一、基本数据
1、基本数据表 井 位 钻 井 情 况 井底 数据 地理位置 江苏省泰州市姜堰区白米镇百米村境内 构造位置 苏北盆地海安凹陷张家垛油田曲塘区块(见附图1) 井口座标 钻井单位 中成新星50136钻井队 钻井性质 定向开发井 一开日期 2013.08.13 侧钻日期 2013.10.14 完钻日期 2013.11.16 完井日期 2013.11.27 完钻井深(m) 3485.35斜/3100.31垂 完钻层位 阜三段 井斜（o） 44.4 方位（o） 351.20 闭合位移(m) 1029.12 闭合方位(o) 351.31 3452.5(软探) 水泥返高(m) 2263.0（测井） 人工井底(m) 3454.01(实探) 阻流环深(m) 3454.62 井 段（m） 含解释层位 固井质量评价 3402.5-3406.5 第1层 优 3406.5-3411.5 不合格 固井质量 3411.5-3419.5 第2层 良 3419.5-3425.0 第3层 合格 3425.0-3452.5 不合格 备注 定位短节：3375.9-3377.2，H=1.3m 固井 情况 2、井身数据表(井身结构见附图2)
曲1-19井 井身结构数据表
钻达 套管 套管 套管 套管 水泥 实际 钻头直固井 水泥返井深 名称 尺寸长度 鞋深 浆密度出地高 径(mm) 日期 高(m) (m) (mm) (m) (m) (g/cm3) (m) 表层 8月 未返出444.5 156.46 339.7 153.96 155.00 1.85 -1.04 套管 14日 地面 技术 8月 311.1 1793.97 244.5 1791.75 1791.75 1.90 0 套管 24日 油层 11月 215.9 3485.35 139.7 3476.77 3476.77 2260 1.90 0 套管 25日 曲1-19井 油层套管组合结构表
油层套管 组合方式 3、井斜概况
直井段：0～1832.00m（井斜角0o~0.7o） 增斜段：1832.00-2383.00m（井斜角0.7o~41.6o）
下入深度m 3476.77 外径mm 139.7 壁厚mm 9.17 钢级 P110 稳斜段：2383.00-3485.35m（井斜角41.6o~44.4o） 最大井斜：2702.76m×44.8°
最大全角变化率：1937.61 m×6.59deg/30m。
二、生产层数据
1、曲1-19井测井解释成果表
层 统一 层. 斜深 视厚 垂深 厚度 岩性 位 层号 号 (m) (m) (m) (m) 3410.0 3048.96 2 - 7.3 -5.31 3417.3 3054.27 32Ef Ⅰ 3421.1 3057.03 3 - 4.7 -3.41 3425.8 3060.44 录井 声波 八侧向 深感应 自然 自然 泥质 含油饱 渗透孔隙解释 解释 时差 电阻率 电阻率 伽马 电位 含量 和度 率 度(%) 结论 级别 (μs/m) (Ωm) (Ωm) (API) (mV) (%) (%) (mD) 7.7 7.8 65 -17 18.8 12.8 39.1 8.5 差油层 差油层 褐灰色 油斑 251.1 细砂岩 灰色 油迹 256.7 细砂岩 4.5 5.5 77.8 -18 15.5 15.3 36.9 15.5 曲1-19井阜三段测井解释响应特征见附图3。 2、曲1-19井地层温压数据
2015年4月检泵作业洗井时地层倒吸严重。本井无地层温压测试数据，机抽生产时动液面泵口。
地层压力数据参考曲101-1HF井2013年4月测压数据。 曲101-1HF井2013年4月测压结果如下：
测试 3369.9 中部井深 3452.95m 层井深 - 3536.0m /垂深 /3052.18m 压力计下深 2889.0m 测点 15.758MPa 测点静温 101.43℃ /垂深 /2878.0m 静压 推算地层中部静压：17.209MPa，压力系数0.58； 推算地层中部静温：106.54℃。本井油密度取值0.85g/cm3。 折算到Ef33-8、11-15层：地层压力17.209MPa，压力系数0.58；地层温层位 Ef33-8、11-15 度106.54℃，地温梯度2.9℃/100m。
三、生产井史
1、新井压裂试油(2014.2.14-3.4)。 探人工井底3454.01m，电缆射孔数据如下：
带封压裂(中胶深度3372.24m)：压裂数据如下：
压裂施工曲线如下：
软探砂面不合格，冲砂至3454.01m，后下泵机抽投产试油。
生产层位：Ef3-Ⅰ23、24（Ef3 2,3），井深3410.0-3417.3m、3421.1-3425.8m，测井综合解释为差油层。生产参数：2494.75m*32mm*5m*3rpm。
初期日产液6.9t，含水22%，日产油5.38t，氯根7863ppm，供液不足；泵漏失前日产液4.77t，含水17%，日产油3.96t，氯根8658ppm，供液不足。
2、泵漏失检泵(2015.4.10-4.20)。
结垢严重造成泵漏失，取垢样分析为碳酸钙等盐酸可溶物(62.89%)。 检泵作业后生产层位：Ef3-Ⅰ23、24（Ef3 2,3），井深3410.0-3417.3m、3421.1-3425.8m。生产参数：2465.31m*32mm*5m*3rpm。
检泵后日产液2.5t，含水55%，日产油1.13t，氯根9391ppm，供液不足。 目前机抽杆柱：Φ32mm活塞+Φ19mm拉杆+Φ19mm抽油杆175根+Φ22mm抽油杆72根+Φ25mm抽油杆59根+Φ25mm抽油杆短节4根（6m）+Φ28.6mm光杆。
目前机抽管柱：丝堵+Φ73mm加厚油管3根+防砂筛管+Φ73mm加厚油管2根+Φ32mm加长斜井泵+Φ73mm内衬油管1根+液力锚+Φ73mm内衬油管63根+Φ73mm加厚油管195根+油管挂。
四、酸化原因及方案
1、小型酸化施工目的
曲1-19井在2015年4月检泵作业前日产液大于4t，含水20%左右，油井供液不足。检泵作业后日产液猛降至2.5t，含水上升至50%左右。参考同一构造同一开发层系的邻井曲1-20HF等井产液量数据并对检泵前后产量数据对比后，怀疑作业过程中地层倒吸入井液造成射孔近井带污染，渗流通道堵塞。
2015年6月11日现场配制2m3的10%KD-52+2%KD-26多元酸除垢液，自套管环空一次性倾倒入井，再从套管环空一次添加1m3清水，直接机抽排液生产。多元酸除垢前后井口回压、产液量、含水、产油量无明显变化，除垢后未作业，除垢效果需观察。
2、施工方案
对射孔生产层段不动管柱小型酸化解堵试验，减小近井带污染，增大渗流通道，提高油井产量。
① 酸液用量
酸化层位： Ef32、3层，视厚度共计12m,射孔厚度4m。 酸化半径：1.5m
酸液用量：VⅢ =（R2-r2）*π*h *φ≈4m3
其中：R：酸化半径，m，本井取值R=2m r：井筒半径，本井套管内径0.14 m h：欲处理层厚度，射孔厚度4m。
φ：欲处理层孔隙度，本井处理层平均孔隙度14%
② 酸液体系设计为多氢酸，其中前置盐酸2m3，主酸为多氢酸2m3。 前置酸：10%盐酸2m3，比重1.05，合计重量2100kg。 名称 浓度(%) 用量(Kg) 盐酸 HCl(31%) 防膨剂 缓蚀剂 1 2 多氢酸(A) 6 多氢酸(C) 2 多氢酸(D) 2 水 10 677kg 0.59m3 21 43 129 43 43 1143 主酸：10%多氢酸7m3，比重1.05，合计重量7350 kg。 名称 浓度(%) 用量(Kg) 盐酸 HCl(31%) 防膨剂 缓蚀剂 1 75 2 150 多氢酸多氢酸多氢酸多氢酸(A) (B) (C) (D) 8 600 4 300 2 150 2 150 水 3550 10 2371kg 2.05m3 ③ 反替1%TDC-15防膨清水4方，反挤油田污水27方。 ④ 施工参数 施 工 车 辆 地面管线试压 施 工 排 量 酸液 关 井 时 间 备 注 700型压裂车两台 20MPa 0.3-0.5 m3/min 14m3 20分钟 井口采油树 最高施工压力 酸化管柱深 顶替液 残酸返排方式 250型 21MPa 原井生产管柱 1%TDC-15 防膨清水4m3 快速机抽排液 压裂车要求保养较好，仪表灵活好用，活动弯头不刺不漏，满足连续施工需要。 五、施工步骤
1、安装抽油杆防喷器，并试压20MPa。 2、用油田污水大排量反洗井，洗净井筒。
3、配好施工液体。 4、酸化施工：
（1）连接好地面管线，地面流程试压20MPa，5min压力不降为合格。 （2）关采油树生产闸门，关抽油杆防喷器，反挤水测吸水指数。 （3）开生产闸门，反替前置酸液7m3，反替主酸酸液7m3，反替防膨清水4m3；关生产闸门，反挤油田污水27方，关套管闸门。
（4）关井30min，酸化过程中及关井时要求每5min记录压力值、排量、时间及当时所处的施工阶段。
5、关井后根据井口压力选择油嘴控制缓慢放喷；
井口压力 油嘴 ＞10MPa 2mm 10～5MPa 3mm 5～2MPa 4mm ＜2MPa 敞喷 6、放喷结束后，开抽油杆防喷器，6次快速机抽排残酸，翻出酸液送草舍污水处理站，要求返出水pH值>6.5后再入生产流程。
六、井控技术要求
(一)目前地层情况：
1、地层压力：见生产层数据内容。 2、流体：油、水 (二)井控设备与工具
根据预测的地层情况，井控设备选择如下： 1、抽油杆防喷器：试压21MPa，10min不刺不漏为合格。 2、抽油杆防喷器安装示意图：
(2)压井液：本井完井时钻井液性能比重为1.1g/cm3，钻井过程中未发生
套管四通 抽油杆防喷器 井涌、井漏等异常情况；检泵作业过程负压作业，无溢流等异常情况，故压井液选择选择如下：
类型：油田污水； 密度：1.0g/cm3； 粘度：15S。 (三)井控技术要求
1、抽油杆防喷器按要求试压合格，作业单位在施工现场具备有效的检测合格证。
2、防喷器必须安装平正，各控制阀门要灵活，现场准备好旋塞阀和操作手柄，放在利于拿取的地方。
3、安装挤酸管线和放喷管线并固定牢靠，对防喷器、挤酸管线按照要求试压合格。
4、井控设备操作人员必须经过专业培训，持证上岗，作业队伍在施工前进行井控演习。
5、起下管柱作业过程中，旋塞阀放在易于拿取的地方，随时备用。 6、抽油杆防喷器闸板关闭时严禁机抽，严禁防喷器当采油树防喷盒使用，严禁开抽油杆防喷器闸板泄压。
7、对套管四通两翼闸门和防喷器控制系统采取防堵、防漏措施，保证灵活好用。
8、井控设备及工具必须专人负责检查与保养，对控制装置应有标识牌。保证在施工过程中，处于完好状态。
9、发生井喷或井喷失控的处理，立即启动《井下作业现场井喷应急处置程序》。
10、如果关井，关井压力不得超过井控设备额定工作压力、套管抗内压强度的80%（二者中取最小值）。
七、HSE注意事项
1、施工前备好苏打水、清水、毛巾，有条件时应配备洗眼器材，要求所有施工人员都知道放置的位置以便及时冲洗；
2、施工人员必须穿戴好防酸劳保用品（防酸口罩、手套、雨鞋、护目镜、防护衣等）配酸时站在上风方向，做好施工人员的防酸保护工作。
3、沾有酸液的工具管件轻拿轻放并及时清洗，防止酸液伤人，酸罐口就设置牢固可靠的防护网，防止人员跌落，造成人身伤害；
4、施工时高压区禁止人员进入；
5、地面管线若刺漏，先关井口—放压—再处理；
6、施工前，作业单位应做好“两书一表”，并按井控要求执行。技术员对参加施工人员进行技术交底，做到人人心中有数，确保施工质量和安全。
7、加强井场管理，保持井口附近清洁、无杂物，并保持逃生、消防通道畅通，严禁闲杂人员进入射孔及高压作业区，现场应有专人指挥，射孔作业时，施工单位操作人员应坚守岗位。高压作业区应有明显的“高压区域，闲人免进”的标志牌。
8、做好防火、防盗、防爆及安全用电工作，井场按规定配备消防器材，夜间施工作业时应配备防爆照明设备。
9、所有施工人员必须穿好劳保用品，高空作业必须系好安全带，上下井架必须使用防坠器。
10、做好井场地面准备后，由生产运行部组织开工验收，合格后方可开工作业。
11、注意环境保护，洗出的泥浆及作业废水要及时进行环保处理，严禁将施工废液排入农田、河流。
12、提下作业时，井口要安装防掉落装置，严防井下落物；上油管时应先用管钳上扣再使用液压钳，液压钳应使用安全销、安全门、尾绳。
13、起下管柱时注意不可猛提猛顿，应缓慢下放，防止遇阻。起下管柱前必须装好井口井控装置。
14、井筒试压时，应按有关规定安装井口，试压车辆应远离井口，同时要有专人指挥。放喷管线出口应距井口20m以上，每10-15m打桩固定牢靠一次，出口使用120°缓弯头，并用地矛桩固定。
15、施工中应严格执行规范要求，严防井控事故及人身伤害事故发生。 16、登高、用火、临时用电、进入受限空间等作业，应严格执行中石化的相关安全管理规定。
17、酸液返排至PH值必须≥6.5方可进生产流程。
附图 1 曲1-19井井位构造图
附图 2 曲1-19井身结构图
附图 3 曲1-19井阜三段测井响应特征