水平井分段壓裂工藝設計模版

1、 編號編號 密級：密級： 井控危害級別：級井控危害級別：級 xxxxxx 盆地盆地 井壓裂及舉升設計井壓裂及舉升設計 施工井段：施工井段： 中國石油天然氣股份有限公司 x 年 x 月 x 日 xxxxxx 井第井第 a-ba-b 段壓裂及舉升設計審查、審批意見段壓裂及舉升設計審查、審批意見 設計單位： 設 計 人： 參加設計人： 初審人意見： 初審人： 年 月 日 審核人意見： 審核人： 年 月 日 設計單位意見： 審批人： 年 月 日 主管部門意見： 批準人： 年 月 日 公司領導意見： 批準人： 年 月 日 xxxxxx 井壓裂設計概要井壓裂設計概要 xxx 井位于 aaa，屬松 bbb

2、構造區(qū)。本井是針對 ccc 油藏部署的采用多級壓裂開發(fā)的水平井，目的是 通過水平井多級壓裂體積改造技術，最大限度使儲層改造體積最大化，提高儲層動用程度，從而提高單 井產量，以尋求其經濟有效開發(fā)低滲透致密油藏模式。 xxx 井完鉆井深 hhhm,垂 jjj 深 m, 水平段長 uuum，砂巖長度 jjjm，砂巖鉆遇率 ty%，油層長度 hhhm，油層鉆遇率 ert%，地層溫度 ghy。目的層平均滲透率 sdxmd,孔隙度 awd%。采用套管固井完井方 式。根據(jù)測、錄井顯示及 固井質量資料，確定采用套管內滑套分段多級多簇體積改造壓裂工藝設計。 主體壓裂設計思路和技術路線：主體壓裂設計思路和技術路線

3、： (1)本井動用水平段長約 dfgm，通過 df 級壓裂改造最大限度增加水平井筒與地層的接觸面積； 射孔 a 段、第 a、第 s 段等等 (2)本井儲層物性較好，根據(jù)井網及儲層物性進行裂縫模擬產能預測軟件優(yōu)化設計，第 1 和第 aa 段 優(yōu)化合理的半縫長為 m，第 2 至第 6 段優(yōu)化半縫長 130-150 米；壓裂施工排量 fedm3/min；全井 aa 段設計 加陶粒 370m3，配置總液量 fcvm3。w-gb 級設計加砂規(guī)模分別為：dfgm3； dfm3；等等 (3)壓裂液采用 締合壓裂液體系，施工過程中追加過硫酸 鈉； (4) a-s 段支撐劑需 目 mpa 陶粒 m3； (5)壓

4、裂方案調整本著造長縫、滿足最低裂縫導流能力要求、確?？p口高導流能力的原則； (6)施工指揮和控制以安全第一為原則，確保施工順利進行； (7)本井段壓裂施工最大排量為 m3/min，要求采用二次供液工藝流程； (8)本井采用套內滑套多段壓裂一次施工，共壓裂 7 段/21 簇，工藝采?。河凸芗訅海蟹飧羝鳚q 封，提高壓力等級，打開第一段壓裂通道，投球，上部封隔器丟手，起出上部油管，進行套管逐級壓裂。 施工每一段通過投送輕質合金球實現(xiàn)滑套的開啟。 目目 錄錄 第一部分：第一部分：werwer 井壓裂施工設計井壓裂施工設計 .2 2 一、壓裂井基礎數(shù)據(jù).2 二、周圍直井儲層物性及壓裂情況.5 三、壓

5、裂目標和技術路線.8 四、壓裂方式及地面工藝.9 五、壓裂材料.11 六、壓裂規(guī)模及裂縫模擬計算結果.12 七、主壓裂施工泵注程序設計.17 八、壓裂材料及車輛配置.24 九、施工前準備工作.25 十、施工步驟及要求.25 十一、壓裂后返排及其它作業(yè).25 十二、安全及環(huán)保要求.27 十三、壓裂施工應急處理預案.29 十四、突發(fā)事件及應急措施.30 十五、現(xiàn)場組織管理機構.31 第二部分：第二部分：gfbgfb 井舉升設計井舉升設計 .3535 附圖附圖 1 1 bgdbgd 井井位示意圖井井位示意圖.3737 附圖附圖 2 2 fghfgh 井實鉆井眼軌跡示意圖井實鉆井眼軌跡示意圖.3838

6、 附圖附圖 3 3 ghbghb 井壓裂工藝管柱示意圖井壓裂工藝管柱示意圖.3939 附表附表 1 1 nbvcnbvc 井實鉆連斜數(shù)據(jù)井實鉆連斜數(shù)據(jù).4040 2 第一部分：第一部分：fghfgh 井壓裂施工設計井壓裂施工設計 一、壓裂井基礎數(shù)據(jù)一、壓裂井基礎數(shù)據(jù) 1 1、鉆井數(shù)據(jù)、鉆井數(shù)據(jù) 鉆井數(shù)據(jù)見表 1-1。 表表 1-1 fdg 井鉆井基本數(shù)據(jù)表井鉆井基本數(shù)據(jù)表 2 2、井身結構、井身結構 井深結構見圖 1-1。 圖圖 1-1 黑黑 h 平平 14 壓裂完井井身示意圖壓裂完井井身示意圖 3 3、實鉆軌跡見、實鉆軌跡見( (附圖附圖 2)2) 4 4、完井套管系列、完井套管系列 黑 h

7、 平 14 井完井套管見表 1-2 表表 1-21-2 fghfgh 井完井套管井完井套管 套管程序下深(m)尺寸(mm)鋼級壁厚抗內壓(mpa)人工井底 油層套管 5 5、巖屑油氣顯示數(shù)據(jù)見表、巖屑油氣顯示數(shù)據(jù)見表 1-31-3 表表 1-3 巖屑油氣顯示巖屑油氣顯示 序號層位 井 段 （米） 厚 度 （米） 巖 性 熒光顏 色 產狀 溶劑熒 光顏色 系 列 級 別 含油（發(fā) 光）巖屑 占巖屑 含油（發(fā) 光）巖屑 占定名 1n3. 2n3.2ft 393.0393.0 3 3n3 6 6、氣測異常數(shù)據(jù)見表、氣測異常數(shù)據(jù)見表 1-41-4 表表 1-4 氣測異常數(shù)據(jù)氣測異常數(shù)據(jù) 組份含量 序號

8、 層位 井 段 m 厚 度 m 巖 性 ch4c2h6c3h8ic4h10nc4h10ic5h12nc5h12co2 1 n30.49 2 n30.46 3 n30.44 7 7、井底落物數(shù)據(jù)、井底落物數(shù)據(jù) 井底無落物記錄。 8 8、套管損壞情況、套管損壞情況 無套管損壞。 9 9、射孔方案優(yōu)化、射孔方案優(yōu)化 jkh 井采用 tt 內盲孔，95 型槍、95 彈，序 17-20 射孔段采取四相位射孔，其余射孔段采取六相位 射孔，孔密 16 孔/米。射孔位置見表 1-6。 表表 1-6 黑黑 h 平平 14 井射孔位置井射孔位置 序號深度深度厚度孔密相位方向分段 1116 6 相位 2116 6

9、相位 30.516 6 相位 第一段 40.516 6 相位 5116 6 相位 60.516 6 相位 第二段 70.516 6 相位 第三段 4 8116 6 相位 90.516 6 相位 100.516 6 相位 11116 6 相位 120.516 6 相位 第四段 130.516 6 相位 14116 6 相位 150.516 6 相位 第五段 160.516 6 相位 17116 4 相位向上 18116 4 相位向上 第六段 19216 4 相位向上 20116 4 相位向上 21116 6 相位 第七段 二、周圍直井儲層物性及壓裂情況二、周圍直井儲層物性及壓裂情況 1 1、gh

10、jghj 井周圍直井井位圖井周圍直井井位圖 ghj 井周圍直井井位圖見(附圖 1) 2 2、ghfghf 井周圍直井儲層物性情況井周圍直井儲層物性情況 ghj 井周圍直井儲層物性情況見表 2-1、圖 2-2。 表表 2-1 lkj 井周圍直井儲層物性情況井周圍直井儲層物性情況 井號層號層位井段 厚度 (m) 孔隙度 (%) 滲透率 (md) 含油飽和度 (%) 泥質含量 (%) 聲波時差 (s/m) 圖圖 2-2 fgh 井解釋圖井解釋圖 3 3、ghnghn 井周圍鄰井壓裂施工情況井周圍鄰井壓裂施工情況 (1)ghf 井壓裂施工分析： 5 本井設計五級 15 簇壓裂,于 2011 年 6 月

11、 18 日施工兩級，在壓裂完第 2 段后，準備進行第三級壓 裂施工時發(fā)現(xiàn)套管頭短接漏，決定停止施工，投入第三、第四個膠塞，打開反洗通道，當投入第四個膠 塞，以 1 m3/min 排量送膠塞，投球壓力為 17.1 mpa，送球 4 分鐘時發(fā)現(xiàn)造成死區(qū)，判斷為井底變絲內徑 小(55.59mm)造成死區(qū)，現(xiàn)場決定防噴起管柱。后期又進行第三級施工，三級共加支撐劑 135m3。 黑平 1 井壓裂施工曲線見圖 2-3,2-4。 圖圖 2-3sdf 第一級第一級壓裂施工曲線壓裂施工曲線 圖圖 2-4 sdcc 第二級第二級壓裂施工曲線壓裂施工曲線 在整個施工過程中，排量為 4m3/min，平均砂比為 23.

12、9%，破裂壓力為 32.4-47.7mpa 之間，施工壓力 為 29-34mpa，停泵壓力為 11.7-13.4mpa，閉合壓力為 25.6mpa，閉合壓力梯度為 0.0164 mpa/m，閉合時 間為 3.4 分鐘，壓裂液有效率為 45.5%，計算前置液百分比，為 37%與設計量相當。 (2)gty 井壓裂施工分析： 該井井設計 15 級 30 簇壓裂，2089 年 3 月 21 日至 3 月 23 日成功的完成對 dcx 水平井套內不動管 柱 15 段壓裂改造任務，使用液量 4850 方，砂量 563 方。 黑 h 平 2 井壓裂施工曲線見圖 2-5 圖圖 2ghj 井井壓裂施工曲線壓裂施

13、工曲線 在整個施工過程中排量為 4m3/min，平均砂比為 26-33%，破裂壓力為 30mpa，施工壓力為 25-43mpa， 停泵壓力為 11.5mpa，閉合壓力為 27.1mpa，閉合壓力梯度為 0.0171 mpa/m。 (3)dfgbv 井周圍直井壓裂施工分析： vbn 井周圍直井壓裂施工參數(shù)表見表 2-2 表表 2-2 dfgc 井周圍直井壓裂施工參數(shù)表井周圍直井壓裂施工參數(shù)表 井號層號層位厚度(m) 排量 砂量(m3)砂比(%) 前置液 (m3) 攜砂液 (m3) 頂替液 (m3) 破裂壓力 (mpa) 施工壓力 (mpa) 停泵壓力 (mpa) 6 從 dfgd 井周圍直井施工

14、數(shù)據(jù)分析可得，泵注排量為 357m3/min，前置液百分比平均為 32.9%，砂比平 均為 24.2%，破裂壓力平均為 36.7mpa，施工壓力平均為 28.7mpa，停泵壓力平均為 10.5mpa，單層平均 厚度 3.1m,平均單層加砂規(guī)模為 14.4m3，閉合壓力為 25.7mpa，閉合壓力梯度為 0.0166mpa/m，施工壓力 不高，裂縫延伸所需凈壓力屬正常范圍，敏感砂比較高。 4 4、fghfgh 井鄰井試油成果表井鄰井試油成果表 ghbv 井周圍水平井試油成果表見表 2-3，黑 h 平 14 井周圍直井試油成果表見表 2-4。 表表 2-3 gvcx 井周圍井周圍水平水平井試油成果

15、表井試油成果表 工作制度日產量累產量 井號 抽油 機型號 泵深 (m) 泵徑 (mm) 沖程 (m) 沖次 (次/min) 時 間 油 (t) 含水 (%) 液 (t) 油 (t) 60.944692480 69.5955191 表表 2-4 黑黑 h 平平 14 井周圍直井試油成果表井周圍直井試油成果表 日產量 井號層位層號 試油井段 (m) 厚度 (m) 求產 方式 油 (t) 氣 (103m3) 水 (m3) 結論 18.5800油層 2.0900.33油層 3.7501.00油水同層 6.6500.76油層 2.5600.58油層 三、壓裂目標和技術路線三、壓裂目標和技術路線 fgh

16、井相鄰探井黑平 1 井、開發(fā)井 fvb，初期日產油達 9t，本井采用套管固井射孔、封隔器滑套分級、 油管注入、體積壓裂技術路線，水平井不動管柱一次性壓裂七級最大限度增加水平井筒與地層的接觸面 積，實現(xiàn)水平井段充分改造，提高單井產能，為該區(qū)域提交儲量提供依據(jù)。 1 1、dfgdfg 井體積壓裂的意義井體積壓裂的意義 黑 sdf 井作為吉林油田大情字井的水平井，在認識油藏、試驗水平井體積壓裂工藝方面意義重大， 主要體現(xiàn)在以下二個方面。 提高泄油面積，為未動用儲量區(qū)做準備； 認識下限層，提高產能，樹立產能形象； 2 2、體積壓裂的預期目標、體積壓裂的預期目標 7 通過多級、多簇壓裂改造，最大限度增加

17、水平井筒和地層的接觸面積；增加泄油面積，提高儲層的 動用程度；減少儲層污染，提高單井產量和長期穩(wěn)產，以尋求黑帝廟油層經濟有效的低滲油藏改造模式。 3 3、主體壓裂設計思路和技術路線、主體壓裂設計思路和技術路線 (1)采用體積壓裂工藝技術實現(xiàn)水平井充分改造目的； (2)實現(xiàn)多級、多簇壓裂，分 7 級壓裂改造使水平井筒與地層的接觸面積最大化，增加泄油面積； (3)根據(jù)確定的最優(yōu)裂縫半長和導流能力設計壓裂施工程序，并提出壓裂方案； (4)根據(jù)測試壓裂和實時裂縫監(jiān)測的結果以及施工情況不斷改進設計模型，優(yōu)化后續(xù)泵入的施工程序； (5)方案調整本著造長縫、滿足最低裂縫導流要求、確?？p口高導流能力、降低儲層

18、傷害的原則，以 最大化水平井段的動用程度和提高單井產能原則； (6)施工指揮和控制以安全第一為原則，確保施工順利進行。 四、壓裂方式及地面工藝四、壓裂方式及地面工藝 1 1、壓裂方式：采取套管加油管注入壓裂。壓裂方式：采取套管加油管注入壓裂。 2 2、井口管線連接：井口管線連接示意圖見圖、井口管線連接：井口管線連接示意圖見圖 4-14-1。 圖圖 4-1 井口管線連接示意圖井口管線連接示意圖 (26001m )(26001m ) (26051m ) (26001m )(26001m ) (26051m ) (26001m )(26001m ) (26051m ) (26001m )(26001

19、m ) (26051m ) (26001m )(26001m ) (26051m ) (26001m )(26001m ) (26051m ) (26001m )(26001m ) (26051m ) 8 3 3、射孔及井下管柱結構、射孔及井下管柱結構( (見附圖見附圖 3)3) 射孔及井下管柱結構情況表射孔及井下管柱結構情況表 設計參數(shù) 分級 解釋 層號 小層號 底 (m) 頂 (m) 厚度 (m) 相位 封隔器型 號 封隔器位置 (0.5m) 滑套位置 (0.5m) 第一級 第二級 第三級 第四級 第五級 第六級 11 第七級 6 頂封位置 y445-1141725 備注：備注：封隔器封隔

20、器位置丈量位置丈量按膠筒上端計算按膠筒上端計算，請現(xiàn)場作業(yè)人員避開套管接箍。，請現(xiàn)場作業(yè)人員避開套管接箍。 4 4、井口：、井口： 700 型壓裂井口，700 型壓裂彎頭。 5 5、地面管線：、地面管線： 從井口兩個側翼接高壓彎頭，再接 2 7/8高壓管匯兩組，其中一組地面管線接帶旋塞閥可隨時防 噴的三通，錨定,兩組活動彎頭落地。 說明： (1)在直井段采用磁性定位器對封隔器下深進行校核； (2)封隔器避開接箍： 1718.5；1798；1899.5；1978；2067.5；2125；2249.8 m (3)壓前必須通洗井，由壓準作業(yè)單位負責； 9 (4)嚴格控制管柱起下速度(不超過 10m/

21、min)，保證井下工具不受損害； (5)要求全井壓裂管柱必須采用新油管，壓準時管柱絲扣連接必須牢固； (6)壓準完成時間與壓裂時間間隔不超過 12 小時； (7)由壓裂施工單位負責封隔器坐封、解封，封隔器廠家負責指導封隔器座封解封； (8)壓裂之前用防膨液灌滿井筒，壓后排液要連續(xù)； (9)地面管線與車輛連接(見圖 4-3)。 圖圖 4-3 地面管線與車輛連接圖地面管線與車輛連接圖 五、壓裂材料五、壓裂材料 根據(jù)等井完井地質總結報告中黑帝廟油層測溫資料，計算其平均地溫梯度為 3.45/100m。黑 168 區(qū)塊黑帝廟油層平均埋深，計算油層溫度為，屬正常的溫度系統(tǒng)，綜合本井情況預測本井井底溫度為

22、50-62。 1 1、壓裂液、壓裂液 本井目的層溫度 53.82，選用締合壓裂液體系，其配方為： 壓裂液配方：壓裂液配方： 基液：0.35%zx-108 稠化劑 交聯(lián)液：30%zx-100 交聯(lián)劑+15%zx-30 交聯(lián)比：50：1 10 基液粘度 mpas，該壓裂液在溫度 100，剪切速率 1-1 下剪切 1h，粘度為 0 mpas。 注:現(xiàn)場施工時,用 1%的 kcl 灌井筒。 2 2、壓裂支撐劑、壓裂支撐劑 從鄰井的閉合壓力結合本井應力分析、考慮水平井復雜裂縫、長期裂縫導流能力，支撐劑選用粒徑 20-40 目 52mpa 陶粒，體積密度 1.6g/cm3，視密度 2.19g/cm3，該支

23、撐劑在閉合壓力 52mpa 下，鋪置濃度 為 5kg/m2 時，破碎率小于 5%。 六、壓裂規(guī)模及裂縫模擬計算結果六、壓裂規(guī)模及裂縫模擬計算結果 1 1、人工裂縫方位、人工裂縫方位 本地區(qū)人工裂縫方位： (1)鄰井井主裂縫方位為 ne42，東翼長度 3m，西翼長度 op.7m，裂縫總長 jk.0m，裂縫高度為 gm，有利于形成橫切縫(見圖 6-1) 黑 88-1 井裂縫方位擬合圖 黑 88-1 井裂縫高度圖 圖圖 6-1 區(qū)塊裂縫方位測試結果圖及黑區(qū)塊裂縫方位測試結果圖及黑 88-1 井裂縫方位分析結果井裂縫方位分析結果 11 (2)gh 井主裂縫方位為 ne108，東翼長度 d8.6m，西翼

24、長度 1d.7m，裂縫總長 204.3m，裂縫高度為 21m，有利于形成橫切縫(見圖 6-2) h f 圖圖 6-2 區(qū)塊裂縫方位測試結果圖及黑區(qū)塊裂縫方位測試結果圖及黑 88-3 井裂縫方位分析結果井裂縫方位分析結果 從鄰井兩口測人工裂縫解釋的結果與本井沿井筒方向儲層對比可以看出儲層連通性較好,有利于本 井的裂縫擴展；有利于形成近東西向斜交縫或橫切縫。 2 2、隔層分析、隔層分析 根據(jù)本井應力分布及鄰井施工情況分析，施工層與隔層應力差值為 5.3mpa，說明隔層具備較好的遮 擋能力。 壓裂井段上下隔層情況 參考本井測井解釋成果結合鄰井黑 88-1(見表 6-1)、黑 88-3(見表 6-2)

25、上下隔層情況，本井壓裂層 段上下部有泥巖遮擋層，能起到較好的遮擋能力。 表表 6-1 dfg 井隔層特征井隔層特征 隔層類別井段 m 聲波時差 (us/m) 自然伽瑪 (api) 說明 12 起止厚 上隔層泥巖 下隔層泥巖 表表 6-2gfgh 井隔層特征井隔層特征 井段 m 隔層類別 起止厚 聲波時差 (us/m) 自然伽瑪 (api) 說明 上隔層lk77泥巖 下隔層156076泥巖 4 4、裂縫參數(shù)的優(yōu)化、裂縫參數(shù)的優(yōu)化 (1)裂縫條數(shù)的優(yōu)化 通過軟件分析,對儲層水平段最優(yōu)的裂縫條數(shù)進行優(yōu)化模擬，本井為 7 級壓裂。根據(jù)本次改造水平 段長度，采取體積壓裂方式，油管注入壓裂不動管柱一次完成

26、 21 個射孔段的壓裂，從而達到最大限度提 高單井產能的目的。 (2)裂縫方位的優(yōu)化 asd 井井深方向為南北向，通過對該區(qū)塊裂縫方位的分析可以得出，本井壓裂利于形成橫向裂縫， 進一步提高儲層動用程度。從本井的基礎資料分析結合 fgg 油田水平井開發(fā)資料統(tǒng)計(見表 6-3)，得到本 井水平段與水力裂縫方向垂直或斜交，油井產量高、穩(wěn)產期長。 表表 6-3 水平井開發(fā)產量對比表水平井開發(fā)產量對比表 第一個月產量第四個月產量兩年平均產量 水平段方向 油(t/d)油(t/d)油(t/d) 平行于裂縫104.23.9 斜交于裂縫66.34.8 垂直于裂縫6.565.5 (3)裂縫長度的優(yōu)化 根據(jù)最大化改

27、造程度和施工能力利用該軟件對最優(yōu)的裂縫半長進行優(yōu)化模擬，根據(jù)儲層物性條件， 受泄油半徑、斷層、鄰井等的限制，ssa 井第 1 和第 7 段優(yōu)化合理的半縫長為 140-160m，第 2 至第 6 段 優(yōu)化半縫長 130-aa 米。 5 5、壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化設計、壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化設計 從鉆井穿層情況上看，sdc 井本次改造層段上下部隔層有較強的遮擋能力。pt 軟件模擬(見圖 6-11) 該井施工參數(shù)為：施工排量 4-4.5-5m3/min , 第 1 和第 7 段優(yōu)化合理的半縫長為 136m，第 2 至第 6 段優(yōu) 化半縫長 121 米。 13 圖圖 6-11 第第 2 至至第第 6 段裂縫剖面圖

28、段裂縫剖面圖 圖圖 6-12 第第 1 和和第第 7 段裂縫剖面圖段裂縫剖面圖 6 6、施工壓力預測、施工壓力預測 (1)施工壓力模擬預測結果(見表 6-8) 表表 6-8 井口壓力預測井口壓力預測 排量 m3/min 井口壓力 2.533.544.55 延伸壓力梯度=0.01722.80625.66228.89632.5536.5440.95 延伸壓力梯度=0.01824.90627.76230.99634.6538.6443.05 延伸壓力梯度=0.01927.00629.86233.09636.7540.7445.15 延伸壓力梯度=0.02029.10631.96235.19638.8

29、542.8447.25 延伸壓力梯度=0.02131.20634.06237.29640.9544.9449.35 延伸壓力梯度=0.02233.30636.16239.39643.0547.0451.45 井口壓力：2545mpa 水馬力：18753375kw 14 7、施工參數(shù)設計 第一段第二段第三段第四段第五段第六段第七段 前置液 m3 攜砂液 m3 替置液 m3 總液量 m3 砂量 m3 排量 m3/min 砂比 % 注入方式：采取直井段套管水平段油管注入方式。 15 七、主壓裂施工泵注程序設計七、主壓裂施工泵注程序設計 1 1、壓裂施工泵注程序、壓裂施工泵注程序 sdfa 井第一級壓

30、裂施工輸砂程序 階段 累計加砂速度砂比 用量 累計排量用量累計排量用量 累計加入速度用量 累計 min m3/min m3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3 l/min m3m3 kg/minkgkg 1防膨劑液 220.0 20.0 前前置置液液480.0803.9278.4er78.431.61.6締合壓裂液 36.026.0攜砂液424.01040.381.8sd3.7222.3#74.350.42.00.10.60.620-40目陶粒 締合壓裂液 46.032.0攜砂液 4.5 27.01070.5123.0sd4.0724.4#81.430.52.50.21.2

31、1.820-40目陶粒 締合壓裂液 56.038.0攜砂液 4.5 27.01310.7174.2sd3.9423.6#78.710.53.00.31.83.620-40目陶粒 締合壓裂液 68.046.0攜砂液 4.5 36.01430.8206.4sd3.8730.9#77.350.63.60.43.26.820-40目陶粒 締合壓裂液 710.0 56.0攜砂液 4.5 45.01760.9239.0 # 3.8038.0#75.990.84.40.55.0 11.820-40目陶粒 締合壓裂液 812.0 68.0攜砂液560.02031.02312.0 # 4.2250.7#84.4

32、31.05.40.78.4 20.220-40目陶粒 締合壓裂液 912.0 80.0攜砂液560.02361.12613.2 # 4.1549.8#83.071.06.40.89.6 29.820-40目陶粒 締合壓裂液 108.788.7攜砂液543.52471.22910.4 # # # # #4.0935.5#81.710.77.10.97.8 37.620-40目陶粒 締合壓裂液 114.793.4 后后置置液液523.52605.02 23 3. .5 5#基液 12 12.0 105.4 后置液224.02712.024.0#防膨液送球 13 注注： 步 驟 工序 總 排 量 支

33、撐劑類型 兩千型車組 支撐劑基液交聯(lián)劑尾追破膠劑 井段：2277-2338m 用量 累計 備注 施工時間 循環(huán)，試壓，壓裂第一段 投投球球壓壓裂裂下下一一層層 1、交聯(lián)比50:1，在加砂過程中保持合理交聯(lián)比 2、當正式加砂時，楔形尾追水化劑：37.63kg 16 sdfa 井第二級壓裂施工輸砂程序 階段 累計加砂速度砂比 用量 累計排量用量累計排量用量 累計 加入速度 用量 累計 min m3/minm3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3 l/min m3m3 kg/minkgkg 1 18.0 18.0 前前置置液液472.0723.9270.670.678.431.4

34、1.4締合壓裂液 26.024.0 攜砂液424.0960.381.81.83.7222.392.974.350.41.90.10.60.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 36.030.0 攜砂液4.527.01230.5123.04.84.0724.4117.3 81.430.52.30.21.21.8 20-40目陶粒 締合壓裂液 46.036.0 攜砂液4.527.01500.7174.29.03.9423.6140.9 78.710.52.80.31.83.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 56.042.0 攜砂液4.527.01770.8204.813.83.8723.2164.1

35、77.350.53.30.42.46.0 20-40目陶粒 締合壓裂液 68.050.0 攜砂液4.536.02130.9237.221.03.8030.4194.5 75.990.63.90.54.0 10.0 20-40目陶粒 締合壓裂液 78.058.0 攜砂液540.02531238.029.04.2233.8228.3 84.430.74.60.75.6 15.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 8 10.0 68.0 攜砂液550.03031.12611.0 40.04.1541.5269.8 83.070.85.40.88.0 23.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 98.376.

36、3 攜砂液541.53451.22910.0 5 50 0. .0 04.0933.9303.8 81.710.76.10.97.5 31.1 20-40目陶粒 締合壓裂液 10 4.7 81.0 后后置置液液523.33685.002 23 3. .3 3 327.0基液 1111.592.5 后置液223.03912.0023.0350.0防膨劑液 12 井段：2179-2246.5m 兩千型車組 支撐劑基液交聯(lián)劑尾追破膠劑 備注 步 驟 支撐劑類型 用量 注注： 工序 總排 量 施工時間 累計 投投球球壓壓裂裂下下一一層層 1、交聯(lián)比50:1，在加砂過程中保持合理交聯(lián)比 2、當正式加砂時

37、，楔形尾追水化劑：31.07kg 17 safaf 井第三級壓裂施工輸砂程序 18 sdfc 井第四級壓裂施工輸砂程序 階段 累計加砂速度砂比用量累計排量用量累計排量用量 累計 加入速度用量 累計 min m3/minm3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3 l/min m3m3 kg/minkgkg 118.0 18.0 前前置置液液472.0723.9270.670.678.431.41.4締合壓裂液 26.024.0 攜砂液424.0960.381.81.83.7222.392.974.350.41.90.10.60.620-40目陶粒 締合壓裂液 36.030.0

38、攜砂液4.527.0 1230.5123.04.84.0724.4 117.381.430.52.30.21.21.820-40目陶粒 締合壓裂液 46.036.0 攜砂液4.527.0 1500.7174.29.03.9423.6 140.978.710.52.80.31.83.620-40目陶粒 締合壓裂液 56.042.0 攜砂液4.527.0 1770.8204.813.83.8723.2 164.177.350.53.30.42.46.020-40目陶粒 締合壓裂液 68.050.0 攜砂液4.536.0 2130.9237.221.03.8030.4 194.575.990.63.

39、90.54.010.0 20-40目陶粒 締合壓裂液 78.058.0 攜砂液540.0 2531238.029.04.2233.8 228.384.430.74.60.75.615.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 810.0 68.0 攜砂液550.0 3031.12611.040.04.1541.5 269.883.070.85.40.88.023.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 98.376.3 攜砂液541.5 3451.22910.0 5 50 0. .0 04.0933.9 303.881.710.76.10.97.531.1 20-40目陶粒 締合壓裂液 10 4.5 80.

40、8 后后置置液液522.7 3675.0022.7 326.5基液 11 11.2 92.0 后置液222.4 3902.0022.4 348.9防膨劑液 12 井段：2003-2061.5m 步 驟 施工時間 工序 總排 量 用量 累 計 兩千型車組 支撐劑類型備注 支撐劑基液交聯(lián)劑尾追破膠劑 投投球球壓壓裂裂下下一一層層 注注： 1、交聯(lián)比50:1，在加砂過程中保持合理交聯(lián)比 2、當正式加砂時，楔形尾追水化劑：31.07kg 19 sdff 井第五級壓裂施工輸砂程序 階段累計加砂速度砂比 用量 累計 排量 用量 累計排量 用量 累計 加入速度 用量 累計 min m3/min m3m3m3

41、/min m3/m3m3m3m3/min m3m3 l/min m3m3 kg/minkgkg 118.018.0前前置置液液472.0723.92 70.6 70.6 78.43 1.41.4締合壓裂液 26.024.0攜砂液424.0960.381.81.83.72 22.3 92.9 74.35 0.41.90.10.60.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 36.030.0攜砂液 4.527.01230.5123.04.84.07 24.4 117.3 81.43 0.52.30.21.21.8 20-40目陶粒 締合壓裂液 46.036.0攜砂液 4.527.01500.7174.29

42、.03.94 23.6 140.9 78.71 0.52.80.31.83.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 56.042.0攜砂液 4.527.01770.8204.813.8 3.87 23.2 164.1 77.35 0.53.30.42.46.0 20-40目陶粒 締合壓裂液 68.050.0攜砂液 4.536.02130.9237.221.0 3.80 30.4 194.5 75.99 0.63.90.54.0 10.0 20-40目陶粒 締合壓裂液 78.058.0攜砂液540.02531238.029.0 4.22 33.8 228.3 84.43 0.74.60.75.6 15

43、.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 810.068.0攜砂液550.03031.12611.0 40.0 4.15 41.5 269.8 83.07 0.85.40.88.0 23.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 98.376.3攜砂液541.53451.22910.0 5 50 0. .0 0 4.09 33.9 303.8 81.71 0.76.10.97.5 31.1 20-40目陶粒 締合壓裂液 10 4.5 80.8后后置置液液522.43675.00 22.4 326.2基液 11 11.0 91.8后置液222.03892.00 22.0 348.2防膨劑液 12 井段：191

44、7-1974.5 步 驟 施工時間 工序 總排 量 用量 累 計 兩千型車組 支撐劑類型備注 支撐劑基液交聯(lián)劑尾追破膠劑 投投球球壓壓裂裂下下一一層層 注注： 1、交聯(lián)比，在加砂過程中保持合理交聯(lián)比 2、當正式加砂時，楔形尾追水化劑：31.07kg 20 asdfd 井第六級壓裂施工輸砂程序 階段累計加砂速度砂比 用量 累計排量用量累計排量用量 累計 加入速度 用量 累計 min m3/minm3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3 l/min m3m3 kg/minkgkg 118.018.0 前前置置液液472.0723.9270.670.6 78.431.41.4締合

45、壓裂液 26.024.06.0424.0960.381.81.83.7222.392.9 74.350.41.90.10.60.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 36.030.06.04.527.0 1230.5123.04.84.0724.4 117.3 81.430.52.30.21.21.8 20-40目陶粒 締合壓裂液 46.036.06.04.527.0 1500.7174.29.03.9423.6 140.9 78.710.52.80.31.83.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 56.042.06.04.527.0 1770.8204.813.83.8723.2 164.1 77

46、.350.53.30.42.46.0 20-40目陶粒 締合壓裂液 68.050.08.04.536.0 2130.9237.221.03.8030.4 194.5 75.990.63.90.54.0 10.0 20-40目陶粒 締合壓裂液 78.058.08.0540.0 2531238.029.04.2233.8 228.3 84.430.74.60.75.6 15.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 810.068.010.0550.0 3031.12611.0 40.04.1541.5 269.8 83.070.85.40.88.0 23.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 98.376.

47、38.3541.5 3451.22910.0 5 50 0. .0 04.0933.9 303.8 81.710.76.10.97.5 31.1 20-40目陶粒 締合壓裂液 10 4.4 80.7 后后置置液液522.2 3675.0022.2 325.9基液 11 11.0 91.7 后置液222.0 3892.0022.0 347.9防膨劑液 12 井段：1835-1889.5m 步 驟 施工時間 工序 總排量 用量 累計 兩千型車組 支撐劑類型備注 支撐劑基液交聯(lián)劑尾追破膠劑 投投球球壓壓裂裂下下一一層層 注注：1、交聯(lián)比，在加砂過程中保持合理交聯(lián)比 2、當正式加砂時，楔形尾追水化劑：

48、31.07kg 21 sdffg 井第七級壓裂施工輸砂程序 階段 累計加砂速度 砂比用量 累計排量用量累計排量用量 累計 加入速度 用量 累計 min m3/minm3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3 l/min m3m3 kg/minkgkg 120.0 20.0 前前置置液液480.0803.9278.478.478.431.61.6締合壓裂液 26.026.0 攜砂液424.01040.381.81.83.7222.3100.7 74.350.42.00.10.60.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 36.032.0 攜砂液4.527.01070.5123.04.

49、84.0724.4125.2 81.430.52.50.21.21.8 20-40目陶粒 締合壓裂液 46.038.0 攜砂液4.527.01310.7174.29.03.9423.6148.8 78.710.53.00.31.83.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 58.046.0 攜砂液4.536.01430.8206.415.43.8730.9179.7 77.350.63.60.43.26.8 20-40目陶粒 締合壓裂液 610.0 56.0 攜砂液4.545.01760.9239.024.43.8038.0217.7 75.990.84.40.55.0 11.8 20-40目陶粒

50、締合壓裂液 712.0 68.0 攜砂液560.02031.02312.0 36.44.2250.7268.4 84.431.05.40.78.4 20.2 20-40目陶粒 締合壓裂液 812.0 80.0 攜砂液560.02361.12613.2 49.64.1549.8318.2 83.071.06.40.89.6 29.8 20-40目陶粒 締合壓裂液 98.788.7 攜砂液543.52471.22910.4 6 60 0. .0 04.0935.5353.8 81.710.77.10.97.8 37.6 20-40目陶粒 締合壓裂液 104.393.0 后后置置液液521.5258

51、5.021.5375.3基液 注注： 井段：1746-1795m 支撐劑類型 步 驟 施工時間 工序 總排量 1、交聯(lián)比50:1，在加砂過程中保持合理交聯(lián)比 2、當正式加砂時，楔形尾追水化劑：37.63kg 備注 支撐劑基液交聯(lián)劑尾追破膠劑用量累計 兩千型車組 22 八、壓裂材料及車輛配置八、壓裂材料及車輛配置 壓裂施工參數(shù):支撐劑備料：20-40 目 52mpa 陶粒共計 370 方，締合壓裂液 3091m3。 第一層第二層第三層第四層第五層第六層第七層第一層第二層第三層第四層第五層第六層第七層 有效液量m32566401.2350.1349.8348.9348.2348.0375.27.1

52、6.16.16.16.16.17.130 前置液 m352078.470.670.670.670.670.678.41.61.41.41.41.41.41.6 攜砂液 m31751275.3233.2233.2233.2233.2233.2275.35.54.74.74.74.74.75.5 替置液 m329547.546.346.045.144.444.221.5 20-40目陶粒m337060505050505060 平均砂液比%21.3212121212121.3 排量 m3/min4-4.5-54-4.5-54-4.5-54-4.5-54-4.5-54-4.5-54-4.5-5 試壓/

53、限壓mpa 第一層第二層第三層第四層第五層第六層第七層第一層第二層第三層第四層第五層第六層第七層 配置量 m331214804204204204204204509.68.48.48.48.48.49.0 30 zx-108稠化劑 kg106051680147014701470147014701575 防膨劑kcl kg300 300 zx-100交聯(lián)劑 kg181802880.02520.02520.02520.02520.02520.02700.0 zx-30 kg90901440.01260.01260.01260.01260.01260.01350.0 水化劑(過硫酸鈉) kg 施工車輛

54、 65/65 2、壓裂液及添加劑數(shù)量 基液交聯(lián)劑 名稱總量防膨劑 1、壓裂施工參數(shù) 基液交聯(lián)劑 施工參數(shù)總量防膨劑 231 泵車水馬力 kw總水馬力大于4167kw 3、車輛配置表 車種數(shù)量備注 施工車組 混砂車2 管匯車1 儀表車2一臺備用 砂罐施工單位必須保證砂量,罐數(shù)自定 配液車1 交聯(lián)劑施工單位必須保證交聯(lián)劑量,罐數(shù)自定 基液罐施工單位必須保證基液量,罐數(shù)自定 23 九、施工前準備工作九、施工前準備工作 1、按設計深度準備內徑 62 mm 油管，入井前應丈量單根油管長度、編號并通內徑。 2、按設計管串結構順序下壓裂管柱。 3、壓裂井口用 700 型采油樹并加固，加四道鋼絲繩并用地錨固定

55、，地面高壓管線與井口試壓 65 mpa。 4、備料： (1)運到現(xiàn)場的各種添加劑要求質量合格，包裝完好。 (2)配液用水必須清潔。 (3)配液罐、配液設備清潔無污染。 5、壓裂液配置程序與方法： (1)壓裂液罐必須清潔、干凈、無雜質，特別是鐵屑、鐵銹； (2)所有添加劑必須經過質檢部門按行業(yè)標準檢驗合格后方可使用； (3)壓裂液所用添加劑要準確計量； (4)壓裂液配制完成后，作好登記； (5)經監(jiān)督檢驗合格后，方可現(xiàn)場使用。 6、壓準作業(yè)要求： (1)必須保證自井口投球器至封隔器管柱內徑大于 60mm； (2)必須使用新的 n80 油管進行壓準作業(yè)； (3)必須保證油管內無雜物； (4)工具廠

56、家現(xiàn)場負責壓準作業(yè)指導。 十、施工步驟及要求十、施工步驟及要求 1 1、施工步驟、施工步驟 (1)擺車，接管線； (2)地面管線循環(huán)； (3)高壓管線試壓 65 mpa，穩(wěn)壓 5 分鐘不刺不漏為合格； (4)泵注(見泵注程序表)。 2 2、施工要求、施工要求 (1)施工過程中井口限壓 60 mpa； (2)若施工過程中出現(xiàn)壓力突然升高，應立即停止加砂并適當提高施工排量；若壓力失去控制，超過泵車 限壓值，則中止施工，并按照施工要求,進行操作； (3)若砂堵，則立即開排空反排； (4)根據(jù)實際情況采取相應對策； (5)現(xiàn)場監(jiān)督人員有權根據(jù)現(xiàn)場施工情況調整壓裂輸砂工序。 24 十一、壓裂后返排及其它

57、作業(yè)十一、壓裂后返排及其它作業(yè) 1 1、放噴、放噴 (1)放噴要求：采取快速返排技術，壓后關井時間 1 小時，進行快速返排。 (2)放噴程序：現(xiàn)場施工單位依據(jù)放噴壓力自行選擇合適油嘴進行放噴。 (3)快速返排管線連接示意圖見圖 12-1。 錨定 排液量計量裝置閥門 壓力表 井口 圖圖 11-1 快速返排管線連接示意圖快速返排管線連接示意圖 2 2、其它作業(yè)、其它作業(yè) (1)停噴后起出壓裂管柱，下探砂面管柱； (2)若砂面高，則用 1%濃度的優(yōu)質防膨液(必須用清水配液)沖砂。 3 3、工具操作規(guī)程、工具操作規(guī)程 (1)工具下井前通井、洗井、刮削。 (2)工具地面識別方法：93 單孔壓裂滑套外表面

58、加工有標志槽，第一級為一道環(huán)槽、第二級為二道環(huán)槽、 第三級為三道環(huán)槽、第四級為四道環(huán)槽、第五級為五道環(huán)槽、第六級為六道環(huán)槽、第七級為七道環(huán)槽、 第八級為八道環(huán)槽、第九級為九道環(huán)槽、103 三孔壓裂滑套外表面加工有標志槽，第一級為一道環(huán)槽、 第二級為二道環(huán)槽、第三級為三道環(huán)槽、第四級為四道環(huán)槽、第五級為五道環(huán)槽。 (3)當管柱多級封隔器配套使用時，一定要確定壓裂滑套外表面環(huán)槽數(shù)從上至下依次下級大于上級環(huán)槽 數(shù)。 4 4、井上技術服務人員在工具下井前一定要檢驗并記錄：、井上技術服務人員在工具下井前一定要檢驗并記錄： (1)工具內通徑； (2)與工具所對應輕質球外徑； (3)壓裂滑套外表面環(huán)槽數(shù)與所

59、在工具是否對應； (4)工具在管柱配接時順序及位置。 5 5、下井：、下井：根據(jù)施工設計按管柱下井示意圖所標明的順序聯(lián)接工具。聯(lián)接好后下井到設計位 置。 6 6、座封：、座封：用泵車采用一檔位小油門小排量緩慢向油管內注水打壓，當壓力達到 10mpa 時穩(wěn)壓 2 分鐘， 當壓力達到 20mpa 時穩(wěn)壓 3 分鐘，當壓力達到 25mpa 時穩(wěn)壓 3 分鐘，當壓力達到 30mpa 時穩(wěn)壓 3 分鐘， 繼續(xù)加壓，地面觀察表壓迅速下降，表明工具完成座封，下層壓裂通道打開。 25 7 7、丟手：、丟手：油管內投 35 輕質球，用泵車向油管內注水打壓，當壓力達到 10-15mpa 時，地面觀察表壓 迅速下降

60、，上提管柱懸重不增加， 表明工具已經丟手，提出送封管柱，坐好井口，壓裂第一層段。 8 8、壓裂其它層：、壓裂其它層：1 號層壓裂完成后，向井內投入與工具對應的輕質球，送球排量 0.5-1 方/min，將輕 質球送到與工具對應的壓裂滑套處，繼續(xù)加壓到 10-15mpa，將壓裂通道打開，進行壓裂。 9 9、限流放噴后投產。、限流放噴后投產。 1010、后期起壓裂管柱：、后期起壓裂管柱： (1)用 2 7/8 uptbg 油管下井到水平段，排量 0.5 方/min 反洗至魚頂，起出光油管; (2)用 2 7/8uptbg 油管連接 y445-114 丟手封隔器專用可退打撈工具下井到魚頂以上 1 米，