公66H井压裂工艺设计

1、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：2004级石油工程 指导教师： 辅导教师： 评阅教师： 完成日期：2006年12月30日 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AbstractThe gong 66

2、H 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 h

3、ydraulic 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

4、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 ; D

5、esign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

6、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 214.3.5 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

7、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 341 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

8、。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m385.59补心海拔m393.09完井方法 m射孔完成井位坐标纵X：.10m横Y：.41m最大井斜93.7方位角18.2井底位移 m858.96井身结构钻头尺寸深度

9、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30min21Mpa216mm3098.0m139.7mm3095.03m水泥浆返至980m21MPa经30min21MPa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-

10、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项目A点参

11、数（m）B点参数（m）井斜（）闭合角（）垂深水平位移半径垂深水平位移半径设计234929015302358890153089.219实钻2349.03275.8418.92348.09858.9610.688.493.723.3518.16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层位序号井 段m厚度m孔隙度含水饱和度%定性解释沙二117

12、04.21710.05.85.5815-25可能油气层沙二21883.41896.713.33.011.415-50含油气层沙一32175.82177.82.0/裂缝性油气层沙一42545.72555.39.62.58.510-20油气层（荧光砂岩） 续表5沙一52581.02587.36.3欠发育差油层沙一62791.3281220.7欠发育差油层沙一73037.63052.014.41017油层沙一83060.13078.718.61424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沙一2791.32812.020.789

13、16331水平两侧向下60度2个方向（）合计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

14、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1.34103m2，各井平均值在0.07240.353103m2，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。表7 公山庙砂一段岩心物性井号样数孔隙度 %渗透率 10-3m2备注范围平均范围平均公18180.303.021.390.

15、0350.5250.150低压公2161.724.093.160.0300.1180.0724公22192.693.863.470.0371.3400.259公27352.545.604.290.1100.9650.353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沙一56.123.1913.922.462.00公36沙一54.224.3011.672.327.30公36沙一61.520.128.653.67

16、6.06公36沙一51.213.9610.0214.719.971.7 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I

17、b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 m13246031543671占储层 %19.768.64.60.76.41001.8 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、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

19、，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

20、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

21、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1.34103m2，各井平均值在0.07240.353103m2，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

22、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

23、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。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21902

24、m 。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 7/8N8073.0262.00 5.513.02 9.6765.7866.2274.31219021.27 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

25、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1.57.0m3/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)破压梯度破裂压力不同排量（m3/min）下的井口施工压力 MPa1.50 2.00 2.50 3.00 3.5

26、0 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 0.024 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 46.9

27、6 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 0.02775.64 49.05 49.94 51.13 52.56 54.16 55.55 57.53 59.84 64.79 67.43 70.07 0.02878.44 51.85 52.74 53.93 55.37 56.96 58.35 60.33 62.64 67.59 70.23 72.87 0.02981.25 54.65 55.54 5

28、6.73 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

29、 模拟计算输入数据名称数据名称数据施工中深 m2801.6气层厚度 m20.7有效渗透率 10-3m20.33孔隙度 %5.0杨氏模量 MPa29570泊松比0.26储层温度 70N 0.4738 续表12泵注排量 m3/min4.5-6.5k Pasn3.146地层静压力 MPa36.57生产压差 MPa闭合压力 MPa综合滤失系数 m/min0.57.781042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123裂缝条数123裂缝形态横截裂缝横截裂缝横截裂缝净压力 MPa5.1651221.54动态缝长 m103.263.2646.46平均铺置浓度

30、kg/m23.3963.7223.95动态上缝高 m17.7415.617.67液体效率 0.3050.2750.258动态下缝高 m76.3253.2941.51压裂液用量 m3381381381支撑缝长 m94.1260.0444.14动态比 %919496支撑上缝高 m12.4913.7716.12前置液百分数 474747支撑下缝高 m70.0551.6240.16表皮系数555射孔处动态缝宽 m1.5771.4511.384压前产液量 m3/d0.0650.0650.065平均支撑缝宽 m0.1760.1960.207预计压后产液量 m3/d6.018.649.123泵注程序表14

31、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1.023232323基液2关套管闸门 续表143高挤前置液6.0012.000.000.000.000.001222.00基液4高挤前置液6.0090.000.000.000.000.00901517.00加交联液100：0.35高挤段塞6.0017.730.559.480.561.0318320.00粉陶段塞，连续从0.51.06高挤前置液6.0018.00000.000.0018323.007高挤段塞6.001

32、7.730.5059.480.561.0318326.00段塞8高挤前置液6.0018.000.000.000.000.0018329.009高挤段塞6.0017.471.00120.051.122.0618332.00段塞10高挤前置液6.0012.000.000.000.000.0012234.0011高挤携砂液6.0011.820.5059.480.380.6912236.00线性加砂12高挤携砂液6.0017.471.00120.051.122.0618339.0013高挤携砂液6.0011.481.50179.711.102.0212241.0014高挤携砂液6.0011.322.0

33、0239.181.452.6512243.0015高挤携砂液6.0016.742.50299.752.694.9218346.0016高挤携砂液6.0011.013.00358.682.113.8712248.0017高挤携砂液6.0016.293.50418.893.656.6918351.0018高挤携砂液6.0010.714.00479.462.755.0312253.00 续表1419高挤携砂液6.0010.574.50539.123.055.5812255.0020高挤携砂液6.0010.435.00598.413.346.1212257.0021高挤携砂液6.0010.295.50

34、658.983.636.6512259.0022高挤携砂液6.005.086.00719.011.963.586160.0023高挤顶替液6.00 21.80 3.663.6停止交联24停泵测压降60123.6合 计39129.5053.98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1.024242424基液2关套管闸门3高挤前置液10.00 10.00 0.000.000.00 0.00 10 22.00 基液4高挤前置液80.00 80.00 0

35、.000.000.00 0.00 80 1618.00 加交联液100：0.35高挤段塞19.7114.780.559.480.631.1520422.00粉陶段塞，连续从0.51.06高挤前置液20.00 20.00 000.00 0.00 20 426.00 7高挤段塞19.71 14.78 0.5059.480.63 1.15 20 430.00 段塞 续表158高挤前置液15.00 15.00 0.000.000.00 0.00 15 333.00 9高挤段塞14.56 14.56 1.00120.050.94 1.71 15 336.00 段塞10高挤前置液15.00 15.00 0

36、.000.000.00 0.00 15 339.00 11高挤携砂液9.85 9.85 0.5059.480.31 0.57 10 241.00 线性加砂12高挤携砂液14.56 14.56 1.00120.050.94 1.71 15 344.00 13高挤携砂液9.57 9.57 1.50179.710.92 1.69 10 246.00 14高挤携砂液14.15 14.15 2.00239.181.81 3.32 15 349.00 15高挤携砂液9.30 9.30 2.50299.751.49 2.73 10 251.00 16高挤携砂液9.17 13.76 3.00358.681.7

37、6 3.22 10 253.00 17高挤携砂液13.57 9.05 3.50418.893.04 5.57 15 356.00 18高挤携砂液8.92 13.39 4.00479.462.29 4.19 10 258.00 19高挤携砂液13.21 13.21 4.50539.123.81 6.98 15 361.00 20高挤携砂液13.04 13.04 5.00598.414.18 7.65 15 364.00 21高挤携砂液8.58 8.58 5.50658.983.03 5.54 10 266.00 22高挤携砂液8.47 4.23 6.00719.013.26 5.97 10 26

38、8.00 23高挤顶替液5.0022.54.572.5停止交联 续表1524停泵测压降60132.5合 计37229.0553.23.2.3 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、6.5m3/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5.05.5m3/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

39、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

40、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6.06.5m3/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6.06.5m3/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

41、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

42、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（0.02750.0285MPa/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7.259.651057.0良好，能挑挂特级羟丙基瓜胶(宝丰春)淡黄色粉末98%过120目8.005.05115.57.0良好，能挑挂羟丙基瓜胶(吐哈)淡黄色粉末98%过120目6.0812.841237.0良好，能