高壓高含硫高產(chǎn)氣井酸壓與儲層改造效果評價經(jīng)驗總結(jié)

1、XXXXXXXXXXX開發(fā)井XXXXX井增產(chǎn)措施評估分析百度文庫目錄XXXXX井增產(chǎn)措施評估分析11.井層評估31.1 層位劃分31.2 巖性特征31.3 物性特征31.4 井身結(jié)構(gòu)特征51.5 溫壓特征61.6 鄰井措施61.7 應(yīng)力方位特征71.8 小 結(jié)82.措施及測試概況82.1 措施概況82.2 測試結(jié)果83.增產(chǎn)措施后評估93.1 氣層分布特征及非均質(zhì)性103.2 施工曲線分析113.3 參數(shù)求取123.4 排液跟蹤143.5 產(chǎn)能初步評價143.6 小 結(jié)164.初步研究結(jié)論及建議171.井層評估XXXXX井位于恰什古伊構(gòu)造高點附近，XXXX構(gòu)造XXX井169.24°方

2、位0.778km處，考慮斷層及分布。1.1 層位劃分地層分層數(shù)據(jù)表明，篩管段為基末利階底部（約11m），貫穿整個XXXX，分層數(shù)據(jù)標注未穿SS層，終靶點位于SS層上部，與鉆井設(shè)計相符。XXXXX井地層分層補心海拔（m）283.57層底海拔（m）階斜深(m)斜厚(m)垂深(m)垂厚(m)2524.9 8.0 2524.6 8.0 -2241.052981.3 456.4 2981.0 456.4 -2697.383034.4 53.0 3033.6 52.6 -2750.073292.0 257.6 3260.9 227.3 -2977.33 3530.4 238.4 3415.2 154.3

3、-3131.63 3540.2 9.9 3420.5 5.3 -3136.93 3817.8 277.6 3495.7 75.2 -3212.08 3905.6 87.8 3511.0 15.3 -3227.38 3976.0 70.4 3524.9 13.9 -3241.35 未穿167未穿28.9-3270.27井底深（m）41433553.8備注：層底海拔已經(jīng)井斜校正1.2 巖性特征鉆井錄井表明鉆至GAP及以下層位后巖性均為灰色或褐灰色灰?guī)r，以往全巖分析數(shù)據(jù)表明儲層方解石含量95%以上，粘土礦物含量低于1%，適于開展以酸為工作液體系的增產(chǎn)措施。樣號（內(nèi)袋號）塊號全巖定量分析(%)粘土總量

4、石英鉀長石斜長石方解石白云石黃鐵礦XXX4-44/11118883XX(J3k-0 3551.17)6-86/1101297XXXX(J3k-0 3614.60)11-78/9611981.3 物性特征測井解釋成果表明篩管完井段貫穿1、2、3和部分4層：解釋氣層總厚度341.3m，加權(quán)平局滲透率7.76md，加權(quán)平均孔隙度8.84%；解釋差氣層總厚度63.9m，加權(quán)平局滲透率0.13md，加權(quán)平均孔隙度3.95%。進一步劃分氣層物性特點，解釋成果可見儲層以滲透率大于10md的層段為主，占氣層總厚度的49%，大于5md的儲層占總氣層厚度的62%，小于1md的層段只占24%。滲透率區(qū)間（md）厚度

5、（m）加權(quán)平均滲透率（md）加權(quán)平均孔隙度（%）K>10166.512.9210.745<K<1043.97.949.871<K<547.92.137.130.5<K<145.90.725.89K<0.537.10.344.98“XXXX單井巖芯描述與儲層沉積學特征研究”研究成果表明，該區(qū)域井層物性差、滲透率低，但存在一定天然裂縫，天然裂縫。薄片資料微觀裂縫參數(shù)統(tǒng)計，表明裂縫開啟度分布范圍為0.00325mm1.25mm，屬于微裂縫，裂縫孔隙度分布范圍在0.110之間，平均5.6，滲透率分布范圍為0.65×10-3m2 19.35

6、15;10-3m2 ，平均3.25×10-3m2，可見微裂縫的存在對儲層的貢獻主要體現(xiàn)在改善滲透性方面。 XXXX井巖心裂縫描述統(tǒng)計裂縫類型XVhp層XVa1層Z層XVa2層裂縫 條條/m裂縫 條條/m裂縫 條條/m裂縫 條條/m水平裂縫2915.63427.4350320.1254021.6低角度斜交縫2374.561854.021656.61606.4高角度斜交縫641.23651.41291.16391.56垂直裂縫1232.371884.09230.92491.96縫合線2043.922675.835214.0829311.72儲層滲透率低，氣水相對滲透率更低，研究表明，當氣

7、水相滲透率相交時，氣相滲透率遠遠小于水相，并且儲層為親水儲層，儲層以中、小孔為主，外侵液體易進難出。XXXX井卡洛夫牛津階儲層相對滲透率綜合數(shù)據(jù)表塊號深度（m）孔隙度（）束縛水時交點處殘余氣時含水飽和度（%）氣有效滲透率（md）含水飽和度（%）氣水相對滲透率（md）含水飽和度（%）水相相對滲透率（md）A13469.250.964.90.024772.50.024473.50.02682-25/1183481.337.632.70.42773.10.069960.2612-117/1183494.869.327.90.51777.80.09897.90.5633-95/1033511.766.

8、589.10.092993.20.03395.80.03394-79/1113525.587.6470.34760.088396.80.4425-9/343532.738.448.90.33287.80.029598.20.1016-86/1103551.174.347.70.42682.10.062291.60.4257-28/633559.446.643.60.32976.10.077794.10.247A93578.477.828.20.38557.20.06387.20.463A113600.193.443.30.20572.30.03284.60.168XXXXX井本身測井解釋成果表

9、明該井具備較好的有利儲層厚度和物性，但非均質(zhì)性較強；XXX井巖心分析表明該區(qū)域基質(zhì)氣測有效滲透率低，雖然存在一定裂縫，對滲透率改善起到一定作用，但屬于微裂縫，其連通性差，同時儲層親水，以中、小孔為主，束縛水飽和度大，含水飽和度上升后氣相滲透率下降迅速。鑒于其物性特征，認為該井應(yīng)在均勻解堵的基礎(chǔ)上，盡可能提升大斜度篩管完井井段的動用程度，對物性較差的井段進行改造，形成人工裂縫；同時應(yīng)控制酸液質(zhì)量，優(yōu)選高效助排表面活性劑，縮短返排時間、提升返排率。1.4 井身結(jié)構(gòu)特征該井139.7mm篩管懸掛3473.23-4141.50m，244.5mm中層套管下深03529.97，與地層接觸的篩管段：3529

10、.974141.5m，長611.53m。固井解釋29903285m好，存在未解釋段。產(chǎn)層段采用聚磺鹽水鉆井液，密度1.871.89，鉆井描述未見漏失。1.5 溫壓特征儲層高溫，根據(jù)相鄰構(gòu)造已鉆井測試資料，預(yù)計本井XVa2XVhp測試層地層壓力60.9MPa左右（垂深3490m），地層溫度127，井口關(guān)井壓力51MPa左右。表3-2 XXXXX測試層地層壓力和地層溫度預(yù)測試油層層位井 段(m)厚度(m)預(yù)測壓力系數(shù)預(yù)測地溫梯度(/100m)預(yù)測地層壓力(MPa)預(yù)測地層溫度()試氣層XVa2-XVhp4143.03540.2垂深:3553.83420.5602.81.783.6460.9127說

11、明： 溫度梯度根據(jù)鄰井Cha-101D在井深3100m實測溫度121.7折算； 壓力系數(shù)根據(jù)Cha-21井hp層測試壓力資料預(yù)測；儲層溫度高，酸鹽反應(yīng)速度快，酸蝕作用距離相對?。坏貙訅毫Ω?，儲層破裂壓力高，酸壓過程中井口壓力相對高。1.6 鄰井措施根據(jù)XXX井XVa1層3629.0m3620.0m層段擠注測試數(shù)據(jù)，瞬時停泵井底壓力82.2MPa，求取儲層破裂壓力80MPa左右，折算地層破裂壓力梯度0.022MPa/m。XXXX井最高施工排量2.1m3/min，初期施工井口壓力60MPa以上，地層遇酸后井口壓力54.54MPa，儲層物性差、吸液能力低，中途停泵壓力43.6MPa，折算井底壓力80

12、MPa以上，酸化后測試產(chǎn)氣量低，只見微氣，產(chǎn)水7.5m3/d。 XXXX井XVhp-XVa1層3480.03569.0m段酸壓最高排量3m3/min，初期井口壓力60MPa以上，地層遇酸后井口壓力38MPa，該井射孔厚度大，儲層物性好、吸液能力強，停泵后壓力在28MPa左右，折算井底壓力63MPa，表明酸壓改造改善了井筒與儲層的連通性，該層測試產(chǎn)氣量7.5×104m3/d左右，產(chǎn)水8.22m3/d。XXXX測試產(chǎn)氣量同樣較低，35543545、35373518.5m層段日產(chǎn)氣5.25×104m3/d左右，同時日產(chǎn)水12.88m3。測試結(jié)果表明，該區(qū)域儲層物性差、產(chǎn)能低，產(chǎn)氣

13、的同時均產(chǎn)水。1.7 應(yīng)力方位特征XXXXX井閉合方位262度左右，大斜度段東西向，參考XXXX井、XXXX井的應(yīng)力方位和天然裂縫方位（300340°），大斜度井眼貫穿天然裂縫方向，其夾角在4080°范圍內(nèi)，貫穿天然裂縫有利于產(chǎn)能，同時有利于后期改造形成與井筒成一定夾角的橫切裂縫。但同時，本已存在的天然裂縫會影響人工裂縫的溝通距離，形成多裂縫同時進酸。1.8 小 結(jié)通過對XXXXX井井層資料的初步分析，得出以下結(jié)論及認識：XXXXX井鉆遇目前地質(zhì)上已經(jīng)落實儲量的XVhp、XVa1和XVa2層，鉆井成功且達到了設(shè)計要求；該井產(chǎn)層以較純灰?guī)r為主，適于酸液為工作液體系進行措施改造

14、；測井解釋表明儲層物性較好，具有較厚的有效產(chǎn)氣層，鄰井巖心分析表明存在微裂縫并能夠進一步改善滲透率，但基質(zhì)滲透率低，并且束縛水飽和度高，水相飽和度增加對氣相滲透率影響大；該井以篩管完井，有利于井筒與地層的充分連通，但不利于針對具體層段置酸，不利于實現(xiàn)整個井筒的均勻改造；儲層壓力系數(shù)高（1.8左右），有利于排液，但地層溫度高（120），酸鹽反應(yīng)速度快、作用距離受限；鄰井措施和測試成果表明，直井產(chǎn)能低、儲層物性較差，地層基質(zhì)破裂壓力梯度可能達到0.022MPa/m（受地層壓力、污染程度等影響），改善后地層吸液壓力梯度降低至0.018MPa/m左右；從取得的地應(yīng)力方位、天然裂縫方位數(shù)據(jù)可知，本井大斜

15、度井眼方向與最大主應(yīng)力方位成一定夾角，有利于橫切縫的產(chǎn)生。2.措施及測試概況 XXXXX井3月19日進行酸化（酸壓）措施，以提高單井產(chǎn)能，酸化前后進行測試，以評價酸化效果。2.1 措施概況XXXXX井4 1/2油管為主的測試和措施作業(yè)管柱，酸化管線試壓65MPa，平衡壓力30MPa，穩(wěn)壓10min。酸化施工高擠轉(zhuǎn)向酸200m3, 泵注壓力23-51MPa，排量3.0m3/min，平衡壓力7-24MPa，頂替清水50m3, 泵注壓力23-32MPa，排量3.0m3/min，平衡壓力7-12MPa。11:00施工結(jié)束，關(guān)井侯酸反應(yīng)，整理井口返排裝置，12:20min開始排液，中間間隔約1小時20分

16、，13:00井口氣液同出，且點火燃，焰高5-10m，至16:00累計排液165m3。建議：對施工停泵后壓降部分監(jiān)測1530min。2.2 測試結(jié)果措施前后測試結(jié)果見下表，可見措施前3月18日測試，12.7mm油嘴油壓40.46MPa，壓力計監(jiān)測井底流壓49.42MPa，產(chǎn)油20.4m3/d，產(chǎn)氣83.3萬方/d；3月22日12.7mm油嘴油壓41.01MPa，壓力計監(jiān)測井底流壓49.83MPa，產(chǎn)油29.26m3/d，產(chǎn)氣85.23萬方/d，恢復(fù)措施前產(chǎn)能并在生產(chǎn)壓差降低的條件下比措施前略微增加。日期油嘴（mm）油壓（MPa）套壓（MPa）油（m3/d）氣（m3/d）水（m3/d）壓力計監(jiān)測壓

17、力（MPa）壓力計監(jiān)測溫度（degC）2014/3/1812.740.46 26.82 20.40 8330891.6849.42 120.2872014/3/2212.741.01 28.90 29.268523196.3649.83 118.529延長測試，產(chǎn)氣量不能穩(wěn)定，井底壓力計監(jiān)測壓力從49.83MPa下降到39.90MPa，表明該井外圍區(qū)域滲透率低，需要從試井上進一步分析。日期油嘴（mm）油壓（MPa）套壓（MPa）油（m3/d）氣（m3/d）水（m3/d）壓力計監(jiān)測壓力（MPa）壓力計監(jiān)測溫度（degC）2014/1/2912.740.06 31.21 18.46 833197

18、8.18 2014/3/177.946.56 21.25 12.60 4260180.12 55.38 119.8842014/3/189.545.23 23.89 16.80 5583660.1453.94 120.17811.142.98 25.74 19.20 6920201.2751.85 120.28712.740.46 26.82 20.40 8330891.6849.42 120.2872014/3/19酸化2014/3/207.943.05 22.05 10.87 3755510.1251.06 117.4839.542.58 23.64 15.12 5162120.1650.

19、69 118.1152014/3/2111.141.72 25.08 19.68 6629372.3949.96 118.40512.740.69 24.58 17.35 8293263.1741.69 93.0182014/3/2112.739.86 24.71 20.88 815689 3.07 48.67 118.8622014/3/2212.741.01 28.90 29.268523196.3649.83 118.5299.541.60 26.90 15.97 5189221.8850.08 118.3012014/3/2312.740.23 27.60 23.83 8320665.

20、5048.98 118.9177.941.56 24.02 8.98 366698 0.60 49.44 118.2212014/3/249.540.69 24.82 14.06 504510 0.84 49.05 118.69711.140.05 25.87 18.74 6470422.1648.39 119.01412.738.7827.72 19.10 8012642.8647.38 119.10114.337.21 27.46 23.59 961298 6.31 46.12 119.2062014/3/2512.737.99 21.85 25.03 774109 5.54 46.50

21、119.012014/3/2612.736.08 16.79 22.51 737768 4.39 44.30 118.9832014/3/2712.734.56 14.99 18.11 708224 3.55 42.73 119.0642014/3/2812.733.95 14.35 16.10 695514 3.16 39.90 114.2193.增產(chǎn)措施后評估增產(chǎn)措施應(yīng)遵循以下原則：1）酸化以解除近井筒污染為作業(yè)目標；2）酸壓以形成新的人工酸蝕裂縫，溝通更遠儲層或獲得更大的井筒與地層連通能力為目標；3）大斜度井、水平井增產(chǎn)改造亦需進一步提升長井段的動用程度。XXXXX井未取得明顯的效果，在

22、從地質(zhì)、氣藏上重新認識控制儲量外，需要從以上三個方面進行評價，同時需要論證酸液的適應(yīng)性。目前轉(zhuǎn)向酸液體系已經(jīng)在阿姆河右岸應(yīng)用多井次，尤其是針對薩曼杰配氣田孔洞型儲層獲得顯著效果，其添加劑及液體性能已經(jīng)開展過評價，性能均符合行業(yè)標準要求，但針對高溫、基質(zhì)滲透率低的儲層仍具備進一步優(yōu)化的潛力，尤其是高溫下的緩速性能、轉(zhuǎn)向性能和表面活性劑助排性能。對此，XXXXX井效果不明顯，應(yīng)主要評價其工藝的適應(yīng)性。3.1 氣層分布特征及非均質(zhì)性前文統(tǒng)計表明，本井儲層以滲透率大于10md的層段為主，占氣層總厚度的49%，小于1md的層段只占24%，儲層物性特征分布特征見下圖，可見儲層滲透率和孔隙度較好的儲層主要集

23、中在中上部。測井解釋滲透率特征曲線見下圖，紅色表示有效滲透率大于5md的物性層段，綠色代表孔隙度大于8%的物性層段，藍色表示含水率大于30%的層段沿井眼軌跡的滲透率、孔隙度分布特征表明，物性最好的儲層段位于篩管最起始部位35603680m段，跨度120m，最高滲透率18.32md；其次分布在38103910m，滲透率為10.66md；另有39754000m段，跨度25m，滲透率為8.59m；而含水飽和度高的儲層主要集中在下部。井眼軌跡貫穿各個層位見下圖。入井流體污染地層主要有以下4種類型1： （1）入井流體中的固體顆粒侵入地層引起儲層污染堵塞；（2）入井流體長時間濾失，濾液使巖石中粘土礦物產(chǎn)生

24、分散膨脹作用，導致孔隙喉道堵塞或縮小；（3）入井流體侵入地層，引起原油乳化形成乳化堵塞；（4）入井流體侵入地層，改變了近井地帶的潤濕性,形成較高的表皮系數(shù)。XXXXX井區(qū)純灰?guī)r產(chǎn)層段粘土礦物含量小于1%，含少量凝析油，可能出現(xiàn)的傷害類型為第（1）種，待評價為第（3）和（4）種。根據(jù)儲層傷害規(guī)律，均質(zhì)地層污染程度隨鉆井液浸泡時間增加而增加，非均質(zhì)儲層則更易傷害高滲透儲層區(qū)域，但隨著生產(chǎn)進行，高滲儲層污染物更易隨產(chǎn)出流體帶出地層從而達到自修復(fù)。對此，針對本井情況分析如下：（1）篩管完井，非均質(zhì)性強，均勻酸化難度大；（2）如果存在污染，則物性較好的層段污染最為嚴重，是酸化需要首先要考慮解堵的區(qū)域；（

25、3）如果污染隨著酸前高產(chǎn)測試自修復(fù)，則應(yīng)考慮物性相對較差層段，但由于解堵后進一步增大了非均質(zhì)性，導致均勻酸化的難度更大。（4）如果均勻改造，尤其是對篩管下部含水率較高的儲層酸壓改造，則出水的可能性較大。3.2 施工曲線分析計算求取井底施工壓力，結(jié)算結(jié)果見下圖，施工初期轉(zhuǎn)向酸頂替原測試管柱內(nèi)液體，摩阻高，井底壓力在78.5MPa左右，折算壓力梯度0.0224MPa/m，結(jié)合以往施工數(shù)據(jù)的分析結(jié)果，本井已經(jīng)壓開了地層。施工初始階段井底壓力不斷降低，表明裂縫的縫寬與長度均在變化，增強了吸液面積；施工第13分鐘排量穩(wěn)定，地面壓力與井底壓力均有明顯變化，井底壓力從67.25MPa上升到69.70MPa，

26、分析認為可能是酸液粘度高于井筒內(nèi)流體，進入地層過程中引起的凈壓力的變化，隨后壓力迅速降低至59.5MPa后保持穩(wěn)定，表明酸液溶蝕了壓裂裂縫的壁面，進一步改善了人工裂縫區(qū)域與地層的溝通能力。之后的施工過程中壓力一直平穩(wěn)，表明后續(xù)酸液對底層及井筒的溝通能力不大。第61分鐘左右排量變化，推測酸液量減少，地面進行清罐，但排量從3m3/min降低到2.5m3/min再降低到2m3/min，地面壓力變化不大，表明井筒流動摩阻較小。再次提升排量至3m3/min后，井底壓力略有上升后下降回歸，其可能是變排量后部分張開縫閉合，亦可能后期混注頂替液，計算過程中摩阻的影響。酸化過程中沒有井底壓力監(jiān)測數(shù)據(jù)，定量分析難

27、度較大。如果是部分張開縫閉合影響，則一定程度說明酸蝕形成的裂縫保持能力較低（可能出現(xiàn)下圖C所示情況），與高溫及同一層位大量進酸導致溶蝕量大、裂縫壁面支撐點弱有關(guān)。通過施工曲線分析可知，本井壓開了地層，地層進液能力增加，但由于本井篩管完井段長、非均質(zhì)性強，施工曲線顯示施工至20min左右井底壓力就已經(jīng)趨于平穩(wěn)，可能壓開的只是某一個層位。3.3 參數(shù)求取計算求取裂縫形態(tài)及參數(shù)，計算結(jié)果見下圖，可見酸蝕縫長40m左右，酸蝕縱向縫高55m左右，最大縫寬0.371cm，平均縫寬0.245cm。裂縫參數(shù)見下圖，可見第35分鐘后縫長與縫寬變化不明顯，證明改造層位優(yōu)化的酸液量在110m3左右，后續(xù)酸液并不能獲

28、得更大的井筒溝通區(qū)域。導流能力受各種因素影響，對本井影響較大的為閉合壓力與酸液接觸時間，室內(nèi)研究結(jié)果表明酸液接觸時間太長，不利于導流能力在高閉合壓力條件下保持2。結(jié)合本井的情況計算求取的導流能力、蝕刻縫寬及溫度隨裂縫分布情況見下圖，裂縫參數(shù)見下表。平均導流 (mD·m)704.6酸蝕刻裂縫半長 (m)46無因次導流2.29閉合后最大縫寬 (cm)0.37平均儲層滲透率 (mD)6.72閉合后平均縫寬 (cm)0.24縫高頂部 (m)3426平均裂縫蝕刻寬度 (cm)0.687縫高底部 (m)3470多裂縫因子7.0對整個篩管井段進酸及酸蝕形態(tài)分析，主蝕刻裂縫形態(tài)位于篩管起始端部，表明

29、采用的籠統(tǒng)注入工藝，對整個井筒動用程度的提升作用有限。3.4 排液跟蹤本井11:00施工結(jié)束，關(guān)井侯酸反應(yīng)，整理井口返排裝置，12:20min開始排液，中間間隔約1小時20分，13:00井口氣液同出，且點火燃，焰高5-10m，至16:00累計排液165m3。酸壓后關(guān)井反應(yīng)時間主要考慮酸鹽反應(yīng)速度、井自身返排能力、施工規(guī)模大小等，通常在0.52個小時內(nèi)返排。本井采用轉(zhuǎn)向酸體系，本身具有低傷害的特征，同時本井自身返排能力強，現(xiàn)場通過組織控制，本井防噴排液在合理時間范圍內(nèi)。酸壓形成的酸蝕裂縫是依靠非均質(zhì)溝槽的支撐點保持，溶蝕量大、較軟地層均可能造成支撐點強度降低，從而導致導流能力保持率低，因此建議排

30、液過程中盡量避免瞬時關(guān)、停井，造成井底流壓的劇烈波動和不合理的大壓差，而應(yīng)該逐步更換油嘴尺寸，保持穩(wěn)定的排液速度。3.5 產(chǎn)能初步評價參考試油地質(zhì)設(shè)計中的井層基本參數(shù)進行產(chǎn)量初步分析，參數(shù)見下表，地質(zhì)設(shè)計中垂直滲透率高于水平滲透率，垂直滲透率/水平滲透率=10.98，由于對產(chǎn)能影響較大，并且無蓋數(shù)據(jù)相關(guān)依據(jù)，因此考慮縱/垂均為6.55。XXXXX井測試井/層基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表參 數(shù)試油層測試層位XVa2XVhp測試層段（m）3540.24143.0有效斜厚（m）405.2垂直跨度（m）133.3儲層厚度（m）80井儲系數(shù)（m3/MPa）0.24表皮/酸化表皮50 / 0斜井段中部至儲層底界垂深(m)4

31、5垂直滲透率（mD）6.55垂直滲透率/水平滲透率10.98含水飽和度（%）33.65孔隙度（%）8.07地層壓力（MPa）60.90氣體相對密度0.65對表皮系數(shù)敏感性分析見下圖，可見，井筒表皮從50下降到0，則產(chǎn)氣量從26萬方/天上升到177萬方/天，本井未獲得明顯效果，只能說明：1）本井酸化前沒有很高的表皮系數(shù)；2）酸化沒有達到解堵效果。本井測試產(chǎn)量高達80萬方/天，顯然第一種解釋更為符合實際情況。對儲層有效厚度進行分析，分別設(shè)定有效厚度為80、55、35和15m，可見6.5md儲層滲透率條件下的初期產(chǎn)氣量在80萬方/天左右，說明有效動用儲層厚度低于地質(zhì)工程設(shè)計的80m，或有效滲透率低于

32、6.5md。假設(shè)有效厚度為80m，則有效滲透率為2.5md時，初期產(chǎn)氣量為80萬方/天左右。鑒于測井解釋的非均質(zhì)性，認為本井有效厚度小于80m，且存在有效滲透率高于2.5md的層段。3.6 小 結(jié)綜上分析表明：1）現(xiàn)場組織、實施等達到了地質(zhì)設(shè)計和試氣工程設(shè)計的要求，保證了施工安全和規(guī)范；2）施工曲線表明壓開了地層，并一定程度上改善了井筒與地層的溝通能力；3）本井井段長、非均質(zhì)性強，試氣工程設(shè)計中采用籠統(tǒng)注入的工藝方法針對性較差，易形成局部人工裂縫和大量進酸的情況，導致局部過度溶蝕，不利于裂縫導流的保持；4）產(chǎn)能初步分析表明，本井措施前存在較大表皮的可能性較低，并且有效動用厚度或滲透率參數(shù)沒有試

33、氣地質(zhì)設(shè)計中給定的數(shù)值高，需要從數(shù)模、試井等數(shù)據(jù)中進一步分析。4.初步研究結(jié)論及建議對XXXXX井巖性、物性、裂縫及應(yīng)力方位、經(jīng)驗軌跡及層位分布、酸壓施工曲線特征、測試情況等進行了綜合分析，初步得出以下結(jié)論：1.對XXXXX井儲層的評價結(jié)論：XXXXX是大斜度井型，采用篩管完井方式，其特點：儲層具有高溫、高壓的特征；巖性具有純灰?guī)r、含極少量粘土礦物的特征；物性具有基質(zhì)滲透率低、水相對氣相滲透率影響嚴重、含有微裂縫的特征；大斜度閉合方位與最大主應(yīng)力具有明顯夾角、沿貫穿天然裂縫的方位完井的特征；物性好的儲層位于篩管段中上部、篩管段下部含水飽和度高等特征；2.對XXXXX井工程評價的結(jié)論：XXXXX井達到了鉆井設(shè)計目標、篩管完井后測試獲得較高產(chǎn)能、測試工藝安全求取了相關(guān)資料、酸壓作業(yè)表明改善了井筒某一井段與儲層的溝通；3.對酸壓作業(yè)未明顯提升產(chǎn)能的研究結(jié)論：1）酸壓初期壓開了地層，進一步改善了井筒與地層的溝通，但溝通區(qū)域為滲透率高的儲層區(qū)域、天然裂縫存在的區(qū)域、地應(yīng)力低的區(qū)域，而該三方面因素綜合影響最可能的區(qū)域為35603680m段，跨度120m，最高滲透率18.32md；2）酸壓提高產(chǎn)能的原理是增加縫長和導流能力，XXXXX井酸壓前獲得高產(chǎn)，表明氣層已經(jīng)具備了較好的流通通道，該通道很可能由天然裂縫提供，未能證明層段存在污染；3）酸壓形成單一裂