塔河油田X井堵水施工总结Word下载.docx

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9.0m

完钻井深

5884.7m

完井层位

O2yj

完钻层位

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

三开

311.15

5445.73

244.5/

11.99/

5443

273.1

TP140V

26.24

四开

216

5779.1

177.8

KO110

11.51

5065.06-5775.79

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

API

-mV

in

Ω·

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

3

4592~4678

86

2-20

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

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

15

5

4886~4891

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

6

4896.5~4899

2.5

32.6

65

12

2.84

0.84

2.43

12.8~12.8

70

11

7

5002~5009.5

7.5

40.4~36.9

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

8

5029~5034

38.6

11.9

2.21

1-0

2.37

21

76

18

9

5037~5040

33.9

60

2.53

72

16

C1b

10

5481.5-5487.5

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

5501-5507

16-40

8-19

6--18

2.45-2.65

6--9

55-60

2.9-23

1.1-7.5

5798~5806.5

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

5810~5834

24

7~18.9

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

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-*

16

5851~5862

4~*

22~*

0.26*

1.6~2.55*

1.07~1.08*

55.2~49*

151~162*

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

岩芯长

取

芯

率

层

位

岩性描述

缝、洞

描述

油气显示

月

日

自

至

5795.67

5802.50

6.83

浅灰色（含生屑）泥晶灰岩

含油

5813.00

5819.60

6.60

6.47

98.03

褐灰色含砂屑生屑灰岩

油迹~含油

5826.40

6.80

97.06

褐灰色亮晶含生屑砂屑灰岩

无~油迹

17

5833.72

7.32

6.46

88.25

浅灰色亮晶砂屑灰岩

无~油斑

19

5839.17

5.45

2.17

39.82

浅灰色亮晶含生屑砂屑灰岩

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

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

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

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

5775.79-5822m

层位

水份（H2O）

40.27

含盐量（NaC1）

mg/l

82482.37

密度20

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

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

温度（℃）

密度

PH值

颜色

气味

透明度

2008-11-3

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

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。

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。

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