南蓉—淺油層水平井開采技術(shù)初探

1、西安石油大學(xué)成人高等教育畢業(yè)設(shè)計(jì)（論文）淺油層水平井開采技術(shù)初探摘要：本文通過對(duì)川口油田水平1井在布井、鉆井、測(cè)井和固井等環(huán)節(jié)的分析，以及對(duì)水平井的壓裂工藝試驗(yàn)和研究，取得了較好的試驗(yàn)效果，獲得了鉆井、完井、射孔、壓裂、配液、管具配置等寶貴的第一手資料，為開發(fā)特低滲淺油藏油田具有重要的創(chuàng)新意義。關(guān)鍵詞 :水平井；鉆井；壓裂 An initial technology research of the Shallow oil rock horizontal well Abstract: This paper is passed to NO.1 horizontal well of Kawaguch

2、i oil field in the analysis spreading links such as placing of wells ,well drilling ,well logging and well cementation, the fracturing technology testing to horizontal well and studies, have got fairly good experiment effect, firsthand precious data such as having gained well drilling , well complet

3、ion, perforation, fracturing ,equip liquor, pipe layout, is that the oil field developing a low permeable sub-layer shallow oil zone has important significance.Keywords: horizontal well; well drilling; fracturing目 錄前言11 水平井的技術(shù)簡(jiǎn)介21.1 定義21.2 水平井的分類21.3 各類水平井的特點(diǎn)22 水平1井地質(zhì)概況及布井方案43 水平1井鉆井施工簡(jiǎn)況53.1 鉆井工序及對(duì)應(yīng)

4、措施63.2 施工難度及技術(shù)攻關(guān)74 水平1井測(cè)井情況。85 水平1井固井作業(yè)96 水平1井壓裂總結(jié)106.1 水平1井限流壓裂工藝106.1.1 設(shè)計(jì)依據(jù)106.1.2 基本原理116.1.3 基本參數(shù)116.1.4 施工步驟：136.1.5 壓裂液支撐劑要求146.1.6 現(xiàn)場(chǎng)施工情況146.1.7 水平1井的安裝及試油156.1.8 效果與分析：156.2 川平1井分段壓裂工藝技術(shù)166.3 經(jīng)濟(jì)效益簡(jiǎn)析18結(jié)論與建議19參考文獻(xiàn)20致謝21緒論 特低滲透油田的開發(fā)難度越來越大，但隨著鉆井技術(shù)的飛速發(fā)展，水平井開發(fā)低滲透油氣藏是90年代石油工業(yè)的一項(xiàng)有效益的技術(shù)進(jìn)步，它的功效是在于水平段

5、為流體的采出提供了一個(gè)較大的滲透面積，從而提高生產(chǎn)能力。另外，改變了傳統(tǒng)堅(jiān)直井流體平面徑向流的狀態(tài)，見下面的平面圖：圖：直井和水平井流體平面徑向流平面圖從平面圖比較中可以看出水平井驅(qū)油面積是橢圓，要大于傳統(tǒng)豎直井的驅(qū)油面積。在局廠二級(jí)領(lǐng)導(dǎo)的批示下，尤其是赫局長(zhǎng)的關(guān)懷下，決定延長(zhǎng)油礦管理局的第一口水平井在川口采油廠實(shí)施。川口采油廠開發(fā)科的工程技術(shù)人員，經(jīng)過多方面努力，為水平井的實(shí)施，做了大量的前期調(diào)研工作，從油層開發(fā)布局，中間鉆井施工，直到完井作業(yè)，壓裂施工。同時(shí)也得到局領(lǐng)導(dǎo)的高度重視，尤其是局開發(fā)處給予了大量的指導(dǎo)1。1 水平井的技術(shù)簡(jiǎn)介1.1定義水平井鉆井技術(shù)是指井眼軌跡達(dá)到水平以后，井眼繼

6、續(xù)延伸一定長(zhǎng)度的定向井。這里所說的“達(dá)到水平”，指的是井斜角達(dá)到九十度左右，并非嚴(yán)格的九十度。這里所說的“延伸一定長(zhǎng)度”，一般是指在油層里延伸，并且延伸的長(zhǎng)度要大于油層厚度的六倍。據(jù)研究只有在油層里延伸的長(zhǎng)度要大于油層厚度的六倍，水平井才具有經(jīng)濟(jì)效益2。1.2 水平井的分類水平井的分類是根據(jù)從垂直井段向水平井段轉(zhuǎn)彎時(shí)的轉(zhuǎn)彎半徑（曲率半徑）的大小進(jìn)行的，如下表1.1所示.表1.1 水平井的分類類別造斜率（/30m）井眼曲率半徑（m）水平段長(zhǎng)度（m）長(zhǎng)半徑268602803001700中半徑620280852001000中短半徑20808520200500短半徑301502010100300超短半

7、徑特殊轉(zhuǎn)向器0.330601.3 各類水平井的特點(diǎn)長(zhǎng)半徑水平井，可以用常規(guī)定向鉆井的設(shè)備、工具和方法鉆成，固井、完井也可與常規(guī)定向井相同，只是難度增大而已。若使用導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)，不僅可以較好地控制井眼軌跡，也可提高鉆速。主要缺點(diǎn)是摩阻力大，起下管柱難度大。此類水平井的數(shù)量將越來越少。中半徑水平井，在增斜段均要用彎外殼井下動(dòng)力鉆具進(jìn)行增斜，必要時(shí)要使用導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)控制井眼軌跡。固井完井方法也可與常規(guī)定向井相同，只是難度更大。由于中半徑水平井摩阻力小，所以目前在已鉆水平井中，其數(shù)量最多。短半徑和中半徑水平井主要用于老井側(cè)鉆，死井復(fù)活，提高采收率。少數(shù)也有打新井的。此類水平井需要用特殊的造斜工具，目前

8、有兩種鉆井系統(tǒng)：柔性旋轉(zhuǎn)鉆井系統(tǒng)和井下馬達(dá)鉆井系統(tǒng)。另外完井的難度較大，只能裸眼或下割縫篩管。由于中靶精度高增產(chǎn)效益顯著，此類水平井將越來越多。超短半徑水平井也被稱為徑向水平井，僅用于老井復(fù)活。通過轉(zhuǎn)動(dòng)轉(zhuǎn)向器，可以在同一井深處輻射地鉆出多個(gè)水平井眼。這種井增產(chǎn)效果很顯著，而且地面設(shè)備簡(jiǎn)單，鉆速也快，很有發(fā)展前景。但需要有特殊的井下工具和鉆井工藝和特殊的完井工藝3。2 水平1井地質(zhì)概況及布井方案川口油田水平1井位于延安市川口鄉(xiāng)偏橋村南，與橋1井距離9.9米，井口方位40.45度，水平段位于橋1井至姚90井這個(gè)小區(qū)塊內(nèi)（見圖2.1）方位90.35度，該區(qū)塊面積約0.32km2，地質(zhì)儲(chǔ)量21.02萬

9、噸，截止2000年底采出程度0.39%，剩余可采儲(chǔ)量20.2萬噸，主力油層為61油層組，且分布穩(wěn)定，有效厚度27米，并且物性較好，滲透率1.15毫達(dá)西，孔隙度12.5%，目前地層壓力1.6Mpa當(dāng)初優(yōu)選該區(qū)塊主要有以下幾點(diǎn)原則：A、油層厚度大于20米，分布穩(wěn)定，尚未完全開發(fā)區(qū)，是全油田儲(chǔ)量較高的區(qū)塊。B、水平井段盡量平行于地層走向，垂直于裂縫走向。C、油層物性較好，滲透率1.15毫達(dá)西，平均孔隙度12.5%，雖目前地層壓力1.6Mpa，但該區(qū)為重點(diǎn)注水區(qū)。D、井網(wǎng)內(nèi)生產(chǎn)井可以轉(zhuǎn)注，注水井網(wǎng)相對(duì)合理。E、地形條件優(yōu)越便于施工。圖2.1 水平1井井位圖3 水平1井鉆井施工簡(jiǎn)況該井由勝利石油管理局鉆

10、井二公司施工，于2000年11月11日開鉆，2000年11月30日完井，建井周期僅為20天。 水平1井井身立體空間軌跡如圖3.1所示圖3.1 水平1井井身立體空間軌跡圖水平1井井身基本數(shù)據(jù)如表1所示。表3.1 水平1井井身基本數(shù)據(jù)表序 號(hào)名 稱設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)實(shí)鉆數(shù)據(jù)1井深（米）9369452垂深（米）503515.0133水平位移（米）504514.654水平段（米）3003355最大井斜（度）9092.76閉合方位（度）9090.357造斜點(diǎn)（米）313.623108油頂深度（米）474.69油底深度（米）901.210阻位深度（米）927.153.1 鉆井工序及對(duì)應(yīng)措施1、一開采用346.1鉆頭

11、、鉆鋌代替鉆桿，吊打鉆完一開井深，確保井眼要開直。控制井斜0.25以內(nèi)，配漿30s以上，保證井眼穩(wěn)固。2、水平井要求直井段要直，斜井段不能偏離設(shè)計(jì)軌跡太遠(yuǎn)。因而，二開吊打?qū)@鋌全部裝入新井眼后方可加壓鉆進(jìn)。鉆進(jìn)參數(shù)必須適應(yīng)地層變化，保證直井段井斜小于0.5。3、斜井段鉆井使用1.251.75度單彎動(dòng)力鉆具，依據(jù)造斜力的要求選擇單彎度數(shù)及加壓參數(shù)，隨著井斜的增加，巖屑返出難度，鉆具上下阻力增加，每鉆井100m左右必須采用短起下的方法清除滯留井壁的巖屑，井眼不規(guī)則處的巖屑床，井斜超過40后泥漿中潤(rùn)滑劑含量必須達(dá)到8%，以保證井下施工作業(yè)正常4。4、水平油層段，鉆進(jìn)時(shí)巖屑返出極為困難，易形成多層次巖

12、屑床，若不及時(shí)清除，必導(dǎo)致起鉆拔卡，或起不出鉆，因而，在水平段起鉆進(jìn)時(shí)，每50m左右必須搞短起下，或短起分段循環(huán)，使巖屑形成接力上行，以達(dá)到清除之目的。3.2 施工難度及技術(shù)攻關(guān)1、運(yùn)用暫堵與永久性封隔相結(jié)合保護(hù)油層封堵含鈣水層，采用MMH鉆井液體系，鉆井液流動(dòng)進(jìn)在井眼外壁形成滯留層，暫時(shí)封隔地層防止內(nèi)外互侵，既保護(hù)了油層又封隔了含鈣水層，完井作業(yè)時(shí)，在484.44487.14m處下入套管管外封隔器，利用封隔器+水泥石的結(jié)構(gòu)，對(duì)上水層與下油層做到了永久性封隔，避免了水層對(duì)油層的污染。2、 利用高效JGT8Y鉆頭鉆穿大斜度段下高研磨性地層，在469.98m到井底使用兩只高效鉆頭，順利完鉆，極大節(jié)

13、約了鉆井時(shí)間。3、符合鉆進(jìn)技術(shù)解決水平段施工。鉆具在水平段躺在井壁，鉆頭上的壓力來源于上部鉆具的推力，因而，施加于鉆頭的鉆壓很難在地面儀表上反映出來，為保證順利鉆進(jìn)，水平段采用了井下動(dòng)力鉆具+轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)動(dòng)的復(fù)合技術(shù)，鉆具旋轉(zhuǎn)清巖屑床，攜巖，鉆頭旋轉(zhuǎn)破巖，從而順利保障并完成了水平段鉆進(jìn)過程。4、應(yīng)用國(guó)內(nèi)先進(jìn)的MS3隨鉆蹤儀控制井眼軌跡。水平井中把與軌跡控制要求嚴(yán)格，進(jìn)入A點(diǎn)后的水平段，要求軌跡上下不能超過3m，左右不超過10m，因而包括直井段在內(nèi)的上部井眼必須沿設(shè)計(jì)軌跡前進(jìn)，且達(dá)到A點(diǎn)必須位移合適、井斜達(dá)到90%前期的增斜、穩(wěn)斜是全井施工的關(guān)鍵，在增斜穩(wěn)斜鉆進(jìn)中，使用了MS3隨鉆儀，跟蹤測(cè)量隨時(shí)動(dòng)態(tài)

14、掌握鉆頭行進(jìn)趨勢(shì)，優(yōu)質(zhì)合格完成了井身軌跡控制過程。5、優(yōu)質(zhì)、潤(rùn)滑MMH鉆井體系保證完井作業(yè)。該水平井淺，直井段短，完井下套管作業(yè)難度大。300多米水平段短套管前進(jìn)時(shí)的阻力，靠直井段內(nèi)套管重量來克服，且兩段間0-90斜井段的阻力要克服，因而，為順利下入套管，同時(shí)又保證固井質(zhì)量，使用了210mm套管扶正器，下套管前向井內(nèi)加入5%的塑料潤(rùn)滑劑，為油層套管順利下入奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)5。4 水平1井測(cè)井情況川口水平井測(cè)井采用哈里伯頓測(cè)井系列，有四川石油管理局承擔(dān)，主要工作原理：將整個(gè)測(cè)井儀器連接到鉆具上，通過鉆具將儀器送到測(cè)量段頂部30米，將旁通短節(jié)連接到鉆具上，將帶有泥漿濾網(wǎng)的方鉆桿與旁通短節(jié)進(jìn)行連接，

15、用泥漿循環(huán)將泵送接頭總成與濕接頭進(jìn)行井下對(duì)接，（這是測(cè)井的主要難點(diǎn)），對(duì)接成功后，開始下鉆測(cè)井，下距至井底5米時(shí)，上提測(cè)井。圖4.15 水平1井固井作業(yè)水平1井固井作業(yè)由中原油田勘探局鉆井綜合工程處固井公司施工。A、為了保證套管有良好的居中度，從井底至造斜點(diǎn)每套管加一只旋流式高強(qiáng)度扶正器。B、為了保證固井質(zhì)量，施工前對(duì)所用四川嘉華G級(jí)水泥進(jìn)行了多組實(shí)驗(yàn)確定了高強(qiáng)度低析水，低失水，優(yōu)質(zhì)水泥漿失量小于30m1.C、固井于2001.11.28施工，注入水泥800袋，密度最高1.9g/cm3最低1.64g/cm3，平均1.78 g/cm3，頂替11.3 m3，碰壓14兆帕，2000年11月30日測(cè)三樣

16、，水泥返至井深175米，后試壓合格。5 水平1井壓裂總結(jié)川口水平1井是延長(zhǎng)局第一口試驗(yàn)水平井。根據(jù)陜北油田幾十年的開發(fā)實(shí)踐和經(jīng)驗(yàn)，在一般常規(guī)直井中，不經(jīng)壓裂改造，油井幾乎無初產(chǎn)，水平井要取得高于常規(guī)直井壓裂效果，因而壓裂改造不可避免。為此，經(jīng)過專家和工程技術(shù)人員的反復(fù)討論決定先期對(duì)水平進(jìn)行限流壓裂，對(duì)第十一、第十二、第十四小層的油層進(jìn)行壓裂投產(chǎn)。然后適時(shí)對(duì)第九、第五小層的油層進(jìn)行分段（打液體膠塞）壓裂改造。6.1 水平1井限流壓裂工藝6.1.1 設(shè)計(jì)依據(jù)（1） 有科學(xué)的理論依據(jù)包括產(chǎn)能預(yù)測(cè)和壓裂規(guī)模的確定。 模擬川平1井施工規(guī)模與縫長(zhǎng)的關(guān)系曲線，見圖6.1。 模擬川平1井施工規(guī)模與縫寬的關(guān)系曲

17、線，見圖6.2。 模擬川平1井施工規(guī)模與壓后產(chǎn)能關(guān)系曲線，見圖6.3。根據(jù)該井地層條件，通過油藏模擬，優(yōu)化出4550m為最佳裂縫半么，3035dc為最佳裂縫導(dǎo)流能力。依次按60、65、70、75m3石英砂的規(guī)模進(jìn)行模擬，結(jié)果見圖6.1和圖6.2從圖中可以看出，當(dāng)規(guī)模大于70m3以后，由于縫長(zhǎng)方向流動(dòng)阻力較大，縫內(nèi)壓力增加，縫寬增大，裂縫半徑增加緩慢，根據(jù)該井的地層條件和導(dǎo)流能力要求，縫寬太大沒有意義。另外從產(chǎn)能預(yù)測(cè)的結(jié)果可看出（見圖6.3），規(guī)模大于70m3以后增產(chǎn)效果也相應(yīng)減弱，因此應(yīng)采用70m3加砂規(guī)模。圖6.1 川平1井施工規(guī)模與縫長(zhǎng)關(guān)系曲線圖6.2 川平1井施工規(guī)模與縫寬關(guān)系曲線圖6.

18、3 川平1井不同加砂規(guī)模產(chǎn)能預(yù)測(cè)曲線設(shè)計(jì)結(jié)果：動(dòng)態(tài)縫長(zhǎng)：54.2m，支撐縫長(zhǎng)：48.9m動(dòng)態(tài)縫寬：8.88，支撐縫寬：2.6壓后初期產(chǎn)量：13.5t（2） 國(guó)內(nèi)有大量的水平井壓裂經(jīng)驗(yàn)和成熟的限流壓裂工藝技術(shù)可供借鑒。6.1.2 基本原理限流法分層壓裂技術(shù)是指當(dāng)一口井中具有多個(gè)壓裂目的層，且各層間破裂壓力又各不相同時(shí)，通過嚴(yán)格限制各油層炮眼數(shù)量和直徑，盡可能提高施工中的排量，利用先壓開層吸收壓裂液分流，使各目的層按破裂壓力的高低順序相繼被壓開，最后依次加砂同時(shí)支撐所有裂縫的工藝。6.1.3 基本參數(shù)（1） 主要數(shù)據(jù)水平1井的主要數(shù)據(jù)如表6.1：表6.1 水平1井的主要數(shù)據(jù)井 別水平生產(chǎn)井地理位置

19、川口油田北部橋1井至姚90井區(qū)塊構(gòu)造位置鄂爾多斯盆地東部斜坡完鉆井深945m垂直井深515m完鉆日期年 月日人工井底造斜點(diǎn)深330m造斜段長(zhǎng)水平段長(zhǎng)328m鉆開油層鉆井液密度g/cm3粘度40m.ps距段層距離（m）（2） 套管數(shù)據(jù)水平1井套管數(shù)據(jù)如表6.2所示表6.2水平1井套管數(shù)據(jù)名稱規(guī)格鋼級(jí)壁厚內(nèi)徑下入深度（m）水泥返高油層套管139.7J557.72124.330.9175m套管接箍深度：187.79，197.72，207.58，217.45，227.31。 （3） 壓裂井段、射孔數(shù)據(jù) 水平1井壓裂井段、射孔數(shù)據(jù)如表6.3所示：表6.3 水平1井壓裂井段、射孔數(shù)據(jù)層段號(hào)11121314

20、15層段長(zhǎng)（m）25.623.210.59.33.0隔層長(zhǎng)（m）87.425.011.025.019.4孔數(shù)444布孔位置（m）751.8752.0752.2752.4801.2863.8801.4864.0801.6864.2801.8864.4射孔是限流壓裂的一個(gè)重要組成部分，孔徑是在地面做了大量的實(shí)驗(yàn)后，決定采用YD89.定位定向技術(shù)，采用了當(dāng)今國(guó)內(nèi)最先進(jìn)的自定位定向技術(shù)，以確保了水平井射孔的安全有效，為限流壓裂的成功和水平井的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)奠定了基礎(chǔ)。6.1.4 施工步驟：（1） 裝井口：組裝700型井口控制器。（2） 洗井：下洗井管柱，實(shí)探井底，上提管柱2米，采用80度熱水24立方米（2%

21、KCl）反循壞洗井，然后起出洗井管柱。（3） 下壓裂管柱：按壓裂管柱圖下入壓裂管柱。（4） 試壓：地面管線試壓70MPa，5min不刺漏為合格。（5） 壓裂：壓裂過程中，當(dāng)?shù)孛媸┕毫Τ^35MPa時(shí)，開始套管打平衡，平衡壓力為15MPa。（6） 擴(kuò)散壓力：關(guān)井?dāng)U散壓力，擴(kuò)散時(shí)間具體根據(jù)壓力降落情況和壓裂液破膠情況確定。（7） 采用5油嘴控制放噴排液，計(jì)量壓裂液返排量。（8） 起壓裂管柱，下抽吸排排液管柱。6.1.5 壓裂液支撐劑要求 （1） 壓裂液配方 稠化劑：采用山東改性胍膠，配比：0.36% 防膨劑：采用無機(jī)鹽防膨劑KCL，配比：前置液2.0%；基液1%。 破乳助排擠：配比0.1% 交聯(lián)

22、劑：采用0.65%硼砂膠聯(lián)劑，基膠比：20.1。 破膠劑：使用0.030.1%過硫酸銨破膠劑和0.04%JXP110復(fù)配。添加劑必須通過質(zhì)檢部門檢驗(yàn)合格，達(dá)到行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)或企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)才能使有。（2） 壓裂支撐劑依據(jù)川平1井地質(zhì)情況，按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T510897壓裂支撐劑性能測(cè)試推薦方法，經(jīng)過篩選確定石英砂（粒徑：0.450.9m）作為本水平井壓裂用支撐劑。6.1.6 現(xiàn)場(chǎng)施工情況（1） 為了模清川口油田的地層情況，我們決定先期在川口采油的6076井作一口限流壓裂的試驗(yàn)，該井符合限流壓力要求，有二段差的薄油層，設(shè)計(jì)和施工方案全部由開發(fā)科負(fù)責(zé)，壓裂液和支撐劑要求都按直井的施工狀況執(zhí)行，壓裂

23、機(jī)組是大慶的，該井的現(xiàn)場(chǎng)施工十分順利，達(dá)到了設(shè)計(jì)要求。6076井限流法壓裂的施工參數(shù)（見表6.4）如下：壓段：748749、757.5758.5米。表6.4 6076井限流法壓裂的施工參數(shù)前置液攜砂液頂替液總液量加砂量20m3110m35m3135m330m3每米各三孔，89彈：排量：4m3/m破裂壓力：42Mpa，工作壓力：20Mpa，停泵壓力：7Mpa，該井初期最高日產(chǎn)油6噸。當(dāng)月平均日產(chǎn)油3.4噸，含水17.5%，相比較而言6076井油層條件差，但壓后效果較好，達(dá)到了預(yù)期的效果，由施工曲線經(jīng)過估算，六個(gè)孔眼全部進(jìn)液。（2） 水平1井歷次施工情況 2001年4月18日首次壓裂施工到21分鐘

24、時(shí)，排量達(dá)到了3方/分，當(dāng)壓力升高到53兆帕?xí)r，封隔器失效，施工被迫停止。 2001.年4月26第二次壓裂封隔器球座掉落，不座封。 2001年4月26日下午第三次壓裂失敗原因同第二次相同。 2001年4月26日下午兩次失敗后，經(jīng)甲乙雙方協(xié)商試驗(yàn)“光管壓裂“當(dāng)排量達(dá)到0.8方/分時(shí)，壓力達(dá)到29兆帕，提排量，壓力上漲，由于沒有安全把握，停止施工。 更換管具結(jié)構(gòu)和封隔器之后，2001年5月21日第五次壓裂，加砂5方，副車組混砂車故障，被迫停止施工。 2001年5月22日第六次壓裂成功：加砂35方，設(shè)計(jì)40方砂加完。（3） 壓裂施工參數(shù)如下：水平1井施工共用液430方，其中：前置液：65方，攜砂液：

25、196方，頂替液4方。施工破裂壓力：4853兆帕，工作壓力：4036兆帕，停泵壓力：6.8兆帕，施工排量：5.5方/分。6.1.7 水平1井的安裝及試油壓后放噴，嚴(yán)格按方案執(zhí)行，共返排液185方，返排率43%，到5月22日下午6點(diǎn)拔封完畢，封隔器工作正常，放噴過程中沒有帶砂，破膠良好。5月23日洗井，5月24日下午6點(diǎn)開抽。連續(xù)排液4天后，上油后，馬上進(jìn)行補(bǔ)孔，三天共補(bǔ)孔18米，孔密：17孔/米。2001年6月1日下午2點(diǎn)開始抽，基本數(shù)據(jù)如下：（1） 泵掛深度：481米。（2） 垂深：460米。（3） 井斜角：46.98度。（4） 泵型：56毫米管式泵。（5） 抽油桿直徑：16毫米。（6） 全

26、井共下滾輪扶正器5個(gè)。截止6月底，水平1井累計(jì)產(chǎn)油435噸，初期最高日產(chǎn)液為22噸，含水9%，日產(chǎn)油20噸，平均日產(chǎn)油15噸。2001年6月21日測(cè)動(dòng)液面為356米，工況正常。6.1.8 效果與分析：（1） 與方案比較從前一個(gè)月日產(chǎn)油來看，日產(chǎn)油15噸達(dá)到了模擬產(chǎn)量1215噸的最高值。（2） 與鄰近產(chǎn)量對(duì)比該井周圍新井剛壓后初期產(chǎn)油6噸/天，初周月產(chǎn)油為3噸/天。通過計(jì)算水平段在300米左右水平井是直井的產(chǎn)量的45倍，也就是說水平1井的產(chǎn)能達(dá)到了理論計(jì)算的結(jié)果。（3） “有效孔數(shù)”的分析通過水平1井的施工記錄曲線，利用射孔炮眼摩阻公式計(jì)算，該井的有效孔數(shù)9.2孔，有效孔數(shù)表明水平1井有10個(gè)射

27、孔炮眼受到處理，也就是說三個(gè)目的層段都受效，但處理的效果不盡相同。6.2 川平1井分段壓裂工藝技術(shù)（1） 二次壓裂改造原因： 產(chǎn)量已經(jīng)較低，當(dāng)時(shí)每天產(chǎn)油3噸。 還有兩個(gè)較好的油層。 分段壓裂技術(shù)成熟，工藝相對(duì)簡(jiǎn)單。（2） 水平井分層壓裂的分隔技術(shù)對(duì)求產(chǎn)結(jié)束的井段進(jìn)行填砂一液體膠塞封堵，待膠塞聚合后進(jìn)行試壓檢查封隔質(zhì)量，膠塞可定時(shí)軟化易于清除。液體膠塞的研制成功保證了分段壓裂工藝實(shí)施。 為了保證填砂成功又不引起前期壓裂裂縫內(nèi)支撐劑運(yùn)移，施工壓力應(yīng)小于裂縫閉合應(yīng)力。因此根據(jù)前期壓裂施工資料及壓力測(cè)試資料（破壓4853Mpa，工作壓力4036Mpa，停泵壓力6.8Mpa，目前地層壓力1.6 Mpa）

28、。填砂段：試壓達(dá)到10Mpa。膠塞段：待化學(xué)成膠液完全成膠塞后，試泵壓力25Mpa下憋壓1520分鐘壓降小于0.5Mpa為合格。 試壓依據(jù)以及隔離方案：i 破裂壓力計(jì)算依據(jù)前兩次壓裂施工的破壓為依據(jù)。ii 延伸壓力（井底）計(jì)算P延伸P瞬+P116.8+5.1511.95Mpaiii 預(yù)計(jì)施工壓力P1PC+Pf-Ph=10.35+3-5.15=8.3MpaPB=P延伸+17Mpa=11.95+17=28.3530Mpa試壓PPBPH305.1525Mpaiv 施工管串：光油管（筆尖+油管至井口）v 加砂方式：混砂車加入。vi 施工排量：按由大到小的原則在排量5003001/min范圍內(nèi)進(jìn)行施工。

29、形成砂提高度確定最低排量依據(jù)。vii 混砂比例：中砂：粉砂：膨脹劑：暫堵劑5：3：1.5：0.5。viii 設(shè)計(jì)砂比：1030%。ix 液體性質(zhì)：活性水：清水+0.3%助排劑+0.3%粘土穩(wěn)定劑。原膠液：0.45%羥丙基胍膠+0.05%殺菌劑+0.3%助排劑+0.3%粘土穩(wěn)定劑+0.15%破乳劑。（3） 壓裂設(shè)計(jì)與施工壓裂設(shè)計(jì)按常規(guī)直井設(shè)計(jì)，施工簡(jiǎn)況如下：2001年10月2325日：用73mm*L1.0筆尖通至井深925.87，調(diào)整鉆具至921.44mm；反循環(huán)洗井：入井清水28.0m3，泵壓01.3Mpa，排量5006001/min,返出21.0m3，洗至進(jìn)出口水色一致；調(diào)整鉆具至701.4

30、0m，做第一次填砂打膠塞準(zhǔn)備。10月26日：對(duì)864866m；799807m：746754m三段進(jìn)行正循填砂，砂比3025%，加砂2.8m3，頂替活性水2.1m3，試壓10.0Mpa合格。調(diào)整鉆具至663.04m，做打膠塞準(zhǔn)備。10月27提：對(duì)864866m；79907m；746754m三段打膠塞，正替入井膠液0.7m3，頂替活性水1.44m3，返出膠液0.46m3，井筒試壓25.0Mpa合格，第一次填砂打膠塞全部完成。10月30日：調(diào)整鉆具，做第二次填砂打膠塞準(zhǔn)備。筆尖位置：595.20m。11月1日：對(duì)624628m一段進(jìn)行正循填砂，砂比3025%，加砂1.07m3，頂替活性水1.8m3，試壓10.0 Mpa合格，調(diào)整鉆具至576.02m，做打膠塞準(zhǔn)備，正替入井膠液0.4m3，頂替活性水1.7m3，返出膠液0.15m3，井筒試壓25.0合格，第二次填砂打膠塞全部完成。11月7日：反循環(huán)沖砂、沖膠塞：入井活性水215.28m3，泵壓02.8Mpa，排量3907801/min，