SYT 6293-2021 勘探试油工作规范-PDF解密

中华人民共和国石油天然气行业标准2021—11-16发布2022-02—16实施国家能源局发布I 12规范性引用文件 13术语和定义 14总体原则 2 25.1选择的原则 25.2不同井别方案的选择 25.3审批程序 36试油设计 36.1概述 36.2试油设计原则 36.3试油设计编写依据 46.4试油设计编写要求 47试油工艺 57.1工艺选择原则 57.2通井、刮管和洗井 57.3射孔 67.4测试 67.5排液与计量 67.6储层改造 67.7封层 68求产 6 68.2油水同出的自喷层 7 7 78.5非自喷层 78.6测压与测温 88.7高压物性取样 89地质资料录取 8 8Ⅱ10.1试油结论确定依据 8 910.3气层 9 9 910.6油水同层 910.7含油水层 910.8低产油气层 910.9干层 910.10低产油层 10.11气水同层 10.12含气水层 10.13油气同层 10.14低产气层 10.15含油气水层 11试油成果与验收 11.1试油资料的综合评价 11.2试油成果报告 11.3试油资料的质量评定与验收 12试油管理职责 12.1勘探项目(业务)管理部门 13试油健康、安全、环保管理 附录A(规范性)交接井管理 本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。本文件代替SY/T6293—2008《勘探试油工作规范》,与SY/T6293—2008相比，主要技术内容变化如下：a)修改了“范围”的内容(见第1章，2008年版的第1章);b)修改并增加了“规范性引用文件”的内容(见第2章，2008年版的第1章);c)增加了“术语和定义”的内容(见第3章);d)修改了“试油地质方案”的内容(见第5章，2008年版的第4章);e)修改并增加了“试油设计”的内容(见第6章，2008年版的第5章);f)修改并增加了“试油工艺”的内容(见第7章，2008年版的第6章);g)修改并增加了“求产”的内容(见第8章，2008年版的第7章);h)修改并增加了“试油结论”的内容(见第10章，2008年版的第9章);i)修改了“试油资料的质量评定与验收”的内容(见第11.3,2008年版的10.3);j)修改了“交接井管理”的内容(见第14章，2008年版的第13章);k)修改了“暂闭与弃置井管理”(见第15章，2008年版的第14章);1)删除了“封井和弃井管理”(见2008年版的附录B)。本文件由石油工业标准化技术委员会石油地质勘探专业标准化委员会提出并归口。本文件起草单位：中国石油大港油田公司、中国石化胜利油田公司、中国石油大庆油田有限责任公司、中国石油西南油气田公司、中国石油渤海钻探工程有限公司油气井测试分公司、中国石化西北油田分公司、中国石油川庆钻探工程有限公司钻采院。本文件主要起草人：李东平、邱金平、郭秀庭、任世举、张绍礼、周广清、张明友、周朗、林涛、杨东、于洪锁、王海波、李琳琳、邢晓光、周卉尧、张林、李冬梅、刘洋、李晓祥、周育文、梅显旺、本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：1勘探试油工作规范本文件规定了陆上油气勘探中试油(气)工作原则和内容的要求。本文件适用于陆上油气勘探中试油(气)的工作实施和管理。海上油气勘探可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件，不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。石油天然气储量估算规范油气藏流体取样方法试油(气)完井总结编写规范探井试油设计规范试油资料录取规范石油天然气工业健康、安全与环境管理体系废弃井及长停井处置指南3术语和定义常规油气藏conventionalreservoir常规意义上的油气聚集，这类油气藏中的油气在单一圈闭中聚集。非常规油气藏unconventionalreservoir普通勘探开采技术难以进行商业性开发的油气藏。赋存于富有机质页岩层系中的石油。24总体原则4.1勘探试油的主要任务是发现、证实、评价油气层，为落实油气储量提供地质资料。4.2勘探试油应遵循保护油气层的工作原则，确保试油质量，符合健康、安全、环保及井控规定。4.3勘探试油应优化设计，加强试油新技术研发，采用先进、经济适用的工艺、技术。4.4勘探试油应有效运行试油监督机制，对施工过程和施工质量进行有效监督。4.5运用试油及相关资料，对油气层进行综合评价。5试油地质方案5.1选择的原则试油地质方案选择的原则如下：a)根据钻井过程中放空、井涌、井漏、录井异常或直接见油气显示等资料，及时进行中途测试；b)根据钻探目的与地质任务，结合录井、测井的地质综合解释资料，进行分段、分层试油，避免大井段合试和多解释结论层合试。c)确定有效厚度下限的储层进行单层试油d)应按由下至上的顺序逐层进行试油。5.2不同井别方案的选择落实油气显示层段的流体性质及产量、压力、温度，及时发现油气流，为区域含油气远景的早期评价提供资料依据。选层依据如下：a)地质录井见油斑级别以上显示或气测异常，测井综合解释为油气层；b)地质录井见油斑级别以下显示，气测异常明显，测井、综合解释为差油层、油水同层或可疑油气水层；c)电缆地层测试后需证实的层段；d)钻进过程中发生井漏、放空等异常情况的层段。证实主要含油气层系的流体性质及产量、压力、温度，以发现油气层，查明油气层位及其工业价值，为提交预测储量及控制储量提供资料依据。3选层依据如下：a)地质录井为油斑级别以上显示，气测见异常，测井或综合解释为油气层；b)地质录井为荧光级别以上显示，气测见明显异常，但电阻率偏低，测井或综合解释为可疑油气层；c)地质录井为油斑级别以下显示，气测见明显异常，测井、综合解释为差油层；d)气测异常的碳酸盐岩储层；e)油层或水层界限不清的矛盾层；f)钻进过程中井涌、井漏、放空的异常裂缝层；g)区域目的层段的典型水层；h)电缆地层测试后需证实的层段。查明油、气、水层的分布规律和产能变化特征及地层压力变化趋势，掌握油气藏的驱动类型，探明油气边界，圈定含油气面积，为计算控制储量和探明储量提供资料依据。选层依据如下：a)新层系的油气显示层；b)目的层或主力油气层；c)针对储层的岩性、电性、物性、含油性关系，已进行取心的油气显示层段；d)测井解释为油气层，但有效厚度小于1.0m的下限层；e)确定有效厚度下限的储层进行单层试油；f)油水过渡带的界限层；g)电缆地层测试后需证实的层段。由勘探项目(业务)主管部门组织有关单位拟定试油地质方案，并由勘探项目(业务)主管部门负责人审批后书面下达。6试油设计6.1概述试油设计是试油施工、预算、招(投)标、监督管理、完工验收的依据，包括试油地质设计、试油工程设计、试油施工设计三部分。6.2试油设计原则试油设计应具有针对性、先进性、预见性、安全性、经济性、适用性，所选用技术的配套性和可操作性，遵循以下原则：4a)达到地质目的和要求；c)录取资料数据准确可靠；d)保护好油气层及井筒；e)可靠易行，快速经济。6.3试油设计编写依据试油设计分别按以下依据编写：a)试油地质设计依据：1)试油地质目的和试油层基本情况；2)试油地质方案；3)钻井完井基本数据；4)相关标准。b)试油工程设计依据：1)试油地质设计提供的数据、2)试油井筒条件；3)试油工程要求；4)技术装备状况及要求；5)相关标准。c)试油施工设计依据：1)试油地质设计；2)试油工程设计：3)技术装备状况及要求；4)相关标准。6.4试油设计编写要求6.4.1试油地质设计编写要求6.4.1.1试油地质设计应提供基本地质情况，明确试油目的和资料录取要求，预测目的层的产量、压力、温度及流体性质，并提出工艺建议及井控、QHSE、应急预案要求。内容与格式按SY/T5980的有关规定执行。6.4.1.2勘探项目建设单位应负责编写或委托具有设计资质的单位编写试油地质设计，组织设计评审及设计的审核、审批。6.4.1.3试油地质设计应随试油地质方案变更而同时变更，审批流程同试油地质设计。6.4.2.1试油工程设计应通过参数计算，优选并确定合理的试油工艺。试油工程设计宜充分考虑试油目的和要求、井筒状况、邻区邻井试油情况、设备能力、工艺发展与技术先进性，同时，应提出对应的井控装置和安全、环保应急预案要求。内容与格式按SY/T5980的有关规定执行。6.4.2.2试油工艺应在钻井与完井设计中提出相应要求，使钻井与完井满足试油基本条件。6.4.2.3优选试油工艺，优先采用新工艺、新技术，提高试油工程质量和经济效益，达到对地层的科学认识和正确评价。完井试油应采用保护油气层的工艺技术。56.4.2.4重点试油工程项目的设计应组织专家进行论证。6.4.2.5勘探项目建设单位应负责编写或委托具有设计资质的单位编写试油工程设计，组织设计评审及设计的审核、审批。6.4.2.6试油工程设计主要应包含以下内容：钻井基础数据、前期试油情况、设计(措施)依据及地质方案要求、试油主要设备及工具、井控要求、试油工序及工期、健康安全环保措施及应急预案、油层保护措施、参考及引用标准、管柱结构、力学分析计算等。6.4.2.7试油工程设计应随试油地质设计变更而同时变更，审批流程同试油工程设计。6.4.2.8试油期间应建立有效的井筒屏障，根据需要开展井筒完整性评价，确保井筒安全。6.4.3试油施工设计编写要求6.4.3.1试油施工设计应制定详细施工步骤、操作要求、材料明细、录取资料的具体要求和措施，细化完善质量、安全、环保、应急预案，编写井控设计和试油健康安全环保的指导性文件。内容与格式按SY/T5980的有关规定执行。6.4.3.2试油施工设计由试油工程技术服务部门(施工单位)组织编写，组织设计评审，负责设计的审核、审批，报勘探项目建设单位备案。6.4.3.3试油施工设计应包括井控设计和健康、安全、环保策划书。6.4.3.4试油施工设计应随试油地质设计、试油工程设计的变更(修改)而同时变更(修改),审批流程同试油施工设计。6.4.4试油过程中的增产措施设计编写要求7试油工艺7.1工艺选择原则7.1.1新区、新带或新层系的各类探井，若钻遇油气显示，应根据储层和井况选择适用的测试工艺及时进行中途测试。7.1.2各类探井的完井试油，应采用保护油气层的配套试油工艺。低渗储层和认为存在污染的储层应采用合理的储层改造措施，获得储层的真实流体性质和产能，正确评价油气层。7.1.3自喷层优先采用试油资料自动采集、计量和远程实时传输系统及地层测试技术，在取全、取准资料的同时，应获得一个工作制度下的稳定压力恢复资料。7.1.4深井、高温、高压、含有毒有害气体储层优先采用射孔与测试联作或射孔、测试、酸化、再测试联作技术进行试油，优先采用压控式测试工具和采油树。7.1.5非自喷层应优先选用三联作(射孔+测试+排液)、四联作(射孔+测试十措施改造+排液)工艺技术试油。7.1.6稠油、高凝油井可采用电加热、蒸汽吞吐、二氧化碳辅助降黏冷采等工艺试油。7.1.7非常规层宜优先采用套管分段压裂工艺，措施前应求取区域地层静压资料，措施后再录取地层的液性、产量等试油资料。7.2通井、刮管和洗井射孔和测试前应进行通井、洗井和试压，封隔器坐封井段应进行反复刮管。67.3.1优化射孔设计，应采用能有效保护储层的优质射孔液。7.3.2优先选用油管输送射孔或射孔测试联作工艺。7.3.3采用的射孔器材应经国家授权的检测部门检测合格(新产品试验除外)。7.4.1深井、高温、高压储层试油时，应对试油和储层改造管柱、套管、井口装置、地面分离计量流程进行各种工况下的力学分析、计算，确保试油施工安全。7.4.2根据测试层段的地质情况及预测产能选择测试方式和工具类型，深井、高温、高压储层优先采用压控式测试工具，含有毒有害气体储层应采用相应材料等级的测试工具、井口和地面分离计量流程。7.4.3根据储层地质情况及测试管柱承压能力确定合理的测试压差。7.4.4自喷层宜进行二开二关测试，根据需要也可进行多次开关井测试。7.4.5非自喷层宜进行二开二关测试，有条件时进行三开排液求产。7.4.6储层高压(大于70MPa)或高温(大于150℃)气井和凝析油气井，宜进行一开一关测试。7.4.7出砂层、含有毒有害气体储层测试和裸眼井中途测试层，根据实际情况确定开关井工作制度。7.5.1在排液与计量求产过程中，应优先采用密闭计量求产装置和容器，防止造成环境污染。7.5.2自喷油气层应优先采用试油资料自动采集和远程实时传输系统及自动分离计量系统进行计量7.5.3原油产量应按规定扣除其含水、溶解气的体积。7.6储层改造7.6.1依据储层的岩性、物性、油气显方层污染情况及试油成果选择针对性的改造措施，并确定合理的施工规模，取得储层的真实流体性质和产能，正确评价油气层。7.6.2改造措施应优选入井材料，优化施工工艺，并选用合理的助排措施。7.6.3改造措施设计应明确入井液体系配方及性能指标，并提供相应的试验结果。7.6.4进行储层改造时，优先采用带井下监测仪器的改造措施管柱，记录井底压力、温度变化等资料。7.6.5非常规层推荐优先采用套管分(层)段压裂方式。7.6.6储层分(层)段改造时，推荐采用合适的监测技术，用于分析评价改造效果。7.7.1根据待封隔井段的情况，优选注灰、电缆桥塞、机械桥塞或组合等封隔工艺。7.7.2封层后要进行实探和验封，确保封隔质量。8求产8.1自喷油层8.1.1常规油层，当油井自喷正常时，含水降至5%以下，井口压力稳定，即进入稳定求产阶段，试油稳定求产的标准如下：a)产油量大于或等于500t/d时，连续求产8h,1h计量一次，波动不应超过5%;7b)产油量在小于500t/d～300t/d时，连续求产16h,1h计量一次，波动不应超过10%;c)产油量在小于300t/d～100t/d时，连续求产24h,1h计量一次，波动不应超过10%;d)产油量在小于100t/d～20t/d时，连续求产32h,2h计量一次，波动不应超过10%;e)产油量小于20t/d时，连续求产48h,4h计量一次，波动不应超过15%。a)某一制度下产油量在100td～50td(含)时，连续求产120h,2h计量一次，波动不应超过15%;b)某一制度下产油量在50t/d～20td(含)时，连续求产168h,2h计量一次，波动不应超过15%;c)某一制度下产油量小于20t/d时，连续求产168h,4h计量一次，波动不应超过20%。地层压力15%压差下的平均产量作为试油产量。排出井筒容积一倍以上或水性稳定后，井口压力稳定，连续进行48h的稳定求产，2h计量一次，8.3.1常规气层，当井内的积液放喷干净后，井口压力稳定，取得一个高回压下(生产压差小于原始地层压力的20%)的稳定产量与稳定压力恢复曲线。稳定求产的标准如下a)产气量大于或等于50×10m²/d时，井口压力与产量连续稳定2h以上，产量波动不应超过10%;b)产气量在50×10^m²/d～10×10*m²/d时，井口压力与产量连续稳定4h以上，产量波动不应超过10%;c)产气量小于10×10*m³/d时，井口压力与产量连续稳定8h以上，产量波动不应超过10%。始地层压力的20%)的稳定产量与稳定压力恢复曲线，稳定求产标准如下：a)产气量大于或等于30×10m²/d时，井口压力与产量连续稳定24h以上，产量波动不应超过15%;b)产气量在30×10m²/d～20×10°m²/d(含)时，井口压力与产量连续稳定36h以上，产量波动不应超过15%;c)产气量在20×10⁴m²/d～10×10m²/d(含)时，井口压力与产量连续稳定48h以上，产量波动不应超过15%;d)产气量小于10×10°m²/d时，井口压力与产量连续稳定72h以上，产量波动不应超过15在确定合理的工作制度后，定时或定压求产，以连续三个间喷周期产量为准，间喷周期时间不低于24h,常规储层产量波动不应超过20%;非常规层产量波动在25%以内为合格。试油定产为三个间的标准如下：a)产液量大于或等于50t/d时，连续求产24h,1h～2h计量一次，波动不应超过10%;8b)产液量在小于50t/d～20t/d时，连续求产48h,2h计量一次，波动不应超过15%;c)产液量小于20t/d时，连续求产72h,2h～4h计量一次，波动不应超过15%。产的标准如下：a)产液量大于或等于50t/d时，连续求产48h,1h～2h计量一次，波动不应超过15%;b)产液量在50t/d～20t/d(含)时，连续求产72h,2h计量一次，波动不应超过20%;c)产液量小于20t/d时，连续求产96h,2h～4h计量一次，波动不应超过25%;8.6.1新区、新层系的第一口探井应进行探边测试和试采。其他探井选用压力恢复资料推算静止压8.6.2凡自喷的油、气、水层都应实测流动压力，每个工作制度测得两个以上合格的流油气层流压值波动不大于0.1MPa为合格，非常规层流压值波动不大于0.3MPa为合格)。对井口压力探井测试应录取资料内容见表1。油(气)层类别求产曲线高压工作自喷油层测测测测选测取测选测选测自喷气层测测测测选测取测选测选测自喷油水层测测测测测测测选测非自喷层定时、定压、定深选测测测选测选测选测试油结论确定依据见表2。对于页岩油是否具有商业开采价值，在进行储量上报前，其中探明地质储量应试采12个月以上，控制地质储量应试采6个月以上，预测地质储量应试采3个月以上。9表2储量起算标准油气层深度m工业油流下限陆地海域(300m以内水深)陆地海域(300m以内水深)陆地海域(300m以内水深)陆地海城(300m以内水深)陆地陆地海域(300m以内水深)具有工业油流，综合含水在5%以下的产油层。出水量高于干层标准而油气产量低于干层标准上限的产水层，见表具有工业油流，综合含水在5%～20%的产油层。油的产量达到工业油流的标准，综合含水超过20%的产层。油的产量未达到工业油流的标准且产水量高于干层标准的产层，见表3。经试油或措施改造后，日产液量低于干层标准的产层，见表3。mm日产量d油气水222211试油成果与验收11.1试油资料的综合评价利用地层测试、试井及常规试油获取的成果资料对油气层进行评价，改造层应进行改