泾河55井长81层试油作业监督报告Word格式文档下载.docx
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通井/修井机
SJX5250TXJ250
675KN
吉林-通化
2009年
2
井架
修井机自带
6438KN
3
防喷器
SFZ18-35
35MPa
盐城石油机械厂
2012年
4
发电机
411030kw
30KW
常州常杰添发机械有限公司
5
电脑
联想
19V
北京
6
压力表
40\25\6\4\2.5
25MPa
西安
7
地面流程
27/8
8
化验仪器与药品
RHZK6-30
0.789-0.791
杭州计量器具厂
9
H2S、燃气检测仪
便携式DM100四合一
北京仪器仪表厂
10
正压式呼吸器
山东东营市
11
灭火器
MFZL35、MFZL8
MFZ8
郑州汜水黄河消防器材厂
12
储液罐
30m3
定边永固油管厂
2011年
13
抽汲工具
凡尔式抽子
27/8″
宝鸡石油机械厂
14
液压钳
XYQ3C
3250N.M
海城机械厂
15
生活装备
野营房
5间
天津市野营房厂
16
值班车
长城皮卡
5人
2006年
17
通讯设备
CDMA网卡/手机
各1个
电信/移动
18
监督房
1间
注：
用仿宋，小四号字填写。
三、主要骨干人员简历
岗位
姓名
年龄
岗龄
学历
专业
职称
职龄
持证情况
队长
崔井廷
47
高中
※＃○
司钻
张杰
30
鞠春任
44
本科
※＃
技术员
郑玉飞
39
初中
井口工
曹敏
22
郑玉辉
王朝光
23
董宝库
41
寇闯
硫化氢防护证：
※井控证：
＃HSE证：
○司钻证：
□高压容器操作证：
∏
四、试油（气）作业方案
一、地质任务及要求
1、延长组长81油层组进行DST测试，不压裂；
长63油层组直接压裂；
逐层上返试油；
2、按中石化有关规定及石油行业标准取全、取准产油量、产水量等流体性质及动液面资料；
3、施工作业结束后一周内将施工总结电子文档报分公司勘探处，抄送勘探开发研究院石油勘探所。
勘探处邮箱：
hbktc@;
hbfgswcl@;
石油勘探所邮箱：
yjykts@；
wderdos@。
二、HSE有关要求与井控安全提示
1、现场施工设计须符合中石化HSE管理体系要求；
2、根据探区试油层段流体数据分析，截至目前本区地层流体中尚未发现有H2S气体（表3-1），但相邻的镇泾探区HH37P3井钻遇过程中溢出硫化氢，浓度达到24ppm，属于危害井，因此在试油过程中要特别注意防硫化氢等有害气体，做好安全防护准备；
表3-1彬长区块地层流体中气体性质
组分
相对含量
泾河3长6
泾河9延安
甲烷
77.313
80.1
氮气
11.531
14.482
乙烷
3.457
2.972
二氧化碳
0.75
0.597
丙烷
2.683
2.886
氦气
0.209
0.269
异丁烷
0.338
0.488
氢气
0.123
正丁烷
0.48
0.688
C5+重烃
7.411
7.216
异戊烷
0.094
0.159
相对密度
0.6753
0.678
正戊烷
0.072
0.119
已烷
0.059
3、根据探区已测试钻井油气层压力数据统计，本地区属于正常-低压范畴（表3-2），地层压力系数小于1，但局部亦存在高压地层，如泾河9井延安组气层地层压力系数达到1.305，所以在测试过程中要注意防范个别地区井底压力异常而导致的井喷事故。
表3-2彬长区块地层压力及流体性质
井号
层位
井深
压力系数
流体性质
泾河9
延安组
525-555
1.305
天然气成分以甲烷和氮气为主，不含硫化氢，浅层气层
泾河4
长7
1449-1462
0.55
无天然气产出，地层水矿化度为53246.99，CL-为19000，水型为氯化钙型。
早胜3
长6
1326.2-1334.3
0.85
地层水矿化度30264.01，Cl-16740mg/l，水型为硫酸钠型，油水同层
长武2
长8
1467-1475.9
0.9
地层水矿化度10260，CL-为5989.63，水型为氯化钙型，油水同层
4、探区泾河9井延安组试获工业气流、泾河3井长6试获低产气流，泾河40井长9钻进过程中发生溢流，因此不排除本井油层会存在含气较高的可能，测试过程中要注意井控安全。
三、设计施工方案
1、测试方法选择：
采用TCP-DST-抽汲三联作的工艺方法进行测试。
2、测试管柱的选择：
测试管柱结构见下图5-1，设计封隔器中胶位置为1456m左右，现场技术人员可根据实际情况和附近套管接箍数据对坐封位置作适当调整，但必需保证射孔位置准确、无误。
3、测试压差的选择：
测试液垫越少越有利于地层流体产出，但考虑到联作射孔枪的安全，所以选用300m液垫以满足测试需要。
4、工作制度的选择：
采用三开二关。
5、开关井时间的分配：
一开0.5h，一关24h，二开24小时，二关120小时，三开进行抽汲，要求采用最大抽汲参数进行生产。
三开抽汲时间依据现场抽汲情况确定。
四、施工程序与要求
1、井眼准备：
（1）下51/2″刮管器刮管至人工井底，尤其要对射孔井段及封隔器座封位置反复刮削至悬重正常；
（2）用清水反洗井，要求排量大于600L/min，待进出口水质一致、机械杂质含量小于0.2%时停泵；
（3）全井筒试压20MPa，30min压降小于0.5MPa为合格；
（4）全井筒替换成2%KCl射孔液，提出井内管柱，井口安装防喷器。
2、下射孔、测试联作工具
按图5-1下测试管柱。
测试工具在入井前要进行试压检查，确保其运转正常。
（1）根据现场压井液、封隔器坐封位置等数据确定剪销数和环空加压范围，按设计顺序接好射孔及测试管柱，所有工具及管柱螺纹必须拧紧，严防渗漏。
凡有卡瓦、扶正块的部件要运转自如，准确丈量后方可入井。
每下5根油管加水垫一次，按设计要求加够液垫。
（2）准确校核射孔零长，由测试队、试油队、射孔队共同核实准确无误后方可下井。
泾河55井长81油层射孔数据见表1-3。
表1-3 泾河55井长81油层射孔数据
层位
（m）
射孔厚度
枪型
弹型
孔密
（发／米）
射孔
方式
相位
（°
）
1498.5~1501.0
2.5
102
127-Ⅳ
测射联作
90
（3）起下操作要平稳，不得猛刹、猛放，下钻遇阻不得超过30kN，否则应上提管柱，查明原因，排除后方可下钻，严禁中途坐封；
起测试管柱时，应打好背钳，严禁转动井内管柱，防止工具倒扣落井。
（4）记录下入工具和整个管柱的重量。
3、测井校深
待测试管柱下至预计位置后，进行自然伽玛和磁定位测井校深。
4、安装地面管线
（1）管柱下到预定井深后，连接井口主阀、控制树及管汇和活动弯管。
（2）检查显示头的显示情况，确定管柱不泄露。
水泥返高：
105m
套管：
244.50mm下深：
283.39m
钻头：
311.15mm钻深：
284m
27/8"
油管
泵反阀
提升短节
压力计托筒
MFE测试工具
液压紧缩接头
电子压力计托筒
联作旁通
封隔器
联作筛管
油管3根
减震器
点火头
安全枪2m
射孔枪
2751.0-2762.2m
2771.6-2778.9m
射孔段：
1498.5-1501m
139.7mm套管下深：
215.9mm完钻井深：
1629m
封隔器：
1456m±
长81油层
人工井底：
1610m
图5-1泾河55井井身结构及管柱示意图
5、地层测试
（1）坐封
根据测井数据上提或下放管柱，最后上提管柱右旋4～8圈，坐封。
（2）一开井，射孔（0.5h）
封隔器坐封，开井后，从环空加压射孔，所加最高压力应根据射孔队提供的剪断压力确定。
（3）一关井（24h）
一关测试地层的静压、静温。
（4）二开井（24h）
二开井了解地层的产出能力。
在开井期间，密切关注泡泡头显示情况，防止自然关井现象发生。
（5）二关井（120h）
二关井求取地层参数。
注意：
一关、二关期间密切注意环空液面，若管柱漏失立即返工。
（6）三开求产
三开井进行抽汲，抽汲深度由浅至深，要求沉没度保持在200m以内，最大抽深1299米。
当排出液油水比稳定，氯离子稳定后，根据抽汲排液情况，选择合适的工作制度，定时间、定抽深、定抽次进行抽汲，求产时间3天。
求产过程中，取全取准产量、液性等相关参数及地层水样。
要求准确计量油、水产量，每8小时统计一次油、气、水产量及CL-含量。
在求产结束前取油、气、水全分析样品各2个，送化验室分析。
（7）解封
求产结束后，上提管柱解封封隔器。
（8）起测试管柱
封隔器解封后，上提测试管柱，上提管柱操作要平稳，严禁单吊环起钻，起钻见到液面后要准确纪录地层产液情况。
拆卸测试工具时，要按要求拧松螺纹，以便保养，同时检查射孔枪发射率。
回放压力计数据，若测试曲线异常，返工重新测试。
6、下步方案
测试结束后及时将测试成果报华北分公司工程技术处、勘探处，根据要求决定下步作业方案。
7测试成果数据
7.1测试产量
7月20日20:
36-21:
08一开井，共32min，显示头入水20-30cm气泡显示强烈，用油管引出点火可燃，火焰长40cm，呈桔红色。
一关井共1445min，关井后19小时，显示头入水10cm有气泡显示，点火可燃，火焰长10cm，呈桔红色，由试油队取气样两个。
21日21:
20-22日6:
48二开井，共512min，显示头入水30cm气泡显示强烈，点火可燃，火焰长30-40cm，呈桔红色。
22日6:
30火焰减弱至10cm，为防止自然关井，至6:
48二关井，原设计二开时间1440min，提前928min进行关井。
但从取得压力数据看，二开后376min就已流平，压力达12.12MPa（近一关压力12.276MPa）。
27日11:
30-8月10日14:
00三开井，共20545min（342.4hr），三开进行抽汲，但多次出现间喷，无法正常抽汲求产，7月28日至30日有水排出，共排出水17.8m3，后无水排出，全出油。
至8月3日抽汲拌间喷累计排液量为116.20m3，其中油98.4m3。
8月4日按照甲方要求，井口关井待取高压样，至9日开井取到高压样，后畅喷卸压，喷出油2.1m3。
8月10日解封后投棒砸开反循环阀销，间喷原油2.4m3。
甲方考虑油层保护，决定不洗井，直接起管柱，下泵投产。
从监测压力曲线看，测试期间环空稳定。
扣除加液垫水0.89m3，本层测试地层共出液量119.81m3，其中油102.9m3，水16.91m3。
三开抽汲拌间喷日产量为最大21.1m3，最少18.5m3，全为油。
7.2温度
电子压力计实测温度54.14℃/1452.73m（测深）；
选择当地常年平均温度15℃,折算至地层中部深度的温度为55.4℃/1499.75m（中部深），温度梯度2.69℃/100m。
7.3压力
（1）流动压力
二开井初流动压力8.501MPa/1452.73m,终流动压力12.173MPa/1452.73m,平均流动压力10.34MPa/1452.73m。
（2）地层压力
一关井最高压力12.276MPa/1452.73m；
二关井最高压力12.256MPa/1452.73m；
以一关计算压力梯度为0.845MPa/100m，中部压力为12.67MPa/1499.75m（中部深）。
8分析成果数据
以4453号电子压力计测得的压力数据分析，二开虽然比设计开井时间缩短928min提前关井，但从开井压力看，二开后376min就已流平，压力达12.12MPa（近一关压力12.276MPa），所以二开共512min时二关井，二开末压力已达12.173MPa，已自然关井了，不能用二关井压力数据求出地层参数。
但三开后8855min时（8月4日）进行了井口关井待取高压样，井口关井时长达9650min，利用这期间压力数据进行分析，用Saphir软件，流出液性为油，双对数和导数曲线出现双孔反应，电测解释也是裂隙油层，选：
变井储+表皮+双孔油藏+无限边界模型，求出了地层参数，K:
10.5md，S：
-3.46，证实地层渗透性好。
以下图5－1至5-2为电子压力计实测压力、温度曲线图，图5－3至5-6为软件分析图。
图5-1泾河55井长81油层DST测试压力温度曲线图
（4453号电子压力计）
图5-2泾河55井长81油层DST测试压力温度曲线图
（4463号监测电子压力计）
图5-3泾河55井长81油层DST测试压力展开图
图5-4泾河55井长81油层三开期间井口关井压力双对数拟合曲线图
图5-5泾河55井长81油层三开期间井口关井霍纳拟合曲线图
图5-6泾河55井长81油层工作力史曲线拟合图
表5-1地层参数计算所需参数表
参数
数值
单位
备注
井眼半径
0.108
m
钻头尺寸
有效厚度
3.5
测井解释报告
有效孔隙度
14.2
%
测井解释报告
地层温度
55.4
℃
中部深度
地层压力
12.67
MPa
生产时间
147.75
hrs
为三开初到井口关井时
期间流动时间
水产量
/
m3/d
油产量
21.1
三开实际最大日产量
气产量
油粘度
0.543053
mPa.S
Saphir软件计算
体积系数
1.28581
综合压缩系数
0.003108
1/MPa
表5-2地层参数表（用二关井解释）
地层参数
数值
拟合法
霍纳法
井筒存储系数C
m3/MPa
0.686
渗透率K
10-3μm2
10.5
地层系数Kh
10-3μm2.m
26.25
流动系数Kh/μ
10-3μm2.m/mPa.S
48.34
表皮系数S
-3.46
弹性储能比
0.264
窜流系数
9.87E-7
地层压力Pi
12.256
地层压力系数
0.8605
备注：
地层压力为测点处压力。
9综合评价
1、地层产量高，能间喷。
一开井共32min，显示头入水20-30cm气泡显示强烈，用油管引出点火可燃，火焰长40cm，呈桔红色。
一关动作后19小时显示头入水10cm有气泡显示，点火可燃，火焰长10cm，呈桔红色，由试油队取气样两个。
二开井共512min，显示头入水30cm气泡显示强烈，点火可燃，火焰长30-40cm，呈桔红色。
开井494min时火焰长渐弱至10cm，为防止自然关井，开井512min时二关井，原设计二开时间1440min，提前928min进行关井。
但从取得压力数据看，二开后376min就已流平自然关井，压力达12.12MPa（近一关压力12.276MPa）。
三开井共20545min（342.4hr），三开抽汲7天，但多次出现间喷，无法正常抽汲求产，前3天（7月28日至30日）有水排出，共排出水17.8m3，后4天无水排出，全出油。
7天（7月28日至8月3日）抽汲拌间喷累计排液量为116.20m3，其中油98.4m3。
三开抽汲拌间喷日产量最大为21.1m3，最少为18.5m3，全为油。
二开井平均流动压力10.34MPa/1452.73m。
2、该层压力属正常压力系统、地层温度属正常温度系统。
一关井最高压力12.276MPa/1452.73m（测深）；
二关井最高压力12.256MPa/1452.73m（测深）；
3、地层渗透性好。
二开虽然比设计开井时间缩短928min提前关井，但从开井压力看，二开后376min就已流平，压力达12.12MPa（近一关压力12.276MPa），所以二开共512min时二关井，二开末压力已达12.173MPa，已自然关井了，不能用二关井压力数据求出地层参数。
但三开抽汲及间喷排液8855min时（8月4日）进行了井口关井，关井时长达9650min，利用这期间压力数据进行分析，用Saphir软件，流出液性为油，双对数和导数曲线出现双孔反应，选：
变井储+表皮+双孔油藏+无限边界模型，求出了地层参数，K：
-3.46，证实电测解释本层为裂隙油层，地层渗透性好。
4、测试初步结论：
油层。
五、相关数据
2、测井解释成果
测井解释结果见表1-2，图1-2。
表1-2泾河55井长81油层测井解释成果表
层号
深度（m）
视厚度（m）
自然伽马（API）
30英寸阵列感应（Ω·
m）
声波
时差
（μs/m）
补偿中子（%）
补偿
密度
（g∕cm3）
泥质含量（%）
孔隙度（%）
渗透率（10-3μm2）
含油饱和度（%）
解释结论
1498.5～1502
3.50
78.3
15.9
271.7
33.4
2.09
11.5
1.35
37.6
裂隙油层
图1-2泾河55井长81油层测井解释成果图
六、下泵方案
（一）前期作业情况
泾河55井长81油层于2012年7月21日进行射孔作业，具体射孔数据见表1-4，随后进行DST测试，7月28日开始抽汲求产，具体抽汲参数见表3-1。
表3-1泾河55井抽汲参数统计表
日期
抽次
抽深
日产液
m3
日产油
含水
动液面
氯根
mg/L
7.28
32
800
3.9
70
600
5000
7.29
28
980
15.1
6.89
53.4
780
6000
7.30
1040
7.5
6.92
7.7
840
气大间喷
7.31
700
18.5
500
（二）下泵深度
根据该井的射孔参数和抽汲情况，设计下泵深1300m。
（三）抽油泵、抽油杆柱设计
利用软件对该井进行有杆泵生产系统设计，在满足油井排液、抽油机悬点载荷、扭矩的情况下，采用修正古德曼图进行抽油杆设计和强度校核，设计得出：
1、抽油泵：
选取Φ38mm抽油泵（带泄油器）。
2、油管：
选择Φ73mm（J55）平式油管。
3、抽汲参数选择
冲程：
S=3m冲次：
N=5min-1（正常生产视实际情况调整）。
4、抽油杆组合设计
表3-2杆柱组合设计
杆径
mm
钢级
长度
使用系数
应力范围比
最大载荷
kN
最小载荷
φ22
D
390
40
46.04
24.48
φ19
910
43
32.01
15.83
5、抽油机选型：
根据计算结果，可以看出该井使用CYJ8-3-26HY完全满足需求。
表3-3设计结果
抽油机型号
泵型号
冲程
冲次min-1
最大
载荷
最小
扭矩
kN*m
系统效率
CYJT8-3-26HY
38
3.0
14.93
36
（四）下泵投产备料
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