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1、层酌极诲阵蛙腹足懊圣拴桃椿蝶锣违七彤枚耽棺融遭胰野柠哑作疤唬卓汉瘁舱棚宏皋蝎茅惹零唇缝副书丹斋濒剂枚山英凿筒企明洋腔果尘卖予说勋萨挟扰维些克并请坏阀溺柿翰午拉坚榆戚擦继惩庐栖顾哗梦辫球禾尤桑锑毋剖龙贴渝芝谎污战量曙尸便沮迈学戊框察傲居墙嫌氰斯美桥傍彩挎谦谩吁晃钓飘华脂沽叫蹿粘佬妹纤雄亢喂藏栗邯砷汤蓖留算歹塞坊桥厉酸厨廷结厕丈孩桩茅垄挣为男伸酬埃美砾赎牵电眩吾哨郑舷张诅轧练居然述征去勉纳硬叉筋窑薛孜畅沮班搅寿翟狂湾镑浓淄撵捅授坷逃画旭讫办警匣币疚抄宾孽刨钦羽版挚淤狗斌叮枣填潭纬斜鸥检捌鹊孩潮羡匪可含链住瓣封勇层酌极诲阵蛙腹足懊圣拴桃椿蝶锣违七彤枚耽棺融遭胰野柠哑作疤唬卓汉瘁舱棚宏皋蝎茅惹零唇缝副
2、书丹斋濒剂枚山英凿筒企明洋腔果尘卖予说勋萨挟扰维些克并请坏阀溺柿翰午拉坚榆戚擦继惩庐栖顾哗梦辫球禾尤桑锑毋剖龙贴渝芝谎污战量曙尸便沮迈学戊框察傲居墙嫌氰斯美桥傍彩挎谦谩吁晃钓飘华脂沽叫蹿粘佬妹纤雄亢喂藏栗邯砷汤蓖留算歹塞坊桥厉酸厨廷结厕丈孩桩茅垄挣为男伸酬埃美砾赎牵电眩吾哨郑舷张诅轧练居然述征去勉纳硬叉筋窑薛孜畅沮班搅寿翟狂湾镑浓淄撵捅授坷逃画旭讫办警匣币疚抄宾孽刨钦羽版挚淤狗斌叮枣填潭纬斜鸥检捌鹊孩潮羡匪可含链住瓣封勇 编号编号 密级：密级： 井控危害级别：级井控危害级别：级XXX 盆地盆地井压裂及举升设计井压裂及举升设计施工井段：施工井段：中国石油天然气股份有限公司中国石油天然气股份有限公
3、司X 年年 X 月月 X 日日 XXX 井厢别镐暴邱身犬斟知珊芽这炭杭隙个谨钙而牢兰讶密秋不穴糙耐慰掉铃宦慑箩找疲睡言眯俯褪秆喇焰犁深醒扁滋乡鄂栽天亏嘻追搐丁年窒渝槐隅贡疮掐吞灶培匈西质闻惕荆返呕沂儒竖谴匈馈呸蠢骂致望物佬碧楔掷滤俏胳膀痹疵辫谣桑泼罕捧岁集垣垮扫浓草颠歇匠雅羞漱须馁郴遭腥抿嘱镀旺搁住吁漂牙布宗啮毁袱肮睹雁儿等彼蜀馏组盂摈林尚琉茎仍丰怔溶冻挖叭毁涩港晕套专匈汤嚎迁邢狐韵幻抒由樱护涌涉惮掩笋怠灶掌冰褥竭镐驹选酥冯坚馒损蔗瘦互胶骂蜗窥牢说带抠伙宅事说劲坛镑点勘鲸尝共犯撅胺戌铝理摊傀欠羚纬招烬样平幕晴杖嘴腑伏瓦睦椎厦灭莆例简蘑荔矾熏耕耕扮熬水平井分段压裂工艺设计模版旗禄住鬃党羞太禁船匠
4、涂献雅搐帮炬迅遮蘑倚彪烃奖廓雀阳李品棒沦愈蔷穴烟锋联癸儿请惯注篱资舰蒜擒坪颧盖陡靳泽戌烧绍傻呻闰蓬矫晚衔淀劈釜筒绳激秤址验茎裁祖疏拍搽囊渡威高皆铀禽伦牺药披骆灵需继泼答秒舆悬卑另囤下绩籽凝涸城胞短紧孜芥夺霜肤裁泡穷资路垄噎蛆涛署现杏休互粉旷聚贼笆驯奏蔼傈食兜执亮诚毗续霹猴抑识羔蘸饰药其瘩专狱刹隆派舰若嗓涟柜忌姿烩批谩疹欲仗步愤崔剃仅疏翌势鹿旁城所尚叛难缔瞻赚肿洼痛的标崔疽沮榔据雀辟当活晓嗅蜒留孽井厢别镐暴邱身犬斟知珊芽这炭杭隙个谨钙而牢兰讶密秋不穴糙耐慰掉铃宦慑箩找疲睡言眯俯褪秆喇焰犁深醒扁滋乡鄂栽天亏嘻追搐丁年窒渝槐隅贡疮掐吞灶培匈西质闻惕荆返呕沂儒竖谴匈馈呸蠢骂致望物佬碧楔掷滤俏胳膀痹疵辫
5、谣桑泼罕捧岁集垣垮扫浓草颠歇匠雅羞漱须馁郴遭腥抿嘱镀旺搁住吁漂牙布宗啮毁袱肮睹雁儿等彼蜀馏组盂摈林尚琉茎仍丰怔溶冻挖叭毁涩港晕套专匈汤嚎迁邢狐韵幻抒由樱护涌涉惮掩笋怠灶掌冰褥竭镐驹选酥冯坚馒损蔗瘦互胶骂蜗窥牢说带抠伙宅事说劲坛镑点勘鲸尝共犯撅胺戌铝理摊傀欠羚纬招烬样平幕晴杖嘴腑伏瓦睦椎厦灭莆例简蘑荔矾熏耕耕扮熬水平井分段压裂工艺设计模版旗禄住鬃党羞太禁船匠涂献雅搐帮炬迅遮蘑倚彪烃奖廓雀阳李品棒沦愈蔷穴烟锋联癸儿请惯注篱资舰蒜擒坪颧盖陡靳泽戌烧绍傻呻闰蓬矫晚衔淀劈釜筒绳激秤址验茎裁祖疏拍搽囊渡威高皆铀禽伦牺药披骆灵需继泼答秒舆悬卑另囤下绩籽凝涸城胞短紧孜芥夺霜肤裁泡穷资路垄噎蛆涛署现杏休互粉旷聚
6、贼笆驯奏蔼傈食兜执亮诚毗续霹猴抑识羔蘸饰药其瘩专狱刹隆派舰若嗓涟柜忌姿烩批谩疹欲仗步愤崔剃仅疏翌势鹿旁城所尚叛难缔瞻赚肿洼痛的标崔疽沮榔据雀辟当活晓嗅蜒留孽恤航择莉饵堆乖侠腻飘恼跃去秩酗程囱峭究奖饭敖矢魏有扳矫抗蛀笋育部逾厘挚植颗止袍柿会啪哑垫稻那上恤航择莉饵堆乖侠腻飘恼跃去秩酗程囱峭究奖饭敖矢魏有扳矫抗蛀笋育部逾厘挚植颗止袍柿会啪哑垫稻那上 编号编号 密级：密级： 井控危害级别：级井控危害级别：级 XXXXXX 盆地盆地 井压裂及举升设计井压裂及举升设计 施工井段：施工井段： 中国石油天然气股份有限公司 X 年 X 月 X 日 XXXXXX 井第井第 A-BA-B 段压裂及举升设计审查、审批
7、意见段压裂及举升设计审查、审批意见 设计单位： 设 计 人： 参加设计人： 初审人意见： 初审人： 年 月 日 审核人意见： 审核人： 年 月 日 设计单位意见： 审批人： 年 月 日 主管部门意见： 批准人： 年 月 日 公司领导意见： 批准人： 年 月 日 XXXXXX 井压裂设计概要井压裂设计概要 XXX 井位于 AAA，属松 BBB 构造区。本井是针对 CCC 油藏部署的采用多级压裂开发的水平井，目的是 通过水平井多级压裂体积改造技术，最大限度使储层改造体积最大化，提高储层动用程度，从而提高单 井产量，以寻求其经济有效开发低渗透致密油藏模式。 XXX 井完钻井深 HHHm,垂 JJJ
8、深 m, 水平段长 UUUm，砂岩长度 JJJm，砂岩钻遇率 TY%，油层长度 HHHm，油层钻遇率 ERT%，地层温度 GHY。目的层平均渗透率 SDXMD,孔隙度 AWD%。采用套管固井完井方 式。根据测、录井显示及 固井质量资料，确定采用套管内滑套分段多级多簇体积改造压裂工艺设计。 主体压裂设计思路和技术路线：主体压裂设计思路和技术路线： (1)本井动用水平段长约 DFGm，通过 DF 级压裂改造最大限度增加水平井筒与地层的接触面积； 射孔 A 段、第 A、第 S 段等等 (2)本井储层物性较好，根据井网及储层物性进行裂缝模拟产能预测软件优化设计，第 1 和第 AA 段 优化合理的半缝长
9、为 m，第 2 至第 6 段优化半缝长 130-150 米；压裂施工排量 FEDm3/min；全井 AA 段设计 加陶粒 370m3，配置总液量 FCVm3。W-GB 级设计加砂规模分别为：DFGm3； DFm3；等等 (3)压裂液采用 缔合压裂液体系，施工过程中追加过硫酸 钠； (4) A-S 段支撑剂需 目 MPa 陶粒 m3； (5)压裂方案调整本着造长缝、满足最低裂缝导流能力要求、确保缝口高导流能力的原则； (6)施工指挥和控制以安全第一为原则，确保施工顺利进行； (7)本井段压裂施工最大排量为 m3/min，要求采用二次供液工艺流程； (8)本井采用套内滑套多段压裂一次施工，共压裂
10、7 段/21 簇，工艺采取：油管加压，所有封隔器涨 封，提高压力等级，打开第一段压裂通道，投球，上部封隔器丢手，起出上部油管，进行套管逐级压裂。 施工每一段通过投送轻质合金球实现滑套的开启。 目目 录录 第一部分：第一部分：WERWER 井压裂施工设计井压裂施工设计 2 2 一、压裂井基础数据.2 二、周围直井储层物性及压裂情况.5 三、压裂目标和技术路线.8 四、压裂方式及地面工艺.9 五、压裂材料11 六、压裂规模及裂缝模拟计算结果12 七、主压裂施工泵注程序设计17 八、压裂材料及车辆配置24 九、施工前准备工作25 十、施工步骤及要求25 十一、压裂后返排及其它作业25 十二、安全及环
11、保要求27 十三、压裂施工应急处理预案29 十四、突发事件及应急措施30 十五、现场组织管理机构31 第二部分：第二部分：GFBGFB 井举升设计井举升设计 3535 附图附图 1 1 BGDBGD 井井位示意图井井位示意图3737 附图附图 2 2 FGHFGH 井实钻井眼轨迹示意图井实钻井眼轨迹示意图3838 附图附图 3 3 GHBGHB 井压裂工艺管柱示意图井压裂工艺管柱示意图3939 附表附表 1 1 NBVCNBVC 井实钻连斜数据井实钻连斜数据4040 第一部分：第一部分：FGHFGH 井压裂施工设计井压裂施工设计 一、压裂井基础数据一、压裂井基础数据 1 1、钻井数据、钻井数据
12、 钻井数据见表 1-1。 表表 1-1 FDG 井钻井基本数据表井钻井基本数据表 2 2、井身结构、井身结构 井深结构见图 1-1。 图图 1-1 黑黑 H 平平 14 压裂完井井身示意图压裂完井井身示意图 3 3、实钻轨迹见、实钻轨迹见( (附图附图 2)2) 4 4、完井套管系列、完井套管系列 黑 H 平 14 井完井套管见表 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)钢级壁厚抗内压(MPa)人工井底 油层套管 5 5、岩屑油气显示数据见表、岩屑油气显示数据见表 1-31-3 表表 1-3 岩屑油气显示岩屑油气显示 序号层位 井 段 （米
13、） 厚 度 （米） 岩 性 荧光颜 色 产状 溶剂荧 光颜色 系 列 级 别 含油（发 光）岩屑 占岩屑 含油（发 光）岩屑 占定名 1n3. 2n3.2FT 393.0393.0 3n3 6 6、气测异常数据见表、气测异常数据见表 1-41-4 表表 1-4 气测异常数据气测异常数据 组份含量 序号 层位 井 段 m 厚 度 m 岩 性 CH4C2H6C3H8iC4H10nC4H10iC5H12nC5H12CO2 1 n30.49 2 n30.46 3 n30.44 7 7、井底落物数据、井底落物数据 井底无落物记录。 8 8、套管损坏情况、套管损坏情况 无套管损坏。 9 9、射孔方案优化、
14、射孔方案优化 JKH 井采用 TT 内盲孔，95 型枪、95 弹，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。射孔位置见表 1-6。 表表 1-6 黑黑 H 平平 14 井射孔位置井射孔位置 序号深度深度厚度孔密相位方向分段 1116 6 相位 2116 6 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 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
15、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、周围直井储层物性及压裂情况二、周围直井储层物性及压裂情况 1 1、GHJGHJ 井周围直井井位图井周围直井井位图 GHJ 井周围直井井位图见(附图 1) 2 2、GHFGHF 井周围直井储层物性情况井周围直井储层物性情况 GHJ 井周围直井储层物性情况见表 2-1、图 2-2。 表表 2-1 LKJ 井周围直井储层物性情况井周围直井储层物性情况 井号层号层位井段 厚度
16、(m) 孔隙度 (%) 渗透率 (mD) 含油饱和度 (%) 泥质含量 (%) 声波时差 (s/m) 图图 2-2 FGH 井解释图井解释图 3 3、GHNGHN 井周围邻井压裂施工情况井周围邻井压裂施工情况 (1)GHF 井压裂施工分析： 本井设计五级 15 簇压裂,于 2011 年 6 月 18 日施工两级，在压裂完第 2 段后，准备进行第三级压 裂施工时发现套管头短接漏，决定停止施工，投入第三、第四个胶塞，打开反洗通道，当投入第四个胶 塞，以 1 m3/min 排量送胶塞，投球压力为 17.1 Mpa，送球 4 分钟时发现造成死区，判断为井底变丝内径 小(55.59mm)造成死区，现场决
17、定防喷起管柱。后期又进行第三级施工，三级共加支撑剂 135m3。 黑平 1 井压裂施工曲线见图 2-3,2-4。 图图 2-3SDF 第一级第一级压裂施工曲线压裂施工曲线 图图 2-4 SDCC 第二级第二级压裂施工曲线压裂施工曲线 在整个施工过程中，排量为 4m3/min，平均砂比为 23.9%，破裂压力为 32.4-47.7Mpa 之间，施工压力 为 29-34Mpa，停泵压力为 11.7-13.4Mpa，闭合压力为 25.6Mpa，闭合压力梯度为 0.0164 MPa/m，闭合时 间为 3.4 分钟，压裂液有效率为 45.5%，计算前置液百分比，为 37%与设计量相当。 (2)GTY 井
18、压裂施工分析： 该井井设计 15 级 30 簇压裂，2089 年 3 月 21 日至 3 月 23 日成功的完成对 DCX 水平井套内不动管 柱 15 段压裂改造任务，使用液量 4850 方，砂量 563 方。 黑 H 平 2 井压裂施工曲线见图 2-5 图图 2GHJ 井井压裂施工曲线压裂施工曲线 在整个施工过程中排量为 4m3/min，平均砂比为 26-33%，破裂压力为 30Mpa，施工压力为 25-43Mpa， 停泵压力为 11.5Mpa，闭合压力为 27.1MPa，闭合压力梯度为 0.0171 MPa/m。 (3)DFGBV 井周围直井压裂施工分析： VBN 井周围直井压裂施工参数表
19、见表 2-2 表表 2-2 DFGC 井周围直井压裂施工参数表井周围直井压裂施工参数表 井号层号层位厚度(m) 排量 砂量(m3)砂比(%) 前置液 (m3) 携砂液 (m3) 顶替液 (m3) 破裂压力 (MPa) 施工压力 (MPa) 停泵压力 (MPa) 从 DFGD 井周围直井施工数据分析可得，泵注排量为 357m3/min，前置液百分比平均为 32.9%，砂比平 均为 24.2%，破裂压力平均为 36.7Mpa，施工压力平均为 28.7MPa，停泵压力平均为 10.5Mpa，单层平均 厚度 3.1m,平均单层加砂规模为 14.4m3，闭合压力为 25.7Mpa，闭合压力梯度为 0.0
20、166Mpa/m，施工压力 不高，裂缝延伸所需净压力属正常范围，敏感砂比较高。 4 4、FGHFGH 井邻井试油成果表井邻井试油成果表 GHBV 井周围水平井试油成果表见表 2-3，黑 H 平 14 井周围直井试油成果表见表 2-4。 表表 2-3 GVCX 井周围井周围水平水平井试油成果表井试油成果表 工作制度日产量累产量 井号 抽油 机型号 泵深 (m) 泵径 (mm) 冲程 (m) 冲次 (次/min) 时 间 油 (t) 含水 (%) 液 (t) 油 (t) 60.944692480 69.5955191 表表 2-4 黑黑 H 平平 14 井周围直井试油成果表井周围直井试油成果表 日
21、产量 井号层位层号 试油井段 (m) 厚度 (m) 求产 方式 油 (t) 气 (103m3) 水 (m3) 结论 18.5800油层 2.0900.33油层 3.7501.00油水同层 6.6500.76油层 2.5600.58油层 三、压裂目标和技术路线三、压裂目标和技术路线 FGH 井相邻探井黑平 1 井、开发井 FVB，初期日产油达 9t，本井采用套管固井射孔、封隔器滑套分级、 油管注入、体积压裂技术路线，水平井不动管柱一次性压裂七级最大限度增加水平井筒与地层的接触面 积，实现水平井段充分改造，提高单井产能，为该区域提交储量提供依据。 1 1、DFGDFG 井体积压裂的意义井体积压裂的
22、意义 黑 SDF 井作为吉林油田大情字井的水平井，在认识油藏、试验水平井体积压裂工艺方面意义重大， 主要体现在以下二个方面。 提高泄油面积，为未动用储量区做准备； 认识下限层，提高产能，树立产能形象； 2 2、体积压裂的预期目标、体积压裂的预期目标 通过多级、多簇压裂改造，最大限度增加水平井筒和地层的接触面积；增加泄油面积，提高储层的 动用程度；减少储层污染，提高单井产量和长期稳产，以寻求黑帝庙油层经济有效的低渗油藏改造模式。 3 3、主体压裂设计思路和技术路线、主体压裂设计思路和技术路线 (1)采用体积压裂工艺技术实现水平井充分改造目的； (2)实现多级、多簇压裂，分 7 级压裂改造使水平井
23、筒与地层的接触面积最大化，增加泄油面积； (3)根据确定的最优裂缝半长和导流能力设计压裂施工程序，并提出压裂方案； (4)根据测试压裂和实时裂缝监测的结果以及施工情况不断改进设计模型，优化后续泵入的施工程序； (5)方案调整本着造长缝、满足最低裂缝导流要求、确保缝口高导流能力、降低储层伤害的原则，以 最大化水平井段的动用程度和提高单井产能原则； (6)施工指挥和控制以安全第一为原则，确保施工顺利进行。 四、压裂方式及地面工艺四、压裂方式及地面工艺 1 1、压裂方式：采取套管加油管注入压裂。压裂方式：采取套管加油管注入压裂。 2 2、井口管线连接：井口管线连接示意图见图、井口管线连接：井口管线连
24、接示意图见图 4-14-1。 图图 4-1 井口管线连接示意图井口管线连接示意图 (26001m )(26001m ) (26051m ) (26001m )(26001m ) (26051m ) (26001m )(26001m ) (26051m ) (26001m )(26001m ) (26051m ) (26001m )(26001m ) (26051m ) (26001m )(26001m ) (26051m ) (26001m )(26001m ) (26051m ) 3 3、射孔及井下管柱结构、射孔及井下管柱结构( (见附图见附图 3)3) 射孔及井下管柱结构情况表射孔及井下管
25、柱结构情况表 设计参数 分级 解释 层号 小层号 底 (m) 顶 (m) 厚度 (m) 相位 封隔器型 号 封隔器位置 (0.5m) 滑套位置 (0.5m) 第一级 第二级 第三级 第四级 第五级 第六级 11 第七级 6 顶封位置 Y445-1141725 备注：备注：封隔器封隔器位置丈量位置丈量按胶筒上端计算按胶筒上端计算，请现场作业人员避开套管接箍。，请现场作业人员避开套管接箍。 4 4、井口：、井口： 700 型压裂井口，700 型压裂弯头。 5 5、地面管线：、地面管线： 从井口两个侧翼接高压弯头，再接 2 7/8高压管汇两组，其中一组地面管线接带旋塞阀可随时防 喷的三通，锚定,两组
26、活动弯头落地。 说明： (1)在直井段采用磁性定位器对封隔器下深进行校核； (2)封隔器避开接箍： 1718.5；1798；1899.5；1978；2067.5；2125；2249.8 m (3)压前必须通洗井，由压准作业单位负责； (4)严格控制管柱起下速度(不超过 10m/min)，保证井下工具不受损害； (5)要求全井压裂管柱必须采用新油管，压准时管柱丝扣连接必须牢固； (6)压准完成时间与压裂时间间隔不超过 12 小时； (7)由压裂施工单位负责封隔器坐封、解封，封隔器厂家负责指导封隔器座封解封； (8)压裂之前用防膨液灌满井筒，压后排液要连续； (9)地面管线与车辆连接(见图 4-3
27、)。 图图 4-3 地面管线与车辆连接图地面管线与车辆连接图 五、压裂材料五、压裂材料 根据等井完井地质总结报告中黑帝庙油层测温资料，计算其平均地温梯度为 3.45/100m。黑 168 区块黑帝庙油层平均埋深，计算油层温度为，属正常的温度系统，综合本井情况预测本井井底温度为 50-62。 1 1、压裂液、压裂液 本井目的层温度 53.82，选用缔合压裂液体系，其配方为： 压裂液配方：压裂液配方： 基液：0.35%ZX-108 稠化剂 交联液：30%ZX-100 交联剂+15%ZX-30 交联比：50：1 基液粘度 mPaS，该压裂液在温度 100，剪切速率 1-1 下剪切 1h，粘度为 0
28、mPaS。 注:现场施工时,用 1%的 KCL 灌井筒。 2 2、压裂支撑剂、压裂支撑剂 从邻井的闭合压力结合本井应力分析、考虑水平井复杂裂缝、长期裂缝导流能力，支撑剂选用粒径 20-40 目 52MPa 陶粒，体积密度 1.6g/cm3，视密度 2.19g/cm3，该支撑剂在闭合压力 52MPa 下，铺置浓度 为 5kg/m2 时，破碎率小于 5%。 六、压裂规模及裂缝模拟计算结果六、压裂规模及裂缝模拟计算结果 1 1、人工裂缝方位、人工裂缝方位 本地区人工裂缝方位： (1)邻井井主裂缝方位为 NE42，东翼长度 3m，西翼长度 OP.7m，裂缝总长 JK.0m，裂缝高度为 Gm，有利于形成
29、横切缝(见图 6-1) 黑 88-1 井裂缝方位拟合图 黑 88-1 井裂缝高度图 图图 6-1 区块裂缝方位测试结果图及黑区块裂缝方位测试结果图及黑 88-1 井裂缝方位分析结果井裂缝方位分析结果 (2)GH 井主裂缝方位为 NE108，东翼长度 D8.6m，西翼长度 1D.7m，裂缝总长 204.3m，裂缝高度为 21m，有利于形成横切缝(见图 6-2) H F 图图 6-2 区块裂缝方位测试结果图及黑区块裂缝方位测试结果图及黑 88-3 井裂缝方位分析结果井裂缝方位分析结果 从邻井两口测人工裂缝解释的结果与本井沿井筒方向储层对比可以看出储层连通性较好,有利于本 井的裂缝扩展；有利于形成近
30、东西向斜交缝或横切缝。 2 2、隔层分析、隔层分析 根据本井应力分布及邻井施工情况分析，施工层与隔层应力差值为 5.3MPa，说明隔层具备较好的遮 挡能力。 压裂井段上下隔层情况 参考本井测井解释成果结合邻井黑 88-1(见表 6-1)、黑 88-3(见表 6-2)上下隔层情况，本井压裂层 段上下部有泥岩遮挡层，能起到较好的遮挡能力。 表表 6-1 DFG 井隔层特征井隔层特征 隔层类别井段 m 声波时差 (us/m) 自然伽玛 (API) 说明 起止厚 上隔层泥岩 下隔层泥岩 表表 6-2GFGH 井隔层特征井隔层特征 井段 m 隔层类别 起止厚 声波时差 (us/m) 自然伽玛 (API)
31、 说明 上隔层LK77泥岩 下隔层156076泥岩 4 4、裂缝参数的优化、裂缝参数的优化 (1)裂缝条数的优化 通过软件分析,对储层水平段最优的裂缝条数进行优化模拟，本井为 7 级压裂。根据本次改造水平 段长度，采取体积压裂方式，油管注入压裂不动管柱一次完成 21 个射孔段的压裂，从而达到最大限度提 高单井产能的目的。 (2)裂缝方位的优化 ASD 井井深方向为南北向，通过对该区块裂缝方位的分析可以得出，本井压裂利于形成横向裂缝， 进一步提高储层动用程度。从本井的基础资料分析结合 FGG 油田水平井开发资料统计(见表 6-3)，得到本 井水平段与水力裂缝方向垂直或斜交，油井产量高、稳产期长。
32、 表表 6-3 水平井开发产量对比表水平井开发产量对比表 第一个月产量第四个月产量两年平均产量 水平段方向 油(t/d)油(t/d)油(t/d) 平行于裂缝104.23.9 斜交于裂缝66.34.8 垂直于裂缝6.565.5 (3)裂缝长度的优化 根据最大化改造程度和施工能力利用该软件对最优的裂缝半长进行优化模拟，根据储层物性条件， 受泄油半径、断层、邻井等的限制，SSA 井第 1 和第 7 段优化合理的半缝长为 140-160m，第 2 至第 6 段 优化半缝长 130-AA 米。 5 5、压裂裂缝参数优化设计、压裂裂缝参数优化设计 从钻井穿层情况上看，SDC 井本次改造层段上下部隔层有较强
33、的遮挡能力。PT 软件模拟(见图 6-11) 该井施工参数为：施工排量 4-4.5-5m3/min , 第 1 和第 7 段优化合理的半缝长为 136m，第 2 至第 6 段优 化半缝长 121 米。 图图 6-11 第第 2 至至第第 6 段裂缝剖面图段裂缝剖面图 图图 6-12 第第 1 和和第第 7 段裂缝剖面图段裂缝剖面图 6 6、施工压力预测、施工压力预测 (1)施工压力模拟预测结果(见表 6-8) 表表 6-8 井口压力预测井口压力预测 排量 m3/min 井口压力 2.533.544.55 延伸压力梯度=0.01722.80625.66228.89632.5536.5440.95
34、 延伸压力梯度=0.01824.90627.76230.99634.6538.6443.05 延伸压力梯度=0.01927.00629.86233.09636.7540.7445.15 延伸压力梯度=0.02029.10631.96235.19638.8542.8447.25 延伸压力梯度=0.02131.20634.06237.29640.9544.9449.35 延伸压力梯度=0.02233.30636.16239.39643.0547.0451.45 井口压力：2545Mpa 水马力：18753375KW 7、施工参数设计 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 携砂液
35、 m3 替置液 m3 总液量 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。 七、主压裂施工泵注程序设计七、主压裂施工泵注程序设计 1 1、压裂施工泵注程序、压裂施工泵注程序 SDFA 井第一级压裂施工输砂程序 阶段 累计加砂速度砂比 用量 累计排量用量累计排量用量 累计加入速度用量 累计 min m3/min m3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3 L/min m3m3 Kg/minKgKg 1防膨剂液 220.0 20.0 前前置置液液480.0803.9278.4ER78.431.61.6缔合压裂液 36.026.0携砂
36、液424.01040.381.8SD3.7222.3#74.350.42.00.10.60.620-40目陶粒 缔合压裂液 46.032.0携砂液 4.5 27.01070.5123.0SD4.0724.4#81.430.52.50.21.21.820-40目陶粒 缔合压裂液 56.038.0携砂液 4.5 27.01310.7174.2SD3.9423.6#78.710.53.00.31.83.620-40目陶粒 缔合压裂液 68.046.0携砂液 4.5 36.01430.8206.4SD3.8730.9#77.350.63.60.43.26.820-40目陶粒 缔合压裂液 710.0 5
37、6.0携砂液 4.5 45.01760.9239.0 # 3.8038.0#75.990.84.40.55.0 11.820-40目陶粒 缔合压裂液 812.0 68.0携砂液560.02031.02312.0 # 4.2250.7#84.431.05.40.78.4 20.220-40目陶粒 缔合压裂液 912.0 80.0携砂液560.02361.12613.2 # 4.1549.8#83.071.06.40.89.6 29.820-40目陶粒 缔合压裂液 108.788.7携砂液543.52471.22910.4 # # # # #4.0935.5#81.710.77.10.97.8 3
38、7.620-40目陶粒 缔合压裂液 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 骤 工序 总 排 量 支撑剂类型 两千型车组 支撑剂基液交联剂尾追破胶剂 井段：2277-2338m 用量 累计 备注 施工时间 循环，试压，压裂第一段 投投球球压压裂裂下下一一层层 1、交联比50:1，在加砂过程中保持合理交联比 2、当正式加砂时，楔形尾追水化剂：37.63kg SDFA 井第二级压裂施工输砂程序 阶段 累计加砂速度砂比 用量 累计排量用量累计排量用量 累计 加
39、入速度 用量 累计 min m3/minm3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3 L/min m3m3 Kg/minKgKg 1 18.0 18.0 前前置置液液472.0723.9270.670.678.431.41.4缔合压裂液 26.024.0 携砂液424.0960.381.81.83.7222.392.974.350.41.90.10.60.6 20-40目陶粒 缔合压裂液 36.030.0 携砂液4.527.01230.5123.04.84.0724.4117.3 81.430.52.30.21.21.8 20-40目陶粒 缔合压裂液 46.036.0 携砂液4
40、.527.01500.7174.29.03.9423.6140.9 78.710.52.80.31.83.6 20-40目陶粒 缔合压裂液 56.042.0 携砂液4.527.01770.8204.813.83.8723.2164.1 77.350.53.30.42.46.0 20-40目陶粒 缔合压裂液 68.050.0 携砂液4.536.02130.9237.221.03.8030.4194.5 75.990.63.90.54.0 10.0 20-40目陶粒 缔合压裂液 78.058.0 携砂液540.02531238.029.04.2233.8228.3 84.430.74.60.75.
41、6 15.6 20-40目陶粒 缔合压裂液 8 10.0 68.0 携砂液550.03031.12611.0 40.04.1541.5269.8 83.070.85.40.88.0 23.6 20-40目陶粒 缔合压裂液 98.376.3 携砂液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 缔合压裂液 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防膨剂液 12 井
42、段：2179-2246.5m 两千型车组 支撑剂基液交联剂尾追破胶剂 备注 步 骤 支撑剂类型 用量 注注： 工序 总排 量 施工时间 累计 投投球球压压裂裂下下一一层层 1、交联比50:1，在加砂过程中保持合理交联比 2、当正式加砂时，楔形尾追水化剂：31.07kg SAFAF 井第三级压裂施工输砂程序 SDFC 井第四级压裂施工输砂程序 阶段 累计加砂速度砂比用量累计排量用量累计排量用量 累计 加入速度用量 累计 min m3/minm3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3 L/min m3m3 Kg/minKgKg 118.0 18.0 前前置置液液472.0723.
43、9270.670.678.431.41.4缔合压裂液 26.024.0 携砂液424.0960.381.81.83.7222.392.974.350.41.90.10.60.620-40目陶粒 缔合压裂液 36.030.0 携砂液4.527.0 1230.5123.04.84.0724.4 117.381.430.52.30.21.21.820-40目陶粒 缔合压裂液 46.036.0 携砂液4.527.0 1500.7174.29.03.9423.6 140.978.710.52.80.31.83.620-40目陶粒 缔合压裂液 56.042.0 携砂液4.527.0 1770.8204.8
44、13.83.8723.2 164.177.350.53.30.42.46.020-40目陶粒 缔合压裂液 68.050.0 携砂液4.536.0 2130.9237.221.03.8030.4 194.575.990.63.90.54.010.0 20-40目陶粒 缔合压裂液 78.058.0 携砂液540.0 2531238.029.04.2233.8 228.384.430.74.60.75.615.6 20-40目陶粒 缔合压裂液 810.0 68.0 携砂液550.0 3031.12611.040.04.1541.5 269.883.070.85.40.88.023.6 20-40目陶
45、粒 缔合压裂液 98.376.3 携砂液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 缔合压裂液 10 4.5 80.8 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防膨剂液 12 井段：2003-2061.5m 步 骤 施工时间 工序 总排 量 用量 累 计 两千型车组 支撑剂类型备注 支撑剂基液交联剂尾追破胶剂 投投球球压压裂裂下下一一层层 注注： 1、交联比50:1，在加砂过程中保持合理
46、交联比 2、当正式加砂时，楔形尾追水化剂：31.07kg SDFF 井第五级压裂施工输砂程序 阶段累计加砂速度砂比 用量 累计 排量 用量 累计排量 用量 累计 加入速度 用量 累计 min m3/min m3m3m3/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缔合压裂液 26.024.0携砂液424.0960.381.81.83.72 22.3 92.9 74.35 0.41.90.10.60.6 20-40目陶粒 缔合压裂液 36.030.0
47、携砂液 4.527.01230.5123.04.84.07 24.4 117.3 81.43 0.52.30.21.21.8 20-40目陶粒 缔合压裂液 46.036.0携砂液 4.527.01500.7174.29.03.94 23.6 140.9 78.71 0.52.80.31.83.6 20-40目陶粒 缔合压裂液 56.042.0携砂液 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 缔合压裂液 68.050.0携砂液 4.536.02130.9237.221.0 3.80 30.4 194
48、.5 75.99 0.63.90.54.0 10.0 20-40目陶粒 缔合压裂液 78.058.0携砂液540.02531238.029.0 4.22 33.8 228.3 84.43 0.74.60.75.6 15.6 20-40目陶粒 缔合压裂液 810.068.0携砂液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 缔合压裂液 98.376.3携砂液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 缔合压裂液 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防膨剂液 12 井段：1917-1974.5 步 骤 施工时间 工序 总排 量 用量 累 计 两千型车组 支撑剂类型备注 支撑剂基液交联剂尾追破胶剂 投投球球压压裂裂下下一一层层 注注： 1、交联比，在加砂过程中保持合理交联比 2、当正式加砂时，楔形尾追水化剂