实现单井日均产油≥1m3天QC

1、.：.；实现单井日均产油1m3/天小组称号：石油勘探开发部地质科QC小组发 布 人：邱 增 胜单位称号：油气勘探公司石油勘探开发部2021年5月一、概 述2021年是石油勘探开发部关键的一年，石油勘探开发部全体职工以油气勘探公司任务会议精神和石油勘探开发部2021年任务会议精神为指点，千方百计以维护储层、认识油层、研讨油藏，提高单井产油量为目的，开展压裂试油任务。针对困扰该区单井日均产油1m3/天的瓶颈问题，进展了深化细致的研讨和实验，经过“走出去，请进来的方法，多次和长庆油田、大专院校及科研单位的相关专家进展讨论，引进先进的压裂实际和技术，初步处理适宜本区油层特点的压裂工艺，经过这些措施的实

2、施，获得了较好的效果，实现了该区单井日均产油1m3/天的战略突破。二、小组简介表1 小组简介小 组 名 称石油勘探开发部地质科QC小组成立时间1992.02小 组 类 型攻 关 型小组人数8小组活动时间2021.52021.12注册号KT-173活 动 次 数2次/月重新注册时间202102姓 名性 别年 龄文化程度职 称组内职务封银国男43大学经 理组 长林 进男40大学副经理副组长王东辉男40大学副经理副组长曹天军男42大学科 长成 员张建军男45大专队 长成 员高文俊男42大学副经理成 员袁延芳女40大专助 工成 员邱增胜男27大学助 工成 员小组活动情况本小组共开展活动14次，人均TQ

3、C教育时间58小时，出勤率100%，有效地处理了压裂中存在的问题。三、课题选择实现目的单井日均产油1m3/天实践现状单井日均产油1m3/天时间(年)井号日均产油(方)时间(年)井号日均产油(方)时间(年)井号日均产油(方)2001黄参4007黄参18007黄参390.30黄参50.10黄参210.12黄参3600506黄参140.21黄参25020黄参370.38黄参190.03黄参280.06槐10黄参170.17黄参320.530811槐40.18黄参200.21黄参330.25槐7020选定课题实现单井日均产油1m3/天任务方针科学决策，整体部署，重点突破，适时调整任务思绪维护储层、认识

4、油层、研讨油藏，引进先进的压裂实际和技术提高单井产油量为目的，开展压裂试油任务四、现状调查 压裂可以改善和提高低浸透油井近井地带的渗流才干，压裂也对后期的试油起着重要的作用，由于它的效果影响着我们对油层认识的准确性和试油的产油量，但是在压裂过程中存在很多问题。我QC小组针对单井日均产油1m3/天的问题对06、07年所压裂试油的14口井做了详细的调查，运用陈列图的“关键的少数，次要的多数这一原理，找到了问题的症结。表3影响单井日均产油1m3/天要素统计表序号影响要素频数累计频数累计百分比%1压裂效果差1414522试油工艺不完善822813油层本身的好坏325934其它2271005N2727图

5、2 影响单井日均产油1m3/天要素陈列图0压裂效果差试油工艺不完善412162024油层本身的好坏0102030804050607090100累计百分比(%)N=2781%8其它2752%93%频数从图2可直观地看出影响单井日均产油1m3/天的主要要素是压裂效果差，假设提高压裂效果，使单井日均产油1m3/天的目的就会实现。经过上面的现状调查，就能为小组设定目的提供充分的根据，同时也为我们处理问题找到突破口。五、目确实定为了顺该当前勘探情势的需求和顺利完成各项勘探义务，我们QC小组全体成员多次进展座谈,总结阅历,商讨对策，制定本次活动主要目的为，如下表4：表4 目的值单井日均产油活动前目的值1m

6、3/天1m3/天次要目的为；1、引进先进的压裂实际和技术；2、严厉控制施任务业的质量和各项原始资料的录取；3、不断的加强实际学习和实际，更好的满足目前和以后的需求。 六、缘由分析针对以前存在的问题，经过对各方面缘由的详细调查，利用因果分析图，查找出详细缘由。如下: 压裂配套设备达不到施工要求压力低、排量小、耐腐蚀、抗磨损性弱设备短缺机地质条件差钻井、固井呵斥油层污染岩层太致密环制度不合理管理不到位任务阅历少业务技艺差人压裂工序不完善液体返排率低关井放喷时机把握不当压裂施工参数、工艺不完善不适宜本区域的射孔方式常规射孔油层翻开程度不完善选段不合理压裂所需资料不适宜本区域压裂液配方不配伍入井资料质

7、量差法料影响压裂效果图3 因果分析图主要要素为了找出导致压裂效果差的主要缘由，我QC小组经过仔细的现场调查和详细的查阅资料，绘制如下的要因确认表：表5 要因确认表 序号末端缘由确认内容确认方法规范担任人完成日期1设备短缺压裂设备能否短缺查看以往现场调查记录压裂设备齐全王东辉202162压力低、排量小、耐腐蚀性弱压力、排量、耐腐蚀性能否符合现场要求查看以往现场实验记录压力、排量、耐腐蚀性到达现场施工要求王东辉202163岩层太致密岩层致密程度查阅地质资料声波时差DT230微秒/米高文俊202164钻井、固井呵斥油层污染钻井、固井对油层的污染情况查阅钻井、固井资料，表皮因子测试表皮因子0高文俊20

8、21.65管理不到位现场管理情况查看以前现场管理记录现场管理到位曹天军2021.66任务阅历少成员的任务阅历能否丰富查看成员档案和任务记录任务阅历丰富曹天军202167压裂施工参数、工艺不完善压裂施工参数能否合理，工艺能否完善查阅以往压裂井资料适宜本地域地质条件的施工参数和工艺邱增胜2021.68液体返排率低液体返排率情况查阅以往压裂井资料液体返排率到达80%以上高文俊202169关井放喷时机把握不当关井多长时间放喷恰当查阅以往压裂井资料关井放喷时机恰当，不吐砂、不堵塞地层张建军2021610常规射孔常规射孔能否适宜本地域查阅以往压裂井资料能量高，穿透力强，尽量不污染油层曹天军2021611选

9、段不合理选段能否合理，及对油层翻开程度的影响查阅以往压裂井资料选段合理，完善的油层翻开程度林 进2021612入井资料质量差入井资料质量如何查阅以往压裂井资料入井资料质量好王东辉2021613压裂液配方不配伍压裂液与油层的配伍情况查阅以往压裂井资料压裂液与油层配伍袁延芳20216详细确认过程如下：末端要素一、设备短缺我们经过查看以往的现场调查记录，为我们施工的新疆压裂队伍的压裂配套设备齐全，到达施工要求。结论：非要因末端要素二、压力低、排量小、耐腐蚀性弱我们查看了以往现场实验记录，新疆压裂队伍配套设备的压力、排量、耐腐蚀经过实验均到达现场施工要求。结论：非要因末端要素三、岩层太致密我们对以往地

10、质资料进展了查阅，06、07年压裂的14口井的油层段声波时差DT230微秒/米。再者，岩层致密是客观要素，难以人力改动。表6 声波时差DT表井号DT黄参14232黄参17230黄参18231黄参19234黄参20230黄参21233黄参25231黄参26231黄参32236黄参33230黄参36232黄参37235黄参39234槐1230结论：非要因末端要素四、钻井、固井呵斥油层污染查阅以往钻井、固井资料，泥浆性能、固井质量合格，我们对表皮因子进展了测试，测试结果显示14口井的表皮因子0。表7 表皮因子井号表皮因子黄参14-1黄参170黄参180黄参19-1黄参200黄参21-1黄参25-1黄

11、参260黄参32-2黄参33-1黄参36-1黄参37-1黄参390槐10结论：非要因末端要素五、管理不到位经过我们查看以前现场的管理记录，不论是指点还是施工人员都仔细担任，管理有序、到位。结论：非要因末端要素六、任务阅历少我们查看成员的档案和任务记录，发现成员的任务阅历丰富。结论：非要因末端要素七、压裂施工参数、工艺不完善经过我们仔细的查阅以往的压裂井资料并进展了细致的分析，发现压裂施工参数不合理，工艺上存在不完善的地方。结论：是要因末端要素八、液体返排率低我们对以往压裂井的资料进展了查阅，发现液体返排率低，液体返排率在50%以下。表8 液体返排率井号返排率黄参1436%黄参1740%黄参18

12、20%黄参1948%黄参2048%黄参2129%黄参2543%黄参2646%黄参3250%黄参3335%黄参3647%黄参3750%黄参3937%槐141%结论：是要因末端要素九、关井放喷时机把握不当我们对以往压裂井的资料进展了查阅，发现都是关井2小时后才放喷，时机把握不当，呵斥地层吐砂严重，堵塞、污染油层。结论：是要因末端要素十、常规射孔经过我们仔细的查阅以往的压裂井资料并进展了细致的分析，发现常规射孔能量低、易污染油层，不适宜本地域。结论：是要因末端要素十一、选段不合理经过我们仔细的查阅以往的压裂井资料并进展了细致的分析，以为射孔段的录井、测井曲线不太配套，油层翻开程度不完善。结论：是要因

13、末端要素十二、入井资料质量差经过我们仔细的查阅以往的压裂井资料并进展了细致的分析，发现过去入井资料来源广而杂，未进展质量检测，质量差，污染油层。结论：是要因末端要素十三、压裂液配方不配伍经过我们仔细的查阅以往的压裂井资料并进展了细致的分析，发现压裂液与油层不配伍，呵斥油层污染。结论：是要因 经过要因确认,影响压裂差的主要要素有: 1、选段不合理，2、常规射孔，3、入井资料质量差，4、压裂液配方不配伍，5、压裂施工参数、工艺不完善，6、关井放喷时机把握不当，7、液体返排率低。七、制定对策根据实践存在的问题，对主要要素制定相应对策措施 。 表9 对策表序号项 目现 状目 标对 策担任人完成时间完成

14、地点1选段不合理油层翻开程 度不完善确定合理的射孔段录井、测井曲线配套选段林 进2021.11室 内2常规射孔用常规射孔技术射孔，能量低，易污染减轻油层污染复合、负压射孔曹天军2021.12消费现场3入井资料质量差资料来源杂，未进展质量检测减轻油层污染质量跟踪、检测王东辉2021.12厂家和消费现场4压裂液配方不配伍未结合本地域的特点调整配方，压裂液与油层不配伍减轻油层污染调整配方，优化压裂液袁延芳2021.12实验室和消费现场5压裂施工参数、工艺不完善未结合本地域的特点调整施工参数和压裂工艺，不适宜本地域优化施工参数，完善压裂工艺经过计算机模拟确定合理的施工参数，采用新工艺邱增胜2021.1

15、2实验室和消费现场6关井放喷时机把握不当关井2个小时后才放喷防止地层吐砂、支撑剂回流把握放喷时机与破胶时间的有机结合张建军2021.12消费现场7液体返排率低液体返徘率平均50%左右返排率到达80%以上，减少油层污染诱喷工艺技术、到达快速排液高文俊2021.12消费现场PAGE PAGE 21八、实施对策实施对策一：录井、测井曲线配套选段在选段上我们采取差中选优的原那么，尽能够将射孔段确定在录井显示好、测井曲线配套好的层段。我们根据不同油层情况分别采用了跨夹层射孔、分段射孔、分层射孔等翻开方式提高油层翻开程度。 图4 录井、测井配套图实施对策二：复合、负压射孔引进深穿透复合射孔工艺，复合射孔是

16、在射孔弹起爆穿孔的同时，压裂火药熄灭产生的高温高压气体经过射孔孔道加载于近井地层，使之产生微裂痕的施工方法。射孔前活性水洗井、负压射孔等手段，解除近井地带的泥浆污染。实施对策三：质量跟踪、检测把好压裂入井资料关主要包括水源、稠化剂及辅助添加剂、支撑剂三类资料的把关。1、在水质上对储液罐封盖罐口，以防止雨雪水进入外，还专门购买了PH值试纸、酸碱度检测计，随时跟踪、及时调理所用水源的PH值。同时坚持拉水前清洗液罐，保证水质机械杂质含量2mg/L，尽最大能够保证压裂液质量。2、稠化剂及辅助添加剂首先是在公司化工招标网内取样分析，经过技术目的挑选厂家；其次是在选定的厂家范围内落实我方要求的技术目的，并

17、要求其质量承诺；三是成批资料入库后二次化验检测，合格者正式办理入库手续，不合格者弃之退货。活动过程中累计检测压裂稠化剂及辅助添加剂资料28批次。压裂稠化剂主要检测目的是水不溶物含量、表观粘度、交联性能等，共检测4次，均到达二级品规范，个别工程到达一级品级别(表10)序号目的称号规范要求实测值单项结论一级品二级品1外观淡黄色粉末淡黄色粉末合格2pH值7.07.57.0合格3细度C1(%)9999.3合格4含水率(%)10105.4合格5表观粘度(30、170s-1 )mPa.s8570111.0合格6水不溶物含量(%)486.8合格7交联性能交联好，能用玻璃棒挑挂能挑挂合格3、助排剂是水基压裂液

18、重要添加剂，由于储层为亲水或弱亲水，压裂返排率缺乏40%，导致浸泡损伤和水锁损伤，因此，择优选择高性能的助排剂尤为重要。表11。根据规范称号代号参照规范Q/CNPCCQ3298-2007序号目的称号规范要求检测结果1pH值7.08.07.02外表张力(0.3%水溶液，25)，mN/m 35.022.13界面张力(0.3%水溶液，25)，mN/m 4.50.34外表张力(0.5%水溶液，25)，mN/m/19.55界面张力(0.5%水溶液，25)，mN/m/0.24、其中粘土稳定剂检测4次，防膨率检测到达70.6%，到达Q/CNPC-CQ3244-2005规范要求(表12)。根据规范称号代号Q/

19、CNPC-CQ3244-2005序号目的称号规范要求检测结果1pH值6.010.06.52防膨率(%) 6070.63水溶性、酸溶性在水中和酸中均完全溶解在水中和酸中均完全溶解5、由于富黄区储层较浅、温度较低，因此压裂体系必需引入低温激活剂，我们选择合格的BJ-1作为低温激活剂(表13)。根据规范称号代号Q/CNPC-CQ3293-2006序号目的称号规范要求检测结果1外观无色或淡黄色液体淡黄色液体2pH值9.010.010.03破胶激活性能mPa.s(以破胶液粘度计，30)，102.5备注应客户要求参照规范Q/CNPC-CQ3293-2006中的方法进展检测。6、支撑剂的入井把关重点把好浊度

20、、圆度、球度、破碎率和酸溶解度等目的表14目的称号行业规范企业规范实测值单项结论粒径(um)425-850um之间大于90%425-850um之间大于90%94.9合格视密度(g/cm3)2.63合格体积密度(g/cm3)1.62合格浊度(FTU) 100 8041.1合格园度 0.6 0.70.8合格球度 0.6 0.70.8合格酸溶解度(%) 5% 5%4.2合格破碎率(%)闭合压力28Mpa条件下 14%闭合压力28Mpa条件下 12%6.93合格实施对策四：调整配方，优化压裂液为了降低压裂产生的油层损伤，根据油层温度、物性及流体性质，提出了与工艺技术程度相匹配的低损伤压裂液-低温水基冻

21、胶压裂液破胶体系。它和常规水基冻胶压裂液的主要区别是破胶剂除通常运用的过硫酸铵外，还须参与低温破胶引发剂(主要是酶或新型氧化剂、激活氧源的激活剂)。在挑选稠化剂及辅助添加剂的根底上，经过对压裂液配方的进一步优化，构成了独特的低温水基冻胶压裂液破胶体系。基液：0.33%瓜胶+0.3%CF-5C+0.05%破胶激活剂+0.3%粘土稳定剂+0.3%助排剂+1%KCL交联剂：0.4%硼砂+0.35%过硫酸铵交联比：100:8-10实施对策五：经过计算机模拟确定合理的施工参数，采用新工艺优化压裂施工设计，在压裂施工参数上进展改良。根据油层条件，采用美国尖端公司FracproPT三维压裂设计软件，适时确定

22、排量参数、砂比、加砂强度、尾追高强度低密度陶粒等设计理念，满足地质、工程和设备条件下最优化的方案。在压裂工具上运用了不动管柱分层压裂工具，在工艺上综合运用了去污压裂工艺、强度递增压裂工艺、低排量造缝工艺、低砂比大砂量长造缝等综合工艺。施工过程电脑监控，适时调整参数，发现问题可以立刻处置。图5 压裂施工参数设计图图6 施工电脑监控曲线实施对策六：把握放喷时机与破胶时间的有机结合准确的放喷时机与破胶时间的有机结合关井半小时后放喷，既防止地层吐砂、支撑剂回流，又实现了快速返排的目的，同时充分利用压裂构成的部分高压、诱导液体及时喷出地层。实施对策七：诱喷工艺技术、到达了快速排液采用诱喷工艺技术、到达了快速排液的目的。运用了质量尚好的氟碳外表活性剂，促进了液体快速返排(现场泡沫四溢)，返排率到达了80%以上。表15 液体返排率井号返排率槐684%槐1680%槐2185%槐390%黄参3880%槐1181%槐1482%九、效果检查经过以上措施的实施我们对7口压裂试油井作出如下实施结果：序号井号层位日均产油( m3/天)备注m3/天1槐6长62.1312槐16长61.00=13槐21长63.5214槐3长610.0自喷15黄参38长22.3416槐11长6131