塔河油田酸压曲线特征分析ppt课件

1、液体液体排量排量(m3/min)设计摩阻设计摩阻油管摩阻系数油管摩阻系数(MPa/m)31/227/8冻胶冻胶2.50.00340.00630.00480.00923.50.0060.01344-4.50.0060.00950.0070.015.50.0080.0116-6.5 0.0090.012胶凝酸胶凝酸30.003283.50.0038640.0046-0.0050.0085.060.0060.0096.50.0070.01乳化酸乳化酸2.50.0080.00930.0090.013.50.010.01440.011变粘酸变粘酸5.50.0060.0070.009线性胶线性胶30.00

2、350.005540.0045-0.0050.007-0.00850.0060.0095.5-6.00.0070.01 典型压裂施工曲线 PF破裂压力 PE 延伸压力 PS 地层压力 P井底= PF时压力时间排量不变，提高砂比，压力升高反映了正常的裂缝延伸裂缝闭合压力静）裂缝延伸压力静）净裂缝延伸压力管内摩阻地层压力静）破裂前置液携砂液裂缝闭合加砂停泵baa致密层b微缝高渗层PFPEPCPS顶替酸压施工曲线变化模式示意图酸压施工曲线变化模式示意图 压力压力/排量排量时间时间 酸压施工启缝前的挤酸阶段酸压施工启缝前的挤酸阶段酸压裂缝启缝阶段酸压裂缝启缝阶段酸压裂缝延伸阶段酸压裂缝延伸阶段酸压裂缝

3、大规模沟通天然缝洞阶段酸压裂缝大规模沟通天然缝洞阶段出现：未沟通大的储集体，多为低产井出现：未沟通大的储集体，多为低产井出现、：沟通一定裂缝储集体，多为出现、：沟通一定裂缝储集体，多为中、低产井中、低产井出现、：沟通较大规模储集体，出现、：沟通较大规模储集体，多为中、高产井多为中、高产井出现、：酸压裂缝与天然缝出现、：酸压裂缝与天然缝洞系统沟通，高产井洞系统沟通，高产井TK408TK408井）。井）。型：曲线斜率在型：曲线斜率在0.125-0.20.125-0.2之间，说明裂缝在预期的缝高和综合滤失系数下向地层之间，说明裂缝在预期的缝高和综合滤失系数下向地层深处延伸。深处延伸。型：曲线斜率不变

4、，可能预示着注入量等于滤失量，也可能是裂缝在长度上已停止型：曲线斜率不变，可能预示着注入量等于滤失量，也可能是裂缝在长度上已停止延伸，或裂缝高度即将失控，或缝内即将出现堵塞。延伸，或裂缝高度即将失控，或缝内即将出现堵塞。型：曲线斜率为型：曲线斜率为1 1，反映了缝内发生堵塞，裂缝在长度上已停止延伸，注入的液体，反映了缝内发生堵塞，裂缝在长度上已停止延伸，注入的液体只能增加裂缝的宽度。只能增加裂缝的宽度。型：曲线斜率为负值，说明裂缝在高度上已失去控制，延伸到非压裂目的层段，或型：曲线斜率为负值，说明裂缝在高度上已失去控制，延伸到非压裂目的层段，或又压开了新的裂缝，或裂缝在延伸过程中遇到了规模较大

5、的天然裂缝体系。又压开了新的裂缝，或裂缝在延伸过程中遇到了规模较大的天然裂缝体系。施工曲线分析施工曲线分析施工初期排量稳定，泵压突降，存在明显压开显示储层裂缝较发育，施工曲线无明显破裂显示施工压力高，压降小，泵压变化趋势与排量一致，储层致密，未沟通储集体 施工压力低，储层裂缝发育，停泵压力小，形成人工裂缝规模小，且未沟通储集体TH12355TH12355能持续生产能持续生产TH12419TH12419生产效果差生产效果差储层沟通显示不明显，停泵压力高，压降小，压后见产，但产量下降速度快施工压力小，储层裂缝发育，停泵压力小，沟通储集体施工压力高，停泵压力高，压降大，沟通储集体并建产施工开始即沟通

6、储集体，施工压力低，套压低有的接近0）自喷时间（自喷时间（d）590自喷产液（自喷产液（t）22796自喷产油（自喷产油（t）22042AD22TH12204自喷时间（自喷时间（d）400自喷产液（自喷产液（t） 26488自喷产油（自喷产油（t） 26389施工开始即沟通储集体，施工压力低，套压低有的接近0）挤冻胶过程中，压力瞬间几字型下降套压落零），酸压明显沟通溶洞型储集体，生产通常表现为自喷无法投产，转电泵效果好挤冻胶过程中，压力瞬间几字型下降套压落零），酸压沟通储集体水层）注酸过程中，压力呈斜坡型快速下降，酸压明显沟通缝洞型储集体自喷时间（自喷时间（d d） 0 0自喷产液（自喷产液（

7、t t） 0 0自喷产油（自喷产油（t t） 0 0TH10282自喷时间（自喷时间（d） 217自喷产液（自喷产液（t） 12086自喷产油（自喷产油（t） 12050TH12415投产转电泵投产转电泵（120/2800120/2800）酸压过程中，整体压力低(50MPa)，小幅压降，停泵压力落零，酸压明显沟通缝洞型储集体，生产表现为无法自喷投产压力系数通常0.9），电泵转抽效果好68t40t酸压过程中，整体看像无沟通显示，但细看可发现后期挤顶替液时，理应上涨的却大幅下降，因为此时是换液时间点，容易被忽略自喷时间（自喷时间（d） 89自喷产液（自喷产液（t） 2946自喷产油（自喷产油（t）

8、 2650AD26冻胶+高温胶凝酸自喷时间（自喷时间（d） 49自喷产液（自喷产液（t） 1784自喷产油（自喷产油（t） 1719TH12512冻胶+高温胶凝酸施工过程中，前期无明显压降，挤酸期间小幅压降，整体裂缝型特征明显，投产常表现为供应不足，配合注水替油生产自喷时间（自喷时间（d）112自喷产液（自喷产液（t） 6386自喷产油（自喷产油（t） 6292TH12339自喷时间（自喷时间（d） 573自喷产液（自喷产液（t） 23393自喷产油（自喷产油（t） 23285TH12417施工压力高，停泵压降大，沟通储集体并建产 多级交替注酸过程中，压力有一定幅度下降，停泵压力较低，酸压沟通

9、储集体自喷时间（自喷时间（d）27自喷产液（自喷产液（t） 1292自喷产油（自喷产油（t） 1031TH12223自喷时间（自喷时间（d）38自喷产液（自喷产液（t） 1755自喷产油（自喷产油（t） 1466TH12245泵注压裂液前期曲线表现区间震荡，后期挤胶凝酸期间有沟通显示60t70tl改造层段施工前累计产液2.72104t，地层亏空严重l施工时油套压均不起压l补充43m3盐水后开始正常施工储层致密，酸压过程套压异常高超限），套管被压破降排量、停止加砂，放喷，后续泵注停止加砂，实施二次酸压降排量、停止加砂，放喷，后续泵注停止加砂，实施二次酸压 TH12313CH井第一次施工压力过高，

10、排量达不到设计要求，怀疑油管中存在稠油块，磨阻比较大，形成的泵压过高，后面正推一油管容积稀油，施工正常。建议：对于超稠油区块，下完酸压管柱后可正注一油管容积的稀油，防止稠油上返。排量排量4.5，压力，压力96MPa排量排量5.5，压力，压力92MPa压裂液变质压裂液变质 TH12309井去年8月酸压，由于天气炎热，导致滑溜水滋生细菌，降低了粘度，形成了酸性液体，造成了井口泵压高，后期经过增加碱性配方+瓜胶，调节PH值及粘度适合后，立即施工，后期施工正常。两段泡酸均未解决问题两段泡酸均未解决问题低排量、高泵压，压裂液磨阻大低排量、高泵压，压裂液磨阻大滑溜水摩阻高，降排量施工，泵压攀升快、异常高滑

11、溜水摩阻高，降排量施工，泵压攀升快、异常高 ，整改后施工正常，整改后施工正常 TH12433井一开始套管封隔器就发生解封，被迫停止施工，后期因快速更管管柱后才进行第二次施工。 主要原因分析：本井次所有工具均为全新且在上井前均打压15MPa稳压15min试压合格。坐、验封时也显示合格。对起出工具进行打压试验，发现水力锚渗漏，滑套、封隔器密封良好。可能下酸压完井管柱前未刮管，酸压时管柱受上顶压力，水力锚与套管内壁发生相对滑动，在滑动的过程中水力锚损坏。第一次施工第一次施工第二次施工第二次施工曲线上显示同升同降曲线上显示同升同降压裂液期间锯齿状特征补平衡压），注酸期间套压缓慢上升压裂液期间锯齿状特征

12、补平衡压），注酸期间套压缓慢上升施工初期即未坐封成功，套压随泵压升高，后期泵压与套压响应一致。施工初期即未坐封成功，套压随泵压升高，后期泵压与套压响应一致。施工初期坐封成功，但挤滑溜水期间，套压开始逐步上升施工初期坐封成功，但挤滑溜水期间，套压开始逐步上升A AD D1 13 3井井酸酸压压施施工工曲曲线线图图020406080100时间(min)13.11426.20839.26952.35965.41978.52591.609104.6710246810油压(Mpa)套压(Mpa)排量(m3/min)试挤活性水正挤冻胶正挤变粘酸正挤变粘酸不加活化剂正挤活性水排量 TH10125 TH101

13、25井正挤冻胶井正挤冻胶180m3180m3，油压，油压52.3-49.0MPa52.3-49.0MPa，套压，套压48.8-45.4MPa48.8-45.4MPa，排量，排量0.5-0.5-4.4m3/min4.4m3/min。整个阶段无明显压开地层显示。根据正替使油套压差。整个阶段无明显压开地层显示。根据正替使油套压差40MPa40MPa左右，怀疑左右，怀疑井内管柱异常。修井发现从井内管柱异常。修井发现从118118根处断脱，最后一根油管丝扣末端明显缩径。根处断脱，最后一根油管丝扣末端明显缩径。正替油套相差正替油套相差40MPa油套压力相近油套压力相近再次启泵后，排量再次启泵后，排量0.6

14、0.6、0.80.8、1.0m3/min1.0m3/min，对应泵压，对应泵压48.2248.22、61.9361.93、72.25MPa72.25MPa直线上升，停止施工。后下电缆通井，反复探直线上升，停止施工。后下电缆通井，反复探3 3次无法通过次无法通过，确认堵塞点就在球座位置，确认堵塞点就在球座位置注酸后期未落实罐内液面，造成供液车供液不足，出现泵车走空的现象注酸后期未落实罐内液面，造成供液车供液不足，出现泵车走空的现象打开滑套，曲线响应特征明显打开滑套，曲线响应特征明显正挤活性水正挤活性水1910m31910m3过程中施工压力基本平稳，在排量不变情况下施工压力下降较为明显，因此过程中

15、施工压力基本平稳，在排量不变情况下施工压力下降较为明显，因此认为此次施工前置液沟通了大型溶洞体，正挤胶凝酸认为此次施工前置液沟通了大型溶洞体，正挤胶凝酸190m3190m3过程中有压力降落过程中有压力降落12.3MPa12.3MPa，胶凝酸，胶凝酸形成了酸蚀裂缝，且停泵后压降速度较小。综合施工过程中的压力变化分析，本井酸压沟通了形成了酸蚀裂缝，且停泵后压降速度较小。综合施工过程中的压力变化分析，本井酸压沟通了较大的溶洞体。较大的溶洞体。55005525555055755600岩石.应力 .地层参数TVD(m)TVD(m)页岩页岩花岗岩花岗岩石灰岩石灰岩页岩页岩10203040506070809

16、0100110120130140150160储藏酸蚀 (cm)00.020.050.070.100.120.150.170.200.220.25储藏酸蚀 (cm)裂缝长度 (m)裂缝总高度 (m)裂缝顶部的深度 (m)裂缝底部的深度 (m)平均裂缝宽度 (cm) 160.9 85.95513.05598.9 0.6262100m32100m3：活性水：活性水1910m3+1910m3+胶凝酸胶凝酸190m3190m3。动态缝长动态缝长(m)缝高缝高(m)酸蚀缝长酸蚀缝长(m)设计设计施工后分析施工后分析设计设计施工后分析施工后分析设计设计施工后分析施工后分析204.7160.9/85.995.7136.0252534341010吸水指数变大吸水指数变大杨氏模量高，裂缝宽度窄，加砂难，支撑剂优选杨氏模量高，裂缝宽度窄，加砂难，支撑剂优选40-6040-60目小粒径，砂液目小粒径，砂液比以低起点、小台阶、多步骤、控制最高砂液比为原则。比以低起点、小台阶、多步骤、控制最高砂液比为原则。37.8 35.7 MPa 37.8 35.7 MPa 关井关井浸泡浸