D12-53井盒1气层压裂投产施工设计(投球分压).doc

鄂尔多斯盆地大牛地气田D12-53井盒1气层压裂投产施工设计中国石油化工股份有限公司华北分公司二一一年六月一日鄂尔多斯盆地大牛地气田D12-53井盒1气层压裂投产施工设计设计单位：华北分公司工程技术研究院设 计 人： 初 审 人：审核单位：华北分公司审 核 人： 审 批 人： 中国石油化工股份有限公司华北分公司二一一年六月一日目 录 一、基本数据1二、地质要求6三、压裂设计6四、产能预测11五、施工方案12六、压裂气井作业井控、HSE及技术安全要求14 一、基本数据1、钻井基本数据表钻井基本数据见表1-1。表1-1 钻井基本数据表钻井队50175HB地理位置内蒙古自治区伊金霍洛旗札萨克镇门克庆嘎查二社；D12-53井井口位于D12-37井井口283.71方向641.14m处。井 别开发井构造位置鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部。横坐标 (Y)19378933.80地面海拔(m)1327.62.设计井深 (m)3027.00纵坐标 (X)4317971.13联入(m)9完钻井深 (m)3041.00开钻日期2011.4.24完钻日期2011.5.7人工井底（m）3008.5完 钻层 位奥陶系马家沟组固井质量合格（见图1-1）造斜点数据深度,m最大井斜数据深度( m)方位,()方位( )造斜率,(/10m)斜度 ()井 身结 构钻头311.15mm231m + 套管226.62mm230.66m 钻头215.9mm3041m + 套管139.70mm3039.43m套 管程 序尺寸(mm)钢级壁厚(mm)下入深度 (m)水泥塞深（m）水泥返高（m）出地高(m)表 套244.5J558.94230.66地面-0.71油 套139.70N807.723039.436310.07定 位短 节尺寸(mm)钢级下深（m-m）139.7N802638.31-2641.322749.56-2752.612980.75-2982.81目的层附近套管接箍数据，m由磁定位曲线读出2572.2,2582.2,2594.2,2605.2，2612.2,2627.2,2638.31,2641.32,2652.1,2663.1,2674.1,2685.2,2696.2,2702.2,2717.9,2728.2,2739,2749.5图1-1 D12-53井盒1气层附近固井质量曲线图1-2 D12-53井地理位置图2、录井岩性和油气显示情况录井岩性和油气显示情况见表1-2。表1-2 D12-53井盒1段录井油气显示情况表层位井段(m-m)视厚度(m)岩性气 测钻井液槽面显示背景(%)全烃净增值(%)C1(%)C2(%)密度(g/cm3)粘度(s)盒12694.0-2698.04.0灰白色粗砂岩0.55665.54958.3655.2921.081.073536见鱼籽状气泡约占槽面的30%，槽面上涨约1cm左右，气泡大小约1-2mm2735.0-2739.04.0灰白色粗砂岩0.09452.41338.1485.0061.081.073536见鱼籽状气泡约占槽面的25%，槽面上涨约1cm左右，气泡大小约1-2mm3、测井解释数据本井由华北石油局测井公司采用HH2530型仪器测井，测井数据见表1-3和表1-4。图1-3为D12-53井盒1气层测井解释成果图。表1-3 D12-53井盒1气层测井解释数据表（华北石油局测井站）层位解释井段自然伽玛(API)深测向电阻率(m)声波时差(s/m)补偿中子(%)补偿密度(g/cm3)泥质含量(%)孔隙度(%)渗透率(10-3m2)含气饱和度(%)解释结论井段(m-m)视厚度(m)盒12688.3-2691.83.5 63.3 56.0 218.7 13.0 2.56 16.6 6.7 0.14 18.1 含气层2691.8-2696.64.8 48.3 74.9 237.8 10.0 2.47 8.9 10.5 0.48 54.0 气层2723.9-2726.82.9 52.1 36.1 220.0 11.0 2.55 9.8 7.0 0.19 16.2 含气层2731.0-2735.34.3 33.1 17.1 270.8 13.5 2.32 5.1 15.9 1.91 56.5 气层2735.3-2737.21.9 42.5 24.3 222.2 14.6 2.47 9.1 10.6 0.48 45.5 差气层表1-4 D12-53井盒1气层测井解释数据表（研究院开发所）层位解释井段自然伽玛(API)深测向电阻率(m)声波时差(s/m)补偿中子(%)补偿密度(g/cm3)泥质含量(%)孔隙度(%)渗透率(10-3m2)含气饱和度(%)解释结论井段(m-m)视厚度(m)盒12688.3-2691.83.5635621913.02.5616.670.118含气层2691.8-2696.64.8487523810.02.478.9110.554气层2723.9-2726.82.9523622011.02.559.870.216含气层2731.0-2735.34.3331727113.52.325.1161.957气层2735.3-2737.21.9432422214.62.479.1110.550气层4、射孔数据射孔数据见表1-5。表1-5 D12-53井盒1气层射孔数据表层位射孔井段(m-m)厚度(m)枪型弹型孔密(发/m)射孔方式相位()盒12692-2696410212720电缆传输602733-27374图1-3 D12-53井盒1气层测井解释成果图二、地质要求1、采用电缆射孔逐层上返方式进行压裂试气作业，盒2、盒1、山2、山1多层合采，盒2、盒1、山2、山1气层加大压裂规模；2、作业时采取气层保护措施；3、压裂后采用3-5mm油嘴排液，排液过程中，在确保地层不出砂的前提下，快速排液；4、为了减少排液过程中天然气的浪费，当产出液氯根及井口压力相对稳定后，即进行求产；5、求产方式采用油嘴控制，选择3-5mm油嘴，求产时间为1天；6、求产结束前取油气水样做全分析，并下压力计测流压及流压梯度，计算无阻流量；7、按规范要求取全取准产量、压力等资料数据；8、合采投产作业结束后要求3天内向采气厂交井，7天内将施工总结“电子版”发送到开发处、研究院、采气厂。三、压裂设计（一）设计思路及要求该井盒1气层共有5个显示层段，录井岩性显示为灰白色粗砂岩。测井解释气层有效厚度17.4m, 测井解释渗透率（0.1-1.9）10-3m2，孔隙度为7-16%，含气饱和度为16-57%，测井解释为气层、含气层。盒1气层地质设计2个射孔井段，分别为2692-2696m和2733-2737m，两射孔段相距37m。上射孔段气层砂体厚度13m，其上下遮挡层为泥岩和砂质泥岩，遮挡性较好；下射孔段气层砂体厚度约8m，上下部为泥岩和砂质泥岩遮挡，遮挡性较好。 根据该井盒1气层储层特征及井身情况，该层两个射孔段相距37m，且射孔段之间储层隔层较好，能够形成有效遮挡，本次压裂设计拟采用投球分压的方式实施压裂改造，以达到两层均充分改造的目的。 （二）压裂液体系配方、性能及要求1、配方基液： 0.45%HPG1%防膨剂+0.1%杀菌剂+1%起泡剂+0.2%助排剂+0.2%Na2CO3交联液：交联剂BCL-61或CX-306体系(A:B=100:6)，交联比为100：0.3（最佳交联比以现场实测为准）。注：要求压裂液基液PH为9-11；破胶剂：胶囊破胶剂，0.04%（前置液阶段现场添加）；过硫酸铵，0.0150.1%（携砂液和顶替液阶段现场楔形追加）。活性水：1%防膨剂+0.2%助排剂压裂液用材料性能应符合SY/T5107-2005水基压裂液性能评价方法、SY/T6376-2008压裂液通用技术条件、SY/T5764-2007压裂用植物胶通用技术要求、SY/T6380-2008压裂用破胶剂性能试验方法、SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法、SY/T5405-1996酸化用缓蚀剂性能实验方法及评价指标、SY/T5755-1995压裂酸化用助排剂性能评价方法、SY/T6216-1996压裂用交联剂性能试验方法、SYT5108-2006压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法等的规定。2、压裂液性能常温下使用六速旋转粘度计170s1剪切，基液粘度大于50 mPas；使用交联剂，延迟交联时间60300s可调，形成冻胶具可挑性，170s1剪切速率下连续剪切90min，粘度60 mPas；破胶剂用胶囊和过硫酸铵，压后1.5h内破胶，破胶液粘度5 mPas。下列压裂液添加剂性能指标均满足体系配伍和实施要求：（可任选其中一种）（1）交联剂：BCL-61（A，B）；CX-306（A，B）；（2）助排剂：DL-12；CX-308；ZA-5.（3）起泡剂：YFP-1；DS-101.3、现场要求压裂施工前3h，取样测试每一罐中液体的粘度、PH值，要求粘度大于50 mPas；取各罐的混合样作交联实验，根据实验结果精细调整交联比，使压裂液交联性能良好、延迟时间大于60s（交联时间的确定以压裂液在井筒流动时间的1/22/3为宜）；破胶剂加量严格按照设计要求加入，压裂施工过程中保证交联稳定。（三）压裂设计模拟及结果使用FracproPT模拟计算了所选参数(表3-1)下的裂缝几何形态，结果见表3-2、图3-1、3-2。表3-1 D12-53井盒1气层压裂设计参数名 称盒1上盒1下裂缝闭合应力（MPa）37.738.3杨氏模量(MPa)1876018760泊松比0.20.2压裂液流态指数0.520.52压裂液稠度系数（Pa.sn）1.471.47泵注排量（m3/min）3.53.5表3-2 D12-53井盒1气层压裂设计计算结果射孔井段（m）裂缝半长(m)裂缝高度（m）平均缝宽cm铺砂浓度Kg/m2FCD上高下高水力支撑水力支撑水力支撑2692-2696268.8265.720.4819.767.7037.7031.1047.3214.1192733-2737244.6243.419.4918.967.5637.5631.0766.6914.865图3-1 D12-53井盒1上气层（2692-2696m）裂缝延伸模拟图图3-2 D12-53井盒1下气层（2733-2737m）裂缝延伸模拟图（四）材料准备表3-3 液罐、压裂用水及液氮准备情况一览表名 称总罐数30m3原胶液罐(个)原胶液用水(m3)30m3活性水液罐(个)活性水用水(m3)液氮(m3)数量232261612842表3-4 压裂液材料用量及备量表压裂用添加剂基 液交联液活性水实际用量羟丙基瓜尔胶Kg27722772氯化钾Kg61602806440杀菌剂(甲醛) Kg616616助排剂(DL-10) Kg1232561288碳酸钠Kg12321232起泡剂(YFP-1) Kg61606160过硫酸铵（APS）Kg61胶囊破胶剂（NBA-101）Kg148交联剂(BCL-61)A剂Kg18481848交联剂(BCL-61)B剂Kg110.88110.88陶粒（20-40目）m394.7尼龙球（个）96注：尼龙球采用上漂式尼龙球，密度0.9g/cm3，直径16-21mm。表3-5 D12-53井盒1上气层（2692-2696m）压裂泵注程序程 序液体净液量(m3)液氮量(m3)加砂量(m3)混砂液量砂液比（%）破胶剂加入量kg胶囊用量kgAPS用量kg混砂液排量（m3/min）液氮排量（m3/min）泵注时间（min）前置液90m3交联液302.06 030.00 12 36 7交联液302.11 1.530.83 512 9交联液302.06 030.00 12 7携砂液200m3砂比24.8%交联液100.71 0.710.39 712 806交联液201.47 2.821.54 2交联液604.55 12.666.93 2156 3.50.2418.97交联液806.26 22.492.32 283.50.2426.1交联液201.62 723.85 3512 3交联液100.83 4.212.31 46顶替液原胶液1+8.309.30 3.52.37总计299.321.66 51.2327.46 116 92.64备注：盒1上射孔段压裂施工完成后，先顶替1方原胶液，然后降排量边投球边顶替，投尼龙球96个，（泵替球液，投球速度35-45个/分钟，共投尼龙球96个,开始压裂盒1下射孔段），模拟泵压49.2MPa。表3-6 D12-53井盒1下气层（2733-2737m）压裂泵注程序程 序液体净液量(m3)液氮量(m3)加砂量(m3)混砂液量砂液比（%）破胶剂加入量kg胶囊用量kgAPS用量kg混砂液排量（m3/min）液氮（m3/min）泵注时间（min）前置液80m3交联液251.71 025.00 10 34交联液302.11 1.530.83 512 9交联液251.71 025.00 10 4携砂液170m3砂比24.7%交联液100.71 0.710.39 75 66交联液201.47 2.821.54 2交联液503.79 10.555.78 2139 3.50.2415.81交联液604.70 16.869.24 283.50.2419.57交联液201.62 723.85 3517 3交联液100.83 4.212.31 46顶替液原胶液8.408.40 3.52.4总计258.418.65 43.5282.33 326180.12备注：1、盒1下气层模拟泵压49.9MPa；2、施工过程中，若出现异常，可适当调整排量；平衡压力5-10MPa；套管： 226.62mm下深：230.66m钻头： 311.15mm钻深：231.00m（五）压裂管柱反洗循环阀73mm油管封隔器： 2647m水泥返高：631 m2751.0-2762.2m2771.6-2778.9m喇叭口山1射孔段：2795-2800m山2射孔段：2774-2777m盒1下射孔段：2733-2737m人工井底： 3008.5m套管： 139.7mm 套管下深： 3039.43m钻头： 215.9mm 完钻井深： 3041.00m 盒1上射孔段：2692-2696m 水泥塞面：2752m桥塞面： 2788m 图3-3 D12-53井盒1气层井身结构及试气管柱示意图压裂管柱结构（自上而下）：73mm外加厚油管（N80）+73mm外加厚油管1根+反洗循环阀+114mm水力锚+Y221-114型封隔器（2647m）+73mm外加厚油管3根+喇叭口。四、产能预测根据静态资料（盒1气层有效厚度17.4m，孔隙度10.8%，含气饱和度40.7%，渗透率0.07210-3m2，裂缝半长100m），利用Pansystem试井解释软件，进行产能预测。开井时间不同，所获得的气井无阻流量亦不同，随着测试时间的延长，所求得的无阻流量逐渐降低，压裂后放喷排液的时间依据产层渗透性的不同而不同，当生产时间为10天时该气层的无阻流量为4.8104m3/d，图4-1该气层产能预测曲线。采用IPR曲线预测可求得拟稳定状态下该气层的无阻流量为2.5104m3/d（图4-2）。综合考虑预测无阻流量为2.0-4.0104m3/d。 图4-1 D12-53井盒1气层产能预测曲线 图4-2 D12-53井盒1气层IPR预测曲线五、施工方案1、井眼准备采用2%KCL水溶液压井（记录压井液漏失量），井口安装防喷器。将井内管柱换成填砂管柱，探砂面，填砂打水泥塞分隔山2层，设计砂面位置2764m，水泥塞位置2752m。候凝后对水泥塞试压25MPa，30min压降小于0.5MPa为合格，用清水反洗井，要求排量大于600L/min，待进出口水质一致、机械杂质含量小于0.2%时停泵，全井筒清水替换成2%KCL溶液，提出井内管柱。2、射孔采用电缆传输方式进行射孔，射孔数据见表1-5。3、压裂施工按设计要求下入压裂管柱（图3-3），座封、验封，按泵注程序进行压裂施工，见表3-5、3-6。4、放喷排液及诱喷压裂后排液的原则是既要防止地层出砂，又要尽快的排出压裂液。要求在压裂施工结束后60分钟内开井，先采用3-5mm油嘴放喷排液，4小时后可适当放大油嘴尺寸控制放喷。要确保排液连续和防止地层出砂，尽量避免中途关井，同时要求在放喷期间做好抽汲准备。若自然停喷或压裂施工中出现砂堵且放喷后而停喷，则更换73mm油管+油管接箍管鞋（接箍内带“十字叉”）探砂面，并冲砂至水泥塞面，然后上提管柱至2672m左右，采用抽汲的方式进行诱喷，抽汲由浅至深，诱喷成功后用油嘴控制放喷排液。在排液过程中要求准确计量排出液量及砂量。当排出压裂液CL-含量3d内波动值小于10%，且油套压相对稳定的条件下，排液作业结束。对于产能较低的气井，日产液量在5m3左右（地层本身产液量较高的井层除外），且CL-含量在3d内波动值小于10%时，结束排液作业。在排液过程中连续监测排液情况，准确记录油套压及排液量，同时密切注意出砂情况，记录出砂量，及时检查更换油嘴。在放喷0.5h、1h、4h、8h、16h、24h、及以后每天取一个样，测返排压裂液的粘度、PH值和含砂量。每60min准确记录一次油、气、水产量及井口油套压，每8h取一次水样进行CL-含量分析。5、求产根据放喷结果，采用3-5mm油嘴控制进行一点法求产，求产时间1天。在求产过程中，下入电子压力计测流压、流温，压力计下深2640m，停点2-3小时，之后上提压力计测流压、流温梯度，压力计停点深度自下而上为2540m、2440m、2340m、2000m、1000m、500m、0m，每个点停10min。在求产结束前取油气水样进行全分析。6、下步作业方案求产结束，将成果报华北分公司开发处和工程技术处，依据通知决定是否上返。施工过程中各项作业的具体要求、资料录取要求、所需设备及注意事项和环保按照鄂尔多斯盆地北部气井测试施工实施细则和鄂尔多斯盆地北部气井压裂施工实施细则执行。7天内将施工总结电子版发送到开发处和工程技术处及设计方（）。六、压裂气井作业井控、HSE及技术安全要求（一）井控要求1、作业施工前，施工单位勘查井场、道路，设备摆放合理,给压裂液罐和压裂机组留出足够场地。2、施工作业前，甲方应向乙方井控技术交底，并进行井控技术措施复核。3、作业队伍配备齐全的井控设备，建立完善的井控管理制度，以班组为单位，开展现场井控工作，具体工作落实到人。4、井口安装压力等级35MPa的防喷器、井控装置及配套设备（压井管线、放喷管线、油管旋塞、压力表等并试压合格）。5、射孔、起下管柱等作业过程中，必须装好井控装置，严禁敞井作业，同时井筒内灌满压井液，防止井涌、井喷事故的发生。6、工作液密度应根据地质设计提供的最高地层孔隙压力当量密度值为基准，再增加一个安全附加值：气井为0.07-0.15g/cm3或控制井底压差3-5MPa。7、起下钻具或管杆不允许冒喷作业，杜绝人身伤害和环境污染。8、起下钻作业过程中要有专人负责观察井口，发现溢流或溢流增大等井喷预兆时，要立即抢装油管旋塞并关闭，关闭防喷器，经观察后再决定下步措施。9、H2S含量超过75mg/m3（50ppm）地层或上部未固井段存在H2S含量高于75mg/m3（50ppm）的地层不能进行带压起下钻作业。10、按压裂设计要求安装好检验合格的压裂井口。压裂前用4道16mm以上钢丝绳均匀对称固定井口，地面分别用4个地锚固紧纲丝绳。压裂管汇按要求固定。11、高压作业施工的管汇和高压管线，应按设计要求试压合格，各阀门应灵活好用，高压管汇应有放空阀门和放空管线，高压管线应固定牢固。12、施工泵压应小于设备额定最高工作压力，设备和管线泄漏时，应停泵，泄压后方可检修，泵车所配带的高压管线、弯头按规定进行探伤、测厚检查。13、放喷管线安装按照SY/T5587.3-2004油气井压井、替喷、诱喷标准中的有关要求执行，并安装好灵敏的压力表及符合设计的放喷油嘴。14、在含硫化氢地区作业时，气井井场周围应以黄色隔离带作为警示标志，在井场和井架醒目位置悬挂设置风标和安全警示牌。15、井场应配备安装固定式及便携式硫化氢监测仪。16、施工单位作业过程中应经常检查井控设备，发现问题，及时报告甲方，并整改合格后方可继续施工。17、在施工作业前，应制定气侵、井涌、井喷、H2S、火灾、食物中毒、人员中暑等应急预案。18、未尽事宜，参照华北石油局、华北分公司井控管理规定与实施细则执行。19、具体要求执行下列标准SY/T5053.1-2000防喷器及控制装置防喷器行业标准。SY/T5587.3-2004油气井压井、替喷、诱喷。SY/T6690-2008井下作业井控技术规程。SY/T6203-2007油气井井喷着火抢险作法。（二）HSE要求1、职业健康要求（1）施工作业时，作业人员必须穿戴符合标准的劳保用品。（2）施工人员严格岗位操作规程，严禁无证上岗，保证人身安全和健康。（3）用安全标志划定施工禁区，严禁无关人员进入施工现场。（4）非作业施工人员进入施工现场，必须穿戴符合标准的劳保用品。 （5）进入现场的人员必须自觉遵守现场各项管理制度，服从现场工作人员管理安排，不得将易燃易爆有毒有害等危险物品带入现场。（6）未尽事宜，参照Q/SY178-2009员工个人劳动防护用品管理及配备要求、SY/T6276-1997石油天然气工业健康、安全与环境管理体系执行。2、安全要求（1）井场应按标准配备消防设施，做好防喷、防火、防爆、防毒等安全工作。（2）井场内严禁烟火，确需动火，需有关部门开具动火证明并采取相应的预防措施后方可施工。（3）作业井场按标准安装用电线路、设备、照明器具等，安装和应用应符合SY57272007井下作业安全规程之规定。（4）井场应按标准要求设置安全标志，严禁非有关人员进入施工现场。（5）作业施工人员应具有相应的安全知识和技能，严禁无证上岗、酒后上岗，严格遵守操作技术规范及操作规程，杜绝各种安全施工发生。（6）压裂施工过程中，施工人员不得站在高压管汇区和高压部件可能飞离的方向，非工作人员禁止进入施工现场。（7）未尽事宜，按照下列标准执行SY6023-94石油井下作业队安全生产检查规定。SY/T6228-1996油气井钻井及修井作业职业安全的推荐作法。SY/T1119-2007油水井带压修井作业安全操作规程。SY/T5587.2-1993常规修井作业不压井作业工艺规程标准。SY/T6610-2005含硫化氢油气井井下作业推荐方法。 3、环境保护要求（1）做好环保交接，执行当地的环保法律、法规。（2）井口安装封井器，做好防喷工作。建立良好的循环系统，不刺不漏。（3）洗井液、井口溢流、污水等不得排放在井场，必须入池，由罐车运回处理。（4）配液时，尽量减少液体外溢、滴漏等现象，减少对井场场地的污染。添加药品后，不能将盛装药品的桶倒放，以免残余药品外流。（5）井场作业施工单位提供的污水罐应满足压裂作业污水废液排放要求，并及时回收利用。（6）施工结束后，剩余残液按甲方指定方式，指定地方排放，不得随意排放，以免造成井场及周边环境的污染。出井天然气应及时烧掉。（7）执行任务途中不得将生活、工业废物乱扔、乱放，做到工完料尽场地清。（8）车辆进出、施工操作时等工序不得污染农作物或损坏庄稼。（三）技术安全要求1、地面设备要求（1）施工前一定要检查保养好井口，保证闸门灵活好用。（2）提前检查油管挂和井口四通间的密封性，防止反洗井时井口刺漏。（3）作业时应安装经检验合格的符合要求的指重表（拉力计）、压力表等。（4）井架、游动系统符合标准，随时检查修井机、井架、绷绳及游动系统的运转情