塔河油田酸压曲线特征分析(2014.4)

塔河油田酸压施工曲线解读液体排量(m3/min)设计摩阻油管摩阻系数(MPa/m)31/2″27/8″冻胶2.50.00340.00630.00480.00923.50.0060.01344-4.50.0060.00950.0070.015.50.0080.0116-6.50.0090.012胶凝酸30.003283.50.0038640.0046-0.0050.0085.0－60.0060.0096.50.0070.01乳化酸2.50.0080.00930.0090.013.50.010.01440.011变粘酸5.50.006－0.0070.009线性胶30.00350.005540.0045-0.0050.007-0.00850.0060.0095.5-6.00.0070.01酸压基础知识典型压裂施工曲线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顶替常规压裂典型曲线酸压施工曲线变化模式示意图压力/排量时间①酸压施工启缝前的挤酸阶段②酸压裂缝启缝阶段③酸压裂缝延伸阶段④酸压裂缝大规模沟通天然缝洞阶段出现①：未沟通大的储集体，多为低产井出现①、②：沟通一定裂缝储集体，多为中、低产井出现①、②、③：沟通较大规模储集体，多为中、高产井出现①、②、③、④：酸压裂缝与天然缝洞系统沟通，高产井（TK408井）。常规压裂典型曲线Ⅰ型：曲线斜率在0.125-0.2之间，说明裂缝在预期的缝高和综合滤失系数下向地层深处延伸。Ⅱ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。Ⅲ型：曲线斜率为1，反映了缝内发生堵塞，裂缝在长度上已停止延伸，注入的液体只能增加裂缝的宽度。Ⅳ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的天然裂缝体系。施工曲线分析常规压裂典型曲线压裂类型压裂类型常规酸压重复酸压上返酸压下返酸压复合酸压大型酸压分段酸压水力压裂酸压施工曲线特征分析1.地层压开判断2.未沟通储集体特征3.沟通储集体特征◆初期即沟通型◆陡降型◆斜坡型◆缓坡型4.施工曲线异常特征分析5.水平井分段酸压曲线特征6.水力压裂施工曲线特征7、酸化施工曲线特征施工初期排量稳定，泵压突降，存在明显压开显示酸压施工曲线特征分析1.地层破裂判断-存在明显破裂点储层裂缝较发育，施工曲线无明显破裂显示酸压施工曲线特征分析1.地层破裂判断-无明显破裂点酸压施工曲线特征归类TH12255井酸压施工曲线图020406080100时间14:06:3214:59:5415:53:15024681012停泵测压降正挤滑溜水50m3正替滑溜水20m3施工层位：O2yj+O1-2y施工井段：6353.33-6400.00m施工单位：华北井下压裂队施工日期：2012年9月15日油压排量套压关闭环空闸门正挤冻胶440m3正挤高温胶凝酸45m3加0.6%有机钛交联剂2.64t正挤高温胶凝酸315m3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2.未沟通储集体特征—无显示（生产供液不足或未建产）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2.未沟通储集体特征—无显示酸压施工曲线特征分析2.沟通储集体特征-无显示酸压施工曲线特征分析TH12355能持续生产TH12419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2.沟通储集体特征-高产油层酸压施工曲线特征分析施工压力高，停泵压力高，压降大，沟通储集体并建产施工开始即沟通储集体，施工压力低，套压低（有的接近0）2.沟通储集体特征-初期即沟通高产油层酸压施工曲线特征分析2.沟通储集体特征-初期即沟通（高产油层）酸压施工曲线特征分析自喷时间（d）590自喷产液（t）22796自喷产油（t）22042AD22TH12204自喷时间（d）400自喷产液（t）26488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）2.沟通储集体特征-陡降（高产井）酸压施工曲线特征分析挤冻胶过程中，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2.沟通储集体特征-陡降（水层）酸压施工曲线特征分析挤冻胶过程中，压力瞬间几字型下降（套压落零），酸压沟通储集体（水层）2.沟通储集体特征-斜坡型（高产井）酸压施工曲线特征分析注酸过程中，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（d）0自喷产液（t）0自喷产油（t）0TH10282自喷时间（d）217自喷产液（t）12086自喷产油（t）12050TH12415投产转电泵（120/2800）2.沟通储集体特征-缓坡型酸压施工曲线特征分析酸压过程中，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68t40t2.沟通储集体特征-挤顶替液时压降明显酸压施工曲线特征分析酸压过程中，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2.沟通储集体特征-挤酸小幅压降（裂缝型）酸压施工曲线特征分析自喷时间（d）89自喷产液（t）2946自喷产油（t）2650AD26冻胶+高温胶凝酸自喷时间（d）49自喷产液（t）1784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2.沟通储集体特征-停泵有压降酸压施工曲线特征分析自喷时间（d）112自喷产液（t）6386自喷产油（t）6292TH12339自喷时间（d）573自喷产液（t）23393自喷产油（t）23285TH12417施工压力高，停泵压降大，沟通储集体并建产2.沟通储集体特征-重复酸压小幅压降酸压施工曲线特征分析多级交替注酸过程中，压力有一定幅度下降，停泵压力较低，酸压沟通储集体自喷时间（d）27自喷产液（t）1292自喷产油（t）1031TH12223自喷时间（d）38自喷产液（t）1755自喷产油（t）1466TH122453.沟通储集体特征-油套混注酸压施工曲线特征分析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3.沟通储集体特征-超大规模酸压酸压施工曲线特征分析60t70t3.沟通储集体特征-超大规模酸压酸压施工曲线特征分析4.施工曲线异常特征-地层亏空酸压施工曲线特征分析改造层段施工前累计产液2.72×104t，地层亏空严重施工时油套压均不起压补充43m3盐水后开始正常施工4.施工曲线异常特征-超限导致套管破裂酸压施工曲线特征分析储层致密，酸压过程套压异常高（超限），套管被压破4.施工曲线异常特征-砂堵酸压施工曲线特征分析降排量、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，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4.5，压力96MPa排量5.5，压力92MPa酸压施工曲线特征分析4.施工曲线异常特征-稠油影响4.施工曲线异常特征-压裂液摩阻异常高压裂液变质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低排量、高泵压，压裂液磨阻大酸压施工曲线特征分析4.施工曲线异常特征-压裂液摩阻异常高酸压施工曲线特征分析滑溜水摩阻高，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。第一次施工第二次施工曲线上显示同升同降4.施工曲线异常特征-套管封隔器水力锚渗漏酸压施工曲线特征分析4.施工曲线异常特征-裸眼封隔器有效座封酸压施工曲线特征分析压裂液期间锯齿状特征（补平衡压），注酸期间套压缓慢上升4.施工曲线异常特征-裸眼封隔器施工初期失效酸压施工曲线特征分析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。酸压施工曲线特征分析4.施工曲线异常特征-裸眼封隔器注压裂液时失效施工初期坐封成功，但挤滑溜水期间，套压开始逐步上升酸压施工曲线特征分析AD13井酸压施工曲线图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4.施工曲线异常特征-裸眼封隔器注酸液时失效TK1025井胶凝酸酸压施工曲线010203040506070809010014:2114:3614:5115:06时间压力（MPa）012345678910排量(m3/min)泵压排量施工井段：6185.00-6260.00m施工层位：O2yj施工日期：2007年2月5日正挤线性胶26.3m3套压高挤冻胶44.8m3停泵酸压施工曲线特征分析4.施工曲线异常特征-油管挂断脱酸压施工曲线特征分析4.施工曲线异常特征-油管断裂（第118根断裂）TH10125井正挤冻胶180m3，油压52.3-49.0MPa，套压48.8-45.4MPa，排量0.5-4.4m3/min。整个阶段无明显压开地层显示。根据正替使油套压差40MPa左右，怀疑井内管柱异常。修井发现从118根处断脱，最后一根油管丝扣末端明显缩径。正替油套相差40MPa油套压力相近酸压施工曲线特征分析4.施工曲线异常特征-油管堵塞再次启泵后，排量0.6、0.8、1.0m3/min，对应泵压48.22、61.93、72.25MPa直线上升，停止施工。后下电缆通井，反复探3次无法通过，确认堵塞点就在球座位置酸压施工曲线特征分析4.施工曲线异常特征-泵车抽空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酸压施工曲线特征分析打开滑套，曲线响应特征明显5.水平井分段酸压曲线特征-TH10-P1井13:00:0013:30:0014:00:0014:30:0015:00:0015:30:0016:00:00时间051015202530354045505560油管压力MPa套管压力MPa油管压力1MPa0.01.02.03.04.05.06.07.08.09.010.0排量m3/minTH10-P1井分段酸压施工曲线（第二层）井段：6009.50-6895.00m层位：O2yj时间：2012.07.15/中原酸压队泵压排量压套压预置液10m3酸液320+40m3顶替液51m3打开压裂滑套（2）3+29+17m3投球管线压力打开滑套前置液380m317:00:0018:00:0019:00:0020:00:00时间051015202530354045505560油管压力MPa套管压力MPa油管压力1MPa0.01.02.03.04.05.06.07.08.09.010.0排量m3/minTH10-P1井分段酸压施工曲线（