连续油管作业井资料0

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1、连续油管作业井资料重庆气矿工艺所2009.8.18目录七里45井3七里28井16池26井30云和2井41板东4井47双1井59七里45井1地质选井论证1.1修井目的解除井筒堵塞及近井地带污染，恢复正常生产，并增加其产能。1.2气井总体情况1、气田概况双家坝气田位于重庆市梁平县境内，区域构造位置属于四川盆地川东断褶带七里峡高陡构造断裂东翼，为七③断层下盘的次级潜伏构造。双家坝构造的地震勘探工作始于1978年，1980～1986年通过地震详查进一步证实为一完整的潜伏构造。1986年4月在构造近高点钻探的第一口预探井—七里4井在石炭系测试获气33.4×104m3/

2、d。至2008年底，气田石炭系共完钻井12口，获气井10口，水井2口。石炭系气藏1989年首次上报Ⅱ类探明地质储量101.7×108m3，2006年储量套改复核储量65.22×108m3，技术可采储量47.64×108m3。1989年9月15日石炭系气藏正式投入试采，初期规模为40.0×104m3/d；1992年编制《双家坝石炭系气藏开发方案设计论证》，设计以9口生产井90.0×104m3/d规模稳产至2006年，稳产13年。但在实际开发中发现气藏边水比方案预测活跃，水侵严重以及探明容积法储量减少等因素，导致气藏实际开发规模无法达到设计要求。1994年、19

3、97年七里43井、七里7井相继出地层水并关井。2000年以后气藏产量开始下降。2001年10月编制《双家坝石炭系气藏开发调整方案》，推荐生产井7口，气藏生产规模50.0×104m3/d。2004年6月、2005年5月双家坝一期、二期增压工程相继完工并投入运行，气藏现有6口生产井均已投入增压开采。2008年完成双家坝石炭系开发调整方案，推荐气藏生产规模24.0×104m3/d。至2009年6月，双家坝气田现有生产气井5口，平均日产气10.6×104m3/d，平均日产水5.39m3，历年累产气37.55×108m3，采出程度57.57%；气藏历年累计产水6.11

4、×104m3。图12-1双家坝潜伏构造阳底构造图2、气井基本情况七里45井地处梁平县波漩乡水口村6组，位于七里峡构造双家坝潜伏高点，是双家坝气田石炭系气藏一口开发井。该井1992年8月22日完钻，完钻井深4930.31m，裸眼完井。产层：石炭系，产层井段：4867.0～4883.8m、4885.2～4889.2m、4895.5～4904.5m。油管结构（3″+21/2″）×4856.68m，筛管位置4851.75～4856.54m。1992年9月23日完井后测试产气53.21×104m3，30日酸化后在套压27.784MPa，油压9.155MPa，上压5.4

5、0MPa，测试产气290.92×104m3。H2S含量5.054g/m3，CO2含量42.818g/m3。3、完井酸化及测试情况1992年9月25日，在套压30.265MPa，油压24.5MPa，上压3.4MPa条件下，测试产气53.21×104m3/d。1992年9月25日，对石炭系井段4861~4930.31m进行解堵酸化，挤入地层酸量17.7%×56.8m3，施工压力：0.9~47.8MPa，平均26.1MPa，排量：5.0~30.0L/S，平均16.1L/S，吸指0.43~19.26L/S·MPa，一般5.20L/S·MPa。1992年9月30日酸后

6、在套压27.784MPa，油压9.155MPa，上压5.40MPa条件下，测试产气290.92×104m3/d，增产效果显著。地层压力45.903MPa。4、历年修井作业情况2006年7月13~30日实施有机解堵作业。作业期间累计从套管、油管加注解堵剂6000kg，其中UT3-2有机解堵剂5200kg，UT3-3无机解堵剂500kg。解堵期间先后放空4次，累计放空4.8×104m3，排液11.2m3。解堵结束后，于7月30日倒入正常生产，初期产气量7.8~8.2×104m3/d，水量0~1.7m3/d，生产不稳定，8月16日至22日，产气量逐步上升（8.2~

7、8.3×104m3/d），产水量0.7~2.7m3/d。鉴于生产波动大，带液不稳定，于8月22～23日从套管再次加注UT3-2型解堵剂700kg，放空排液时仍排出黑色粘稠物质，后来生产期间排出液体表面仍飘浮有黑色悬浮物，排污后期出现黑色半流动状态物质，表明井下还残留一定脏物未返排。该井解堵前6月份生产平均套压3.91MPa，油压2.37MPa，油套压差1.54MPa，日产气8.32×104m3；有机解堵后，9月份平均套压3.77MPa，油压2.19MPa，油套压差1.58MPa，日产气7.82×104m3，解堵前后生产曲线见图12-2。从图中可知，解堵前后油

8、、套压差基本无变化，且解堵后产气量无增加，带液不稳定