。
(图2-6、图2-7)。
5、油层分布特征
彬长区块泾河9井区含油层系为三叠系延长组长81小层。
长81小层油层埋深海拔为-30m左右,有效厚度在12m。
泾河9井区在油层平面上呈南西-北西展布,JH9P1井位于油层展布范围内。
6、地层压力与温度
根据彬长区块邻井武4井压力温度测试资料,压力系数取1.01MPa/100m(340米以下),属正常压力系统;温度梯度2.37℃/100m。
图2-8泾河9井~JH9P1井导眼~正2井长811-1油藏对比剖面图
7、油藏类型与驱动方式
彬长区块泾河9井区长811油藏油气分布主要受断层、沉积相带、构造、岩性及储层特征的综合控制,长811油藏为岩性油藏。
(图2-9)。
驱动方式主要为溶解气驱+弱弹性驱动。
图2-9泾河9井~JH9P1井导眼~JH9P1井A靶点~JH9P1井B靶点长811-1油藏剖面图
8、邻井、邻区流体、压力、产量统计
泾河9井长81油层投产后,初期最高日产水1.92m3,日产油6.53t,自2010年11月9日试油投产,截止2011年7月5日,已连续生产174天,累产油187.09t,目前平均日产液稳定在4.98m3,日产油1.08t,含水77.6%。
表2-2邻井、邻区流体、压力、产量统计
地层压力预测
序号
层位
井深(m)
压力系数
备注
1
长811
1310
1.01
武4井资料(DST)
流体性质
钻井油气显示及试油结果
井号
层位
砂厚(垂深)
录井显示(斜深)
试油结果
泾河9
长811-1
6.5m
油斑:
0.73m
油:
6.53t/d
水:
1.92m3/d
泾河13
长811-1
6.8m
油斑:
6.98m
油迹:
1m
正2
长811-1
11.5m
油浸:
10.72m
油:
0.03t/d
水:
0.78m3/d
图2-10泾河9井区井位图
9、录井岩性和油气显示情况
根据JH9P1井录井成果,本井水平段总长度为901.53(1368.47m-2270m);钻遇砂岩635m,占水平段总长度的70.43%;钻遇裂隙含油1层,视厚4.9m;油斑1层,累计视厚67m;油迹6层,累计视厚111m;荧光12层,累计视厚136m(表2-3)。
表2-3JH9P1井水平段录井显示数据表
井段(m)
视厚(m)
岩性
发光岩屑占岩屑(%)
级别
全烃(%)
基值(%)
净增值(%)
1379.00
1382
3
灰色荧光粉砂岩
荧光
2.162
1.089
1.073
1399.00
1409
10
灰色荧光粉砂岩
5%
荧光
5.05
2.462
2.588
1419
1429
10
灰色荧光粉砂岩
5-10%
荧光
4.164
2.201
1.963
1430
1435
5
灰色油迹粉砂岩
10%
油迹
3.54
2.794
0.746
1436.00
1448
12
灰色荧光粉砂岩
5%
荧光
2.048
1.879
0.169
1486.00
1488
2
灰色荧光粉砂岩
5%
荧光
1.131
0.337
0.794
1523.00
1534
11
灰色荧光粉砂岩
5%
荧光
1.143
0.418
0.725
1541.00
1549
8
灰褐色荧光粉砂岩
5%
荧光
1.179
0.456
0.723
1577.00
1582
5
灰色荧光粉砂岩
5%
荧光
1.33
0.327
1.003
1613.00
1626
13
褐灰色荧光粉砂岩
5%
荧光
3.752
0.367
3.385
1652.00
1666
14
褐灰色油迹粉砂岩
5-10%
油迹
3.454
0.671
2.783
1670.00
1672
2
褐灰色荧光粉砂岩
5%
荧光
1.927
1.14
0.787
1674.00
1680
6
褐灰色荧光粉砂岩
5%
荧光
3.358
1.587
1.771
1687.00
1707
20
褐灰色荧光粉砂岩
5%
荧光
5.014
1.611
3.403
1710
1734
24
褐灰色油迹粉砂岩
5-10%
油迹
6.744
1.174
5.57
1734
1771
37
褐灰色荧光粉砂岩
5%
荧光
7.07
1.645
5.425
1801
1841
40
褐灰色油迹粉砂岩
10-15%
油迹
6.857
3.791
3.066
1841
1908
67
褐灰色油斑粉砂岩
15-20%
油斑
20.228
4.926
15.302
1908
1933
25
褐灰色油迹粉砂岩
10-15%
油迹
8.444
水平段长811油层测井综合解释裂隙含油层1层,累计视厚4.9m;差油层4层,累计视厚83.1m;干层4层,累计视厚22.8m(表2-4,图2-11)。
表2-4JH9P1井水平段测井综合解释成果数据表
层号
测量深度(m)
视厚度(m)
自然伽马(API)
深感应电阻率(Ω·m)
声波时差(μs/m)
补偿中子(%)
泥质含量(%)
孔隙度(%)
渗透率(10-3μm2)
含油饱和度(%)
解释结论
1
1373.3
1380.5
7.2
88.8
59.4
199.5
15.6
11.8
4.3
0.03
0
干层
2
1401.5
1404.5
3
85.8
47.9
200.4
11.2
8.8
4.5
0.04
0
干层
3
1473.4
1478.3
4.9
100.8
22.9
261.2
17.2
16.6
12.6
0.79
31.1
裂隙含油层
4
1481.2
1486.2
5
104.3
43.4
207.3
15.9
21
6
0.08
0
干层
5
1510.3
1517.9
7.6
103.4
40.1
206.2
15.5
19.8
5.7
0.08
0
干层
6
1641.7
1646.3
4.6
99.4
38.4
222.5
22.4
12.2
9.5
0.35
38.1
差油层
7
1802.6
1818.1
15.5
106.6
60.9
219.7
21.1
15.3
8.9
0.28
41.8
差油层
8
1827.3
1868.9
41.6
101.5
69.6
224.8
21.1
11.4
10
0.41
40.5
差油层
9
1869.3
1890.7
21.4
106.4
70.7
222.7
22.2
15
9.5
0.34
43.7
差油层
图2-11JH9P1井测井解释成果图
10、油气聚集的控制因素
JH9P1井位于位于分流河道沉积的主体部位,其位于砂岩厚14.0m处,位于构造较高部位有利于油气富集。
11、设计压裂段
根据水平段测、录井解释成果,确定对JH9P1井水平油层段分为9段投产。
(见表2-5)。
表2-5JH9P1井水平段压裂井段统计表
级数
井段(m)
长度(m)
压裂滑套位置范围(m)
上封隔器(m)
下封隔器(m)
备注
1
2102
2250
148
2190-2195
2102
TD
油页岩为主,气测全烃8.96~59.34%,平均41.2%
2
2000
2102
102
2059-2064
2000
2102
油页岩为主,气测全烃7.74~53.96%,平均21.98%,如第一段压裂失败,则放弃
3
1920
2000
80
1958-1963
1920
2000
泥质粉砂岩,物性差,防砂堵
4
1800
1920
120
1849-1854
1800
1920
水平段显示油斑为主,细砂岩
5
1695
1800
105
1747-1752
1695
1800
泥质粉砂岩,物性差,防砂堵
6
1614
1695
81
1655-1660
1614
1695
泥质粉砂岩,物性差,防砂堵
7
1515
1614
99
1577-1582
1515
1614
泥质粉砂岩,物性差,防砂堵
8
1450
1515
65
1473-1478
1450
1515
裂隙含油层,控制规模
9
1375
1450
75
1401-1406
1375
1450
泥质粉砂岩,物性差,防砂堵
(三)压裂施工管柱组合及工具规格
1、实际裸眼分段压裂封隔器及滑套位置数据
表2-6JH9P1井实际裸眼分段压裂封隔器及滑套位置数据表
级数
井段(测深)m
长度m
压裂滑套m
上封隔器m
下封隔器m
1
2099.67-2250
150.33
2194.46
2099.67
TD
2
2002.18-2099.67
97.49
2063.03
2002.18
2099.67
3
1921.19-2002.18
80.99
1962.60
1921.19
2002.18
4
1800.97-1921.19
120.22
1850.72
1800.97
1921.19
5
1691.03-1800.97
109.94
1752.02
1691.03
1800.97
6
1616.05-1691.03
74.98
1654.53
1616.05
1691.03
7
1518.40-1616.05
97.65
1579.41
1518.40
1616.05
8
1450.48-1518.40
67.92
1477.69
1450.48
1518.40
9
1375.33-1450.48
75.15
1402.54
1375.33
1450.48
2、完井管柱组合
管柱组合:
水平井底部循环总成(2198.50m)+4½″的套管+2.381″水力压裂滑套(2194.46m)+4½″的套管+裸眼封隔器(2099.67m)+4½″的套管+1.529″投球滑套(2063.03m)+4½″的套管+裸眼封隔器(2002.18m)+4½″的套管+1.649″投球滑套(1962.60m)+4½″的套管+裸眼封隔器(1921.19m)+4½″的套管1.769″投球滑套(1850.72m)+4½″的套管+裸眼封隔器(1800.97m)+4½″的套管+1.916″投球滑套(1752.02m)+4½″的套管+裸眼封隔器(1691.03m)+4½″的套管2.063″投球滑套(1654.53m)+4½″的套管+裸眼封隔器(1616.05m)+4½″的套管+2.357″投球滑套(1579.41m)+4½″的套管+裸眼封隔器(1518.40m)+4½″的套管+2.504″投球滑套(1477.69m)+4½″的套管+裸眼封隔器(1450.48m)+4½″的套管+2.651″投球滑套(1402.54m)+4½″的套管+裸眼封隔器(1375.33m)+4½″的套管+7”尾管悬挂封隔器(896.93m)+3½″油管至井口。
(见图2-12)
3、完井工具参数
表2-7JH9P1井压裂完井工具参数
序号
名称
公称尺寸
初始剪切压力
(打开压力)
完全坐封压力(MPa)
坐封球
备注
长度(m)
外径(in)
内径(in)
外径(in)
1
浮鞋
0.402
4.511
2
锁定球座
0.423
5.015
0.680
12MPa
0.785
3
裸眼封隔器
3.080
5.750
3.961
11.75MPa
28
4
压差滑套
1.053
4.467
2.381
41MPa
5
投球压裂滑套stage7#
1.225
5.500
1.529
20.68MPa(3000Psi)
1.625
复合球密度1.8
6
投球压裂滑套stage8#
1.225
5.500
1.649
20.68MPa(3000Psi)
1.744
7
投球压裂滑套stage9#
1.225
5.500
1.769
20.68MPa(3000Psi)
1.891
8
投球压裂滑套stage10#
1.225
5.500
1.916
20.68MPa(3000Psi)
2.038
9
投球压裂滑套stage11#
1.225
5.500
2.063
20.68MPa(3000Psi)
2.185
10
投球压裂滑套stage13#
1.225
5.500
2.357
20.68MPa(3000Psi)
2.479
11
投球压裂滑套stage14#
1.225
5.500
2.504
20.68MPa(3000Psi)
2.625
12
投球压裂滑套stage15#
1.225
5.500
2.651
20.68MPa(3000Psi)
2.773
13
悬挂封隔器
1.474
5.905
4.134
14
脱手工具
0.590
5.472
2.047
15
液压坐封工具
1.925
6.063
1.969
15.05MPa
16
提升短节
1.500
17
回接插入密封
0.790
5.880
3.929
18
5.875"扩孔器
1.520
5.875
2.250
2套
在该设计体系中,最大球为2.773″(70.4342mm),投球管线要保证能通过2.773″小球。
图2-12JH9P1井压裂分段压裂工具位置示意图
三、压裂优化设计
(一)压裂设计依据及思路
设计依据:
该井压裂地质方案及相关资料,根据压裂地质设计并确定的封隔器及滑套位置、工具位置。
设计思路:
1、对该井进行分段压裂,尽可能深度改造地层,提高油层导流能力;采用3½″油管注入,分段破胶技术,尽可能减小对地层的伤害。
2、根据地质解释该井靠近B点附近三段为油页岩,为保证施工顺利,压裂设计时需要坚持以下原则:
(1)适度提高施工排量3.5-4.0m3/min,施工过程中要根据压力变化进行排量调整;
(2)按照页岩压裂规律,增加前置液中设置3个段塞:
(3)适当提高前置液比例至40%-45%之间;(4)控制最高施工砂比不超过32%;平均砂比控制在20%以内;综合砂比控制在11%左右。
3、压裂液采用0.35%的低浓度胍胶压裂液,加强压后破胶能力;支撑剂根据该区块的闭合压力情况选择0.425-0.85mm石英砂;施工规模按照有效支撑缝长120m左右进行设计。
4、该井压裂层为长811油层,建议压裂过程中适当控制缝高。
为正确评价该区长811油层产能,以常规压裂为主,适当控制压裂规模。
第一、二、三段压裂施工可能压力异常,现场施工高度注意压力变化,并根据现场实际施工情况灵活调整设计。
5、压裂过程中进行裂缝测试。
(二)裂缝方向
根据JH9P1的钻井数据,其水平段方位约为345°,该区块的最大主应力方向75°,因为在压裂中裂缝将沿最大主应力方向延伸,由此可以计算得到JH9P1井身方向与裂缝方向的夹角为90°,压裂会出现近似正交缝。
(三)压裂规模优化
根据JH9P1井所处井区长811油层砂体厚度及其整个垂向应力剖面分布情况,结合该井长811油层物性参数,优化该井裂缝长度120m左右,具体计算结果见每段的裂缝模拟裂缝参数表。
优化方案如下:
1、由于地层压力低,从裂缝发育程度及渗流规律要求两个方面考虑,使用0.425-0.85mm石英砂作为支撑剂,加砂规模分别为20-30m3,最后一段加砂规模放大;优化该井裂缝长度120m左右;具体每段设计加砂量要根据物性参数进行优化;
2、控制缝高,设计排量为3.5-4m3/min(但要求施工车组按4.5m3/min、45MPa准备);如果前面三段施工顺利,后面几段降低排量施工;
3、地层温度低,考虑破胶返排,使用低浓度胍胶压裂液(0.35%),加砂过程加入APS破胶剂和激活剂,加快破胶速度;
4、前三段压裂前置段塞量占加砂量的15%,并判断加砂能力,以便于后期调整;后面各段压裂前置液中加1.5m³段塞打造近井裂缝,并提高每级压裂的液体效率;
(四)压裂材料选择
1、压裂液选择
(1)对压裂液的要求
①压裂层段温度42℃左右,要求采用中低温的压裂液体系,剪切速率170S-1下,90min剪切粘度大于45mPa.s。
②结合本井情况,精细调整交联比,确保压裂液交联性能良好;
(2)压裂液类型及配方优选
压裂液选择华北分公司压裂液体系。
配方如下:
原胶液:
0.35%HPG(一级)+0.5%CX-307+2%KCL+0.1%HCHO(杀菌剂)+0.3%低温
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- 关 键 词:
- JH9P1 分段 设计方案 1228