实现单井日均产油≥1m3天QC.docx

《实现单井日均产油≥1m3天QC.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《实现单井日均产油≥1m3天QC.docx（21页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、“延长石油杯”陕西省第三届QC成果资料实现单井日均产油1m3/天小组名称：石油勘探开发部地质科QC小组发 布 人：邱 增 胜单位名称：油气勘探公司石油勘探开发部2009年5月一、概 述2008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工作会议精神和石油勘探开发部2008年工作会议精神为指导，千方百计以保护储层、认识油层、研究油藏，提高单井产油量为目的，开展压裂试油工作。针对困扰该区单井日均产油1m3/天的瓶颈问题，进行了深入细致的研究和试验，通过“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行讨论，引进先进的压裂理论和技术，初步解决适合本区油层

2、特点的压裂工艺，通过这些措施的实施，取得了较好的效果，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2008.5-2008.12注册号KT-173活 动 次 数2次/月重新注册时间200802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

3、况本小组共开展活动14次，人均TQC教育时间58小时，出勤率100%，有效地解决了压裂中存在的问题。三、课题选择实现目标单井日均产油1m3/天实际现状单井日均产油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/天工作方针科学决策，整体部署，重点突

4、破，适时调整工作思路保护储层、认识油层、研究油藏，引进先进的压裂理论和技术提高单井产油量为目的，开展压裂试油工作四、现状调查 压裂能够改善和提高低渗透油井近井地带的渗流能力，压裂也对后期的试油起着重要的作用，因为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，应用排列图的“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/天因素统计表序号影响因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3

5、25934其它2271005N2727图2 影响单井日均产油1m3/天因素排列图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/天的主要因素是压裂效果差，如果提高压裂效果，使单井日均产油1m3/天的目标就会实现。通过上面的现状调查，就能为小组设定目标提供充分的依据，同时也为我们解决问题找到突破口。五、目标确定为了适应当前勘探形势的需要和顺利完成各项勘探任务，我们QC小组全体成员多次进行座谈,总结经验,商讨对策，制定本次活动主要目标为，如下表4：

6、表4 目标值单井日均产油活动前目标值1m3/天1m3/天次要目标为；1、引进先进的压裂理论和技术；2、严格控制施工作业的质量和各项原始资料的录取；3、不断的加强理论学习和实践，更好的满足目前和以后的需求。 六、原因分析针对以前存在的问题，经过对各方面原因的详细调查，利用因果分析图，查找出具体原因。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、固井造成油层污染岩层太致密环制度不合理管理不到位工作经验少业务技能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、工艺不完善不适合本区域的射孔方式常规射孔油层打开程度不完善选段不合理压裂所需材

7、料不适合本区域压裂液配方不配伍入井材料质量差法料影响压裂效果图3 因果分析图主要因素为了找出导致压裂效果差的主要原因，我QC小组通过认真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 序号末端原因确认内容确认方法标准负责人完成日期1设备短缺压裂设备是否短缺查看以往现场调查记录压裂设备齐全王东辉200862压力低、排量小、耐腐蚀性弱压力、排量、耐腐蚀性是否符合现场要求查看以往现场试验记录压力、排量、耐腐蚀性达到现场施工要求王东辉200863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200864钻井、固井造成油层污染钻井、固井对油层的污染情况查阅钻井、固

8、井资料，表皮因子测试表皮因子0高文俊2008.65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2008.66工作经验少成员的工作经验是否丰富查看成员档案和工作记录工作经验丰富曹天军200867压裂施工参数、工艺不完善压裂施工参数是否合理，工艺是否完善查阅以往压裂井资料适合本地区地质条件的施工参数和工艺邱增胜2008.68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达到80%以上高文俊200869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2008610常规射孔常规射孔是否适合本地区查阅以往压裂井资料能量高，穿透力

9、强，尽量不污染油层曹天军2008611选段不合理选段是否合理，及对油层打开程度的影响查阅以往压裂井资料选段合理，完善的油层打开程度林 进2008612入井材料质量差入井材料质量如何查阅以往压裂井资料入井材料质量好王东辉2008613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20086具体确认过程如下：末端因素一、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，达到施工要求。结论：非要因末端因素二、压力低、排量小、耐腐蚀性弱我们查看了以往现场试验记录，新疆压裂队伍配套设备的压力、排量、耐腐蚀通过实验均达到现场施工要求。结论：

10、非要因末端因素三、岩层太致密我们对以往地质资料进行了查阅，06、07年压裂的14口井的油层段声波时差DT230微秒/米。再者，岩层致密是客观因素，难以人力改变。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：非要因末端因素四、钻井、固井造成油层污染查阅以往钻井、固井资料，泥浆性能、固井质量合格，我们对表皮因子进行了测试，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

11、-1黄参200黄参21-1黄参25-1黄参260黄参32-2黄参33-1黄参36-1黄参37-1黄参390槐10结论：非要因末端因素五、管理不到位经过我们查看以前现场的管理记录，不论是领导还是施工人员都认真负责，管理有序、到位。结论：非要因末端因素六、工作经验少我们查看成员的档案和工作记录，发现成员的工作经验丰富。结论：非要因末端因素七、压裂施工参数、工艺不完善经过我们认真的查阅以往的压裂井资料并进行了细致的分析，发现压裂施工参数不合理，工艺上存在不完善的地方。结论：是要因末端因素八、液体返排率低我们对以往压裂井的资料进行了查阅，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

12、排率黄参1436%黄参1740%黄参1820%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：是要因末端因素九、关井放喷时机把握不当我们对以往压裂井的资料进行了查阅，发现都是关井2小时后才放喷，时机把握不当，造成地层吐砂严重，堵塞、污染油层。结论：是要因末端因素十、常规射孔经过我们认真的查阅以往的压裂井资料并进行了细致的分析，发现常规射孔能量低、易污染油层，不适合本地区。结论：是要因末端因素十一、选段不合理经过我们认真的查阅以往的压裂井资料并进行了细致的分析，认为射孔段的录井、测井曲线不

13、太配套，油层打开程度不完善。结论：是要因末端因素十二、入井材料质量差经过我们认真的查阅以往的压裂井资料并进行了细致的分析，发现过去入井材料来源广而杂，未进行质量检测，质量差，污染油层。结论：是要因末端因素十三、压裂液配方不配伍经过我们认真的查阅以往的压裂井资料并进行了细致的分析，发现压裂液与油层不配伍，造成油层污染。结论：是要因 通过要因确认,影响压裂差的主要因素有: 1、选段不合理，2、常规射孔，3、入井材料质量差，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、制定对策根据实际存在的问题，对主要因素制定相应对策措施 。 表9 对策表序号项

14、 目现 状目 标对 策负责人完成时间完成地点1选段不合理油层打开程 度不完善确定合理的射孔段录井、测井曲线配套选段林 进2008.11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2008.12生产现场3入井材料质量差材料来源杂，未进行质量检测减轻油层污染质量跟踪、检测王东辉2008.12厂家和生产现场4压裂液配方不配伍未结合本地区的特点调整配方，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2008.12实验室和生产现场5压裂施工参数、工艺不完善未结合本地区的特点调整施工参数和压裂工艺，不适合本地区优化施工参数，完善压裂工艺通过计算机模拟确定合理

15、的施工参数，采用新工艺邱增胜2008.12实验室和生产现场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2008.12生产现场7液体返排率低液体返徘率平均50%左右返排率达到80%以上，减少油层污染诱喷工艺技术、达到快速排液高文俊2008.12生产现场八、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则，尽可能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、分层射孔等打开方式提高油层打开程度。 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

16、艺，（复合射孔是在射孔弹起爆穿孔的同时，压裂火药燃烧产生的高温高压气体通过射孔孔道加载于近井地层，使之产生微裂缝的施工方法）。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、检测把好压裂入井材料关主要包括水源、稠化剂及辅助添加剂、支撑剂三类材料的把关。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、及时调节所用水源的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，尽最大可能保证压裂液质量。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，通过技术指标筛选厂家；其次是在选定的厂家范围内落实我方

17、要求的技术指标，并要求其质量承诺；三是成批材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材料28批次。压裂稠化剂主要检测指标是水不溶物含量、表观粘度、交联性能等，共检测4次，均达到二级品标准，个别项目达到一级品级别(表10)序号指标名称标准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、

18、助排剂是水基压裂液重要添加剂，由于储层为亲水或弱亲水，压裂返排率不足40%，导致浸泡伤害和水锁伤害，因此，择优选择高性能的助排剂尤为重要。（表11）。依据标准名称代号参照标准Q/CNPCCQ3298-2007序号指标名称标准要求检测结果1pH值7.08.07.02表面张力(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表面张力(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，防膨率检测达到70.6%，达到Q/CNPC-CQ3244-2005COP-1粘土稳定

19、剂标准要求(表12)。依据标准名称代号Q/CNPC-CQ3244-2005序号指标名称标准要求检测结果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，因此压裂体系必须引入低温激活剂，我们选择合格的BJ-1作为低温激活剂(表13)。依据标准名称代号Q/CNPC-CQ3293-2006CQY-5低温激活剂序号指标名称标准要求检测结果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标准Q/CNPC-CQ329

20、3-2006CQY-5低温激活剂中的方法进行检测。6、支撑剂的入井把关重点把好浊度、圆度、球度、破碎率和酸溶解度等指标（表14）指标名称行业标准企业标准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伤

21、害，根据油层温度、物性及流体性质，提出了与工艺技术水平相匹配的低伤害压裂液-低温水基冻胶压裂液破胶体系。它和常规水基冻胶压裂液的主要区别是破胶剂除通常使用的过硫酸铵外，还须加入低温破胶引发剂(主要是酶或新型氧化剂、激活氧源的激活剂)。在筛选稠化剂及辅助添加剂的基础上，通过对压裂液配方的进一步优化，形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：通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

22、上进行改进。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。在压裂工具上使用了不动管柱分层压裂工具，在工艺上综合使用了去污压裂工艺、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，发现问题能够立即处理。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，同时充分利用压裂形成的局部高

23、压、诱导液体及时喷出地层。实施对策七：诱喷工艺技术、达到了快速排液采用诱喷工艺技术、达到了快速排液的目的。应用了质量尚好的氟碳表面活性剂，促进了液体快速返排(现场泡沫四溢)，返排率达到了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、效果检查通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61317槐14长6151表16 效果检查表表17

24、 效果对比表单井日均产油量活动前目标值活动后1m3/天1m3/天1m3/天以上效果说明本次活动在方法和措施上是得当的，达到了预期的目的，且达到工业油流的个别单井日均产油量远超过了1方，效果显著。而且我们引进了先进的压裂理论和技术；施工作业质量的控制和各项原始资料的录取都非常好；加强了理论学习和实践的上结合，更好的满足了目前和以后的需求。社会效益通过本次QC活动，槐21井区多口钻井试油产量均达到工业油流标准，因此可以计算其石油控制储量，这对于今后工业化评价提供了重要依据，对勘探开发具有重要的意义。槐3井是口自喷井,地质、勘探意义非凡。无形效果在本次活动中，小组成员热情投入，为共同的目标发挥各自的

25、才智，提高了成员分析问题、解决问题的能力，增强了大家的凝聚力。我们对活动前后的状态进行了自我评价。如下：项目自我评价活动前活动后质量意识34成本意识25QC知识35团队精神35个人能力24表18 自我评价对比表 图7 雷达测试图十、巩固措施 1、继续提高科室人员的业务素质、质量意识和技术水平； 2、继续做好统筹安排工作，在勘探任务重、要求高的情况下，发挥每位技术工作人员的工作积极性； 3、继续做好压裂化工料检测、优化压裂液体系工作； 4、进一步取全、取准压裂试油各项资料； 5、对复杂作业要加强单位之间协作与现场把关。十一、总 结1、遗留问题：(1)、槐3井应进一步研究；另外槐6井还存在长8油层，可以考虑新层试油。(2)、缺乏相应的操作规范和技术要求，希望尽早补充完善。2、下一步打算：继续深入研究，反复实践，不断完善适合本区压裂试油工艺配方技术，在下一个PDCA循环后能够建立起适合本地区的压裂标准化；积极参加质量教育培训；学习压裂专业知识，弥补知识、技能不足，促进共同进步。21