采油气工程设计方案

1、中国石油工程设计大赛方案设计类作品比赛类别采油气工程单项组完成日期 2021 年 4 月 日中国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介本方案设计根据基础数据所给定的3井油气的采收，针对该区块A油田实际地质情况、储层特点、已知地层层系划分进行相关分析，采用复合射孔技术先射孔同时产生一定裂缝为后期进一步改造油气藏打下基础。根据油气藏属于低压、低渗、易水敏和酸敏的特点，再结合到地层实际情况、经济合理化以及环境清洁化，特别采取了先进的二氧化碳压裂技术。通过对比分析选择气举排水采气，并根据该区块气藏的特点选择连续油管技术气举排出返排液，并根据环保标准进行处理。分析制定了合理的返排及生产制度，发挥油气田的最

2、大潜力。对使用的设备进行了优选，通过各种措施，尽量使油气藏开发经济价值的最大化。方案中针对存在的潜在隐患及有可能的突发事件，制定了一套应急措施处理方案。目录第1章 区域概况.1 第2章 基本地质特征. 22.1地层特征.22.2地化特征.32.3储集特征.32.4含气性特征.42.5储层特点.42. 5.1岩相特征. 42.6沉积环境特征. 5 第3章 井身结构设计. 73.1井身结构.73. 1.1影响井身设计的因素.73.1.2套管柱的设计原则. 7第4章 页岩保护技术. 94.1页岩层损害的机理. 94.2页岩层保护措施. 9 第5章 射孔工艺.105.1影响射孔的因素. 105.2射孔

3、方式及工艺选择. 105.2.1污染带研究. 105.2.2射孔参数设计. 105.3射孔工艺优选. 125.3.1电缆输送套管枪射孔.125.3.2水力喷射定向射孔. 135. 3.3复合射孔. 135.4射孔液优选. 145.5YY5井射孔方案优选. 16 第6章 压裂方案设计. 176.1压裂方式的选择. 176.2二氧化碳和甲烷的分离技术.196. 2.1联合工艺. 206.3支撑剂优选. 206.3.1支撑剂的参数优选. 226.4压裂液优选. 236.4.1压裂类型优选. 236.4.2压裂液用量的确定. 236.5 3号井压裂施工设计. 246.5.1油井的主要参数. 246.5

4、.2套管情况. 246.5.4射开井段数据. 256.5.5生产情况：无. 256.5.6措施情况：无. 256.5.7目前井内管柱. 256.5.8气分析. 256.6施工原因及方案要求. 256.7油层及施工参数. 266.8压裂前施工步骤. 266.9压裂前各项准备工作. 266.9.1支撑剂准备. 266.9.2压裂液准备. 276.10压裂施工步骤. 276.11压后施工步骤. 286.12YY5井压裂施工程序. 296.13返排液处理. 296.13.1页岩气压裂返排废水处理现状.296.13.2生物处理法. 306.13.3膜处理技术. 306.13.4电化学法. 306. 13

5、.5高级氧化法. 30第7章 排水采气工艺. 327.1排水采气工艺阶段分析. 327.2排水采气工艺. 337. 2.1排水采气工艺选择原则.337.2.2排水采气工艺优选. 347. 2.3气举排水采气的优化.357.3采气设备优选. 362） 7.3.1气井井口. 36第8章 健康、安全和环境保护. 398.1岗位职责.398. 1.1采气队队长HSE职责.398.1.2采气队生产副队长HSE职责.398.1.3排采工HSE职责. 408.2健康安全和环保要求. 408.2.1安全要求. 408.2.2环保要求. 428.2.3健康要求. 42第 2 章基本地质特征 第 1 章区域概况第

6、1章 区域概况本次设计方案研究目标区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。工区面积约5.5km2，东西宽约1858m，南北长约2980m。构造区距离最近港口油库为120 海里，区域水深13501525m，区域地形示意图见图1-1，区块海域等高线示意图见图1-2，工区边界坐标详见表1-1。 图1-1 海区地形示意图 图1-2 区块海域等高线图 表1-1 工区边界坐标 X Y 320555.8 2484703.1 320555.8 2481723.5 322413.9 2481723.5 322413.9 2484703.1 第2章 基本地质特征2.1地层概况A油田自上而下揭示的地层层系包括：第四

7、系A组，新近系B1组、B2组，古近系C1组、C2组（图2-1）。主力含油层系为C2组CPEDC3段。 图2-1 A油田地层综合柱状图 区域上将C2组细分为四段，本油田主要钻遇CPEDC1、CPEDC2、CPEDC3段。其中CPEDC3段又细分为上、中、下三个亚段。 CPEDC1段：地层厚度60.5157.0m，以褐灰色泥岩为主，夹灰质页岩，局部见薄层泥质白云岩，为一套特殊岩性段。 CPEDC2段：地层厚度41.5115.0m，上部为褐灰色泥岩夹粉砂岩；下部灰色泥岩与浅灰色细砂岩、含砾中粗砂岩不等厚互层。 CPEDC3段（未穿）：油田范围内CPEDC3上段地层缺失。CPEDC3中段钻井揭示的地层

8、厚度204.5746.5m，岩性以巨厚层浅灰色、褐灰色泥岩为主，在泥岩中部发育一套单井厚度18.5166.5m的储层，为本油田的主要含油层系。CPEDC3下段为红褐色泥岩与白灰色灰质粉砂岩不等厚互层。其中，探井3井至5井连线储层剖面如图2-2。 图2-2 CPEDC3段3井-5井连线储层剖面图 浅层钻遇多套强振幅地震反射层，200m 左右存在疑似浅层气，钻井过程中需做好风险准备。2.2 构造特征 A油田构造形态为一被断层复杂化、北东走向的半背斜(图2-3)。东侧边界断层纵穿该构造区，受其影响形成了一系列近东西向伴生断层，致使区内断裂较为发育。依据现有三维地震资料，在该地区解释了多条断层,主要活

9、动期在CPEDC3与CPEDC2段，其他沉积时期活动渐弱。该地区发育三组断层：一组为东侧边界断层，呈北东走向，贯穿整个油田，该断层控制了该区构造和沉积演化；一组为北东东走向的断层，呈雁行排列，断距180740m，延伸距离4.3 6.4km；其它为更次一级断层，断距小，延伸距离短，使构造进一步复杂化（3 井附近小断层可忽略）。 图2-3 CPEDC3段油层顶面构造图 2.3 储层特征 2.3.1 储层岩石学特征 根据岩心、壁心、岩屑观察，结合薄片鉴定等研究成果综合分析，A 油田 CPEDC3 段储层岩性以细砂岩、含砾中粗砂岩为主，岩石学定名为长石岩屑砂岩和长石砂岩，矿物成分主要为石英、长石、岩屑

10、，石英含量平均值33.7%，长石含量平均值34.9%，岩屑含量平均值31.4%。分选中等好，磨圆度次圆次棱状，粒度中值一般 14479m。X 射线衍射分析显示，粘土矿物以高岭石和伊/ 蒙混层为主，其次为伊利石和绿泥石。 CPEDC2 段储层岩性以细砂岩、含砾中粗砂岩为主，岩石学定名为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，矿物成分主要为石英、长石、岩屑，石英含量10.0%42.0%，平均 28.5%，长石平均含量 39.8%，岩屑平均含量 31.7%。分选中等，磨圆度次圆次棱状，粒度中值一般38461m。X射线衍射分析显示，粘土矿物以高岭石和伊/蒙混层为主，其次为伊利石和绿泥石。 2.3.2 储层物性特征

11、 根据岩心分析资料，A油田孔隙度和渗透率有较好的相关性，为中孔中渗储层，储层物性统计如下： CPEDC2段共进行了88块样品的常规孔隙度、渗透率分析，孔隙度分布范围4.540.1，平均值22.5，渗透率分布范围0.11687.8mD,平均值为267.9mD，储层毛管压力曲线以粗歪度为主，排驱压力0.0130.298MPa，饱和度中值压力 0.1122.433MPa，平均孔喉半径0.8117.481m，为中孔中渗储层。 CPEDC3段共进行了70块样品的常规孔隙度、渗透率分析，孔隙度分布范围 9.834.8，平均值为 21.3，渗透率分布范围 0.23535.1mD，平均值为382.3mD，储层

12、毛管压力曲线以中粗歪度为主，排驱压力 0.0130.997MPa，饱和度中值压力0.09815.529MPa，平均孔喉半径0.19813.520m，为中孔中渗储层。 2.4含油气性特征2.4.1油田原油物性 A油田3井原油物性及组分分析 表3-2 A油田3井原油性质序号 项 目 数据 序号 项 目 数据 1 凝点 5.0 13 元素 分析 m% C 86.14 2 0.101MPa，20密度 kg/m3 845.9 H 13.03 3 0.101MPa，50密度 kg/m3 824.5 S 0.12 4 含蜡量 m% 7.7 N 0.12 14 金属 元素 分析 ppm Fe 22.9 5 胶

13、质 m% 5.18 Cu 0.5 6 沥青质 m% 1.2 Hg 2.0 7 相对分子量 464.0 Na 443.0 8 盐含量 ppmNaCl 65.0 Ni 10.2 9 机械杂质 w 0.01 Ca 37.5 10 酸值 mg-KOH/g 0.22 15 残炭 m% 2.74 11 低热值 kJ/kg 44070.0 16 灰分 m% 0.024 12 比热 kJ/（kg） 2.0 根据测井解释成果表，储层油气主要分布在CPEDC2层位油层小层和CPEDC2层位油层 小层。原油类型为黑油，天然气类型为凝析气。地层流体类型 黒油测试井段 C36+分子量 3608.003640.00m 6

14、25.7 C36+相对密度1.2694 气油比（闪蒸气/闪蒸油）66.3 m3/m3地层油体积系数（79.8，35.93MPa） 1.2293地层油粘度（79.8，35.93MPa） 1.28 mPas 地层流体类型 凝析气 测试井段 C11+分子量 3421.503427.50 m 178.0 C11+相对密度 0.8133 气油比 8159.2 m3/m3 地层条件下地层流体偏差系数 0.8213 油罐油密度（0.101MPa，20） 0.7385 g/cm3 最大反凝析压力 8.00 MPa 2.4.2 两相相对渗透率 参考临近区块的经验数据确定该区相对渗透率见表2-7及2-8。 表2-

15、7 储层条件下油水两相相对渗透率含水饱和度 Kro Krw 0.32930067 0 1 0.36470676 0.02 0.7 0.40011286 0.051 0.488 0.43551895 0.086 0.33 0.47092505 0.132 0.22 0.50633114 0.17 0.16 0.54173724 0.221 0.11 0.57714333 0.29 0.07 0.61254943 0.383 0.04 0.64795552 0.494 0.02 0.68336162 0.673 0 表2-8 储层条件下油气两相相对渗透率含油饱和度 0.43551895 Krw K

16、ro 0.02 0.72 0.47092505 0.04 0.62 0.50633114 0.07 0.52 0.54173724 0.11 0.44 0.57714333 0.15 0.36 0.61254943 0.2 0.28 0.64795552 0.26 0.22 0.69336162 0.33 0.15 0.74786786 0.41 0.11 0.796567 0.5 0.07 0.8423443 0.6 0.04 0.896567 0.71 0.02 0.9478678 0.84 0.01 1 1 0 2.5 3井油气藏的五敏实验数据特征流速敏感性岩心号层位速敏类型损害程度7C

17、PEDC3单项盐水无速敏2CPEDC2单项油无速敏1CPEDC2束缚水无速敏水敏感性岩心号层位速敏类型损害程度临界矿化度（ppm）4CPEDC3单项盐水中等偏强5150.306CPEDC3残余油中等偏强5150.30酸敏性岩心号层位速敏类型损害程度13CPEDC315HCL中等偏强酸敏14CPEDC315HCL+3HF中等偏强酸敏碱敏性岩心号层位损害程度11CPEDC3无碱敏应力敏感性岩心号层位损害程度11CPEDC3弱应力敏感依据该区块储集特征和含油气性特征，本次研究的开采方式均为利用天然能量衰竭式开采。根据该区块的气藏地质特征、储层特征以及气藏生产的地面条件，采气方式为气举排水采气。 12

18、第 3 章井身结构设计第3章 井身结构设计3.1井身结构3.1.1影响井身设计的因素（1）浅层钻遇多套强振幅地震反射层，200m 左右存在疑似浅层气，钻井过程中需做好、预防浅层气的准备。再者在钻井过程中，、第四系、就近系和古近系都有可能出现井漏、井塌的可能，所以应该注意防漏、防塌的工作。3.1.2套管柱的设计原则（1）能够满足后期的压裂、修井作业；（2）能够满足进行的排水作业的调整；（4）能够保护有效保护页岩层；（5）能够有效避免漏、喷、塌、卡等井下事故。井深结构主要包括：下井内的套管层次、各层套管的尺寸和下深、各层套管相应的钻头尺寸以及管外高以及完井方式等。对于不同区块和不同地层压力系统的井

19、有不同的井身结构此井根据表3.1绘出井身结构简图如3.1图。表3-1 3井井身结构 套管程序 井深m 钻头尺寸mm 套管尺寸mm 钢级 壁厚mm 隔水导管 1503.0 406.4 C90 11.13 表层套管 1965.5 346.6 298.5 J55 9.52 中间套管 3356.5 266.7 193.7 N80 8.33 生产套管 4037.5 165.1 139.7 N80 7.72 第4章 油气层保护技术4.1油气层损害的机理油气层的损害机理大概分为以下几个方面：1）由于固体微粒运移和速敏性损害油气层从而导致油气层渗透率降低造成的储层损害。2）由于容易发生水敏反、酸敏反应或者两者

20、同时发生作用，堵塞孔隙，降低气层渗透率。3）当外来流体侵入裂隙后，会形成水锁反应，从而破坏地层。4.2油气层保护措施1）射孔过程中的油气层保护：（1）选择合适的射孔液，具有一定的流变性、低滤失、无固相射孔液；（2）设置合理的射孔参数；（3）避免在射孔作业时对油气藏造成损害2）生产过程中的油气层保护：（1）合理控制控制生产压差，保持稳定的井底流压；（2）合理控制井口采气压力；3）压裂过程中的油气层保护：（1）优选施工参数，合理安排施工程序；（2）选择合理的压裂液；（3）选择合理的支撑剂；油气层在开采过程中，在进行射孔、压裂、采气等作业时，都可能对油气层造成损害。只有在每个阶段充分控制好各个参数，

21、才能更好的保护油气层。保护好油气层对后期开采有不可忽略的意义。16第 6 章压裂方案设计 第5章 射孔工艺5.1影响射孔的因素射孔影响排采效率，影响油气层射孔的因素主要有：1）有效外挤力：在外挤力达到一定值时，如顶板和底板的压力达到一定数值时，套管会发生明显变形，应力集中在孔眼周围，容易使孔眼发生明显变形影响射孔效果。2）射孔深度：射孔深度越深，井底的渗滤面积越大，产量越高；孔深超过钻井造成的污染带深度时, 产能会明显提高。3）射孔孔径：孔径是影响页岩气井产能的重要因素，产能随着孔径的增大而增加。4）射孔孔密：孔密也是比较容易控制的因素。射孔孔密越大，页岩层气流通道越多；提高的程度在生产初期较

22、高, 后期有所降低。5）射孔时间：随着生产时间增长, 产能比下降。6）污染程度：钻井过程中泥浆侵入煤层以及固井过程中水泥浆侵入页岩层，造成井筒周围地层渗透率下降，形成钻井污染带。7）射孔相位角：相位角对产能的影响效果有波动性， 只有在一定范围，增产效果好。相位角可以根据地应力等其他因素适量调整。5.2射孔方式及工艺选择5.2.1污染带研究在钻井过程中，钻井液会侵入地层并对地层造成一定程度的污染，形成一个环形污染带。污染带的大小影响着射孔工艺的要求，要准确定位污染带的厚度，从而选择合适的射孔工艺。污染带的大小受很多因素的影响，在钻井过程中钻压越大，污染带越大；污染带同时受地层压力的限制，压力越大

23、，污染程度越小；而且受钻井液盐性的影响，盐性越强，污染带越大。根据经验法的判断，污染带一般控制在30200cm范围内。开采层的压力属于低压。而泥岩层实测渗透率在19.7410-33.489m2之间。根据经验法，泥层污染带的范围初步预测为1535cm。5.2.2射孔参数设计1）射孔参数优化设计前的准备工作。射孔弹的基本数据包括混凝土靶的穿深，孔径，岩心流动效率，压实损害参数等。射孔枪参数包括枪外径，适用孔密，相位角，枪的工作效率，以及适用射孔弹的型号。孔径是影响泥岩油气层油气井产能的重要因素，产能随着孔径的增大而增加，如图5.1。图5.1 孔径与油气井产能关系比曲线2）孔密也是比较容易控制的因素

24、。射孔孔密越大，泥岩油气层油气流通道越多；提高的程度在生产初期较高, 后期有所降低。射孔深度越深，井底的渗滤面积越大，产量越高；孔深超过钻井造成的污染带深度时, 产能会明显提高，如图5.2。图5.2 孔深、孔密与油气井产能关系比曲线3）相位角对产能的影响效果有波动性， 只有在一定范围，增产效果好。相位角可以根据地应力等其他因素适量调整，如图5.3。图5.3 相位角与各向异性与油井产能比关系曲线5.3射孔工艺优选5.3.1电缆输送套管枪射孔主要采用射孔压差可分为常规电缆套管枪正压射孔和负压射孔1）正压射孔通常井筒内液柱压力高于或近似等于地层压力，称为正压射孔。优点：有利于增产、解堵，改善页岩气层

25、近井地带渗透率；能够射开地层压力较大的地层。 缺点：不利于射孔液以及产生的其它杂质的及时排出，容易对裂缝造成堵塞，降低了射孔效果；容易对地层造成伤害。在页岩气层的开采过程中页岩气层的渗透导流能力决定了开采效率，正压射孔的射孔液及产生杂质可能会随着压力而进入射开的孔道中，堵塞空隙降低射孔效果。所以不推荐使用正压射孔。 2)超正压射孔超正压射孔是利用聚能射孔时射流局部的高压高于储层破裂压力进行射孔。通过改善地层渗流条件提高油井产能，达到了解堵和增产的目的。优点：流体、气体、液体和气液混合流体能够及时返排，不留残液，无污染；产生裂缝的支撑剂加入可使裂缝保持持久性，最终达到改善的效果。适用条件：（1）

26、近井的地层污染情况严重，常规射孔无法穿过污染带；（2）需要增加与天然裂缝连通页岩气层。超正压射孔的优点良多，主要适用于地层条件差、压力低，或者负压射孔无法满足生产的复杂煤层。而且超正压射孔的工艺要求比较高，经济费用昂贵；故不优先考虑。 3)负压射孔井内液柱压力小于油气层压力下的射孔。负压差使射孔瞬间地层液体产生负压冲击回流冲洗孔眼附近地层和孔眼内爆炸残余物，畅通油流通道从而实现增产。优点：降低射孔损害；负压差可防止射井液体颗粒渗入地层；可以清除射孔孔道和周围围岩中的破损颗粒，使孔道保持清洁；压差有助于清洁、冲刷包在破碎岩石表面的射孔弹金属碎片。缺点：过大负压差会造成页岩气层机械破损、套管破裂、

27、井内封隔器或其他仪器脱落，以及储层出砂等。负压射孔技术可以有效清除井底杂质，同时也会把射孔后的废屑和残渣及时清理出孔眼，降低了杂质堵塞孔眼的情况。从而可以提高渗流能力。但会对页岩气层、套管造成伤害，因此不使用该技术。5.3.2水力喷射定向射孔水力喷射径向钻孔技术是在页岩气层部位开窗，利用高压射流的水力破岩作用，在页岩气层中的不同方位上钻出多个与主应力方向成一定夹角的水平小井眼。优点：可以清除近井堵塞；能够有效沟通渗流通道；井眼由高压水射流的线切割破碎页岩气岩而成，不存在压实作用，不会破坏原有的裂隙结构。缺点：工艺要求高，必须对目的层有深层次的了解；经济费用高，技术发展不完善。在地层中容易发生水

28、敏反应，从而堵塞渗流空隙影响油井的产能。该工艺能够在套管内可以实现由垂直向水平90转向，具有较高灵活性，而且可以降低堵塞的机率；但是该工艺技术发展不完善，存在较多不安全因素；而且费用高，因此不推荐使用水力喷射定向射孔技术。5.3.3复合射孔复合射孔是一项集射孔与高能气体压裂于一体的施工方式，利用炸药和火药燃速差先射孔后压裂。改善了近井地层渗透性能，从而提高油气井渗流效果。能够一次完成射孔和高能气体压裂两道工序,做到在射孔的同时对近井地层进行高能气体压裂,改善近井地层导流能力,提高射孔完井效果。优点：能够形成多条裂缝，部分解除钻井、固井、射孔等过程对地层的污染；可以对目的层分布作业；燃气脉冲加载

29、碎解被压实孔壁，消除孔眼近井地层污染。复合射孔技术发射率高，效果好，射孔难度不大。所以选用复合射孔技术。5.4射孔液优选射孔完井是一种重要的完井方式，射孔液选择不当就会使钻井过程中的保护储层措施前功尽弃，使储层的绝对渗透率和油气相对渗透率降低。给开发造成严重的危害。因此，射孔完井作业时必须根据不同的储层特征、流体类型、地层温度及压力选用与之相配伍的射孔液，以尽可能地保护储层，从而提高气体采收率。1）无固相清洁盐水射孔液无固相清洁盐水射孔液由各种盐类及清洁淡水加入适当的添加剂配制而成。通过利用体系中各种无机盐及其矿化度比配，液体中的无机盐改变了体系中的离子环境，降低了离子活性，减少了黏土的吸附能

30、力。在滤液侵入油气层后，油气层的粘土颗粒仍然保持稳定，不易发生膨胀运移，尽可能的避免了油气层中敏感性粘土矿物所产生变的化。特点:（1）射孔液中无固相颗粒，不会发生外来固相侵入油层孔道的问题；（2）成本低、配制方便、使用安全。页岩层属于浅层、低压的地层，无固相清洁盐水射孔液会对地层伤害，所以不推荐使用。 2）酸基射孔液该射孔液由醋酸或稀盐酸加入适合不同要求的添加剂配制而成。而稀盐酸与醋酸本身对岩石矿物或杂质有一定的溶解能力，可以溶解一定量在射孔后孔眼及孔壁附近的压实带物质，预防射孔后压实带渗透率降低及残留颗粒堵塞孔道。用此射孔液时要防止酸与岩石或油气层反应产生沉淀和堵塞，同时也要考虑设备和管线的防腐问题。该煤层气藏得产出水水质类型以CaCl2为主，地层产出水呈碱性，为防止酸基射孔液在地层发生反应、