公66H井压裂工艺设计

西南石油学院(成人教育)学 生 毕 业 设 计 (论 文 )题目： 公 66H 井压裂工艺设计 学生姓名： 专业年级： 指导教师： 辅导教师： 评阅教师： 完成日期： 西南石油学院 2004 届( 成人教育)毕业设计(论文)2摘 要公 66H 井是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，本文内容包括水力压裂的设计原则、工艺参数选择、压裂液及支撑剂的优选、压裂液的配制要求、施工前后要求及注意事项，选择出本井的最佳施工方案，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。关键词 压裂 工艺 设计公 66H 井压裂工艺设计3AbstractThe gong 66H well is a development well of the mountain temple structure north wing (1) coil under broken the village of civil and in height of milirary Qian in Sichuan， The content of this paper include Design principle of the liquid of pressure break, technology parameter option and the design principle of hydraulic pressure break and support dose good choose the liquid of pressure break compound requirement and construction around requirement and notice item. Select best the programme of construction of this well: Through hydraulic pressure break, open the passageway of oil gas , raise angry layer to seep to flow out ability , increase only well angry output , make great effort to reach industrial air current; Verify in this area the corresponding well layer adopting technology of pressure break whether it is to have effective increase production ability. Keywords：Pressure break ; Technology ; Design西南石油学院 2004 届( 成人教育)毕业设计(论文)4目录1 公 66H 井基本概况61.1 公 66H 井基本数据 61.2 本井钻探目的 71.3 井眼轨迹基础数据 71.4 公 66H 井测井解释结果 71.5 射孔层段及射孔要求 81.6 储层岩性和物性分析 81.7 钻井过程中油气水显示情况 91.8 井眼轨迹分析 91.9 地应力分析 102 水力压裂的目的及设计原则 112.1 水力压裂的目的 1122 水力压裂设计原则113 水力压裂工艺参数选择123.1 施工方式及要求 123.1.1 射孔方式123.1.2 泵注方式123.1.3 油管选择及强度校核123.1.4 封隔器及井口要求123.2 参数优化设计 133.2.1 泵注排量 133.2.2 优化设计133.2.3 优化设计基本认识183.3 现场施工技术要求 184 压裂液材料优化研究 194.1 压裂液选择的基本依据194.2 油藏特点及其对压裂液的要求194.3 压裂液添加剂性能评价与优选194.3.1 稠化剂优选 194.3.2 助排破乳剂优选 204.3.3 粘土稳定剂优选 204.3.4 交联剂优选 21公 66H 井压裂工艺设计54.3.5 破胶剂优选214.3.6 破胶助剂优选214.3.7 pH 调节剂优选 224.3.8 杀菌剂优选224.4 压裂液配方体系优化及其综合性能评价 224.4.1 压裂液配方体系224.4.2 压裂液配方体系优化及综合性能评价225 支撑剂筛选评价266 压裂液配制要求286.1 备料要求 286.2 配液要求 286.3 配液程序 286.4 施工备料 287 压裂施工前后要求及注意事项297.1 压裂施工前的准备及要求 297.2 压裂施工中的要求 297.3 压裂施工后的注意事项 307.4 全面质量保证措施 307.5 安全环保注意事项 308 结论30致谢 32参考文献 33附图 34西南石油学院 2004 届( 成人教育)毕业设计(论文)61 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。1.1 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 m3098 .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钻头尺寸深度mmm套管尺寸 深度mmm水泥返深m 试 泵 情 况311.2mm718.00m244.5mm716.68m水泥浆返至地面21MPa 经 30min21Mpa井身结构216mm3098.0m139.7mm3095.03m水泥浆返至980m21MPa 经 30min21MPa表 2 公 66H 井固井质量公 66H 井压裂工艺设计7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1.2 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。1.3 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。表 4 实钻与设计靶区对比分析表A 点参数（m） B 点参数（m）项目垂深 水平位 移 半径 垂深 水平位 移 半径井斜（）闭合角（）设计 2349 29015 30 2358 89015 30 89.2 19实钻 2349.03 275.84 18.9 2348.09 858.96 10.6 88.493.7 23.3518.16从上表可以看出，该井准确中靶，符合设计要求。该井从 2427 米进入河道砂体，实际横穿产层河道砂体 671 米（24273098 米） ，从 2460 米开始进入水平段，水平段共 638 米（24603098 米） ，累计钻遇泥岩 43 米，产层钻遇率为 93.6%。1.4 公 66H 井测井解释结果表 5 公 66 井测井综合解释基本数据西南石油学院 2004 届( 成人教育)毕业设计(论文)8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 1704.21710.0 5.8 5.58 15-25 可能油气层沙二 2 1883.41896.7 13.3 3.011.4 15-50 含油气层沙一 3 2175.82177.8 2.0 / / 裂缝性油气层沙一 4 2545.72555.3 9.6 2.58.5 10-20 油气层（荧光 砂岩）续表 5沙一 5 2581.02587.3 6.3 欠发育 差油层沙一 6 2791.32812 20.7 欠发育 差油层沙一 7 3037.63052.0 14.4 1017 油层沙一 8 3060.13078.7 18.6 1424 油层1.5 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 2791.32812.020.7 89 16 331合计水平两侧向下60 度 2 个方向（）1.6 储层岩性和物性分析公山庙构造沙一 I 层,厚 4090m，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 Ia、沙 Ib 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。据公 18、21、22、27 沙一段底部岩心 78 个样品分析资料表明（表 7） ，总体上，沙一段底部砂岩物性表现为低孔、低渗特征，但个别井和层段有高孔段存在。孔隙度最高 5.60，单井平均孔隙度为 1.394.29，基质渗透率最高 1.34103 m 2，各井平均值在 0.07240.35310 3 m 2，之间。储层表现出低孔、低渗的特点。但根据储层岩心及测井资料分析，沙一段存在有宏观裂缝和微裂缝沟通，裂缝的存在提高了岩石整体渗透性，因此沙一段在低孔隙背景下仍具有获得工业油气的能力。公 66H 井压裂工艺设计9表 7 公山庙砂一段岩心物性孔隙度 % 渗透率 10 -3m 2井号 样数范围 平均 范围 平均 备注公 18 18 0.303.02 1.39 0.0350.525 0.150公 21 6 1.724.09 3.16 0.0300.118 0.0724公 22 19 2.693.86 3.47 0.0371.340 0.259低压公 27 35 2.545.60 4.29 0.1100.965 0.353 高压根据以往分析岩心矿物含量分析结果表明，沙一段储层粘土矿物含量相对较少，X衍射研究的针对性相对较弱，故不在此作详细的分析。表 8 公山庙沙一油藏岩心矿物含量分析数据井号 层位 石英 % 长石 % 岩屑 % 杂基及其他矿物 % 胶结成分 %西 20 沙一 56.1 23.19 13.92 2.46 2.00公 36 沙一 54.2 24.30 11.67 2.32 7.30公 36 沙一 61.5 20.12 8.65 3.67 6.06公 36 沙一 51.2 13.96 10.02 14.71 9.971.7 钻井过程中油气水显示情况钻井 2174.002175.00 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。表 9 沙一 Ib 河道砂岩类统计表岩类 荧光中砂岩 荧光细砂岩 细砂岩 粉砂岩 泥岩 合计厚度 m 132 460 31 5 43 671占储层 % 19.7 68.6 4.6 0.7 6.4 1001.8 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26012618米出现泥岩，说明实钻情况和设计存在一定的误差，必须1 西南石油学院 2004 届( 成人教育)毕业设计(论文)10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68米 ，至井深3053米又出现泥岩触底，井段30533067米，又继续增斜钻进，在30863098米再次出现泥岩，说明河道砂体已经尖灭 ，3098m 完钻。井深：斜深3112.00m 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。图2 公66H 井井眼轨迹1.9 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6085之间，而公66井的水平段延伸方向为1540 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） 。图 3 公66H 井裂缝方位及转向示意图2 水力压裂的目的及设计原则-50501502503504505506507508509500 100 200 300 400 500 600 700 800西 6H井 井 身 轨 迹 图230230462308123142361823023462380234236823402346234850235423658236020342603842046280524056820642068720476280284062904296083024360813240公 66H 井压裂工艺设计112.1 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。22 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 1.394.29，基质渗透率最高为 1.34103 m 2，各井平均值在0.07240.35310 3 m 2，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 23 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。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。3 水力压裂工艺参数选择西南石油学院 2004 届( 成人教育)毕业设计(论文)123.1 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。3.1.2 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 21902m 。将油管深度下在造斜段以上，可以有效避免砂卡。3.1.3 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m2 7/8 N80 73.0262.00 5.51 3.02 9.6765.7866.2274.312190 21.27 3.09 44.51 50.60 21903.1.4 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。3.2 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 0.0220.0250.029MPa/m 的破裂压力梯度模拟计算，模拟排量为 1.57.0m 3/min，计算结果见表 11。表11 压裂施工的排量选择(5-1/2套管+2-7/82190m)不同排量（m 3/min）下的井口施工压力 MPa破压梯度破裂压力 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50 5.00 6.00 6.50 7.00 0.022 61.64 35.04 35.93 37.12 38.56 40.15 41.54 43.52 45.83 50.78 53.42 56.06 0.023 64.44 37.84 38.73 39.92 41.36 42.95 44.34 46.32 48.63 53.58 56.22 58.86 公 66H 井压裂工艺设计130.024 67.24 40.64 41.53 42.72 44.16 45.76 47.14 49.12 51.43 56.38 59.02 61.66 0.025 70.04 43.44 44.33 45.52 46.96 48.56 49.94 51.92 54.23 59.18 61.82 64.46 0.026 72.84 46.24 47.14 48.32 49.76 51.36 52.75 54.73 57.04 61.99 64.63 67.27 0.027 75.64 49.05 49.94 51.13 52.56 54.16 55.55 57.53 59.84 64.79 67.43 70.07 0.028 78.44 51.85 52.74 53.93 55.37 56.96 58.35 60.33 62.64 67.59 70.23 72.87 0.029 81.25 54.65 55.54 56.73 58.17 59.76 61.15 63.13 65.44 70.39 73.03 75.67 总摩阻（0.3） 1.42 2.31 3.50 4.94 6.53 7.92 9.90 12.21 17.16 19.80 22.44 水马力 1369 1855 2368 2914 3493 4085 4744 5464 7053 7927 8846 压裂车台数 2 2 2 3 3 4 4 5 6 7 7 井口压力（0.5） 55.60 57.08 59.06 61.46 64.12 66.43 69.73 73.58 81.83 86.23 90.63 3.2.2 优化设计1模拟输入参数表 12 模拟计算输入数据名称 数据 名称 数据施工中深 m 2801.6 气层厚度 m 20.7有效渗透率 10 -3m 2 0.33 孔隙度 % 5.0杨氏模量 MPa 29570 泊松比 0.26储层温度 70 N 0.4738续表 12泵注排量 m 3/min 4.5-6.5 k Pas n 3.146地层静压力 MPa 36.57 生产压差 MPa闭合压力 MPa 综合滤失系数 m/min 0.5 7.781042模拟计算结果表 13 推荐施工模式模拟计算主要计算结果名 称 数 据 名 称 数 据裂缝条数 1 2 3 裂缝条数 1 2 3裂缝形态 横截裂缝横截裂缝横截裂缝净压力 MPa 5.165 12 21.54动态缝长 m 103.2 63.26 46.46 平均铺置浓度 3.39 3.722 3.95西南石油学院 2004 届( 成人教育)毕业设计(论文)14kg/m2 6动态上缝高 m 17.74 15.6 17.67液体效率 0.305 0.275 0.258动态下缝高 m 76.32 53.29 41.51 压裂液用量 m 3 381 381 381支撑缝长 m 94.12 60.04 44.14 动态比 % 91 94 96支撑上缝高 m 12.49 13.77 16.12前置液百分数 47 47 47支撑下缝高 m 70.05 51.62 40.16 表皮系数 5 5 5射孔处动态缝宽 m 1.577 1.451 1.384压前产液量 m 3/d 0.0650.065 0.065平均支撑缝宽 m 0.176 0.196 0.207预计压后产液量 m3/d6.01 8.64 9.123泵注程序表 14 施工泵注程序(方案一)序号施工内容 排 量 m3/min纯液量 m3加砂程序lb/gal/ kg/m3砂量m3砂 量 t混砂液量 m3时间 min施工累计时间 min备注1 低替前置液 1.0 23 23 23 23 基液2 关套管闸门续表 143 高挤前置液 6.0012.00 0.00 0.00 0.00 0.00 12 2 2.00 基液4 高挤前置液 6.0090.00 0.00 0.00 0.00 0.00 90 15 17.00加交联液100：0.35 高挤段塞 6.00 17.73 0.5 59.48 0.56 1.03 18 3 20.00粉陶段塞，连续从0.51.06 高挤前置液 6.0018.00 0 0 0.00 0.00 18 3 23.007 高挤段塞 6.00 17.7 0.50 59.48 0.56 1.03 18 3 26.00 段塞公 66H 井压裂工艺设计1538 高挤前置液 6.0018.00 0.00 0.00 0.00 0.00 18 3 29.009 高挤段塞 6.00 17.47 1.00120.05 1.12 2.06 18 3 32.00 段塞10 高挤前置液 6.0012.00 0.00 0.00 0.00 0.00 12 2 34.0011 高挤携砂液 6.0011.82 0.50 59.48 0.38 0.69 12 2 36.00 线性加砂12 高挤携砂液 6.0017.47 1.00120.05 1.12 2.06 18 3 39.0013 高挤携砂液 6.0011.48 1.50179.71 1.10 2.02 12 2 41.0014 高挤携砂液 6.0011.32 2.00239.18 1.45 2.65 12 2 43.0015 高挤携砂液 6.0016.74 2.50299.75 2.69 4.92 18 3 46.0016 高挤携砂液 6.0011.01 3.00358.68 2.11 3.87 12 2 48.0017 高挤携砂液 6.0016.29 3.50418.89 3.65 6.69 18 3 51.0018 高挤携砂液 6.0010.71 4.00479.46 2.75 5.03 12 2 53.00续表1419 高挤携砂液 6.0010.57 4.50539.12 3.05 5.58 12 2 55.0020 高挤携砂液 6.0010.43 5.00598.41 3.34 6.12 12 2 57.0021 高挤携砂液 6.0010.29 5.50658.98 3.63 6.65 12 2 59.0022 高挤携砂液 6.00 5.08 6.00719.01 1.96 3.58 6 1 60.0023 高挤顶替液 6.00 21.80 3.6 63.6 停止交联西南石油学院 2004 届( 成人教育)毕业设计(论文)1624 停泵测压降 60 123.6合 计 391 29.50 53.98表 15 施工泵注程序（方案二）序号 施工内容排 量 m3/min纯液量 m3加砂程序lb/gal/ kg/m3砂量m3砂 量 t混砂液量 m3时间 min施工累计时间 min 备注1 低替前置 液 1.0 24 24 24 24 基液2 关套管闸 门3 高挤前置 液 10.00 10.00 0.00 0.00 0.00 0.00 10 2 2.00 基液4 高挤前置 液 80.00 80.00 0.00 0.00 0.00 0.00 80 16 18.00 加交联液100：0.35 高挤段塞 19.71 14.78 0.5 59.48 0.63 1.15 20 4 22.00粉陶段塞，连续从0.51.06 高挤前置 液 20.00 20.00 0 0 0.00 0.00 20 4 26.00 7 高挤段塞 19.71 14.78 0.50 59.48 0.63 1.15 20 4 30.00 段塞续表158 高挤前置 液 15.00 15.00 0.00 0.00 0.00 0.00 15 3 33.00 9 高挤段塞 14.56 14.56 1.00 120.05 0.94 1.71 15 3 36.00 段塞10 高挤前置 液 15.00 15.00 0.00 0.00 0.00 0.00 15 3 39.00 11 高挤携砂 液 9.85 9.85 0.50 59.48 0.31 0.57 10 2 41.00 线性加砂12 高挤携砂 液 14.56 14.56 1.00 120.05 0.94 1.71 15 3 44.00 公 66H 井压裂工艺设计1713 高挤携砂 液 9.57 9.57 1.50 179.71 0.92 1.69 10 2 46.00 14 高挤携砂 液 14.15 14.15 2.00 239.18 1.81 3.32 15 3 49.00 15 高挤携砂 液 9.30 9.30 2.50 299.75 1.49 2.73 10 2 51.00 16 高挤携砂 液 9.17 13.76 3.00 358.68 1.76 3.22 10 2 53.00 17 高挤携砂 液 13.57 9.05 3.50 418.89 3.04 5.57 15 3 56.00 18 高挤携砂 液 8.92 13.39 4.00 479.46 2.29 4.19 10 2 58.00 19 高挤携砂 液 13.21 13.21 4.50 539.12 3.81 6.98 15 3 61.00 20 高挤携砂 液 13.04 13.04 5.00 598.41 4.18 7.65 15 3 64.00 21 高挤携砂 液 8.58 8.58 5.50 658.98 3.03 5.54 10 2 66.00 22 高挤携砂 液 8.47 4.23 6.00 719.01 3.26 5.97 10 2 68.00 23 高挤顶替 液 5.00 22.5 4.5 72.5 停止交联续表1524 停泵测压 降 60 132.5合 计 372 29.05 53.23.2.3 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、6.5m 3/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 5.05.5m 3/min 进行施工，根西南石油学院 2004 届( 成人教育)毕业设计(论文)18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 8085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。33 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6.06.5m 3/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 6.06.5m 3/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。4 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。4.2 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：公 66H 井压裂工艺设计191储层压力异常高（压力系数 1.50） ，地层破裂压力高（0.02750.0285MPa/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。4.3 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。表 16 稠化剂性能评价结果名称 外观 粒度 含水率 %水不溶物 %0.6%胶液粘度 mPa.spH值 交联性能羟丙基瓜胶(昆山) 淡黄色 粉末 98%过 120目 7.25 9.65 105 7.0 良好，能 挑挂特级羟丙基瓜胶(宝丰春)淡黄色粉末98%过 120目 8.00 5.05 115.5 7.0良好，能挑挂羟丙基瓜胶(吐哈) 淡黄色 粉末 98%过 120目 6.08 12.84 123 7.0 良好，能 挑挂4.3.2 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。表 17 助排剂的性能评价结果助排剂 用量 表面张力 mN/m 结论西南石油学院 2004 届( 成人教育)毕业设计(论文)20名称 % 吸附前 吸附后DL-10 0.5 20.12 42.35 高吸附BZP-3 0.5 22.71 23.69 低吸附ZA-5 0.5 27.42 30.05 低吸附HW-10 0.5 31.32 31.42 低吸附WD-12 0.5 20.78 51.40 高吸附表 18 破乳剂的性能评价结果名称 浓度，% 温度（） 破乳率，FRZ-4 0.5 1h,98.5%BZP-3 0.5 70 1h,99.8%4.3.3 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。表 19 岩心混合样膨胀数据（公 36 井岩心）时间 min 10 20 30 60 90 120 防膨率公 66H 井压裂工艺设计21续表 19清水 0.16 0.20 0.22 0.23 0.23 0.24 /清水+1%KCl 0.10 0.11 0.11 0.12 0.12 0.12 50.0清水+0.5%CZ 3-16 0.06 0.10 0.11 0.12 0.12 0.12 50.0清水+2.0%A-25 0.06 0.07 0.07 0.08 0.08 0.08 66.7膨胀量mm2.0%BFC-3 0.01 0.02 0.03 0.03 0.04 0.04 83.34.3.4 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。4.3.5 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