井压裂及举升设计

1、 编号编号 密级：密级： 井控危害级别：级井控危害级别：级XXXXXX 盆地盆地井压裂及举升设计井压裂及举升设计施工井段：施工井段：中国石油天然气股份有限公司X 年 X 月 X 日XXXXXX 井第井第 A-BA-B 段压裂及举升设计审查、审批意见段压裂及举升设计审查、审批意见设计单位：设 计 人：参加设计人： 初审人意见：初审人： 年 月 日审核人意见：审核人：年 月 日设计单位意见：审批人： 年 月 日主管部门意见： 批准人： 年 月 日公司领导意见： 批准人： 年 月 日XXXXXX 井压裂设计概要井压裂设计概要XXX 井位于 AAA，属松 BBB 构造区。本井是针对 CCC 油藏部署的

2、采用多级压裂开发的水平井，目的是通过水平井多级压裂体积改造技术，最大限度使储层改造体积最大化，提高储层动用程度，从而提高单井产量，以寻求其经济有效开发低渗透致密油藏模式。XXX 井完钻井深 HHHm,垂 JJJ 深 m, 水平段长 UUUm，砂岩长度 JJJm，砂岩钻遇率 TY%，油层长度HHHm，油层钻遇率 ERT%，地层温度 GHY。目的层平均渗透率 SDXMD,孔隙度 AWD%。采用套管固井完井方式。根据测、录井显示及 固井质量资料，确定采用套管内滑套分段多级多簇体积改造压裂工艺设计。主体压裂设计思路和技术路线：主体压裂设计思路和技术路线：(1)本井动用水平段长约 DFGm，通过 DF

3、级压裂改造最大限度增加水平井筒与地层的接触面积；射孔 A 段、第 A、第 S 段等等(2)本井储层物性较好，根据井网及储层物性进行裂缝模拟产能预测软件优化设计，第 1 和第 AA 段优化合理的半缝长为 m，第 2 至第 6 段优化半缝长 130-150 米；压裂施工排量 FEDm3/min；全井 AA 段设计加陶粒 370m3，配置总液量 FCVm3。W-GB 级设计加砂规模分别为：DFGm3； DFm3；等等(3)压裂液采用 缔合压裂液体系，施工过程中追加过硫酸 钠；(4) A-S 段支撑剂需 目 MPa 陶粒 m3；(5)压裂方案调整本着造长缝、满足最低裂缝导流能力要求、确保缝口高导流能力

4、的原则；(6)施工指挥和控制以安全第一为原则，确保施工顺利进行；(7)本井段压裂施工最大排量为 m3/min，要求采用二次供液工艺流程；(8)本井采用套内滑套多段压裂一次施工，共压裂 7 段/21 簇，工艺采取：油管加压，所有封隔器涨封，提高压力等级，打开第一段压裂通道，投球，上部封隔器丢手，起出上部油管，进行套管逐级压裂。施工每一段通过投送轻质合金球实现滑套的开启。目目 录录第一部分：第一部分：WERWER 井压裂施工设计井压裂施工设计 .2 2一、压裂井基础数据.2二、周围直井储层物性及压裂情况.5三、压裂目标和技术路线.8四、压裂方式及地面工艺.9五、压裂材料.11六、压裂规模及裂缝模拟

5、计算结果.12七、主压裂施工泵注程序设计.17八、压裂材料及车辆配置.24九、施工前准备工作.25十、施工步骤及要求.25十一、压裂后返排及其它作业.25十二、安全及环保要求.27十三、压裂施工应急处理预案.29十四、突发事件及应急措施.30十五、现场组织管理机构.31第二部分：第二部分：GFBGFB 井举升设计井举升设计 .3535附图附图 1 1 BGDBGD 井井位示意图井井位示意图.3737附图附图 2 2 FGHFGH 井实钻井眼轨迹示意图井实钻井眼轨迹示意图.3838附图附图 3 3 GHBGHB 井压裂工艺管柱示意图井压裂工艺管柱示意图.3939附表附表 1 1 NBVCNBVC

6、 井实钻连斜数据井实钻连斜数据.4040第一部分：第一部分：FGHFGH 井压裂施工设计井压裂施工设计一、压裂井基础数据一、压裂井基础数据 1 1、钻井数据、钻井数据钻井数据见表 1-1。表表 1-1 FDG 井钻井基本数据表井钻井基本数据表2 2、井身结构、井身结构井深结构见图 1-1。 图图 1-1 黑黑 H 平平 14 压裂完井井身示意图压裂完井井身示意图3 3、实钻轨迹见、实钻轨迹见( (附图附图 2)2)4 4、完井套管系列、完井套管系列黑 H 平 14 井完井套管见表 1-2表表 1-21-2 FGHFGH 井完井套管井完井套管套管程序下深(m)尺寸(mm)钢级壁厚抗内压(MPa)

7、人工井底油层套管5 5、岩屑油气显示数据见表、岩屑油气显示数据见表 1-31-3表表 1-3 岩屑油气显示岩屑油气显示序号层位井 段（米）厚 度（米）岩 性荧光颜色产状溶剂荧光颜色系列级别含油（发光）岩屑占岩屑含油（发光）岩屑占定名1n3.2n3.2FT393.0393.03n36 6、气测异常数据见表、气测异常数据见表 1-41-4表表 1-4 气测异常数据气测异常数据组份含量序号层位井 段m厚度m岩 性CH4C2H6C3H8iC4H10nC4H10iC5H12nC5H12CO21n30.492n30.463n30.44 7 7、井底落物数据、井底落物数据井底无落物记录。8 8、套管损坏情况

8、、套管损坏情况无套管损坏。9 9、射孔方案优化、射孔方案优化JKH 井采用 TT 内盲孔，95 型枪、95 弹，序 17-20 射孔段采取四相位射孔，其余射孔段采取六相位射孔，孔密 16 孔/米。射孔位置见表 1-6。表表 1-6 黑黑 H 平平 14 井射孔位置井射孔位置序号深度深度厚度孔密相位方向分段11166 相位21166 相位30.5166 相位第一段40.5166 相位51166 相位60.5166 相位第二段70.5166 相位第三段81166 相位90.5166 相位100.5166 相位111166 相位120.5166 相位第四段130.5166 相位141166 相位15

9、0.5166 相位第五段160.5166 相位171164 相位向上181164 相位向上第六段192164 相位向上201164 相位向上211166 相位第七段二、周围直井储层物性及压裂情况二、周围直井储层物性及压裂情况1 1、GHJGHJ 井周围直井井位图井周围直井井位图GHJ 井周围直井井位图见(附图 1)2 2、GHFGHF 井周围直井储层物性情况井周围直井储层物性情况GHJ 井周围直井储层物性情况见表 2-1、图 2-2。表表 2-1 LKJ 井周围直井储层物性情况井周围直井储层物性情况井号层号层位井段厚度(m)孔隙度(%)渗透率(mD)含油饱和度(%)泥质含量(%)声波时差(s/

10、m)图图 2-2 FGH 井解释图井解释图3 3、GHNGHN 井周围邻井压裂施工情况井周围邻井压裂施工情况(1)GHF 井压裂施工分析： 本井设计五级 15 簇压裂,于 2011 年 6 月 18 日施工两级，在压裂完第 2 段后，准备进行第三级压裂施工时发现套管头短接漏，决定停止施工，投入第三、第四个胶塞，打开反洗通道，当投入第四个胶塞，以 1 m3/min 排量送胶塞，投球压力为 17.1 Mpa，送球 4 分钟时发现造成死区，判断为井底变丝内径小(55.59mm)造成死区，现场决定防喷起管柱。后期又进行第三级施工，三级共加支撑剂 135m3。黑平 1 井压裂施工曲线见图 2-3,2-4

11、。 图图 2-3SDF 第一级第一级压裂施工曲线压裂施工曲线 图图 2-4 SDCC 第二级第二级压裂施工曲线压裂施工曲线在整个施工过程中，排量为 4m3/min，平均砂比为 23.9%，破裂压力为 32.4-47.7Mpa 之间，施工压力为 29-34Mpa，停泵压力为 11.7-13.4Mpa，闭合压力为 25.6Mpa，闭合压力梯度为 0.0164 MPa/m，闭合时间为 3.4 分钟，压裂液有效率为 45.5%，计算前置液百分比，为 37%与设计量相当。(2)GTY 井压裂施工分析： 该井井设计 15 级 30 簇压裂，2089 年 3 月 21 日至 3 月 23 日成功的完成对 D

12、CX 水平井套内不动管柱 15 段压裂改造任务，使用液量 4850 方，砂量 563 方。黑 H 平 2 井压裂施工曲线见图 2-5图图 2GHJ 井井压裂施工曲线压裂施工曲线在整个施工过程中排量为 4m3/min，平均砂比为 26-33%，破裂压力为 30Mpa，施工压力为 25-43Mpa，停泵压力为 11.5Mpa，闭合压力为 27.1MPa，闭合压力梯度为 0.0171 MPa/m。(3)DFGBV 井周围直井压裂施工分析：VBN 井周围直井压裂施工参数表见表 2-2表表 2-2 DFGC 井周围直井压裂施工参数表井周围直井压裂施工参数表井号层号层位厚度(m) 排量 砂量(m3)砂比(

13、%)前置液(m3)携砂液(m3)顶替液(m3)破裂压力(MPa)施工压力(MPa)停泵压力(MPa)从 DFGD 井周围直井施工数据分析可得，泵注排量为 357m3/min，前置液百分比平均为 32.9%，砂比平均为 24.2%，破裂压力平均为 36.7Mpa，施工压力平均为 28.7MPa，停泵压力平均为 10.5Mpa，单层平均厚度 3.1m,平均单层加砂规模为 14.4m3，闭合压力为 25.7Mpa，闭合压力梯度为 0.0166Mpa/m，施工压力不高，裂缝延伸所需净压力属正常范围，敏感砂比较高。4 4、FGHFGH 井邻井试油成果表井邻井试油成果表GHBV 井周围水平井试油成果表见表

14、 2-3，黑 H 平 14 井周围直井试油成果表见表 2-4。表表 2-3 GVCX 井周围井周围水平水平井试油成果表井试油成果表工作制度日产量累产量井号抽油机型号泵深(m)泵径(mm)冲程(m)冲次(次/min)时间油(t)含水(%)液(t)油(t)60.94469248069.5955191表表 2-4 黑黑 H 平平 14 井周围直井试油成果表井周围直井试油成果表日产量井号层位层号试油井段(m)厚度(m)求产方式油(t)气(103m3)水(m3)结论18.5800油层2.0900.33油层3.7501.00油水同层6.6500.76油层2.5600.58油层三、压裂目标和技术路线三、压裂

15、目标和技术路线FGH 井相邻探井黑平 1 井、开发井 FVB，初期日产油达 9t，本井采用套管固井射孔、封隔器滑套分级、油管注入、体积压裂技术路线，水平井不动管柱一次性压裂七级最大限度增加水平井筒与地层的接触面积，实现水平井段充分改造，提高单井产能，为该区域提交储量提供依据。1 1、DFGDFG 井体积压裂的意义井体积压裂的意义黑 SDF 井作为吉林油田大情字井的水平井，在认识油藏、试验水平井体积压裂工艺方面意义重大，主要体现在以下二个方面。提高泄油面积，为未动用储量区做准备；认识下限层，提高产能，树立产能形象；2 2、体积压裂的预期目标、体积压裂的预期目标通过多级、多簇压裂改造，最大限度增加

16、水平井筒和地层的接触面积；增加泄油面积，提高储层的动用程度；减少储层污染，提高单井产量和长期稳产，以寻求黑帝庙油层经济有效的低渗油藏改造模式。3 3、主体压裂设计思路和技术路线、主体压裂设计思路和技术路线(1)采用体积压裂工艺技术实现水平井充分改造目的；(2)实现多级、多簇压裂，分 7 级压裂改造使水平井筒与地层的接触面积最大化，增加泄油面积；(3)根据确定的最优裂缝半长和导流能力设计压裂施工程序，并提出压裂方案；(4)根据测试压裂和实时裂缝监测的结果以及施工情况不断改进设计模型，优化后续泵入的施工程序；(5)方案调整本着造长缝、满足最低裂缝导流要求、确保缝口高导流能力、降低储层伤害的原则，以

17、最大化水平井段的动用程度和提高单井产能原则；(6)施工指挥和控制以安全第一为原则，确保施工顺利进行。四、压裂方式及地面工艺四、压裂方式及地面工艺1 1、压裂方式：采取套管加油管注入压裂。压裂方式：采取套管加油管注入压裂。 2 2、井口管线连接：井口管线连接示意图见图、井口管线连接：井口管线连接示意图见图 4-14-1。图图 4-1 井口管线连接示意图井口管线连接示意图 (26001m )(26001m )(26051m )(26001m )(26001m )(26051m )(26001m )(26001m )(26051m )(26001m )(26001m )(26051m )(26001

18、m )(26001m )(26051m )(26001m )(26001m )(26051m )(26001m )(26001m )(26051m )3 3、射孔及井下管柱结构、射孔及井下管柱结构( (见附图见附图 3)3)射孔及井下管柱结构情况表射孔及井下管柱结构情况表设计参数分级解释层号小层号底(m)顶(m)厚度(m)相位封隔器型号封隔器位置(0.5m)滑套位置(0.5m)第一级第二级第三级第四级第五级第六级11第七级6顶封位置Y445-1141725 备注：备注：封隔器封隔器位置丈量位置丈量按胶筒上端计算按胶筒上端计算，请现场作业人员避开套管接箍。，请现场作业人员避开套管接箍。4 4、井

19、口：、井口：700 型压裂井口，700 型压裂弯头。5 5、地面管线：、地面管线：从井口两个侧翼接高压弯头，再接 2 7/8高压管汇两组，其中一组地面管线接带旋塞阀可随时防喷的三通，锚定,两组活动弯头落地。说明：(1)在直井段采用磁性定位器对封隔器下深进行校核；(2)封隔器避开接箍：1718.5；1798；1899.5；1978；2067.5；2125；2249.8 m(3)压前必须通洗井，由压准作业单位负责；(4)严格控制管柱起下速度(不超过 10m/min)，保证井下工具不受损害；(5)要求全井压裂管柱必须采用新油管，压准时管柱丝扣连接必须牢固；(6)压准完成时间与压裂时间间隔不超过 12

20、 小时；(7)由压裂施工单位负责封隔器坐封、解封，封隔器厂家负责指导封隔器座封解封；(8)压裂之前用防膨液灌满井筒，压后排液要连续；(9)地面管线与车辆连接(见图 4-3)。图图 4-3 地面管线与车辆连接图地面管线与车辆连接图五、压裂材料五、压裂材料根据等井完井地质总结报告中黑帝庙油层测温资料，计算其平均地温梯度为 3.45/100m。黑 168区块黑帝庙油层平均埋深，计算油层温度为，属正常的温度系统，综合本井情况预测本井井底温度为50-62。1 1、压裂液、压裂液本井目的层温度 53.82，选用缔合压裂液体系，其配方为： 压裂液配方：压裂液配方：基液：0.35%ZX-108 稠化剂交联液：

21、30%ZX-100 交联剂+15%ZX-30交联比：50：1基液粘度 mPaS，该压裂液在温度 100，剪切速率 1-1 下剪切 1h，粘度为 0 mPaS。 注:现场施工时,用 1%的 KCL 灌井筒。2 2、压裂支撑剂、压裂支撑剂从邻井的闭合压力结合本井应力分析、考虑水平井复杂裂缝、长期裂缝导流能力，支撑剂选用粒径20-40 目 52MPa 陶粒，体积密度 1.6g/cm3，视密度 2.19g/cm3，该支撑剂在闭合压力 52MPa 下，铺置浓度为 5kg/m2 时，破碎率小于 5%。六、压裂规模及裂缝模拟计算结果六、压裂规模及裂缝模拟计算结果1 1、人工裂缝方位、人工裂缝方位 本地区人工

22、裂缝方位： (1)邻井井主裂缝方位为 NE42，东翼长度 3m，西翼长度 OP.7m，裂缝总长 JK.0m，裂缝高度为Gm，有利于形成横切缝(见图 6-1) 黑 88-1 井裂缝方位拟合图 黑 88-1 井裂缝高度图图图 6-1 区块裂缝方位测试结果图及黑区块裂缝方位测试结果图及黑 88-1 井裂缝方位分析结果井裂缝方位分析结果(2)GH 井主裂缝方位为 NE108，东翼长度 D8.6m，西翼长度 1D.7m，裂缝总长 204.3m，裂缝高度为21m，有利于形成横切缝(见图 6-2)HF图图 6-2 区块裂缝方位测试结果图及黑区块裂缝方位测试结果图及黑 88-3 井裂缝方位分析结果井裂缝方位分

23、析结果从邻井两口测人工裂缝解释的结果与本井沿井筒方向储层对比可以看出储层连通性较好,有利于本井的裂缝扩展；有利于形成近东西向斜交缝或横切缝。2 2、隔层分析、隔层分析根据本井应力分布及邻井施工情况分析，施工层与隔层应力差值为 5.3MPa，说明隔层具备较好的遮挡能力。压裂井段上下隔层情况参考本井测井解释成果结合邻井黑 88-1(见表 6-1)、黑 88-3(见表 6-2)上下隔层情况，本井压裂层段上下部有泥岩遮挡层，能起到较好的遮挡能力。表表 6-1 DFG 井隔层特征井隔层特征隔层类别井段 m声波时差(us/m)自然伽玛(API)说明起止厚上隔层泥岩下隔层泥岩表表 6-2GFGH 井隔层特征

24、井隔层特征井段 m隔层类别起止厚声波时差(us/m)自然伽玛(API)说明上隔层LK77泥岩下隔层156076泥岩4 4、裂缝参数的优化、裂缝参数的优化(1)裂缝条数的优化通过软件分析,对储层水平段最优的裂缝条数进行优化模拟，本井为 7 级压裂。根据本次改造水平段长度，采取体积压裂方式，油管注入压裂不动管柱一次完成 21 个射孔段的压裂，从而达到最大限度提高单井产能的目的。(2)裂缝方位的优化ASD 井井深方向为南北向，通过对该区块裂缝方位的分析可以得出，本井压裂利于形成横向裂缝，进一步提高储层动用程度。从本井的基础资料分析结合 FGG 油田水平井开发资料统计(见表 6-3)，得到本井水平段与

25、水力裂缝方向垂直或斜交，油井产量高、稳产期长。表表 6-3 水平井开发产量对比表水平井开发产量对比表第一个月产量第四个月产量两年平均产量水平段方向油(t/d)油(t/d)油(t/d)平行于裂缝104.23.9斜交于裂缝66.34.8 垂直于裂缝6.565.5(3)裂缝长度的优化根据最大化改造程度和施工能力利用该软件对最优的裂缝半长进行优化模拟，根据储层物性条件，受泄油半径、断层、邻井等的限制，SSA 井第 1 和第 7 段优化合理的半缝长为 140-160m，第 2 至第 6 段优化半缝长 130-AA 米。5 5、压裂裂缝参数优化设计、压裂裂缝参数优化设计从钻井穿层情况上看，SDC 井本次改

26、造层段上下部隔层有较强的遮挡能力。PT 软件模拟(见图 6-11)该井施工参数为：施工排量 4-4.5-5m3/min , 第 1 和第 7 段优化合理的半缝长为 136m，第 2 至第 6 段优化半缝长 121 米。图图 6-11 第第 2 至至第第 6 段裂缝剖面图段裂缝剖面图图图 6-12 第第 1 和和第第 7 段裂缝剖面图段裂缝剖面图6 6、施工压力预测、施工压力预测(1)施工压力模拟预测结果(见表 6-8)表表 6-8 井口压力预测井口压力预测排量 m3/min井口压力2.533.544.55延伸压力梯度=0.01722.80625.66228.89632.5536.5440.95

27、 延伸压力梯度=0.01824.90627.76230.99634.6538.6443.05延伸压力梯度=0.01927.00629.86233.09636.7540.7445.15延伸压力梯度=0.02029.10631.96235.19638.8542.8447.25延伸压力梯度=0.02131.20634.06237.29640.9544.9449.35延伸压力梯度=0.02233.30636.16239.39643.0547.0451.45井口压力：2545Mpa 水马力：18753375KW7、施工参数设计第一段第二段第三段第四段第五段第六段第七段前置液 m3携砂液 m3替置液 m3

28、总液量 m3砂量 m3排量 m3/min砂比 %注入方式：采取直井段套管水平段油管注入方式。七、主压裂施工泵注程序设计七、主压裂施工泵注程序设计1 1、压裂施工泵注程序、压裂施工泵注程序SDFA 井第一级压裂施工输砂程序阶段 累计加砂速度砂比 用量 累计排量用量累计排量用量 累计加入速度用量 累计minm3/min m3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3L/minm3m3Kg/minKgKg1防膨剂液220.0 20.0 前前置置液液480.0803.9278.4ER78.431.61.6缔合压裂液36.026.0携砂液424.01040.381.8SD3.7222.3#

29、74.350.42.00.10.60.620-40目陶粒 缔合压裂液46.032.0携砂液 4.5 27.01070.5123.0SD4.0724.4#81.430.52.50.21.21.820-40目陶粒 缔合压裂液56.038.0携砂液 4.5 27.01310.7174.2SD3.9423.6#78.710.53.00.31.83.620-40目陶粒 缔合压裂液68.046.0携砂液 4.5 36.01430.8206.4SD3.8730.9#77.350.63.60.43.26.820-40目陶粒 缔合压裂液710.0 56.0携砂液 4.5 45.01760.9239.0 # 3.

30、8038.0#75.990.84.40.55.0 11.820-40目陶粒 缔合压裂液812.0 68.0携砂液560.02031.02312.0 # 4.2250.7#84.431.05.40.78.4 20.220-40目陶粒 缔合压裂液912.0 80.0携砂液560.02361.12613.2 # 4.1549.8#83.071.06.40.89.6 29.820-40目陶粒 缔合压裂液108.788.7携砂液543.52471.22910.4 # # # # #4.0935.5#81.710.77.10.97.8 37.620-40目陶粒 缔合压裂液114.793.4 后后置置液液5

31、23.52605.02 23 3. .5 5#基液12 12.0 105.4 后置液224.02712.024.0#防膨液送球13注注：步骤工序总排量支撑剂类型两千型车组支撑剂基液交联剂尾追破胶剂井段：2277-2338m用量 累计备注施工时间循环，试压，压裂第一段投投球球压压裂裂下下一一层层1、交联比50:1，在加砂过程中保持合理交联比2、当正式加砂时，楔形尾追水化剂：37.63kgSDFA 井第二级压裂施工输砂程序阶段 累计加砂速度砂比 用量 累计排量用量累计排量用量 累计 加入速度 用量 累计minm3/minm3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3L/minm3m3

32、Kg/minKgKg1 18.0 18.0 前前置置液液472.0723.9270.670.678.431.41.4缔合压裂液26.024.0 携砂液424.0960.381.81.83.7222.392.974.350.41.90.10.60.6 20-40目陶粒 缔合压裂液36.030.0 携砂液4.527.01230.5123.04.84.0724.4117.3 81.430.52.30.21.21.8 20-40目陶粒 缔合压裂液46.036.0 携砂液4.527.01500.7174.29.03.9423.6140.9 78.710.52.80.31.83.6 20-40目陶粒 缔合

33、压裂液56.042.0 携砂液4.527.01770.8204.813.83.8723.2164.1 77.350.53.30.42.46.0 20-40目陶粒 缔合压裂液68.050.0 携砂液4.536.02130.9237.221.03.8030.4194.5 75.990.63.90.54.0 10.0 20-40目陶粒 缔合压裂液78.058.0 携砂液540.02531238.029.04.2233.8228.3 84.430.74.60.75.6 15.6 20-40目陶粒 缔合压裂液8 10.0 68.0 携砂液550.03031.12611.0 40.04.1541.5269

34、.8 83.070.85.40.88.0 23.6 20-40目陶粒 缔合压裂液98.376.3 携砂液541.53451.22910.0 5 50 0. .0 04.0933.9303.8 81.710.76.10.97.5 31.1 20-40目陶粒 缔合压裂液104.781.0 后后置置液液523.33685.002 23 3. .3 3 327.0基液1111.592.5 后置液223.03912.0023.0350.0防膨剂液12井段：2179-2246.5m两千型车组支撑剂基液交联剂尾追破胶剂备注步骤支撑剂类型用量注注：工序总排量施工时间累计投投球球压压裂裂下下一一层层1、交联比5

35、0:1，在加砂过程中保持合理交联比2、当正式加砂时，楔形尾追水化剂：31.07kgSAFAF 井第三级压裂施工输砂程序SDFC 井第四级压裂施工输砂程序阶段 累计加砂速度砂比用量累计排量用量累计排量用量 累计 加入速度用量 累计minm3/minm3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3L/minm3m3Kg/minKgKg118.0 18.0 前前置置液液472.0723.9270.670.678.431.41.4缔合压裂液26.024.0 携砂液424.0960.381.81.83.7222.392.974.350.41.90.10.60.620-40目陶粒 缔合压裂液3

36、6.030.0 携砂液4.527.0 1230.5123.04.84.0724.4 117.381.430.52.30.21.21.820-40目陶粒 缔合压裂液46.036.0 携砂液4.527.0 1500.7174.29.03.9423.6 140.978.710.52.80.31.83.620-40目陶粒 缔合压裂液56.042.0 携砂液4.527.0 1770.8204.813.83.8723.2 164.177.350.53.30.42.46.020-40目陶粒 缔合压裂液68.050.0 携砂液4.536.0 2130.9237.221.03.8030.4 194.575.99

37、0.63.90.54.010.0 20-40目陶粒 缔合压裂液78.058.0 携砂液540.0 2531238.029.04.2233.8 228.384.430.74.60.75.615.6 20-40目陶粒 缔合压裂液810.0 68.0 携砂液550.0 3031.12611.040.04.1541.5 269.883.070.85.40.88.023.6 20-40目陶粒 缔合压裂液98.376.3 携砂液541.5 3451.22910.0 5 50 0. .0 04.0933.9 303.881.710.76.10.97.531.1 20-40目陶粒 缔合压裂液104.580.8

38、 后后置置液液522.7 3675.0022.7 326.5基液1111.292.0 后置液222.4 3902.0022.4 348.9防膨剂液12井段：2003-2061.5m步骤施工时间工序总排量用量累计两千型车组支撑剂类型备注支撑剂基液交联剂尾追破胶剂投投球球压压裂裂下下一一层层注注：1、交联比50:1，在加砂过程中保持合理交联比2、当正式加砂时，楔形尾追水化剂：31.07kgSDFF 井第五级压裂施工输砂程序阶段累计加砂速度砂比 用量 累计 排量 用量 累计排量 用量 累计 加入速度 用量 累计minm3/min m3m3m3/min m3/m3m3m3m3/min m3m3L/mi

39、nm3m3Kg/minKgKg118.018.0前前置置液液472.0723.92 70.6 70.6 78.43 1.41.4缔合压裂液26.024.0携砂液424.0960.381.81.83.72 22.3 92.9 74.35 0.41.90.10.60.6 20-40目陶粒 缔合压裂液36.030.0携砂液 4.527.01230.5123.04.84.07 24.4 117.3 81.43 0.52.30.21.21.8 20-40目陶粒 缔合压裂液46.036.0携砂液 4.527.01500.7174.29.03.94 23.6 140.9 78.71 0.52.80.31.8

40、3.6 20-40目陶粒 缔合压裂液56.042.0携砂液 4.527.01770.8204.813.8 3.87 23.2 164.1 77.35 0.53.30.42.46.0 20-40目陶粒 缔合压裂液68.050.0携砂液 4.536.02130.9237.221.0 3.80 30.4 194.5 75.99 0.63.90.54.0 10.0 20-40目陶粒 缔合压裂液78.058.0携砂液540.02531238.029.0 4.22 33.8 228.3 84.43 0.74.60.75.6 15.6 20-40目陶粒 缔合压裂液810.068.0携砂液550.03031.

41、12611.0 40.0 4.15 41.5 269.8 83.07 0.85.40.88.0 23.6 20-40目陶粒 缔合压裂液98.376.3携砂液541.53451.22910.0 5 50 0. .0 0 4.09 33.9 303.8 81.71 0.76.10.97.5 31.1 20-40目陶粒 缔合压裂液104.580.8后后置置液液522.43675.00 22.4 326.2基液1111.091.8后置液222.03892.00 22.0 348.2防膨剂液12井段：1917-1974.5步骤施工时间工序总排量用量累计两千型车组支撑剂类型备注支撑剂基液交联剂尾追破胶剂投

42、投球球压压裂裂下下一一层层注注：1、交联比，在加砂过程中保持合理交联比2、当正式加砂时，楔形尾追水化剂：31.07kgASDFD 井第六级压裂施工输砂程序阶段累计加砂速度砂比 用量 累计排量用量累计排量用量 累计 加入速度 用量 累计minm3/minm3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3m3L/minm3m3Kg/minKgKg118.018.0 前前置置液液472.0723.9270.670.6 78.431.41.4缔合压裂液26.024.06.0424.0960.381.81.83.7222.392.9 74.350.41.90.10.60.6 20-40目陶粒 缔合

43、压裂液36.030.06.04.527.0 1230.5123.04.84.0724.4 117.3 81.430.52.30.21.21.8 20-40目陶粒 缔合压裂液46.036.06.04.527.0 1500.7174.29.03.9423.6 140.9 78.710.52.80.31.83.6 20-40目陶粒 缔合压裂液56.042.06.04.527.0 1770.8204.813.83.8723.2 164.1 77.350.53.30.42.46.0 20-40目陶粒 缔合压裂液68.050.08.04.536.0 2130.9237.221.03.8030.4 194.

44、5 75.990.63.90.54.0 10.0 20-40目陶粒 缔合压裂液78.058.08.0540.0 2531238.029.04.2233.8 228.3 84.430.74.60.75.6 15.6 20-40目陶粒 缔合压裂液810.068.010.0550.0 3031.12611.0 40.04.1541.5 269.8 83.070.85.40.88.0 23.6 20-40目陶粒 缔合压裂液98.376.38.3541.5 3451.22910.0 5 50 0. .0 04.0933.9 303.8 81.710.76.10.97.5 31.1 20-40目陶粒 缔合

45、压裂液104.480.7 后后置置液液522.2 3675.0022.2 325.9基液1111.091.7 后置液222.0 3892.0022.0 347.9防膨剂液12井段：1835-1889.5m步骤施工时间工序总排量 用量 累计两千型车组支撑剂类型备注支撑剂基液交联剂尾追破胶剂投投球球压压裂裂下下一一层层注注：1、交联比，在加砂过程中保持合理交联比2、当正式加砂时，楔形尾追水化剂：31.07kgSDFFG 井第七级压裂施工输砂程序阶段 累计加砂速度 砂比用量 累计排量用量累计排量用量 累计 加入速度 用量 累计minm3/minm3m3m3/min m3/m3m3m3m3/minm3

46、m3L/minm3m3Kg/minKgKg120.0 20.0 前前置置液液480.0803.9278.478.478.431.61.6缔合压裂液26.026.0 携砂液424.01040.381.81.83.7222.3100.7 74.350.42.00.10.60.6 20-40目陶粒 缔合压裂液36.032.0 携砂液4.527.01070.5123.04.84.0724.4125.2 81.430.52.50.21.21.8 20-40目陶粒 缔合压裂液46.038.0 携砂液4.527.01310.7174.29.03.9423.6148.8 78.710.53.00.31.83.

47、6 20-40目陶粒 缔合压裂液58.046.0 携砂液4.536.01430.8206.415.43.8730.9179.7 77.350.63.60.43.26.8 20-40目陶粒 缔合压裂液610.0 56.0 携砂液4.545.01760.9239.024.43.8038.0217.7 75.990.84.40.55.0 11.8 20-40目陶粒 缔合压裂液712.0 68.0 携砂液560.02031.02312.0 36.44.2250.7268.4 84.431.05.40.78.4 20.2 20-40目陶粒 缔合压裂液812.0 80.0 携砂液560.02361.126

48、13.2 49.64.1549.8318.2 83.071.06.40.89.6 29.8 20-40目陶粒 缔合压裂液98.788.7 携砂液543.52471.22910.4 6 60 0. .0 04.0935.5353.8 81.710.77.10.97.8 37.6 20-40目陶粒 缔合压裂液104.393.0 后后置置液液521.52585.021.5375.3基液注注：井段：1746-1795m支撑剂类型步骤施工时间工序总排量1、交联比50:1，在加砂过程中保持合理交联比2、当正式加砂时，楔形尾追水化剂：37.63kg备注支撑剂基液交联剂尾追破胶剂用量累计两千型车组八、压裂材料

49、及车辆配置八、压裂材料及车辆配置压裂施工参数:支撑剂备料：20-40 目 52Mpa 陶粒共计 370 方，缔合压裂液 3091m3。第一层第二层第三层第四层第五层第六层第七层第一层第二层第三层第四层第五层第六层第七层有效液量m32566401.2350.1349.8348.9348.2348.0375.27.16.16.16.16.16.17.130前置液 m352078.470.670.670.670.670.678.41.61.41.41.41.41.41.6携砂液 m31751275.3233.2233.2233.2233.2233.2275.35.54.74.74.74.74.75.

50、5替置液 m329547.546.346.045.144.444.221.520-40目陶粒m337060505050505060平均砂液比%21.3212121212121.3排量 m3/min4-4.5-54-4.5-54-4.5-54-4.5-54-4.5-54-4.5-54-4.5-5试压/限压MPa第一层第二层第三层第四层第五层第六层第七层第一层第二层第三层第四层第五层第六层第七层配置量 m331214804204204204204204509.68.48.48.48.48.49.030ZX-108稠化剂 kg106051680147014701470147014701575防膨剂K

51、CL kg300300ZX-100交联剂 kg181802880.02520.02520.02520.02520.02520.02700.0ZX-30 kg90901440.01260.01260.01260.01260.01260.01350.0水化剂(过硫酸钠) kg施工车辆65/652、压裂液及添加剂数量基液交联剂名称总量防膨剂1、压裂施工参数基液交联剂施工参数总量防膨剂231泵车水马力 KW总水马力大于4167Kw3、车辆配置表车种数量备注施工车组混砂车2管汇车1仪表车2一台备用砂罐施工单位必须保证砂量,罐数自定配液车1交联剂施工单位必须保证交联剂量,罐数自定基液罐施工单位必须保证基液

52、量,罐数自定九、施工前准备工作九、施工前准备工作1、按设计深度准备内径 62 mm 油管，入井前应丈量单根油管长度、编号并通内径。2、按设计管串结构顺序下压裂管柱。3、压裂井口用 700 型采油树并加固，加四道钢丝绳并用地锚固定，地面高压管线与井口试压 65 MPa。4、备料：(1)运到现场的各种添加剂要求质量合格，包装完好。(2)配液用水必须清洁。(3)配液罐、配液设备清洁无污染。5、压裂液配置程序与方法：(1)压裂液罐必须清洁、干净、无杂质，特别是铁屑、铁锈；(2)所有添加剂必须经过质检部门按行业标准检验合格后方可使用；(3)压裂液所用添加剂要准确计量；(4)压裂液配制完成后，作好登记；(

53、5)经监督检验合格后，方可现场使用。6、压准作业要求：(1)必须保证自井口投球器至封隔器管柱内径大于 60mm；(2)必须使用新的 N80 油管进行压准作业；(3)必须保证油管内无杂物；(4)工具厂家现场负责压准作业指导。十、施工步骤及要求十、施工步骤及要求1 1、施工步骤、施工步骤(1)摆车，接管线；(2)地面管线循环；(3)高压管线试压 65 MPa，稳压 5 分钟不刺不漏为合格；(4)泵注(见泵注程序表)。2 2、施工要求、施工要求(1)施工过程中井口限压 60 MPa；(2)若施工过程中出现压力突然升高，应立即停止加砂并适当提高施工排量；若压力失去控制，超过泵车限压值，则中止施工，并按

54、照施工要求,进行操作；(3)若砂堵，则立即开排空反排；(4)根据实际情况采取相应对策；(5)现场监督人员有权根据现场施工情况调整压裂输砂工序。十一、压裂后返排及其它作业十一、压裂后返排及其它作业1 1、放喷、放喷(1)放喷要求：采取快速返排技术，压后关井时间 1 小时，进行快速返排。(2)放喷程序：现场施工单位依据放喷压力自行选择合适油嘴进行放喷。(3)快速返排管线连接示意图见图 12-1。锚定排液量计量装置阀门压力表井口图图 11-1 快速返排管线连接示意图快速返排管线连接示意图2 2、其它作业、其它作业(1)停喷后起出压裂管柱，下探砂面管柱；(2)若砂面高，则用 1%浓度的优质防膨液(必须

55、用清水配液)冲砂。3 3、工具操作规程、工具操作规程(1)工具下井前通井、洗井、刮削。(2)工具地面识别方法：93 单孔压裂滑套外表面加工有标志槽，第一级为一道环槽、第二级为二道环槽、第三级为三道环槽、第四级为四道环槽、第五级为五道环槽、第六级为六道环槽、第七级为七道环槽、第八级为八道环槽、第九级为九道环槽、103 三孔压裂滑套外表面加工有标志槽，第一级为一道环槽、第二级为二道环槽、第三级为三道环槽、第四级为四道环槽、第五级为五道环槽。(3)当管柱多级封隔器配套使用时，一定要确定压裂滑套外表面环槽数从上至下依次下级大于上级环槽数。4 4、井上技术服务人员在工具下井前一定要检验并记录：、井上技术

56、服务人员在工具下井前一定要检验并记录：(1)工具内通径；(2)与工具所对应轻质球外径；(3)压裂滑套外表面环槽数与所在工具是否对应；(4)工具在管柱配接时顺序及位置。5 5、下井：、下井：根据施工设计按管柱下井示意图所标明的顺序联接工具。联接好后下井到设计位置。6 6、座封：、座封：用泵车采用一档位小油门小排量缓慢向油管内注水打压，当压力达到 10MPa 时稳压 2 分钟，当压力达到 20MPa 时稳压 3 分钟，当压力达到 25MPa 时稳压 3 分钟，当压力达到 30MPa 时稳压 3 分钟，继续加压，地面观察表压迅速下降，表明工具完成座封，下层压裂通道打开。7 7、丢手：、丢手：油管内投

57、 35 轻质球，用泵车向油管内注水打压，当压力达到 10-15MPa 时，地面观察表压迅速下降，上提管柱悬重不增加， 表明工具已经丢手，提出送封管柱，坐好井口，压裂第一层段。8 8、压裂其它层：、压裂其它层：1 号层压裂完成后，向井内投入与工具对应的轻质球，送球排量 0.5-1 方/min，将轻质球送到与工具对应的压裂滑套处，继续加压到 10-15MPa，将压裂通道打开，进行压裂。9 9、限流放喷后投产。、限流放喷后投产。1010、后期起压裂管柱：、后期起压裂管柱：(1)用 2 7/8 UPTBG 油管下井到水平段，排量 0.5 方/min 反洗至鱼顶，起出光油管; (2)用 2 7/8UPT

58、BG 油管连接 Y445-114 丢手封隔器专用可退打捞工具下井到鱼顶以上 1 米，正洗冲鱼顶，下放管柱与鱼顶对接再上提悬重上升，继续上提悬重突然下降，表明 Y445-114 丢手封隔器解封，解封后排量 0.5 方/min 反洗到出液口无压裂砂为止，提出管柱;(3)如果与 Y441-114 封隔器脱开，用 2 7/8UPTBG 油管连接 Y441-114 封隔器专用可退打捞工具下井，重复以上步骤。用 2 7/8UPTBG 油管下井到水平段，排量 0.5 方/min 反洗至鱼顶，起出光油管;用 2 7/8UPTBG 油管连接 Y445-114 丢手封隔器专用可退打捞工具下井到鱼顶以上 1 米，正

59、洗冲鱼顶，下放管柱与鱼顶对接再上提悬重上升，继续上提悬重突然下降，表明 Y445-114 丢手封隔器解封，解封后排量 0.5方/min 反洗到出液口无压裂砂为止，提出管柱;如果与 Y441-114 封隔器脱开，用 2 7/8UPTBG 油管连接Y441-114 封隔器专用可退打捞工具下井，重复以上步骤。十二、安全及环保要求十二、安全及环保要求1 1、压准作业队伍和压裂施工队伍应配备、压准作业队伍和压裂施工队伍应配备 SY/T6088-94SY/T6088-94 标准文件和中国石油吉林油田分公司标准文件和中国石油吉林油田分公司20112011 年下发的年下发的石油与天然气井下作业井控实施细则石油

60、与天然气井下作业井控实施细则文件。文件。2 2、压裂井口安全质量技术要求、压裂井口安全质量技术要求: :按按 SY/T6088-94SY/T6088-94 第第 9 9 项相关标准执行项相关标准执行(1)所选压裂井口的铭牌耐压强度应大于设计施工最高井口压力。(2)套管升高短节组配要与油层套管规格、钢级、壁厚相符，并用密封带上紧。 (3)压裂管柱质量载荷大于 400kN 时应对套管头进行加固。(4)井下有压裂封隔器可采用井口保护器保护井口。(5)压裂井口要全部装齐，螺丝对称上紧，以确保耐压，阀门应开关灵活，井口用钢丝绳固定绷紧。(6)放喷管线一律用硬管线连接，并固定牢靠。3 3、压裂设备管汇安装