塔河油田X井堵水施工总结.docx
- 文档编号:7894482
- 上传时间:2023-01-27
- 格式:DOCX
- 页数:24
- 大小:323.14KB
塔河油田X井堵水施工总结.docx
《塔河油田X井堵水施工总结.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《塔河油田X井堵水施工总结.docx(24页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
塔河油田X井堵水施工总结
塔河油田X区
S1XXXXX井挤水泥施工总结
XXXXXX油田分公司塔河采油X厂
二零一二年九月二十六日
塔河油田X区
S1XXXXX井挤水泥施工总结
编写人:
审核人:
技术负责人:
施工单位:
XXXXXX股份有限公司
提交时间:
二零一X年X月X日
目录
1油井基本数据1
1.1基础数据1
1.2测井解释数据2
1.3录井显示数据3
1.4取芯情况4
1.5固井质量4
1.6动态监测5
2试油试采情况6
2.1钻井情况6
2.2第一次DST测试情况6
2.3原钻具测试情况6
2.4第二次DST测试情况7
2.5机抽完井情况7
2.6酸化作业情况7
2.7注水配合机抽生产情况8
2.8大修情况8
2.9配合酸化情况8
3邻井情况9
4施工目的及方法10
5施工漏失及测吸水情况10
6水泥浆设计........................................................10
6.1水泥浆设计参数10
6.2前置液设计10
6.3后置液设计11
6.4顶替液设计11
6.5水泥浆设计报告................................................11
6.6水泥浆设计稠化曲线12
7施工工序及作业过程12
7.1施工工序12
7.2施工过程13
8施工所需物资及工具13
9施工小结13
附1:
施工管柱结构图14
1油井基本数据
1.1基本数据
S106-1井基础数据见表1-1:
表1-1S106-1井基础数据表
地理位置
S105井北东13°29′,平距4216m。
构造位置
阿克库勒凸起西南斜坡部
钻井性质
评价井
钻井队
江汉70130井队
井口坐标
X
4565685.023
开钻时间
2004年11月19日
Y
15235415.1
完钻时间
2005年6月5日
H
939.408
设计井深
6040.0m
补心高
9.0m
完钻井深
5884.7m
完井层位
O2yj
完钻层位
O2yj
完井井段
5775.79-5825.0m
T74
5796m
完井方式
裸眼完井
钻井液性能
1.13g/cm3,类型:
油田水
完井依据
根据勘探处2005年6月9日下发的《S106-1井完井地质任务书》。
井身结构
开钻次序
钻头尺寸(mm)
钻深(m)
套管尺寸(mm)
钢级
套管壁厚(mm)
套管下深(m)
固井质量
一开
660.4
304.75
508
J55
12.7
303
合格
二开
444.5
3200
339.7
P110
12.19
3196
合格
三开
311.15
5445.73
244.5/
P110
11.99/
5443
合格
273.1
TP140V
26.24
四开
216
5779.1
177.8
KO110
11.51
5065.06-5775.79
合格
五开
149.2
5884.7
裸眼
7"套管悬挂器及定位短节(工程深度)
悬挂器位置
1#定位短节
2#定位短节
5065.06-5059.04m
5460.33-5458.45m
/
备注
1、套管头型号:
133/8"×95/8"。
2、五开漏失泥浆380m3;钻至5839.17m放空至5840.30m,钻至5851.89m放空至5884.7m。
1.2测井解释数据
S106-1井测井解释见表1-2:
表1-2S106-1井测井解释表
沙雅隆起阿克库勒凸起南部斜坡西北分公司勘探开发研究院
地层
层号
深度
厚度
GR
SP
CAL
RXO
RT
DEN
CNL
AC
SH
POR
SW/PORF
解释结论
备注
m
m
API
-mV
in
Ω·m
Ω·m
g/cm3
%
μs/ft
%
%
%
T3h
1
4349~4381
32
51.1~48.6
85
11.9~11.7
0.74~0.65
0.22~0.27
2.27~2.32
22~18.7
84.3~83.7
6~13
22
100
水层
T2a
2
4550~4581.5
31.5
54.90
90
12.1~11.5
1.4~0.84
0.3~0.37
2.25~2.29
21.5~20.8
84.2~81.9
4~10
20
100
水层
T2a
3
4592~4678
86
2-20
90
11.8~11.7
0.58~1.2
0.27~0.38
2.28~2.27
17.8~18.7
77.8~78.4
4~12
22
100
水层
C1k
4
4850.5~4854
3.5
26.9~31.5
88
12.1~12.2
1.53~0.92
0.67~0.29
2.46~2.32
9.3~13.1
71.9~76.2
2
15
100
水层
C1k
5
4886~4891
5
39.4~40.5
55
12.5~12.3
3.42~2.99
1.39~0.93
2.43~2.42
13.2~13.9
77~76.7
13
1-12
100
水层
C1k
6
4896.5~4899
2.5
32.6
65
12
2.84
0.84
2.43
12.8~12.8
70
12
11
100
水层
C1k
7
5002~5009.5
7.5
40.4~36.9
65
12.3~12.1
5.8~3.5
1.6~0.84
2.55~2.43
16.6~18.7
65.6~73.4
10~15
12-16
100
水层
C1k
8
5029~5034
5
38.6
65
11.9
2.21
1-0
2.37
21
76
5
18
100
水层
C1k
9
5037~5040
3
33.9
60
11.9
2.53
1-0
2.43
21
72
8
16
100
水层
C1b
10
5481.5-5487.5
6
16-30
*
8.5
7-30
8-25
2.58-2.6
4--8
52-60
2.5-20
1.2-8.3
*
干层
C1b
11
5501-5507
6
16-40
*
8.5
8-19
6--18
2.45-2.65
6--9
55-60
2.9-23
1.1-7.5
*
干层
O2yj
12
5798~5806.5
8.5
27.4~30.6
6.1
21.5~67.1
26~93.9
2.67~2.69
3.57~2.83
52.6~53
12.0
1.8-4.2
0.5-0.7
Ⅲ类储层
13
5810~5834
24
7~18.9
6.1
15.5~40
23.2~70
2.65~2.62
2.51~4
51.4~54
9--8
2.7-4.8
0.5-0.8
Ⅱ类储层
14
5834~5844.5
10.5
16.7~7.5
6.3-9
0.68~9.62
4.6~32.9
2.44~1.88
15.4~5.4
60.4~68.5
5-6.4
5-*
0.9-*
Ⅰ类储层
含水放空漏失
15
5844.5~5851
6.5
7.3~7.8
6
5.9~5.6
79.5~168
2.6~2.64
2.96~2.7
58.9~56.5
3.5
3
1-*
Ⅲ类储层
16
5851~5862
11
4~*
22~*
0.26*
1.6~2.55*
1.07~1.08*
55.2~49*
151~162*
3.5
*
1-*
Ⅰ类储层
含水放空漏失
1、建议测试层位:
第12、13、14、16层。
2、“*”数据仅供参考。
3、奥陶系PORF为裂缝孔隙度。
工程短节:
5458.45-5460.33m测井短节:
5458.6-5460.5m
地层组段划分:
N2k:
1723.0mN1k:
2594.0mN1j:
3066.0mE3s:
3092.5mE1-2km:
3152.0mK1bs:
3837.0mK1kp:
4249.5mJ1:
4261.5m
T3h:
4381.0mT2a:
4678.0mT1k:
4761.0mC1k:
5156.0mC1b:
5507.0mO3s:
5668.5mO3l:
5775.5:
mO3q:
5796.0mO2yj:
5884.7↓
制表人:
孔祥荣审核人:
袁秀婷制表日期:
2005.6.7
1.3录井显示数据
S106-1井录井显示见表1-3:
表1-3S106-1井录井显示表
1.4取芯情况
本井共取芯5回次,取芯情况见表1-4:
表1-4S106-1井取芯情况表
日期
回
次
井深
(m)
进尺
m
岩芯长
m
取
芯
率
%
取
芯
层
位
岩性描述
缝、洞
描述
油气显示
月
日
自
至
5
12
1
5795.67
5802.50
6.83
6.83
100
O2yj
浅灰色(含生屑)泥晶灰岩
含油
5
15
2
5813.00
5819.60
6.60
6.47
98.03
O2yj
褐灰色含砂屑生屑灰岩
油迹~含油
5
16
3
5819.60
5826.40
6.80
6.60
97.06
O2yj
褐灰色亮晶含生屑砂屑灰岩
无~油迹
5
17
4
5826.40
5833.72
7.32
6.46
88.25
O2yj
浅灰色亮晶砂屑灰岩
无~油斑
5
19
5
5833.72
5839.17
5.45
2.17
39.82
O2yj
浅灰色亮晶含生屑砂屑灰岩
无~油斑
1.5固井质量
S106-1井固井质量见表1-5:
表1-5S106-1井固井质量表
20"表层套管(6-300米)
深度固井质量
(m)
深度固井质量
(m)
深度固井质量
(m)
深度固井质量
(m)
深度固井质量
(m)
6~22,好
22~43,差
43~48,中
48~56,好
56~64,差
64~82,中
82~94,好
94~106,中
106~124,差
124~130,好
130~134,中
134~173,好
173~177,中
177~191,好
191~206,差
206~231,好
231~300,差
13-3/8"套管(10-3180米)
10~70,好
70~77,中
77~175,差
175~183,中
183~192,差
192~211,好
211~217,中
217~314,差
314~361,中
361~514,好
514~521,中
521~850,好
850~880,中
880~933,好
933~946,中
946~1004,差
1004~1021,中
1021~1050,差
1050~1080,中
1080~1092,好
1092~1098,中
1098~1120,好
1120~1127,中
1127~1295,好
1295~1303,中
1303~1308,好
1308~1324,中
1324~1353,好
1353~1362,中
1362~1371,差
1371~1411,中
1411~1417,差
1417~1425,中
1425~1432,差
1432~1437,中
1437~1442,好
1442~1448,中
1448~1463,好
1463~1475,中
1475~1486,好
1486~1508,中
1508~1537,好
1537~1548,中
1548~1635,好
1635~1644,中
1644~1683,好
1683~1689,中
1689~1722,好
1722~1903,中
1903~1922,差
1922~1943,中
1943~1954,差
1954~2001,中
2001~2010,好
2010~2024,中
2024~2035,差
2035~2106,中
2106~2120,差
2120~2129,中
2129~2137,差
2137~2185,中
2185~2202,差
2202~2216,中
2216~2224,差
2224~2236,中
2236~2251,差
2251~2265,中
2265~2276,差
2276~2291,中
2291~2311,差
2311~2326,中
2326~2339,差
2339~2509,中
2509~2516,差
2516~2721,中
2721~2730,好
2730~2756,中
2756~2766,好
2766~2783,中
2783~2787,好
2787~2790,中
2790~2831,好
2831~2839,中
2839~2850,好
2850~2857,中
2857~2871,好
2871~3066,中
3066~3180,好
9-5/8"套管(3030-5430米)
3030~3056,好;
3056~5430,中
9-5/8"套管回接(10-3205米)
10~220,好
220~733,差
733~740,中
740~3060,好
3060~3066,中
3066~3198,好
3198~3205,差
7"套管(5020-5760米)
5020~5066,好
5066~5074,差
5074~5083,中
5083~5108,差
5108~5121,中
5121~5146,差
5146~5177,中
5177~5478,好
5478~5510,中
5510~5760,中
1.6动态监测
(1)产剖测试
无
(2)压力数据
2008年12月2日静压值油层中部压力38.75MPa/5800.39m。
(3)油气水分析
a、原油分析
S106-1井原油全分析见表1-6:
表1-6S106-1井原油全分析表
取样日期
2010年12月4日
采样地点
井口
井深
5775.79-5822m
层位
O2yj
水份(H2O)
%
40.27
含盐量(NaC1)
mg/l
82482.37
密度20
g/cm3
0.8483
含硫量(S)
%
0.66
运动粘度30
mm2/s
10.44
含蜡量(蜡)
%
16.58
凝固点
℃
-6.0
开口闪点
℃
38
燃点
℃
54
初馏点:
90.3℃
终馏点
305.2
总馏量
45.5
b、气样分析
S106-1井气样全分析见表1-7:
表1-7S106-1井气样全分析表
井号
井深m
采样日期
甲烷%
乙烷%
丙烷%
异丁烷%
正丁烷%
S106-1
5775.79-5822m
2011-10-5
74.97
7.33
5.96
1.41
2.59
正戊烷%
异戊烷%
2.3-二甲基丁烷%
2-甲基戊烷%
3-甲基戊烷%
正己烷%
氮%
二氧化碳%
0.37
0.43
1.01
3.04
1.01
3.04
3.43
3.42
c、水分析
S106-1井水样全分析见表1-8:
表1-8S106-1井水样全分析表
井号
层位
井深
采样日期
温度(℃)
密度
PH值
颜色
气味
透明度
S106-1
O2yj
5775.79-5822m
2008-11-3
22
1.165
6.2
淡黄
油味
半透明
悬浮物或沉淀
Cl-
HCO3-
CO32-
OH-
Ca2+
Mg2+
SO42-
Br-
I-
浮原油
150736.95
254.23
0.00
0.00
9541.24
984.64
50
160
40
(4)H2S浓度监测
2011年8月5日测得该井H2S浓度43.79mg/m3。
2试油试采情况
2.1钻井情况
S106-1井2005年6月5日完钻,完钻井深5884.7m,完钻层位O2yj,T74:
5796m,进山深度88.7m。
钻井过程中分别在5839.17m和5851.89m出现放空,放空井段5839.17-5840.30m、5851.89-5884.7m,钻井过程中累计漏失泥浆380m3。
2.2第一次DST测试情况
钻进至5833-5840.3m井段发生漏失,其中5839.17—5840.30m井段放空,累计漏失泥浆约45m3。
2005年5月22日-27日对5775.79-5840.3m井段进行DST测试。
本次测试采用5″MFE+7″RTTS封隔器的套管挂壁裸眼测试管柱,进行了三开二关井的测试,地层产水240.8m3。
水分析结果:
Cl-含量为160498.46mg/L,总矿化度为262830.29mg/L,为地层水。
测试结论:
5775.79-5840.3m井段为水层。
2.3原钻具测试情况
钻至5851.89m再次放空,放空井段:
5851.89m-5884.70m,期间井口溢流,槽面见油花,累计漏失226.5m3。
2005年5月30日-6月4日对5851.89-5884.70m井段进行原钻具测试。
5月31日反替比重1.03g/cm3的清水150m3,替深5761.68m,井口无液返出。
6月1日-4日下连续油管气举诱喷,连续油管最大下深2500m,累计注入氮气43397m3,累计排水1060m3。
在连续油管下深2500m,注氮气量910m3/h情况下,小时产水23m3,折算日产水552m3,证实地层供液充足。
水样:
CL-160035.48mg/L,PH值6.2,密度1.170mg/cm3,总矿化度261975.76mg/L,呈地层水特征。
测试结论:
5851.89-5884.70m井段为水层。
2.4第二次DST测试情况
根据前期原钻具测试情况,决定封堵5826m以下井段,对奥陶系5775.79-5826.0m井段进行DST测试。
2005年6月11日-7月12日下丢手管柱,探得阻位深度5844m,丢手,下探丢手接头内筒顶部,加压6T,鱼顶深度5829.43m,软探鱼顶深度5828.7m,倒灰,灰面位置5823.3m,钻磨至5825m,对奥陶系5775.79-5825.0m井段进行DST测试。
本次测试采用5″MFE+7″RTTS封隔器的套管挂壁裸眼测试管柱,对5775.79-5825m裸眼井段进行了三开二关井的测试,三开期间采用气举排液,产出原油22.48m3,折算日产油12.33m3,循环洗井未见地层水。
测试结论:
5775.79-5825m井段为油层。
2.5机抽完井情况
2005年7月25日-26日组下CYB-56TH管式泵完井,泵挂2203.24m。
初期日产液30t,含水90%,生产期间表现出地层供液严重不足,生产55天后日产液下降至8.7t,含水29.6%。
2.6酸化作业情况
为解除储层污染,恢复地层供液能力,2005年10月29-11月12日对生产层段5775.79-5825m进行酸化,注入井筒总液量78.3m3,挤入地层总液量52m3,施工最大泵压18.3MPa,最大施工排量1.6m3/min,停泵压力落零。
酸化曲线见图2-1:
图2-1S106-1井酸化曲线
酸化后,组下CYB-56TH管式泵至2205.30m。
初期5*3工作制度生产,日产液50t,含水36%。
生产过程中含水逐渐下降。
2006年9月25日因供液不足实施间开,共实施间开7轮次,间开期间产液1285t,产油1284t,间开效果较好。
截止2007年1月6日,S106-1井累计产液14214t,产油10474t,产水3740t。
2.7注水配合机抽生产情况
因供液不足,无法连续生产,2007年1月26日实施第一轮次的注水替油,周期注水2505m3,关井7天,开井后高含水,注水效果差。
因地层供液能力持续下降,后期间开配合注水替油生产,2007年1月26日-2010年9月1日共实施三轮次注水,累计注水5798m3,第三轮次注水期间因表层套管渗水停注关井。
注水配合机抽生产过程中,共实施了4次检泵作业,其中2007年10月检泵期间发现丝堵内有泥沙,探底在5820.67m处遇阻。
2008年11月检泵期间泵筒内部被水垢堵塞在2513.05m处(固定凡尔上部长约2m),丝堵尾管有少量油泥。
截止2010年9月13日,S106-1井注水配合机抽生产过程中累计产液17264t,产油5737t,产水11527t。
2.8大修情况
因表层套管渗水,2010年9月14日-30日上修换套管,结果套管未漏失。
后组下CYB-38TH管式泵,泵挂3004.28m,修井期间累计漏失压井液209m3。
开井初期日产液24.5t,日产油9t,含水63.2%,2011年因供液不足注水1068m3,注水后开井高含水,6月13日因不出液关井。
7月25日开井生产,2012年1月19日因供液不足间开生产。
截止2012年3月4日,S106-1井大修后累计产液5023t,产油1082t,产水3941t。
2.9配合酸化情况
因油井供液不足且高含水,注水替油效果差,2012年3月5日-3月31日上修实施配合酸化作业,计划打塞至5810m,对O2yj:
5796-5810m井段实施酸化;作业过程中探底5809.26m,冲砂
- 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:
- 塔河 油田 井堵水 施工 总结