高压高含硫高产气井酸压与储层改造效果评价经验总结

1、XXXXXXXXXXX开发井XXXXX井增产措施评估分析百度文库目录XXXXX井增产措施评估分析11.井层评估31.1 层位划分31.2 岩性特征31.3 物性特征31.4 井身结构特征51.5 温压特征61.6 邻井措施61.7 应力方位特征71.8 小 结82.措施及测试概况82.1 措施概况82.2 测试结果83.增产措施后评估93.1 气层分布特征及非均质性103.2 施工曲线分析113.3 参数求取123.4 排液跟踪143.5 产能初步评价143.6 小 结164.初步研究结论及建议171.井层评估XXXXX井位于恰什古伊构造高点附近，XXXX构造XXX井169.24°方

2、位0.778km处，考虑断层及分布。1.1 层位划分地层分层数据表明，筛管段为基末利阶底部（约11m），贯穿整个XXXX，分层数据标注未穿SS层，终靶点位于SS层上部，与钻井设计相符。XXXXX井地层分层补心海拔（m）283.57层底海拔（m）阶斜深(m)斜厚(m)垂深(m)垂厚(m)2524.9 8.0 2524.6 8.0 -2241.052981.3 456.4 2981.0 456.4 -2697.383034.4 53.0 3033.6 52.6 -2750.073292.0 257.6 3260.9 227.3 -2977.33 3530.4 238.4 3415.2 154.3

3、-3131.63 3540.2 9.9 3420.5 5.3 -3136.93 3817.8 277.6 3495.7 75.2 -3212.08 3905.6 87.8 3511.0 15.3 -3227.38 3976.0 70.4 3524.9 13.9 -3241.35 未穿167未穿28.9-3270.27井底深（m）41433553.8备注：层底海拔已经井斜校正1.2 岩性特征钻井录井表明钻至GAP及以下层位后岩性均为灰色或褐灰色灰岩，以往全岩分析数据表明储层方解石含量95%以上，粘土矿物含量低于1%，适于开展以酸为工作液体系的增产措施。样号（内袋号）块号全岩定量分析(%)粘土总量

4、石英钾长石斜长石方解石白云石黄铁矿XXX4-44/11118883XX(J3k-0 3551.17)6-86/1101297XXXX(J3k-0 3614.60)11-78/9611981.3 物性特征测井解释成果表明筛管完井段贯穿1、2、3和部分4层：解释气层总厚度341.3m，加权平局渗透率7.76md，加权平均孔隙度8.84%；解释差气层总厚度63.9m，加权平局渗透率0.13md，加权平均孔隙度3.95%。进一步划分气层物性特点，解释成果可见储层以渗透率大于10md的层段为主，占气层总厚度的49%，大于5md的储层占总气层厚度的62%，小于1md的层段只占24%。渗透率区间（md）厚度

5、（m）加权平均渗透率（md）加权平均孔隙度（%）K>10166.512.9210.745<K<1043.97.949.871<K<547.92.137.130.5<K<145.90.725.89K<0.537.10.344.98“XXXX单井岩芯描述与储层沉积学特征研究”研究成果表明，该区域井层物性差、渗透率低，但存在一定天然裂缝，天然裂缝。薄片资料微观裂缝参数统计，表明裂缝开启度分布范围为0.00325mm1.25mm，属于微裂缝，裂缝孔隙度分布范围在0.110之间，平均5.6，渗透率分布范围为0.65×10-3m2 19.35

6、15;10-3m2 ，平均3.25×10-3m2，可见微裂缝的存在对储层的贡献主要体现在改善渗透性方面。 XXXX井岩心裂缝描述统计裂缝类型XVhp层XVa1层Z层XVa2层裂缝 条条/m裂缝 条条/m裂缝 条条/m裂缝 条条/m水平裂缝2915.63427.4350320.1254021.6低角度斜交缝2374.561854.021656.61606.4高角度斜交缝641.23651.41291.16391.56垂直裂缝1232.371884.09230.92491.96缝合线2043.922675.835214.0829311.72储层渗透率低，气水相对渗透率更低，研究表明，当气

7、水相渗透率相交时，气相渗透率远远小于水相，并且储层为亲水储层，储层以中、小孔为主，外侵液体易进难出。XXXX井卡洛夫牛津阶储层相对渗透率综合数据表块号深度（m）孔隙度（）束缚水时交点处残余气时含水饱和度（%）气有效渗透率（md）含水饱和度（%）气水相对渗透率（md）含水饱和度（%）水相相对渗透率（md）A13469.250.964.90.024772.50.024473.50.02682-25/1183481.337.632.70.42773.10.069960.2612-117/1183494.869.327.90.51777.80.09897.90.5633-95/1033511.766.

8、589.10.092993.20.03395.80.03394-79/1113525.587.6470.34760.088396.80.4425-9/343532.738.448.90.33287.80.029598.20.1016-86/1103551.174.347.70.42682.10.062291.60.4257-28/633559.446.643.60.32976.10.077794.10.247A93578.477.828.20.38557.20.06387.20.463A113600.193.443.30.20572.30.03284.60.168XXXXX井本身测井解释成果表

9、明该井具备较好的有利储层厚度和物性，但非均质性较强；XXX井岩心分析表明该区域基质气测有效渗透率低，虽然存在一定裂缝，对渗透率改善起到一定作用，但属于微裂缝，其连通性差，同时储层亲水，以中、小孔为主，束缚水饱和度大，含水饱和度上升后气相渗透率下降迅速。鉴于其物性特征，认为该井应在均匀解堵的基础上，尽可能提升大斜度筛管完井井段的动用程度，对物性较差的井段进行改造，形成人工裂缝；同时应控制酸液质量，优选高效助排表面活性剂，缩短返排时间、提升返排率。1.4 井身结构特征该井139.7mm筛管悬挂3473.23-4141.50m，244.5mm中层套管下深03529.97，与地层接触的筛管段：3529

10、.974141.5m，长611.53m。固井解释29903285m好，存在未解释段。产层段采用聚磺盐水钻井液，密度1.871.89，钻井描述未见漏失。1.5 温压特征储层高温，根据相邻构造已钻井测试资料，预计本井XVa2XVhp测试层地层压力60.9MPa左右（垂深3490m），地层温度127，井口关井压力51MPa左右。表3-2 XXXXX测试层地层压力和地层温度预测试油层层位井 段(m)厚度(m)预测压力系数预测地温梯度(/100m)预测地层压力(MPa)预测地层温度()试气层XVa2-XVhp4143.03540.2垂深:3553.83420.5602.81.783.6460.9127说

11、明： 温度梯度根据邻井Cha-101D在井深3100m实测温度121.7折算； 压力系数根据Cha-21井hp层测试压力资料预测；储层温度高，酸盐反应速度快，酸蚀作用距离相对小；地层压力高，储层破裂压力高，酸压过程中井口压力相对高。1.6 邻井措施根据XXX井XVa1层3629.0m3620.0m层段挤注测试数据，瞬时停泵井底压力82.2MPa，求取储层破裂压力80MPa左右，折算地层破裂压力梯度0.022MPa/m。XXXX井最高施工排量2.1m3/min，初期施工井口压力60MPa以上，地层遇酸后井口压力54.54MPa，储层物性差、吸液能力低，中途停泵压力43.6MPa，折算井底压力80

12、MPa以上，酸化后测试产气量低，只见微气，产水7.5m3/d。 XXXX井XVhp-XVa1层3480.03569.0m段酸压最高排量3m3/min，初期井口压力60MPa以上，地层遇酸后井口压力38MPa，该井射孔厚度大，储层物性好、吸液能力强，停泵后压力在28MPa左右，折算井底压力63MPa，表明酸压改造改善了井筒与储层的连通性，该层测试产气量7.5×104m3/d左右，产水8.22m3/d。XXXX测试产气量同样较低，35543545、35373518.5m层段日产气5.25×104m3/d左右，同时日产水12.88m3。测试结果表明，该区域储层物性差、产能低，产气

13、的同时均产水。1.7 应力方位特征XXXXX井闭合方位262度左右，大斜度段东西向，参考XXXX井、XXXX井的应力方位和天然裂缝方位（300340°），大斜度井眼贯穿天然裂缝方向，其夹角在4080°范围内，贯穿天然裂缝有利于产能，同时有利于后期改造形成与井筒成一定夹角的横切裂缝。但同时，本已存在的天然裂缝会影响人工裂缝的沟通距离，形成多裂缝同时进酸。1.8 小 结通过对XXXXX井井层资料的初步分析，得出以下结论及认识：XXXXX井钻遇目前地质上已经落实储量的XVhp、XVa1和XVa2层，钻井成功且达到了设计要求；该井产层以较纯灰岩为主，适于酸液为工作液体系进行措施改造

14、；测井解释表明储层物性较好，具有较厚的有效产气层，邻井岩心分析表明存在微裂缝并能够进一步改善渗透率，但基质渗透率低，并且束缚水饱和度高，水相饱和度增加对气相渗透率影响大；该井以筛管完井，有利于井筒与地层的充分连通，但不利于针对具体层段置酸，不利于实现整个井筒的均匀改造；储层压力系数高（1.8左右），有利于排液，但地层温度高（120），酸盐反应速度快、作用距离受限；邻井措施和测试成果表明，直井产能低、储层物性较差，地层基质破裂压力梯度可能达到0.022MPa/m（受地层压力、污染程度等影响），改善后地层吸液压力梯度降低至0.018MPa/m左右；从取得的地应力方位、天然裂缝方位数据可知，本井大斜

15、度井眼方向与最大主应力方位成一定夹角，有利于横切缝的产生。2.措施及测试概况 XXXXX井3月19日进行酸化（酸压）措施，以提高单井产能，酸化前后进行测试，以评价酸化效果。2.1 措施概况XXXXX井4 1/2油管为主的测试和措施作业管柱，酸化管线试压65MPa，平衡压力30MPa，稳压10min。酸化施工高挤转向酸200m3, 泵注压力23-51MPa，排量3.0m3/min，平衡压力7-24MPa，顶替清水50m3, 泵注压力23-32MPa，排量3.0m3/min，平衡压力7-12MPa。11:00施工结束，关井侯酸反应，整理井口返排装置，12:20min开始排液，中间间隔约1小时20分

16、，13:00井口气液同出，且点火燃，焰高5-10m，至16:00累计排液165m3。建议：对施工停泵后压降部分监测1530min。2.2 测试结果措施前后测试结果见下表，可见措施前3月18日测试，12.7mm油嘴油压40.46MPa，压力计监测井底流压49.42MPa，产油20.4m3/d，产气83.3万方/d；3月22日12.7mm油嘴油压41.01MPa，压力计监测井底流压49.83MPa，产油29.26m3/d，产气85.23万方/d，恢复措施前产能并在生产压差降低的条件下比措施前略微增加。日期油嘴（mm）油压（MPa）套压（MPa）油（m3/d）气（m3/d）水（m3/d）压力计监测压

17、力（MPa）压力计监测温度（degC）2014/3/1812.740.46 26.82 20.40 8330891.6849.42 120.2872014/3/2212.741.01 28.90 29.268523196.3649.83 118.529延长测试，产气量不能稳定，井底压力计监测压力从49.83MPa下降到39.90MPa，表明该井外围区域渗透率低，需要从试井上进一步分析。日期油嘴（mm）油压（MPa）套压（MPa）油（m3/d）气（m3/d）水（m3/d）压力计监测压力（MPa）压力计监测温度（degC）2014/1/2912.740.06 31.21 18.46 833197

18、8.18 2014/3/177.946.56 21.25 12.60 4260180.12 55.38 119.8842014/3/189.545.23 23.89 16.80 5583660.1453.94 120.17811.142.98 25.74 19.20 6920201.2751.85 120.28712.740.46 26.82 20.40 8330891.6849.42 120.2872014/3/19酸化2014/3/207.943.05 22.05 10.87 3755510.1251.06 117.4839.542.58 23.64 15.12 5162120.1650.

19、69 118.1152014/3/2111.141.72 25.08 19.68 6629372.3949.96 118.40512.740.69 24.58 17.35 8293263.1741.69 93.0182014/3/2112.739.86 24.71 20.88 815689 3.07 48.67 118.8622014/3/2212.741.01 28.90 29.268523196.3649.83 118.5299.541.60 26.90 15.97 5189221.8850.08 118.3012014/3/2312.740.23 27.60 23.83 8320665.

20、5048.98 118.9177.941.56 24.02 8.98 366698 0.60 49.44 118.2212014/3/249.540.69 24.82 14.06 504510 0.84 49.05 118.69711.140.05 25.87 18.74 6470422.1648.39 119.01412.738.7827.72 19.10 8012642.8647.38 119.10114.337.21 27.46 23.59 961298 6.31 46.12 119.2062014/3/2512.737.99 21.85 25.03 774109 5.54 46.50

21、119.012014/3/2612.736.08 16.79 22.51 737768 4.39 44.30 118.9832014/3/2712.734.56 14.99 18.11 708224 3.55 42.73 119.0642014/3/2812.733.95 14.35 16.10 695514 3.16 39.90 114.2193.增产措施后评估增产措施应遵循以下原则：1）酸化以解除近井筒污染为作业目标；2）酸压以形成新的人工酸蚀裂缝，沟通更远储层或获得更大的井筒与地层连通能力为目标；3）大斜度井、水平井增产改造亦需进一步提升长井段的动用程度。XXXXX井未取得明显的效果，在

22、从地质、气藏上重新认识控制储量外，需要从以上三个方面进行评价，同时需要论证酸液的适应性。目前转向酸液体系已经在阿姆河右岸应用多井次，尤其是针对萨曼杰配气田孔洞型储层获得显著效果，其添加剂及液体性能已经开展过评价，性能均符合行业标准要求，但针对高温、基质渗透率低的储层仍具备进一步优化的潜力，尤其是高温下的缓速性能、转向性能和表面活性剂助排性能。对此，XXXXX井效果不明显，应主要评价其工艺的适应性。3.1 气层分布特征及非均质性前文统计表明，本井储层以渗透率大于10md的层段为主，占气层总厚度的49%，小于1md的层段只占24%，储层物性特征分布特征见下图，可见储层渗透率和孔隙度较好的储层主要集

23、中在中上部。测井解释渗透率特征曲线见下图，红色表示有效渗透率大于5md的物性层段，绿色代表孔隙度大于8%的物性层段，蓝色表示含水率大于30%的层段沿井眼轨迹的渗透率、孔隙度分布特征表明，物性最好的储层段位于筛管最起始部位35603680m段，跨度120m，最高渗透率18.32md；其次分布在38103910m，渗透率为10.66md；另有39754000m段，跨度25m，渗透率为8.59m；而含水饱和度高的储层主要集中在下部。井眼轨迹贯穿各个层位见下图。入井流体污染地层主要有以下4种类型1： （1）入井流体中的固体颗粒侵入地层引起储层污染堵塞；（2）入井流体长时间滤失，滤液使岩石中粘土矿物产生

24、分散膨胀作用，导致孔隙喉道堵塞或缩小；（3）入井流体侵入地层，引起原油乳化形成乳化堵塞；（4）入井流体侵入地层，改变了近井地带的润湿性,形成较高的表皮系数。XXXXX井区纯灰岩产层段粘土矿物含量小于1%，含少量凝析油，可能出现的伤害类型为第（1）种，待评价为第（3）和（4）种。根据储层伤害规律，均质地层污染程度随钻井液浸泡时间增加而增加，非均质储层则更易伤害高渗透储层区域，但随着生产进行，高渗储层污染物更易随产出流体带出地层从而达到自修复。对此，针对本井情况分析如下：（1）筛管完井，非均质性强，均匀酸化难度大；（2）如果存在污染，则物性较好的层段污染最为严重，是酸化需要首先要考虑解堵的区域；（

25、3）如果污染随着酸前高产测试自修复，则应考虑物性相对较差层段，但由于解堵后进一步增大了非均质性，导致均匀酸化的难度更大。（4）如果均匀改造，尤其是对筛管下部含水率较高的储层酸压改造，则出水的可能性较大。3.2 施工曲线分析计算求取井底施工压力，结算结果见下图，施工初期转向酸顶替原测试管柱内液体，摩阻高，井底压力在78.5MPa左右，折算压力梯度0.0224MPa/m，结合以往施工数据的分析结果，本井已经压开了地层。施工初始阶段井底压力不断降低，表明裂缝的缝宽与长度均在变化，增强了吸液面积；施工第13分钟排量稳定，地面压力与井底压力均有明显变化，井底压力从67.25MPa上升到69.70MPa，

26、分析认为可能是酸液粘度高于井筒内流体，进入地层过程中引起的净压力的变化，随后压力迅速降低至59.5MPa后保持稳定，表明酸液溶蚀了压裂裂缝的壁面，进一步改善了人工裂缝区域与地层的沟通能力。之后的施工过程中压力一直平稳，表明后续酸液对底层及井筒的沟通能力不大。第61分钟左右排量变化，推测酸液量减少，地面进行清罐，但排量从3m3/min降低到2.5m3/min再降低到2m3/min，地面压力变化不大，表明井筒流动摩阻较小。再次提升排量至3m3/min后，井底压力略有上升后下降回归，其可能是变排量后部分张开缝闭合，亦可能后期混注顶替液，计算过程中摩阻的影响。酸化过程中没有井底压力监测数据，定量分析难

27、度较大。如果是部分张开缝闭合影响，则一定程度说明酸蚀形成的裂缝保持能力较低（可能出现下图C所示情况），与高温及同一层位大量进酸导致溶蚀量大、裂缝壁面支撑点弱有关。通过施工曲线分析可知，本井压开了地层，地层进液能力增加，但由于本井筛管完井段长、非均质性强，施工曲线显示施工至20min左右井底压力就已经趋于平稳，可能压开的只是某一个层位。3.3 参数求取计算求取裂缝形态及参数，计算结果见下图，可见酸蚀缝长40m左右，酸蚀纵向缝高55m左右，最大缝宽0.371cm，平均缝宽0.245cm。裂缝参数见下图，可见第35分钟后缝长与缝宽变化不明显，证明改造层位优化的酸液量在110m3左右，后续酸液并不能获

28、得更大的井筒沟通区域。导流能力受各种因素影响，对本井影响较大的为闭合压力与酸液接触时间，室内研究结果表明酸液接触时间太长，不利于导流能力在高闭合压力条件下保持2。结合本井的情况计算求取的导流能力、蚀刻缝宽及温度随裂缝分布情况见下图，裂缝参数见下表。平均导流 (mD·m)704.6酸蚀刻裂缝半长 (m)46无因次导流2.29闭合后最大缝宽 (cm)0.37平均储层渗透率 (mD)6.72闭合后平均缝宽 (cm)0.24缝高顶部 (m)3426平均裂缝蚀刻宽度 (cm)0.687缝高底部 (m)3470多裂缝因子7.0对整个筛管井段进酸及酸蚀形态分析，主蚀刻裂缝形态位于筛管起始端部，表明

29、采用的笼统注入工艺，对整个井筒动用程度的提升作用有限。3.4 排液跟踪本井11:00施工结束，关井侯酸反应，整理井口返排装置，12:20min开始排液，中间间隔约1小时20分，13:00井口气液同出，且点火燃，焰高5-10m，至16:00累计排液165m3。酸压后关井反应时间主要考虑酸盐反应速度、井自身返排能力、施工规模大小等，通常在0.52个小时内返排。本井采用转向酸体系，本身具有低伤害的特征，同时本井自身返排能力强，现场通过组织控制，本井防喷排液在合理时间范围内。酸压形成的酸蚀裂缝是依靠非均质沟槽的支撑点保持，溶蚀量大、较软地层均可能造成支撑点强度降低，从而导致导流能力保持率低，因此建议排

30、液过程中尽量避免瞬时关、停井，造成井底流压的剧烈波动和不合理的大压差，而应该逐步更换油嘴尺寸，保持稳定的排液速度。3.5 产能初步评价参考试油地质设计中的井层基本参数进行产量初步分析，参数见下表，地质设计中垂直渗透率高于水平渗透率，垂直渗透率/水平渗透率=10.98，由于对产能影响较大，并且无盖数据相关依据，因此考虑纵/垂均为6.55。XXXXX井测试井/层基础数据表参 数试油层测试层位XVa2XVhp测试层段（m）3540.24143.0有效斜厚（m）405.2垂直跨度（m）133.3储层厚度（m）80井储系数（m3/MPa）0.24表皮/酸化表皮50 / 0斜井段中部至储层底界垂深(m)4

31、5垂直渗透率（mD）6.55垂直渗透率/水平渗透率10.98含水饱和度（%）33.65孔隙度（%）8.07地层压力（MPa）60.90气体相对密度0.65对表皮系数敏感性分析见下图，可见，井筒表皮从50下降到0，则产气量从26万方/天上升到177万方/天，本井未获得明显效果，只能说明：1）本井酸化前没有很高的表皮系数；2）酸化没有达到解堵效果。本井测试产量高达80万方/天，显然第一种解释更为符合实际情况。对储层有效厚度进行分析，分别设定有效厚度为80、55、35和15m，可见6.5md储层渗透率条件下的初期产气量在80万方/天左右，说明有效动用储层厚度低于地质工程设计的80m，或有效渗透率低于

32、6.5md。假设有效厚度为80m，则有效渗透率为2.5md时，初期产气量为80万方/天左右。鉴于测井解释的非均质性，认为本井有效厚度小于80m，且存在有效渗透率高于2.5md的层段。3.6 小 结综上分析表明：1）现场组织、实施等达到了地质设计和试气工程设计的要求，保证了施工安全和规范；2）施工曲线表明压开了地层，并一定程度上改善了井筒与地层的沟通能力；3）本井井段长、非均质性强，试气工程设计中采用笼统注入的工艺方法针对性较差，易形成局部人工裂缝和大量进酸的情况，导致局部过度溶蚀，不利于裂缝导流的保持；4）产能初步分析表明，本井措施前存在较大表皮的可能性较低，并且有效动用厚度或渗透率参数没有试

33、气地质设计中给定的数值高，需要从数模、试井等数据中进一步分析。4.初步研究结论及建议对XXXXX井岩性、物性、裂缝及应力方位、经验轨迹及层位分布、酸压施工曲线特征、测试情况等进行了综合分析，初步得出以下结论：1.对XXXXX井储层的评价结论：XXXXX是大斜度井型，采用筛管完井方式，其特点：储层具有高温、高压的特征；岩性具有纯灰岩、含极少量粘土矿物的特征；物性具有基质渗透率低、水相对气相渗透率影响严重、含有微裂缝的特征；大斜度闭合方位与最大主应力具有明显夹角、沿贯穿天然裂缝的方位完井的特征；物性好的储层位于筛管段中上部、筛管段下部含水饱和度高等特征；2.对XXXXX井工程评价的结论：XXXXX井达到了钻井设计目标、筛管完井后测试获得较高产能、测试工艺安全求取了相关资料、酸压作业表明改善了井筒某一井段与储层的沟通；3.对酸压作业未明显提升产能的研究结论：1）酸压初期压开了地层，进一步改善了井筒与地层的沟通，但沟通区域为渗透率高的储层区域、天然裂缝存在的区域、地应力低的区域，而该三方面因素综合影响最可能的区域为35603680m段，跨度120m，最高渗透率18.32md；2）酸压提高产能的原理是增加缝长和导流能力，XXXXX井酸压前获得高产，表明气层已经具备了较好的流通通道，该通道很可能由天然裂缝提供，未能证明层段存在污染；3）酸压形成单一裂