塔河油田X井堵水施工总结Word下载.docx

1、9.0m 完钻井深5884.7m 完井层位O2yj完钻层位完井井段5775.79-5825.0mT745796m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660.4304.75508J5512.7303合格二开444.53200339.7P11012.193196三开311.155445.73244.5/11.99/5443273.1TP140V26.24四开2165779.1177.8KO1101

2、1.515065.06-5775.79五开149.25884.7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5065.06-5059.04m5460.33-5458.45m/备 注1、套管头型号：133/895/8。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1-2 S106-1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GRSPCAL RXORTDENCNLACSHPORSW/PORF解释结论备注mAP

3、I-mVing/cm3%s/ftT3h1434943813251.148.68511.911.70.740.650.220.272.272.32 2218.784.383.761322100水层T2a245504581.531.554.90 9012.111.51.40.840.30.372.252.29 21.520.884.281.941020345924678862-2011.811.70.581.20.270.382.282.27 17.818.777.878.4412C1k44850.548543.526.931.58812.112.21.530.920.670.292.462.32

4、 9.313.171.976.21554886489139.440.55512.512.33.422.991.390.932.432.42 13.213.97776.7131-1264896.548992.532.66512 2.840.842.43 12.812.870 11750025009.57.540.436.912.312.15.83.51.60.842.552.43 16.618.765.673.4101512-1685029503438.611.9 2.211-02.3721 76 18 95037504033.960 2.5372 16 C1b105481.5-5487.516

5、-30*8.57-30 8-252.58-2.64-852-602.5-201.2-8.3干层5501-550716-408-196-182.45-2.656-955-602.9-231.1-7.557985806.527.430.6 6.121.567.12693.92.672.69 3.572.8352.65312.0 1.8-4.20.5-0.7类储层5810583424718.915.54023.2702.652.62 2.51451.4549-82.7-4.80.5-0.8类储层1458345844.510.516.77.56.3-90.689.624.632.92.441.88 1

6、5.45.460.468.55-6.45-*0.9-*类储层含水放空漏失5844.558516.57.37.8 65.95.679.51682.62.64 2.962.758.956.53.5 3 1-*1658515862 4*22*0.26*1.62.55*1.071.08* 55.249*151162* 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: 1723.0m N1k:2594.0m N1j:3066.0 m E3s:

7、3092.5 m E1-2km: 3152.0m K1bs:3837.0m K1kp: 4249.5m J1:4261.5m T3h:4381.0m T2a:4678.0 m T1k: 4761.0m C1k:5156.0m C1b:5507.0m O3s:5668.5m O3l:5775.5:m O3q:5796.0 m O2yj: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1-3 S106-1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1-4 S106-1井取芯情况表日 期回次井 深

8、（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5795.675802.506.83浅灰色（含生屑）泥晶灰岩含油5813.005819.606.606.4798.03褐灰色含砂屑生屑灰岩油迹含油5826.406.8097.06褐灰色亮晶含生屑砂屑灰岩无油迹175833.727.326.4688.25浅灰色亮晶砂屑灰岩无油斑195839.175.452.1739.82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1-5 S106-1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，

9、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，

10、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，

11、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，

12、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）30303056，好;3056 5430，中套管回接（1

13、0-3205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

14、分析见表1-6:表1-6 S106-1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/l82482.37密度200.8483含硫量（S）0.66运动粘度30mm2/s10.44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45.5b、气样分析S106-1井气样全分析见表1-7：表1-7 S106-1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%S106-15775.79-5822m2011-10-574.977.335.961.412.

15、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%0.370.431.013.043.433.42c、水分析S106-1井水样全分析见表1-8：表1-8 S106-1井水样全分析表温度（）密度PH值颜色气味透明度2008-11-31.1656.2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150736.95254.230.009541.24984.645016040（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20

16、05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5839.175840.30m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5MFE+7RTTS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。

17、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

18、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5823.3

19、m，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5MFE+7RTTS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，

20、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2-1 S106-1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

21、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

22、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