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机械毕业设计全套
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GY01-070@公66H井压裂工艺设计,机械毕业设计全套
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公 66H井压裂工艺设计 nts1 公 66H井基本概况 公 66H井位于四川省南部县盘龙镇高云乡王家沟村一社，四川盆地公山庙构造北翼公（ 1）断下盘文武寨潜高点的一口开发井，根据测井数据了解，该井试油层为沙一 Ib。完钻井斜深 3098.0m，垂深 2348.09m，完钻层位沙一 Ib。公 66H的钻探目的是开发公山庙构造沙一油气藏资源，增加原油产量。 nts1.1 公 66H井基本数据 表 1 公 66H井基本数据 地理位置 四川省南部县盘龙镇高云乡王家沟村一社 构造位置 四川盆地公山庙构造北翼公（ 1）断下盘文武寨潜高 钻探目的 开发公山庙构造沙一油气藏的油气资源 ,增加原油产量。 井 别 开发井 开钻日期 2004.11.28 完钻日期 2005.4.3 完井日期 2005.4.13 完钻层位 沙一 Ib 完钻井深 m 3098 .0斜深 2348.09垂深 地面海拔 m 385.59 补心海拔 m 393.09 完井方法 m 射孔完成 井位坐标 纵 X： 3457789.10m 横 Y： 18606579.41m 最大井斜 93.7 方位角 18.2 井底位移 m 858.96 井身结构 钻头尺寸 深度 mm m 套管尺寸 深度 mm m 水泥返深 m 试 泵 情 况 311.2mm 718.00m 244.5mm 716.68m 水泥浆返至地面 21MPa经 30min 21Mpa 216mm 3098.0m 139.7mm 3095.03m 水泥浆返至 980m 21MPa经 30min 21MPa nts表 2 公 66H井固井质量 井段 m 固井质量 解释结论 井段 m 固井质量解 释结论 井段 m 固井质量解 释结论 井段 m 固井质量解 释结论 225.0-293 中等 510-550 好 800-864 差 1470-2320 好 293-341 好 550-590 中等 864-1032 中 2320-2370 中 341-450 差 590-640 好 1032-1125 好 2370-2715 好 450-510 中 640-800 好 1125-1470 中等 2715-3438 未测 nts1.2 本井钻探目的 开发公山庙构造沙一油气藏资源，增加原油产量。 nts1.3 井眼轨迹基础数据 1实钻靶区 A点： 井深： 2513m，井斜角： 89.1 ， 方位角： 14.8 ， 垂深： 2349.03m，水平位移： 275.84m，闭合方位：23.35 ； 2实钻靶区 B点： 井深： 3098m，井斜角： 91.5 ，方位角： 16.3 ， 垂深： 2348.09m，水平位移： 858.96m，闭合方位：18.16 ； 3实际造斜点深度： 2062m； 4实钻最大井斜角 = 93.7 （井深 2677 m）； 5实钻水平段 638m。 6中靶情况。 nts1.4 公 66H井测井解释结果 表 5 公 66井测井综合解释基本数据 层位 序号 井 段 m 厚度 m 孔隙度 含水饱和度 % 定性解释 沙二 1 1704.2 1710.0 5.8 5.5 8 15-25 可能油气层 沙二 2 1883.4 1896.7 13.3 3.0 11.4 15-50 含油气层 沙一 3 2175.8 2177.8 2.0 / / 裂缝性油气层 沙一 4 2545.7 2555.3 9.6 2.5 8.5 10-20 油气层（荧光砂岩） nts1.5 射孔层段及射孔要求 表 6 公 66H井射孔基础数据 序号 层位 射孔段 m 厚度 m 射孔枪 射孔弹 孔密 总孔数 备注 1 沙一 2791.3 2812.0 20.7 89 16 331 水平两侧向下 60度 2个方向 （ ） 合计 nts1.6 储层岩性和物性分析 公山庙构造沙一 I层 ,厚 40 90m，以灰色薄层砂岩与灰绿色泥岩不等厚互层为特点，以浅灰色荧光细砂岩为主，次为灰色、浅灰色荧光中砂岩。目前在公山庙构造主体部位的沙一段的沙 I a、沙 I b两套砂组均钻获了工业油井； 公 66H井水平段共解释了 5个储层： 2545.7-2555.3m,厚度 9.6m，孔隙度 2.5-8.5%，含水饱和度10-20%，解释为油层 ,物性较好， 2581.0-2587.3m厚度 6.3m、 2791.3-2812.0厚度 20.7m,孔隙欠发育 ,解释为差油层； 3037.6-3052.0m以及 3060.1-3078.7m中子孔隙度大解释为油层。 nts1.7 钻井过程中油气水显示情况 钻井 2174.00 2175.00井段显示气浸，钻出灰绿色荧光粉砂岩，岩屑湿照呈浅黄色荧光，发光岩屑占5%，干照呈浅黄色荧光，发光岩屑占 5%，喷照浅黄色荧光，发光岩屑占 10%，滴照呈亮黄色环状。钻至井深 2176.50m，钻井液密度 1.151.10，粘度5862s， 8:10密度 1.02，粘度 66s氯根5689mg/l，液量上涨 1.1m3，槽面见针孔状气泡占15%； 8:25关井，立压 0，套压 0； 10:00开井循环加重，密度 1.021.081.181.30，粘度 666461，恢复正常；继续钻进。 nts1.8 井眼轨迹分析 公 66H井自 2062m处开始造斜， 2427m处进入河道砂体，2460m处进入水平段，钻至 2601m处出现灰绿色泥岩，井眼轨迹触底，增斜回产层，井段 2601 2618米出现泥岩，说明实钻情况和设计存在一定的误差，必须对原设计进行校正，将原先设计下倾 0.8度的 600米平直线改为自 A点后，最先的 90米井段以 0.8度倾角上行，之后 200米以 0.8度倾角下行，接着以 1度倾角上行 120米，最后 190米为 0.8度倾角下行 ，产层实际垂厚由设计的 18米厚调整为 6 8米 ，至井深 3053米又出现泥岩触底，井段 3053 3067米，又继续增斜钻进，在 3086 3098米再次出现泥岩，说明河道砂体已经尖灭 ， 3098m完钻。井深：斜深 3112.00垂深： A点： 2349.00m， B点 2357.00m。 根据录井资料，自井深 2427.00m钻揭沙一 Ib河道砂体，至完钻井深 3098.00m，横穿沙一 Ib河道砂体 671.00m，钻揭储层628.00m，非储层 43m，储层钻遇率 93.6%。 从公 66H井的测井资料及井身资料综合分析看，该井钻进中从进入砂体开始至完钻垂深变化 8.3米左右，根据钻井设计预测该层河道砂体厚度 18米，整个井眼轨迹可能在位于河道砂体上部，在固井完成段可以通过定方位射孔和酸化或改造措施实现储层的沟通。 nts1.9 地应力分析 统计公 40井、公 41井、公67井的最小主应力方位表明，公字号井区块储层最小主应力方向在 60 85之间，而公 66井的水平段延伸方向为 15 40 范围，与最小水平主应力方向存在一个 30 左右的夹角，故产生的横向裂缝存在一个转向的过程（图 3）。 nts2 水力压裂的目的及设计原则 2.1 水力压裂的目的 根据储层低渗低产的特点，在储层中建立一条长的裂缝，增大泄油面积；通过水力压裂，打开油气通道，提高气层渗流能力，增加单井气产量，力求达到工业气流；验证在该区域相应井层采用压裂技术是否具有有效的增产能力。 nts2 2 水力压裂设计原则 1本井为水平井，井眼轨迹及应力方向分析表明，储层在压裂过程中形成的裂缝将沿井眼轨迹方向相截的方向扩展，形成横截缝，因此，压裂施工中，裂缝在射孔长度方向上的扩展仅类似于裂缝宽度的扩展，横截多裂缝必然出现，分析表明，该井段在控制射孔长度的状况下将形成 23条横截缝。 2根据该井地震解释数据，期望压裂裂缝在纵向上能够沟通下部的地震异常带，从而获得好的增产效果，因此，施工排量要求在设备能力允许和现场可操作条件下尽量提高。同时，结合垂直段测井解释数据和其它井对应层段的测井解释成果分析，该井射孔层段压裂裂缝在纵向上的控制难度较大，有利于沟通底部地震异常带。 3根据岩样分析数据统计表明：沙一储层最高孔隙度只为 5.60，单井平均孔隙度为 1.39 4.29，基质渗透率最高为 1.34 10 3m2，各井平均值在 0.0724 0.353 10 3m2，之间，可见其低孔低渗的特点，因此，压裂优化设计的目标以尽量追求缝长为主。但考虑裂缝为横截缝，裂缝长度垂直沿砂体短轴扩展，因此，缝长应控制在砂体内。 4根据本井裂缝弯曲的特点，需要采用粉陶降滤技术，同时考虑裂缝为横截缝且裂缝条数至少 2 3条，为了降低孔眼摩阻及早期砂堵风险，采用小粒径陶粒段塞技术。 nts 5根据国内外最新研究成果，以及对本井压裂优化设计模拟研究的结果，采用小粒径支撑剂能够保持获得长的支撑裂缝，对气藏产量的影响程度较小，故考虑使用小粒径陶粒施工。 6根据设备状况，采用小台阶下的逐级提升砂浓度模式，实现近线性加砂，确保泵注过程中支撑剂在裂缝中的浓度能够平稳增加，降低施工风险，提高支撑效率。 7采用优化欠顶替技术，防止支撑剂的过度替入，确保近井带裂缝的有效支撑。 8断层位于公山庙构造北翼，南倾逆断层，东西走向，最大落差 410m。公 66H井处于构造翼部，靠近断层，受断层挤压严重。因此，参考公 36井的应力数据，本井应力梯度按照 0.0275-0.0285MPa/m计算，施工管柱优选根据套管管柱结构、固井质量及套管头耐压强度等来确定，研究表明下入2-7/8油管，采用环空注液模式，可以降低井口施工压力，有利压后液体返排。 9储层属中低温（ 70 ）中深斜井，因此，选取了具有低摩阻特性，耐温耐剪切性能好的超级瓜胶压裂液体系；又能迅速彻底破胶，且低伤害。 nts3 水力压裂工艺参数选择 3.1 施工方式及要求 3.1.1 射孔方式 通常水平井射孔方向一般都采用低平方向，即水平两侧，目的是使射孔后沿孔眼展开的裂缝始终在储层内延伸，以防顶部落砂跨塌和底水突进。但本井需要裂缝在纵向上沟通底部地震异常带，因此，射孔层段的优选及孔眼方向按照：射孔层段 2791.3-2812.0m，水平两侧向下 60度 2个方向（ ）；孔密 16孔。 nts3.1.2 泵注方式 根据公 66H井身与井口状况，考虑下入 2-7/8（ 73.02mm）油管，采用环空注入方式施工，油管下入深度 2190 2m 。将油管深度下在造斜段以上，可以有效避免砂卡。 nts3.1.3 油管选择及强度校核 根据设计计算选择组合油管进行施工，油管基本数据见表 10。一般油管的抗内压和抗外挤强度较大，可以不考虑，只校核抗拉强度。 表 10 油管基本数据及强度校核数据 尺寸 钢级 外径 mm 内径 mm 壁厚 mm 内容积 L/m 重量 kg/m 抗拉 t 抗挤 Mpa 抗内压 MPa 长度 m 油管 重量 t 安全 系数 剩余 拉力 t 最大 拉力 t 下入深度 m 2 7/8 N80 73.02 62.00 5.51 3.02 9.67 65.78 66.22 74.31 2190 21.27 3.09 44.51 50.60 2190 nts3.1.4 封隔器及井口要求 由于套管头工作压力达到 70MPa，悬挂尾管固井质量良好，可以满足施工要求。考虑固井质量，可不下封隔器。根据公山庙气井压裂状况，以及对本井储层应力分析，建议公 66H井压裂井口采用 KQ70型井口。 nts3.2 参数优化设计 3.2.1 泵注排量 保证套管、油管、井口及地面高压管汇等井下工具与地面设备在泵压 80MPa安全使用，同时将施工压力限压在 80MPa以下。根据 0.022 0.025 0.029MPa/m的破裂压力梯度模拟计算，模拟排量为 1.57.0m3/min。 nts3.2.2 优化设计 表见设计 nts3.2.3 优化设计基本认识 1根据应力梯度计算得到的井口压力优化施工排量，满足环空注液的井口压力限制的最大排量为 6.0m3/min、 6.5m3/min。结合井口压力及设备能力要求，首选 6.0m3/min的排量进行施工，如果施工压力低，则可以提高到 6.5m3/min排量施工。如果施工压力超过满足 6.0m3/min的排量的能力，降低到 5.0 5.5m3/min进行施工，根据现场实际压力确定。 2模拟结果表明，压裂施工中，如果储层低渗致密，同时闭合应力较高，高闭合应力下的压实作用使得支撑剂粒径对产能的影响具有一致性，增大支撑剂粒径可以提高无因次导流能力，但对提高产能不明显。这与国外最新研究成果得到的结论是一致的。这时候影响储层产能的主要因素之一是能否沟通远井带有效天然裂缝系统，同时提高裂缝壁面的垂向渗透率。 3设计的前置液百分数为 47 ,模拟得到的支撑裂缝与动态裂缝之比达到了 91%以上，远超过常规压裂的安全有效动态比，即动态比在 80 85之间是安全有效的。可见在这样的储层进行压裂，目前优化的前置液百分数存在端部脱砂的可能性，提高前置液百分数进行模拟分析，对降低动态比效果不明显，这是横截多裂缝下的滤失特性所决定。考虑压裂液进入地层对储层可能的潜在伤害，因此，本次设计不再提高前置液百分数，但在施工中要严格观测施工压力的变化状况，控制支撑剂的加入程序和速度，尽量降低砂堵的潜在风险。 4实际施工中，泵注程序在注入前置液过程中，需要根据压力状况来决定是否需要对后续泵注程序进行微调。 nts3 3 现场施工技术要求 1推荐方案为第一方案，若按此方案施工。严格按照设计施工，排量设计按照 6.0 6.5m3/min执行，要求施工过程中排量恒定。 2在加砂过程中，根据施工压力的变化情况，由现场施工领导小组确定是否提高排量，若提高排量，保证压力在限压范围之内，排量变化范围为 6.0 6.5m3/min之间。但优选排量首先考虑加砂时采用 6.0m3/min的排量，若要提升排量，必须在加砂开始时就完成。待提升排量达到新的稳定后再加砂。 3要求注液过程中采用线性加砂技术，在每一个砂比阶段，按照从设计砂比逐渐向下一个砂比阶段提升的方式进行加砂。加砂过程中要求加砂平稳、逐渐增加砂量。 4严格控制交联液注入量，要求泵注稳定，按照设计要求进行。 5本井由于不进行测试压裂，则根据现场施工压力变化状况，在采用加砂压裂第一套方案中，考虑降低高砂比的注入时间或降低砂比浓度，保证在 600kg/m3下的施工。 nts4 压裂液材料优化研究 4.1 压裂液选择的基本依据 压裂液选择的基本依据：与该油藏的适应性，减少压裂液对储层的损害；满足压裂工艺的要求，达到尽可能高的支撑裂缝导流能力。 nts4.2 油藏特点及其对压裂液的要求 根据沙一油藏储层的的特点和压裂工艺的要求，压裂液研究应着重考虑： 1储层压力异常高（压力系数 1.50），地层破裂压力高（ 0.0275 0.0285MPa/100m），在压裂施工中应着重考虑压裂液的降摩阻问题。 2储层温度低（平均 70 左右），施工规模较大。要求压裂液具有足够的粘度以确保施工造缝和携砂，同时要求解决压裂液低温破胶问题。 3储层粘土矿物含量小，水化膨胀不是压裂液的主要问题，但储层低渗、低孔。压裂液的破胶返排，降低压裂液的潜在二次伤害是主要问题。 4要求改善压裂液的抗剪切性能，提高压裂液的有效携砂能力。 nts4.3 压裂液添加剂性能评价与优选 4.3.1 稠化剂优选 稠化剂性能主要以其增粘能力、交联能力和水不溶物多少来表征，针对特低渗气藏压裂，水不溶物引起的压裂液残渣在考查稠化剂性能时显得尤其重要。目前现场常用的植物胶稠化剂主要是羟丙基瓜胶，通过室内评价和分析试验结果见表 16，推荐使用北京宝丰春石油技术有限公司的特级羟丙基瓜胶。 nts4.3.2 助排破乳剂优选 助排剂是通过降低处理液的表面张力和油水界面张力以及增大与岩石表面的接触角，来降低处理液在地层流动中的毛管阻力，消除“水锁”效应。因此在优选助排剂时，应考虑该添加剂具有稳定的低表面张力和油水界面张力，降低压裂液与岩石的表面张力，减少毛管力，改善压裂液在地层中的流动性 ,达到助排效果。破乳剂是消除因压裂液进入地层后与原油形成的乳状液，减少流体运移过程中的“贾敏效应”，同时使乳化压裂液破乳，促进注入液体的排液速度，减少地层损害，提高压裂效果。表 17、 18列出了各种助排剂和破乳剂性能，根据试验结果推荐使用BZP-3助排破乳剂。 nts4.3.3 粘土稳定剂优选 粘土稳定剂的选择以粘土矿物含量和类型多少，水敏性强弱而定。对于水基压裂液常用的粘土稳定剂分为两大类：一类为无机盐如氯化钾、氯化铵等；另一类是阳离子聚合物，如季铵盐等。根据岩心水化膨胀试验结果，粘土稳定剂选择以阳离子聚合物为主的粘土防膨剂 BFC-3，防膨率达到80以上。 nts4.3.4 交联剂优选 交联剂是通过其中的交联离子以化学键将溶于水中的植物胶稠化剂分子链上的活性基团连接在一起，形成具有粘弹性的冻胶，改善压裂液耐温耐剪切性能和流变性能。不同的交联剂具有不同的延迟交联特性、耐温耐剪切性能和破胶水化降解性能。交联剂的选择要与选择的稠化剂相适应，以交联形成可挑挂的粘弹性冻胶和适应使用的温度。有机硼交联剂是压裂液交联剂的最新发展成果之一，它具有可控制的延迟交联作用时间（ 16min）、耐温能力强 (140 )和易破胶，对支撑裂缝导流能力伤害小等特点。克服了无机硼 (硼砂 )交联压裂液瞬时交联 (小于15 )，施工摩阻高耐温能力弱 (小于 93 )等不足；同时也弥补有机金属交联剂交联压裂液破胶困难，对支撑裂缝导流能力伤害严重和对机械剪切较敏感，粘弹性难以恢复等缺点。对于公66H井温度虽是中温，但施工规模大，同时存在微裂缝，选用有机硼交联剂是合适可行的。 目前国内的有机硼交联剂品种很多，通过综合评价和检测，选用 YP-150有机硼交联剂为公 66H井压裂液体系的交联剂并考虑采用变交联比技术，以满足大规模水力压裂的要求。 nts4.3.5 破胶剂优选 破胶性能是影响压裂支撑裂缝导流能力的关键因素，破胶剂优选与使用是压裂液添加剂优选及其重要的环节。维持压裂液粘度与实现压裂液快速破胶是一对尖锐的矛盾，但一种较理想压裂液体系就应该是在压裂施工中压裂液应保持较高粘度，以满足造缝和携砂的要求，而在施工结束后又要求压裂快速彻底破胶，以便压裂液快速返排。在仅仅使用常规过氧化物破胶剂时，很难解决这一矛盾，而胶囊破胶剂则在压裂液中不释放或少释放破胶活性物质，达到保持较好流变性能的目的，而当施工结束后又能在闭合压力的作用下，快速释放出比常规用量大得多的过氧化物，从而达到快速彻底破胶的目的。 NBA-101胶囊破胶剂是一种经过多次实践检验的优质胶囊破胶剂，可提高破胶剂用量，达到延缓释放，保持粘度的目的。公 66H井压裂液配方体系中采用常规破胶剂与胶囊破胶剂相结合，并在现场施工中采用追加破胶剂技术，保证压裂施工过程中具有较好的流变性能和施工结束后良好的破胶性能。 nts4.3.6 破胶助剂优选 破胶助剂是为了配合破胶剂的使用的一种添加剂，在高中温可以提高压裂液 pH值，维持压裂液粘度稳定性，在低温下能够激活过氧化物的活性，快速释放出过氧化物，从而达到快速彻底破胶的目的。配方中采用破胶剂与破胶助剂相配合，有利于施工结束后压裂液彻底破胶。 nts4.3.7 pH调节剂优选 提高压裂液的 pH值可以提高压裂液的稳定性，压裂液的 pH值对于交联冻胶的携砂性能有很大的影响，根据有机硼交联剂特性，压裂液的 pH值在 8.5 12.5之间，可以适用不同压裂储层温度的抗剪切性能和可控延迟交联时间，满足储层特性和压裂工艺对压裂液的要求。为此选用碳酸钠和碳酸氢钠作为压裂液 pH值调节剂能满足压裂液配方的要求。 nts4.3.8 杀菌剂优选 根据压裂酸化中心流体实验室检测报告，加入杀菌剂 BOC-02的压裂液放置 9天后，压裂液粘度和 pH值无变化，能保持较好的稳定性，配伍性好，为此选用杀菌剂 BOC-02作为公 66H井压裂液的杀菌剂。 nts4.4 压裂液配方体系优化及其综合性能评价 在压裂液添加剂的筛选的基础上，通过大量室内配方研究，筛选出适合公 66H井压裂液配方体系。 nts4.4.1 压裂液配方体系 基 液： 0.45%羟丙基瓜胶（特级）+2.0%BFC-3粘土稳定剂 +0.5%BZP-3助排破乳剂 +0.1%BOC-02杀菌剂+0.1%Na2CO3+0.05%NaHCO3+0.3%BK-3破胶助剂 +0.002%过硫酸铵 交联液： YP-150有机硼交联剂 (YP-150:YC-150=100:8) 交联比： 100： 0.30.2.50.2；在混砂车上追加 NBA-101胶囊破胶剂和过硫酸铵。 nts4.4.2 压裂液配方体系优化及综合性能评价 1基液粘度、 pH值和交联时间 通过 FAN35粘度计测得基液粘度为 50 60mPa.s， pH值为 10 12。 延迟交联是降低压裂液施工摩阻、避免高剪切对冻胶机械降解的重要途径。使用旋涡封闭法测得压裂液交联时间为 150。依据压裂设计压裂液进入井底时间为 3min左右，因此，压裂液在井筒 2/3左右处完全形成冻胶。 2压裂液配方体系的优化及其耐温耐剪切性能 压裂液进入地层，压裂液的温度逐渐升高，在裂缝前沿达到原始地层温度，随着压裂液的滤失作用和形成滤饼，后续进入的压裂液温度逐渐降低，因此不同施工时间的压裂液在裂缝中的温度是变化的。为满足压裂施工和施工后压裂液彻底破胶，减少压裂液对储层伤害，在压裂液配方研究中考虑采用变交联比技术和破胶剂追加技术相结合，以提高压裂液的适应性和经济性。 针对公 66H井，储层温度为 75 左右，压裂液的耐温、耐剪切性能见表 20、图 4。可见压裂液在 60min粘度为 209mPa.s， 115min粘度 120 mPa.s，能满足大规模、高砂比压裂液施工携砂的要求。 nts 3压裂液配方体系的流变参数 用 RV20旋转粘度计测定了压裂液 (70 )的流变参数： 1h n=0.5682 k=1.921 Pasn； 2h n=0.5058 k=1.545 Pasn。 4破胶性能 在保证压裂液具有良好的流变性能的同时，要求压裂液快速彻底破胶，减少压裂液对储层的损害。在施工中除降低交联比的同时采用分段追加破胶剂技术，完善了压裂液的破胶性能。使用破胶装置，对压裂液的不同温度段进行了破胶实验。 5滤失性能 使用 Bariod高温高压滤失仪，在压差为 3.5MPa条件下，测定了温度为 70 下压裂液配方体系的滤失性能，其结果为： C3=5.31 10-4 m/。 6压裂液破胶液和滤液表面化学性质和岩心吸附性能 使用 K12型全自动张力仪，对压裂液破胶液、滤液的表面张力进行了测定和吸附性能试验，通过实验结果表明，该压裂液体系的滤液表面张力较低，具有较高的表面活性和低的吸附性能，能够提高助排效果，减少地层损害。 nts 7压裂液残渣 压裂液破胶液的残渣是堵塞支撑裂缝和形成滤饼的关键因素。压裂液的残渣含量和粒径分部与稠化剂的类型、用量以及交联剂的类型、用量和破胶水化的程度密切相关。测得压裂液残渣含量试验结果为 208mg/L。可见，该配方体系具有低残渣特性。 8压裂液动态伤害 压裂液对储层的伤害，特别是气藏的伤害是受多种因素影响的及其复杂的过程。水锁伤害是气藏压裂酸化伤害的主要因素，其实质是由于压裂液滤液进入岩石孔隙喉道介质，因润湿吸附作用，产生毛管阻力，使含水饱和度增加，而气相渗透率降低；同时由于外来流体与储层矿物作用，产生膨胀、分散运移，进一步导致储层渗透率降低，引起伤害。 使用美国 STIM-LAB公司岩心动态伤害仪评价了配方在70 、 3.5MPa时对岩心的伤害。伤害前气测岩心渗透率为 0.065 10-3m2，经过动态伤害后，岩心气测渗透率0.053 10-3m2，岩心伤害率为 18.46。 nts5 支撑剂筛选评价 根据支撑剂筛选评价试验，在对常规粒径支撑剂进行筛选的同时，主要筛选评价了不同的小粒径支撑剂的性能。试验数据表明，攀枝花小粒径陶粒能够达到行业标准要求，且性能优良。因此，推荐使用攀枝花的小粒径陶粒支撑剂。 nts6 压裂液配制要求 6.1 备料要求 1运往现场的各类添加剂要求性能好，包装无损。 2羟丙基胍胶在运输过程中保持干燥。 3配液用水要求干净，水质 pH值在 6 7之间，固体含量小于 0.01%，不含各类腐生菌。 4.清点配液用水量和添加剂数量，确保配液质量。 nts6.2 配液要求 1所有配液罐、配液车应认真清洗，确保干净无污染物和杂质，无泄漏。 2提前按设计在配液罐备足符合生活饮用质量标准的清水。 3配液时现场要准确记录用水量及各种添加剂量，要求配制的液体粘度与设计相差不超过 0.5%。 4配液过程中随时检测胶液粘度、 pH值及与交联剂交联状况，以便及时调整配制。 5配制压裂液，应先将粉剂加入水中循环，让其溶胀（ 30min），由现场技术人员同意后再加入其它添加剂，然后缓慢循环均匀，并进行质量测定。 6准备好必须的循环管线，保证各液罐能相互替补循环，达到多罐相互循环均匀的目的。由于压裂液具有一定的粘度，因此要保证闸门的开启度和管线内径及管件密封，保证有效地吸入和上水。 nts6.3 配液程序 1压裂液：在配液罐中加入定量水，在搅拌和循环条件下缓缓加入 BFC-3和羟丙基瓜胶，充分搅拌起粘，使用六速粘度计检测胶液粘度，一旦达到室内配制胶液粘度的 90%以上，再进行下一步的配制。将压裂液循环均匀后依次加入定量的HCHO、 Na2CO3、 BZP-2、 BK-3、 BOC-02，缓慢循环均匀即可。 2交联液：准备一个 2 3m3的小池，加入有机硼交联剂，同时备好追加的胶囊破胶剂和过硫酸铵。 nts6.4 施工备料 现场施工用压裂液 400m3，配制压裂液原胶液 450m3，活性水 45m3，交联液 2.0m3（交联比 100： 0.3）。攀枝花 30/60目支撑剂 55t，粉陶 1.5t。 nts7 压裂施工前后要求及注意事项 7.1 压裂施工前的准备及要求 1按方案设计要求完成现场施工设计，并按照方案要求进行配液及施工。现场施工车辆的摆放由施工单位负责确定。 2提出井内管柱，下入洗井管柱洗井至人工井底，大排量反洗井（排量大于 0.5m3/min），至返出液无油、无机械杂质为合格。 3摆好施工车辆及辅助车辆，联接好地面高低压管线，高压管线要求地面固定。装 KQ65
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