塔河油田X井堵水施工总结.doc

塔河油田塔河油田 X X 区区 S1XXXXXS1XXXXX 井挤水泥施工总结井挤水泥施工总结 XXXXXXXXXXXX 油田分公司塔河采油油田分公司塔河采油 X X 厂厂 二零一二年九月二十六日二零一二年九月二十六日 塔河油田塔河油田 X X 区区 S1XXXXXS1XXXXX 井挤水泥施工总结井挤水泥施工总结 编编 写写 人 人 审审 核核 人 人 技术负责人 技术负责人 施工单位 施工单位 XXXXXXXXXXXX 股份有限公司股份有限公司 提交时间 二零一提交时间 二零一 X X 年年 X X 月月 X X 日日 I 目目 录录 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 1 油井基本数据 1 1 基本数据 S106 1 井基础数据见表 1 1 表表 1 11 1 S106 1S106 1 井基础数据表井基础数据表 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 X4565685 023 开钻时间2004 年 11 月 19 日 Y15235415 1 完钻时间2005 年 6 月 5 日 井口 坐标 H939 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 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 合格 244 5 P11011 99 三开 311 155445 73 273 1TP140V26 24 5443 合格 四开 2165779 1177 8KO11011 515065 06 5775 79 合格 五开 149 25884 7 裸眼 悬挂器位置1 定位短节2 定位短节 7 套管悬挂器及定位短节 工程深度 5065 06 5059 04m5460 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 2 1 2 测井解释数据 S106 1 井测井解释见表 1 2 表表 1 21 2 S106 1S106 1 井测井解释表井测井解释表 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 深 度厚度GRSPCAL RXORTDENCNLACSHPORSW PORF 地层 层号 mmAPI mV in m mg cm3 s ft 解释结论备注 T3h 1 4349 43813251 1 48 68511 9 11 7 0 74 0 65 0 22 0 272 27 2 32 22 18 784 3 83 76 1322100水层 T2a 2 4550 4581 531 554 90 9012 1 11 51 4 0 840 3 0 372 25 2 29 21 5 20 8 84 2 81 94 1020100水层 T2a 3 4592 4678862 209011 8 11 70 58 1 20 27 0 382 28 2 27 17 8 18 7 77 8 78 44 1222100水层 C1k 4 4850 5 48543 5 26 9 31 58812 1 12 2 1 53 0 92 0 67 0 292 46 2 32 9 3 13 171 9 76 2215100水层 C1k 5 4886 4891539 4 40 55512 5 12 3 3 42 2 99 1 39 0 932 43 2 42 13 2 13 977 76 7131 12100水层 C1k 6 4896 5 48992 532 66512 2 840 842 43 12 8 12 870 1211100水层 C1k 7 5002 5009 57 5 40 4 36 96512 3 12 15 8 3 51 6 0 842 55 2 43 16 6 18 7 65 6 73 4 10 15 12 16100水层 C1k 8 5029 5034538 66511 9 2 211 02 3721 76 518 100水层 C1k 9 5037 5040333 96011 9 2 531 02 4321 72 816 100水层 C1b 10 5481 5 5487 5616 30 8 57 30 8 252 58 2 64 852 602 5 20 1 2 8 3 干层 C1b 11 5501 5507616 40 8 58 196 182 45 2 656 955 602 9 23 1 1 7 5 干层 12 5798 5806 58 5 27 4 30 6 6 121 5 67 126 93 92 67 2 69 3 57 2 8352 6 5312 0 1 8 4 20 5 0 7 类储层 13 5810 5834247 18 9 6 115 5 4023 2 702 65 2 62 2 51 451 4 549 82 7 4 80 5 0 8 类储层 14 5834 5844 510 5 16 7 7 5 6 3 90 68 9 624 6 32 92 44 1 88 15 4 5 460 4 68 55 6 45 0 9 类储层 含水放空漏失 15 5844 5 58516 57 3 7 8 65 9 5 679 5 1682 6 2 64 2 96 2 758 9 56 53 5 3 1 类储层 O2yj 16 5851 586211 4 22 0 26 1 6 2 55 1 07 1 08 55 2 49 151 162 3 5 1 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 0m N1k 2594 0m N1j 3066 0 m E3s 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 3 1 3 录井显示数据 S106 1 井录井显示见表 1 3 表表 1 31 3 S106 1S106 1 井井录录井井显显示表示表 井段 m 岩屑岩芯泥浆槽面荧光气测 5 5798 14 5798 66 浅灰色含生屑泥晶灰岩 岩芯略具油味 沿缝面均匀含油 滴水呈珠状 槽面观察无显示 泥浆性能无变 化 密度1 10g cm 3 粘度49s 荧光干照黄色 发光面积40 80 氯仿浸泡液呈 无色 湿照乳白色 系列对比7级 全烃 Cn 0 0562 组份C1 0 0058 含油 6 5801 50 5801 70 浅灰色泥晶灰岩 岩芯具有油味 沿缝面均匀含油 滴水呈珠状 槽面观察无显示 泥浆性能无变 化 密度1 10g cm 3 粘度49s 荧光干照黄色 发光面积90 氯仿浸泡液呈无 色 湿照乳白色 系列对比7级 全烃 Cn 0 0566 组份C1 0 0069 含油 7 5811 50 5815 39 褐灰色泥晶含砂屑生屑灰岩 岩芯具有油味 未见油 气从孔 缝中外渗 呈斑点状含油 滴水呈 珠状 槽面观察 无显示 泥浆性能 密度1 10g cm 3 粘度45s 荧光干照黄色 发光面积10 30 氯仿浸泡液呈 淡茶色 偶见浓茶色 湿照乳白色 系列对比10 级 偶见12级 全烃 Cn 0 0578 0 8273 对比系数14 31 组份C1 0 0302 0 5105 C2 0 0 1389 C3 0 0137 iC4 0 0072 nC4 0 0031 iC5 0 0027 nC5 0 0014 干燥系数3 06 油斑 8 5815 68 5816 02 褐灰色 泥晶生屑灰岩 岩芯具有油味 未见原油外渗 呈 斑点状含油 滴水呈珠状 槽面观察 无显示 泥浆性能 密度1 10g cm 3 粘度45s 荧光干照黄色 发光面积10 氯仿浸泡液呈淡茶 色 湿照乳白色 系列对比9级 全烃 Cn 0 1628 组份C1 0 0900 油斑 9 5816 02 5817 84 褐灰色 生屑泥晶灰岩 岩芯略具油味 未见原油外渗 呈 斑点状含油 滴水呈半珠状 槽面观察 无显示 泥浆性能 密度1 10g cm 3 粘度45s 荧光干照黄色 发光面积1 2 氯仿浸泡液呈无 色 湿照淡乳白色 系列对比6级 全烃 Cn 0 1211 组份C1 0 0304 油迹 10 5818 88 5819 60 褐灰色泥晶含砂屑生屑灰岩 岩芯出筒较破碎 多被褐黄色原油 浸染 油味较浓 呈斑点 斑块状 含油 滴水呈珠状 槽面观察 无显示 泥浆性能 密度1 10g cm 3 粘度45s 荧光干照黄色 发光面积60 氯仿浸泡液呈茶 色 湿照浓乳白色 系列对比11级 全烃 Cn 0 2628 组份C1 0 1266 含油 11 5819 60 5821 90 褐灰色 亮晶生屑砂屑灰岩 岩芯略具油味 未见原油外渗 呈 斑点状含油 滴水呈半珠状 槽面观察 无显示 泥浆性能 密度1 10g cm 3 粘度45s 荧光干照黄色 发光面积1 2 氯仿浸泡液呈淡 茶色 湿照乳白色 系列对比9级 全烃 Cn 0 1444 组份C1 0 0460 油迹 12 5821 90 5822 51 褐灰色 亮晶生屑砂屑灰岩 岩芯出筒具有油味 未见原油外 渗 呈斑点状含油 滴水呈珠状 槽面观察 无显示 泥浆性能 密度1 10g cm 3 粘度45s 荧光干照黄色 发光面积6 氯仿浸泡液呈淡茶 色 湿照乳白色 系列对比10级 全烃 Cn 0 1440 组份C1 0 0443 油斑 13 5823 08 5826 40 褐灰色泥晶含生屑砂屑灰岩 浅 灰色含生屑泥晶灰岩 岩芯略具油味 未见原油外渗 呈 斑点状含油 滴水呈半珠状 槽面观察 无显示 泥浆性能 密度1 10g cm 3 粘度45s 荧光干照黄色 发光面积1 5 氯仿浸泡液呈无色 浅茶色 湿照淡乳白 乳白色 系列对比6 9级 全烃 Cn 0 1444 组份C1 0 0463 油迹 14 5826 40 5828 42 浅灰色亮晶砂屑灰岩 岩芯具有油味 未见原油外渗 呈 斑点状含油 滴水呈珠状 槽面观察 无显示 泥浆性能 密度1 11g cm 3 粘度48s 荧光干照黄色 发光面积20 40 氯仿浸泡液呈 淡茶色 湿照乳白色 系列对比9 10级 全烃 Cn 0 1211 组份C1 0 0355 油斑 15 5828 91 5829 38 浅灰色亮晶砂屑灰岩 岩芯具有油味 呈斑点状含油 滴 水呈珠状 槽面观察 无显示 泥浆性能 密度1 11g cm 3 粘度48s 荧光干照亮黄色 发光面积30 50 氯仿浸泡液 呈淡茶色 湿照乳白色 系列对比10级 全烃 Cn 0 1678 组份C1 0 0515 油斑 16 5830 20 5832 71 浅灰色亮晶 含生屑 砂屑灰岩 灰褐色亮晶含砂屑生屑灰岩 岩芯具有油味 呈斑点状含油 滴 水呈珠状 槽面观察 无显示 泥浆性能 密度1 11g cm 3 粘度48s 荧光干照亮黄 金黄色 发光面积10 50 氯仿浸 泡液呈淡茶色 湿照乳白色 系列对比10 11级 全烃 Cn 0 1420 组份C1 0 0394 油斑 17 5833 62 5834 50 浅灰色亮晶砂屑灰岩 岩芯具有油味 呈斑点状含油 滴 水呈珠状 槽面观察 无显示 泥浆性能 密度1 11g cm 3 粘度48s 荧光干照黄色 发光面积10 20 氯仿浸泡液呈 淡茶色 湿照乳白色 系列对比10级 全烃 Cn 0 0959 组份C1 0 0172 油斑 O2yj 录井 评价 时 代 层号岩性描述 录井显示资料 4 1 4 取芯情况 本井共取芯 5 回次 取芯情况见表 1 4 表表 1 4 S106 1 井取芯情况表井取芯情况表 日 期 井 深 m 月日 回 次 自至 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 51215795 675802 506 836 83100O2yj 浅灰色 含生屑 泥晶灰岩含油 51525813 005819 606 606 4798 03O2yj褐灰色含砂屑生屑灰岩 油迹 含 油 51635819 605826 406 806 6097 06O2yj 褐灰色亮晶含生屑砂屑灰岩无 油迹 51745826 405833 727 326 4688 25O2yj浅灰色亮晶砂屑灰岩无 油斑 51955833 725839 175 452 1739 82O2yj 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 表表 1 51 5 S106 1S106 1 井固井质量表井固井质量表 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 5 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 表表 1 61 6 S106 1S106 1 井原油全分析表井原油全分析表 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 l82482 37 密度 20g cm30 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 5 b 气样分析 S106 1 井气样全分析见表 1 7 表表 1 71 7 S106 1S106 1 井气样全分析表井气样全分析表 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 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 0 370 431 013 041 013 043 433 42 c 水分析 S106 1 井水样全分析见表 1 8 6 表表 1 81 8 S106 1S106 1 井水样全分析表井水样全分析表 井 号层 位井 深采样日期 温度 密度PH 值颜色气味透明度 S106 1O2yj5775 79 5822m2008 11 3221 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 230 000 009541 24 984 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 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 第一次第一次 DST 测试情况测试情况 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 7 测试结论 5851 89 5884 70m 井段为水层 2 4 第二次第二次 DSTDST 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 酸化作酸化作业业情况情况 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 图图 2 12 1 S106 1S106 1 井酸化曲线井酸化曲线 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 8 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 冲砂至 5810m 出现井漏 无法建立循环 测吸水开套管 闸门 有倒吸现象 取消酸化作业 组下 38mm 杆式泵完井 泵挂 3007 35m 修 井期间累计漏失 1 03g cm3压井液 382 5m3 开井初期日产液 21 5t 含水 100 生产过程中液面 含水逐渐下降 2012 年 7 月 7 日因供液不足间开生产至今 目 前日液 14t 含水 56 32 截止 2012 年 9 月 16 日该井本阶段累计产液 1430t 产油 207t 产水 1235t 9 截止到 2012 年 9 月 16 日 该井累计产液 37943t 产油 17500t 产水 20443t S106 1 井日度生产曲线见图 2 2 所示 图图 2 2 S106 1 井日度生产曲线井日度生产曲线 3 邻井情况 TK1121XTK1121X 井井 2008 年 9 月 4 日完钻 完钻井深 5809m 斜 5783 12m 垂 完钻 层位 O2yj T74 5737 5m 斜 5724 5m 垂 进山深度 58 62m 2008 年 10 月 9 日对 O2yj 5731 47 5809 00m 井段酸压建产 自喷期间压力 产液缓慢下降 不含水 2009 年 10 月 13 日停喷实施转抽作业 组下 CYB 44TH 管式泵至 2600m 开井初 期以 5mm 油嘴自喷生产 日产液 26 1t 不含水 生产过程中液面 产液缓慢下降 2010 年 8 月 12 日因供液不足开始实施注水替油生产 共实施注水三轮次 累计 注水 4037m3 注水过程中不起压 前两轮次注水效果较好 第三轮次注水后开井 含水上升 注水效果变差 2011 年 1 月 16 日上修实施深抽作业 组下 44mm 杆 式泵 泵挂 3525 17m 开井初期日产液 22 4t 日产油 17 4t 含水 22 28 截 止 2012 年 9 月 17 日该井累计产液 20987t 累计产油 19719t 累计产水 1268t 10 4 施工目的及方法 4 1 施工目的 留塞 5805 5805 41m 4 2 施工方法 高替高挤 管脚位置 5300m 4 3 施工要求 修井队必须保证挤注管脚以上套管 油管均无漏点 5 施工漏失及测吸水情况 本次修井过程中共漏失密度为 1 03g cm3的压井液 61 5m3 吸水情况 排量 500L min 10min 注入 5 m3 压力 18MPa 停泵 30min 压力由 18MPa 降至 13MPa 累计返液 2 2 m3 6 水泥浆设计 6 1 施工水泥浆设计参数 表表 6 16 1 水泥浆设计参数表水泥浆设计参数表 密度 g cm3 失水量 ml 7Mpa 30min 24h 抗压强度 Mpa 初始稠度 Bc 100Bc 稠化时间 min 流动度 注入排量 m3 min 1 88 100 14 15 24022 240 5 水泥浆配方阿 G 级水泥 添加剂 淡水 试验水质水泥类型试验压力试验温度 小区淡水G 级水泥65Mpa 110 升温升压 120 70min 试验条件常温常压 70min恒温恒压 测稠化时 间 塞长 m 井段内径 mm 单位内容积 l m 计算用浆量 m3 附加量 m3 总备量 m3 水泥浆用 量 m3 0 41149 217 480 019 9910 实际用量 t 14 3实际用量 m3 5 5水泥用量 t 备 量 t 20 配浆水用量 m3 备 量 m3 10 6 2 前置液设计 前置液设计见表 6 2 表表 6 26 2 前置液设计参数表前置液设计参数表 性质 密度 g cm3 设计长度 m 总量 m3 长度 m 单位环容 积 l m 总体积 m3 长度 m 单位环容积 l m 总体积 m3 配浆 水 1 02 10 11 6 3 后置液设计 后置液设计见表 6 3 表表 6 36 3 后置液设计参数表后置液设计参数表 性质 密度 g cm3 设计长度 m 总量 m3 3 1 2 油管 长度 m 单位内容 积 l m 总体积 m3 长度 m 单位内容积 l m 总体积 m3 配 浆 水 1 025 6 4 顶替液设计 顶替液设计见表 6 4 表表 6 46 4 顶替液设计参数表顶替液设计参数表 密度 g cm3 设计长 度 m 井内所处位置 0 5200 总量 m3 3 1 2 油管套管及裸眼 长度 m 单位容 积 l m 总体积 m3 长度 m 单位环容 积 l m 总体积 m3 575 7918 828 95 压 井 液 1 035300 53004 5424 1 29 2117 480 51 33 6 包含 后置 液 5m 6 5 水泥浆化验报告 施工井号S106 1实验日期2012 9 27 作业类型水泥塞施工队号调堵队 实验人员何建明实验审核王能成 井 深 m5810静温 动温 130 水泥类型G产地阿克苏水泥水质轮南淡水 泥浆比重g cm3水泥浆比重1 88g cm3 外加剂水泥降失水剂缓凝剂淡水 代号AGG310GH 9小区淡水 浓度 1004 52 50 46W C 12 加量 g 8003620312 流变性能失水实验 养护温度 93 养护时间20min时间 min压力 MPa失水量 ml 60030020010063306 938 10573452565API 失水量76 流动度22cm 游离液 250ml 2h 0 1ml 抗压强度 125 20 7MPa 24h 19 5