长8井山1+盒8层压裂设计

长8井山1+盒8层压裂施工设计PAGE1PAGE2编号：QK-YL2014380井别：评价井井型：直井鄂尔多斯盆地伊陕斜坡长8井山1+盒8层压裂施工设计（三层分压）陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司天然气勘探开发部2014年6月9日PAGE油气勘探公司天然气勘探开发部长8井山1+盒8层压裂施工设计油气勘探公司天然气勘探开发部天然气勘探开发部设计人：年月日审核意见:审核人:年月日审核单位负责人:年月日油气勘探公司审核意见:审核人:年月日审核单位负责人:年月日批准意见:批准人:年月日目录TOC\o"1-2"\h\z\u1压裂依据和目的 12基本数据 12.1钻井基本数据 12.2录井岩性和油气显示 12.3测井综合解释成果 23射孔方案 34压裂施工要求 35油管规范及压裂管柱结构 35.1油管规范及性能要求 35.2压裂管柱结构 36压裂施工步骤 36.1井筒准备 36.2配液 36.3摆车、试压 36.4召开现场技术交底会 46.5压裂施工泵注程序 46.6测压降曲线 46.7放喷排液 96.8液氮气举 97压裂液配方及设备、材料准备 97.1压裂液配方及数量 97.2压裂设备及材料准备 107.3配液顺序及说明 108质量保证要求 119HSE要求 129.1健康要求 129.2安全要求 129.3环保要求 1310压裂施工中可能出现的问题及处理预案 1311资料录取与提交要求 13长8井山1+盒8层压裂施工设计PAGE14油气勘探公司天然气勘探开发部1压裂依据和目的依据：根据录井、测井等综合评价结果，参考鄂尔多斯盆地气田压裂资料，该层具有一定的压裂增产潜力。目的：通过加砂压裂达到改善气层渗流能力、提高气井生产水平。2基本数据2.1钻井基本数据表2-1钻井基本数据表构造位置鄂尔多斯盆地伊陕斜坡地理位置陕西省延安市延长县张家滩镇下君东北500m井别评价井钻井队开钻日期2014.3.22完钻日期2014.4.15完井日期/井位横坐标(Y)19427359.42地面海拔(m)784.84联入(m)井位纵坐标(X)4045142.09设计井深(m)完钻井深(m)2355.0完钻层位马家沟人工井底(m)2318.5目前人工井底(m)2318.5最大井斜数据：井深(m)×最大井斜(°)×方位角(°)2300×1.85×48.53新(旧)井新井程序钻头尺寸(mm)钻井深度(m)套管外径(mm)套管下深(m)套管壁厚(mm)套管内径(mm)套管钢级套管出地高（m）水泥返深（m）表层φ311.1500.65244.5500.658.94226.62J55井口气层φ215.92355.0139.72351.989.17121.36N80132.5分级箍位置(m)无分级箍通径(mm)/套管头限压(MPa)35短套管位置(m)1600.39-1603.79，1933.72-1937.21，2140.46-2144.08，2240.94-2244.51气层附近套管接箍数据（m）2043.88，2054.61，2065.49，2076.10，2086.80，2097.51，2108.14，2118.92，2129.76，2140.46，2144.08，2154.71，2165.42，2176.25，2186.93，2197.71，2208.44，2219.33，2230.03固井质量射孔段上下50米固井质量不合格，（2165-2166声幅30%-33%）（2171-2173声幅30%-34%）（2178-2180声幅30%-35%）（2192-2194声幅30%-35%完井试压质量合格2.2录井岩性和油气显示表2-2岩芯录井数据层段岩性电测井段(m)显示厚度m密度孔隙度%渗透率10-3μm2含水饱和度%全烃气测值%录井解释基值峰值盒8浅灰色含气细砂岩2100.4-2105.24.8////0.662214.0195含气层盒8浅灰色含气细砂岩2107.7-2109.72.0////4.75259.9010含气层山1浅灰色含气细砂岩2126.3-2129.02.7////9.868415.0951含气层山1浅灰色含气细砂岩2170.4-2174.13.7////5.948642.0026含气层2.3测井综合解释成果表2-3综合测井解释数据层段砂体井段m砂体厚度m电测井段(m)显示厚度m电阻率Ωm声波时差μs/m补偿密度g/cm3孔隙度%渗透率10-3μm2含水饱和度%电测解释盒82100-210552100.4-2105.24.8135.0231.02.28.41.735.6气层盒82108-2110102107.7-2109.72.062.9224.12.26.30.471.1含气层山12126-213042126.3-2129.02.7102.3233.32.38.41.435.0气层山12169-217122170.4-2174.13.755.2220.12.55.70.477.4含气层图2-1长8井山1+盒8气层综合测井图3射孔方案表3-1射孔数据层位射孔井段(m)厚度(m)枪型弹型孔密(孔/m)相位孔数射孔方式山12171-21732SYD102SYD1271660º32电缆传输射孔山12127-2129232盒82108-2110232盒82101-2104348射孔液配方见试气工程设计。4压裂施工要求（1）压裂注入方式采用单上封保护套管、油管注入、套管打平衡液的方式。（2）压裂井口选用该区常用的KQ65/70双翼11阀采气井口。（3）采用该地区常用的羟丙基瓜尔胶+有机硼延迟交联水基压裂液。（4）压裂施工全程伴注液氮，提高压裂液返排能力。5油管规范及压裂管柱结构5.1油管规范及性能要求表5-1工具油管规范及性能尺寸钢级壁厚mm内径mm外径mm内容积m3/m重量kg/m抗拉强度t抗内压强度MPa抗外挤强度MPa螺纹2⅞″N805.5162.073.020.0030219.6765.7572.977.0EUE5.2压裂管柱结构压裂施工管柱结构示意图见图5-1。6压裂施工步骤6.1井筒准备通井、洗井、射孔、下压裂管柱等准备工作见试气工程设计。6.2配液备液前清洗储液罐，按设计配制好合格的工作液体，为防止雨雪进入液体，压裂液罐要封盖罐顶。详细的要求见下文的压裂液配制及设备材料准备。6.3摆车、试压摆好施工车辆及辅助车辆，联接好地面高、低压管线并分别试压70MPa和0.6MPa，环空平衡车试压25MPa，各项试压要求稳压5~10min不刺、不漏、不渗为合格。6.4召开现场技术交底会施工前由压裂指挥、压裂监督、试气作业队负责召开压裂施工技术交底会，明确各岗位职责、重要技术参数和注意事项，听从统一指挥。6.5压裂施工泵注程序①用活性水正循环灌满井筒，套管返水，泵压正常后换液施工。②施工中泵压超过35MPa开始打平衡压力，控制油套压差在45MPa以下。施工时油管限压70MPa，套管平衡压力限压25MPa，并安装超压保护。③按泵注程序进行压裂施工，泵注程序见表6-1、表6-2、表6-3。④施工过程中应密切注意泵压变化，若泵压出现异常，现场指挥和监督人员要适当调整泵注排量和砂比。6.6测压降曲线停泵后测压降曲线30min左右，直至曲线拐点出现后方可关井拆卸地面压裂管线。Y344-114Y344-114封隔器深度：2113m套管：φ139.7mm×2351.98m×2555套管：φ244.5mm×500.65mφ73mm油管3根钻头：φ311.1mm×500.65m人工井底：2318.5m：2815mφ73mm油管串钻头：φ215.9mm×2355.0mKSM-114水力锚深度：2089.5mmJR-95I压裂阀位置：2112.5m射孔井段中段山1：2127-2129mY344-114封隔器深度：2090m安全接头（不带反洗循环阀）深度：2089mmY344-114封隔器深度：2133mδδ射孔井段盒8：2101-2104m2108-2110mJR-95II压裂阀位置：2132.5mJR-95III压裂阀位置：2163mδδ射孔井段下段山1：2171-2173mδδδδ2751.0-2762.2m2771.6-2778.9m2751.0-2762.2m2771.6-2778.9m图5-1长2751.0-2762.22771.6-2778.9m2751.0-2762.22771.6-2778.9m表6-1压裂施工山1（2171-2173m）层泵注程序泵注程序阶段液体性质施工液量(m3)加砂量(m3)混砂液量(m3)砂液比砂浓度kg/m3破胶剂加入量(kg)排量(m3/min）泵注时间(min)累计泵注时间(min)胶液液氮%kg/m3胶囊过硫酸铵混砂液液氮低替1原胶液6.66.600.322.0022.00坐封1原胶液2.02.001.02.0024.00前置液1交联液8.00.878.000.82.20.243.6427.642交联液10.00.220.510.285862.52.20.240.9128.553交联液8.00.808.003.22.40.243.3331.881交联液10.01.050.910.509154.8147.445.02.40.244.3736.252交联液10.01.081.510.8315258238.186.02.40.244.5140.773交联液12.01.332.413.3320344309.647.84.22.40.245.5546.324交联液10.01.132.411.3324412.8364.297.04.52.40.244.7251.045交联液10.02.811.5528481.6416.845.52.44.8155.86顶替液1交联液6.56.502.03.2559.11合计/平均93.16.4910.583.8319.23330.24313.8232.314.22-2.40.2459.11压裂下段山1（2171-2174m）层结束后，从井口投入45mm钢球1个，等待20-30分钟后，油管加压15-20MPa，打开中段山1（2127-2129m）层施工层段，施工泵注程序见表6-2。表6-2压裂施工中段山1（2127-2129m）层泵注程序泵注程序阶段液体性质施工液量(m3)加砂量(m3)混砂液量(m3)砂液比砂浓度kg/m3破胶剂加入量(kg)排量(m3/min）泵注时间(min)累计泵注时间(min)胶液液氮%kg/m3胶囊过硫酸铵混砂液液氮前置液1交联液8.00.878.000.82.20.243.643.642交联液10.01.120.510.285862.52.20.244.678.313交联液8.00.878.002.82.20.243.6411.94携砂液1交联液10.01.050.910.509154.8147.444.52.40.244.3712.682交联液10.01.081.510.8315258238.185.52.40.244.5117.203交联液12.01.332.413.3320344309.647.84.82.40.245.5522.754交联液10.02.411.3324412.8364.297.05.02.44.7227.475交联液10.02.811.5528481.6416.845.52.44.8132.29顶替液1交联液6.66.602.03.3035.59合计/平均84.66.3310.583.8319.23330.24313.8230.915.32-2.40.2439.22压裂中段山1（2127-2129m）段施工结束后，从井口投入45mm钢球1个，等待20-30分钟后，油管加压15-20MPa，打开上段盒8（2108-2110m、2101-2104m）施工层段，施工泵注程序见表6-3。表6-3压裂施工上段盒8层（2108-2110m、2101-2104m）泵注程序泵注程序阶段液体性质施工液量(m3)加砂量(m3)混砂液量(m3)砂液比砂浓度kg/m3破胶剂加入量(kg)排量(m3/min）泵注时间(min)累计泵注时间(min)胶液液氮(%)kg/m3胶囊过硫酸铵混砂液液氮前置液1交联液10.00.9210.002.02.60.243.853.852交联液20.01.901.020.5555.02.60.247.9111.753交联液10.00.8610.003.52.80.243.5715.32携砂液1交联液15.01.351.415.759154.8147.447.52.80.245.6220.952交联液15.01.392.316.2515258238.188.32.80.245.8026.753交联液20.01.904.022.2220344309.6412.02.80.247.9434.694交联液21.02.055.323.9125430377.6213.78.42.80.248.5443.235交联液15.01.494.217.3328481.6416.8410.56.82.80.246.1949.426交联液15.01.514.717.5831533.2454.957.52.80.246.2855.697交联液10.01.013.311.8333567.6479.765.52.80.244.2359.92顶替液1交联液6.56.502.03.2563.17合计/平均157.514.3826.0171.9322.52395.60358.1362.428.22-2.80.2463.17备注：（1）低替排量以封隔器不坐封为原则；（2）模拟泵压55MPa，模拟套管平衡压力10~20MPa，预计气层温度下段山1层：76.62℃，中段山1层：75.3℃，上段盒8层：74.63℃。（3）施工时若有压力异常，施工指挥应立即采取降砂比、变排量、停砂、停泵等措施，尽力避免砂堵和压力过高；（4）前置液阶段，视液氮泵车能力尽可能将液氮排量提高至设计排量以上。6.7放喷排液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。要求在压裂车停泵后，60分钟内开井，先采用φ3mm油嘴放喷排液，当井口压力低于8MPa后可适当放大油嘴尺寸控制放喷，确保排液连续，尽量避免排液中途关井，同时要求在放喷期间做好抽汲准备。若停喷，采用抽汲的方式继续进行诱喷，抽汲由浅至深，最大抽深视井筒液面现场确定，诱喷成功后用油管控制放喷排液。若抽汲不喷，要定深、定抽次、定排挡连续抽汲。在排液过程中要求尽可能排完压裂液，并准确计量排出液量。当排液量达到压入地层压裂液80%以上，且Cl-含量在3天内波动值小于5%时（或者当日产气量大于1万方，日产液量小于2m3，且Cl-含量在3天内波动值小于5%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，及时检查更换油嘴。在放喷0.5小时、1小时、4小时、8小时、16小时、24小时、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8小时取一次水样进行Cl-含量分析。6.8液氮气举若放喷排液不通，根据现场作业情况进行液氮气举。排液后的测试、求产见试气工程设计7压裂液配方及设备、材料准备7.1压裂液配方及数量7.1.10.45%羟丙基瓜尔胶（一级）+0.5%气井助排剂+0.1%杀菌剂+0.12%Na2CO3+0.5%气井起泡剂+0.5%气井粘土稳定剂+0.1%温度稳定剂+1%KCl。7.1.2交联剂50%JL-1有机硼交联剂。JL-1A:JL-1B=100:0~10，充分混合后，用清水稀释到50%备用。7.1.3交联比：基液:50%交联剂=100:0.8~0.47.1.4胶囊破胶剂+过硫酸铵。在混砂车人工追加，按0.01%-0.02%-0.03%-0.04%-0.05%-0.06%-0.07%浓度楔型加入。7.1.5压裂用活性水：清水＋0.5%气井粘土稳定剂＋0.5%7.2压裂设备及材料准备7.2.1液罐、压裂用水及液氮准备一览表名称活性水用水(m3)原胶液用水(m3)30m3液罐(个50%交联液(m3)液氮(m3)数量41395172.6327.2.2压裂设备准备情况一览表名称2000型压裂车混砂车仪表车管汇车700型水泥车液氮泵车台数5111117.2.3压裂液材料用量及备量表添加剂名称浓度%基液中加量kg交联液中加量kg活性水中加量kg实际用量kg准备量kg羟丙基瓜尔胶0.451777.51777.51800气井粘土稳定剂0.50197520521802200杀菌剂0.10395395400气井助排剂0.50197520521802200碳酸钠(Na2CO3)0.12474474500气井起泡剂0.50197519752000温度稳定剂0.10395395395KCl1.00395039503950胶囊（LZEN）126126过硫酸铵(APS)5875交联剂(JL-1)A剂156715671600备注：（1）配制原胶液时不加入胶囊与过硫酸铵，两种破胶剂在泵注过程中人工加入混砂罐中。（2交联剂JL-1A剂密度为1.2g/cm3。7.2.4支撑剂类型、规格及数量支撑剂名称粒径(mm)真密度(g/cm3)视密度(g/cm3)准备量(m3)中密度陶粒0.425~0.85（20-40目）3.11.7245中密度粉陶0.225-0.425(40-70目)3.11.662.07.3配液顺序及说明①配液应使用清洁、无污染的本地饮用水，要求pH值为6.5~7.5，机械杂质小于0.2%。②基液配置：每罐备水28m3，先加入杀菌剂，再缓慢加入稠化剂，注意不要形成“鱼眼”，循环30分钟待溶液粘度增加后，依次加入助排剂、粘土稳定剂、起泡剂、碳酸钠，继续循环50min使罐内液性一致。③交联剂配制：施工前4小时配制有机硼交联剂，充分循环均匀，使交联剂性能一致。④过硫酸铵和胶囊破胶剂由压裂液技术人员在现场加入混砂车中。7.4压裂液性能设计指标使用Fann35粘度计在室温，170s-1剪切速率下，基液粘度48～51mPa·s左右；pH值9.5～11；基液与交联液交联性能良好，压后压裂液1.5h内破胶，破胶液粘度小于5mPa·s。8质量保证要求8.1压裂材料性能指标要求及检测方法执行中华人民共和国石油天然气行业标准如下：SY/T6376—2008《压裂液通用技术条件》SY/T5108—2006《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》SY/T5764—2007《压裂用瓜尔胶和羟丙基瓜尔胶》SY/T5107—2005《水基压裂液性能评价方法》SY/T6380—2008《压裂用破胶剂性能试验方法》SY/T5405—1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》SY/T6216—1996《压裂用交联剂性能试验方法》SY/T5762—1995《压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》SY/T5755—1995《压裂酸化用助排剂性能评价方法》。8.2压裂所用清水、支撑剂、瓜胶及各种化工产品必须通过天然气勘探开发部质检合格后方可使用，保证压裂液的数量和质量。8.3液体技术人员压裂前对配制好的液体进行现场取样检查交联、成胶等状况，及时进行液体调整，如发现变质，必须更换，并在清罐后重新配制。8.4现场实验仪器准备：（1）Fann35粘度计一台。（2）取样瓶10个。（3）pH试纸一盒。（4）量筒及烧杯各两个。（5）吸耳球一个及移液管两个。（6）毛细管粘度计一只及秒表一块。8.5现场技术人员取全取准施工压力、排量、液量、支撑剂量、液氮量等数据，在施工过程中及施工后，应准确计量各阶段压裂液罐、支撑剂储罐内的泵入液体、支撑剂的体积和泵注时间，以便与仪表计量结果进行校正。8.6严格按有关技术要求和安全操作规程完成各道工序。8.7压裂前检修压裂设备，确保设备完好。8.8严格按设计要求进行地面压裂管汇试压压力，地面压裂管汇试压压力一般为设计泵压的1.2~1.5倍，现场取70MPa，保持5分钟不降为合格。8.9若出现异常情况，施工技术人员按照压裂预案进行处理。9HSE要求9.1健康要求9.1.19.1.2施工现场要设立明显的标志，9.1.39.1.49.2安全要求9.2.1施工现场排空、放喷管线用35MPa9.2.2压裂液罐必须距井口9.2.39.2.4严格按照标准要求安装好施工、井控、消防9.2.5施工排液及求产过程中，井场配备H2S气体监测及防护