LX-12井压裂方案研究87

1、LX-12井压裂改造方案井压裂改造方案钻采所酸化压裂室钻采所酸化压裂室20142014年年7 7月月汇报提纲一、基本情况一、基本情况 二、压裂思路二、压裂思路 三、压裂液与支撑剂三、压裂液与支撑剂四、压裂管柱四、压裂管柱五、压裂设计五、压裂设计 六、总结六、总结（一）地理位置（一）地理位置 LX-12井地理位置：井地理位置：山西省临县清凉寺乡山西省临县清凉寺乡梁家会村梁家会村一基本情况一基本情况 - -地理位置地理位置 临兴地区石盒子组盒临兴地区石盒子组盒8段底面构造图段底面构造图鄂鄂尔尔多多斯斯盆盆地地晋晋西西挠挠褶褶带带西西缘缘LX-12井盒8段附近无断层。渤海钻探公司STC-3002钻井

2、队承钻一基本情况一基本情况 构造位置构造位置 LX-12井地质分层表井地质分层表一基本情况一基本情况 地质分层地质分层地 层 单 位底界深度m厚度m地层 产状岩 性 描 述系统组代号倾向 倾角第四系 Q585.00585.00 黄土层。二 叠 系 上统石千峰组P3sh1573.00286.00 上部褐灰色、浅灰色、灰白色粉砂岩、细砂岩、含砾中砂岩与紫红、棕红、褐色泥岩呈略等厚互层，下部褐灰、褐灰、褐色泥岩夹浅灰色粉砂岩、细砂岩；与下部上石盒子组呈整合接触。中统上石盒子组P2s1825.00252.00 褐、褐灰、灰、绿灰色泥岩与灰、浅灰、褐灰色粉砂岩、细砂岩、含砾中砂岩呈不等厚互层；与下部下石

3、盒子组呈整合接触。下石盒子组P2x1892.0067.00 灰绿、褐色泥岩与浅灰色细砂岩、含砾中砂岩呈等厚互层；与下部山西组呈整合接触。下统山西组P1s1991.0099.00 黑灰、灰、深灰色泥岩和浅灰色细砂岩夹薄层灰黑色碳质泥岩，黑色煤层互层；与下部太原组呈整合接触。太原组P1t2023.0032.00 灰黑色碳质泥岩，黑灰色泥岩，黑色煤层呈等厚互层，与下部本溪组呈整合接触。石碳系中统本溪组C2b2078.0055.00 灰色泥灰岩，黑色煤层，灰色细砂岩，黑灰、灰色，泥岩，灰黑色碳质泥岩呈略等厚互层，与下部马家沟组呈不整合接触。奥陶系下统马家沟组O1m2083.005.00 灰色白云质灰岩

4、（未穿）盒8段及附近层段录井岩性综述1831m泥岩:褐色，质纯，性较硬，吸水可塑性差。1835m泥岩:灰绿色，质纯，性较硬，吸水可塑性差。1839m细砂岩：浅灰色，成分以石英为主，次为长石，含少量岩屑，细粒为主，少量粉粒，颗粒呈半棱角状，分选差，泥质胶结，致密。1841m粉砂质泥岩：褐灰色，砂岩分布不均，局部富集呈泥质砂岩，泥岩色不均，性较硬，吸水可塑差，呈团块状。1843m泥岩:灰色，质纯，性较硬，吸水可塑性差。1845m泥岩:褐色，质纯，性较硬，吸水可塑性差。1854m泥岩:灰绿色，质纯，性较硬，吸水可塑性差。1856m泥质粉砂岩：褐灰色，泥质分布不均，泥质胶结，致密。1868m泥岩:灰绿

5、色，质纯，性较硬，吸水可塑性差。1869m粉砂岩：灰色，含泥质较重，泥质胶结，致密。1871m泥岩:灰绿色，质纯，性较硬，吸水可塑性差。1873m细砂岩：浅灰色，成分以石英为主，次为长石，含少量岩屑，细粒为主，少量粉粒，颗粒呈半棱角状，分选差，泥质胶结，致密。1882m含砾中砂岩：浅灰色，成分以石英为主，次为长石，含少量岩屑，中粒为主，少量粗粒和细粒，颗粒呈半棱角状，砾石含量约占8%，砾石以石英砾为主，少量长石砾。砾径最大8mm，最小1mm，一般34mm，次棱角状，分选差，泥质胶结，致密。1892m细砂岩：浅灰色，成分以石英为主，次为长石，含少量岩屑，细粒为主，少量粉粒，颗粒呈半棱角状，分选差

6、，灰质胶结，致密。1896m泥岩:深灰色，质纯，性较硬，吸水可塑性差。1899m泥质粉砂岩：灰色，泥质分布不均，泥质胶结，致密。盒8段附近岩石矿物特征（录井）一基本情况一基本情况 录井录井千5段及附近层段录井岩性综述1411细砂岩：浅灰色，成分以石英为主，次为长石，含少量岩屑，细粒为主，少量粉粒，颗粒呈半棱角状，分选中等，泥质胶结，致密。1412泥岩:紫红色，色均，质纯，性软，吸水可塑差。1426细砂岩：浅灰色，成分以石英为主，次为长石，含少量岩屑，细粒为主，少量粉粒，颗粒呈半棱角状，分选中等，泥质胶结，致密。1429泥岩:棕红色，色均，质纯，性软，吸水可塑差。1436细砂岩：浅灰色，成分以石

7、英为主，次为长石，含少量岩屑，细粒为主，少量粉粒，颗粒呈半棱角状，分选中等，泥质胶结，致密。1437泥岩:紫红色，色均，质纯，性软，吸水可塑差。1441中砂岩：灰白色，成分以石英为主，次为长石，含少量岩屑，中粒为主，少量细粒，颗粒呈半棱角状，分选中等，泥质胶结，致密。1449含砾中砂岩：浅灰色，砂粒成份以石英为主，少量长石，中粒为主，少量粗粒及细粒，次棱角状，砾石含量约占5%，砾石以石英砾为主，少量长石砾。砾径最大4mm，最小1mm，一般23mm，次棱角状，分选差。泥质胶结，致密。1451泥岩:褐色，色不均，质不纯，性较硬，吸水可塑性中等。1459细砂岩：浅灰色，成分以石英为主，次为长石，含少

8、量岩屑，细粒为主，少量粉粒，颗粒呈半棱角状，分选中等，泥质胶结，致密。1461泥岩:灰色，色不均，质不纯，性软，吸水可塑差。1465泥岩:褐色，色不均，质不纯，性软，吸水可塑差。1472细砂岩：浅灰色，成分以石英为主，次为长石，含少量岩屑，细粒为主，少量粉粒，颗粒呈半棱角状，分选中等，泥质胶结，致密。千5段附近岩石矿物特征（录井）一基本情况一基本情况 录井录井一基本情况一基本情况 气测气测气测异常解释成果表中法渤海地质服务有限公司CFB ML-25队LX-1井地层代号层 号井 段 （m）视 厚(m)钻时(min/m)岩性气测录井显示组份分析（%）气测解释全 烃背/异C1 C2 C3 iC4 n

9、C4iC5 nC5非烃CO2P3s11437.00 -1441.004.00135灰白色中砂岩0.0684 0.0311 0.0020 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 差气层10.3545 7.6145 0.0248 0.0116 0.0045 0.0027 0.0023 0.0019 0.0000 P2s21783.00 -1785.002.00168浅灰色细砂岩0.0987 0.0578 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 差气层47.8965 27.7127 0.0012 0

10、.0025 0.0018 0.0014 0.0017 0.0012 0.0000 P2s31786.00 -1788.002.00718浅灰色细砂岩0.2639 0.1234 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 差气层2.2848 1.8541 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 P2s41804.00 -1809.005.00115浅灰色细砂岩0.2516 0.1619 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 差

11、气层3.9406 2.7131 0.0106 0.0029 0.0019 0.0011 0.0000 0.0000 0.0000 P2s51822.00 -1825.003.00145浅灰色细砂岩0.1861 0.0888 0.0014 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 差气层4.3771 3.1095 0.0561 0.0207 0.0041 0.0040 0.0021 0.0019 0.0000 P2x61882.00 -1886.004.0024浅灰色细砂岩0.4812 0.2225 0.0081 0.0015 0.0000 0.0000

12、 0.0000 0.0000 0.0000 差气层17.1796 8.2066 0.2567 0.0715 0.0158 0.0134 0.0039 0.0035 0.0000 P2x71886.00 -1892.006.0032浅灰色细砂岩1.8452 1.1080 0.0426 0.0152 0.0039 0.0031 0.0026 0.0013 0.0000 差气层28.8073 18.4228 0.6443 0.1939 0.0498 0.0456 0.0247 0.0063 0.0000 P1s81936.00 -1938.002.0072浅灰色细砂岩0.5078 0.2548 0.

13、0377 0.0081 0.0017 0.0012 0.0010 0.0000 0.0000 差气层6.0934 3.1037 0.2657 0.0347 0.0028 0.0035 0.0012 0.0000 0.0000 P1s91945.00 -1948.003.0032煤2.9397 1.6474 0.1573 0.0243 0.0033 0.0027 0.0000 0.0000 0.0000 煤层气7.8815 5.1913 0.2707 0.0262 0.0036 0.0028 0.0000 0.0000 0.0000 P1s101964.00 -1967.003.0063灰色细砂

14、岩2.8955 2.4338 0.2390 0.1223 0.0187 0.0187 0.0054 0.0018 0.0000 气异常层12.4766 5.6019 0.5263 0.2782 0.0425 0.0422 0.0133 0.0026 0.0000 P1s111967.00 -1974.007.0032煤12.1904 5.6019 0.5187 0.2683 0.0403 0.0395 0.0133 0.0023 0.0000 煤层气34.2122 30.8605 1.0107 0.3124 0.0445 0.0442 0.0132 0.0044 0.0000 LX-12井测井

15、曲线成果图井测井曲线成果图千千5 5段段盒盒8 8段段一基本情况一基本情况 测井解释测井解释 解释层段测井响应储层参数气测全量解释结论测量顶深测量底深测量厚度岩性密度声波时差深感应电阻率泥质含量有效孔隙度含水饱和度最小值 最大值 平均值(m)(m)(m)(g/cm3) (us/ft)(OHMM)(%)(%)(%)(%)(%)(%)1404.2 1410.7 6.4 2.60 64.5 32.8 22.7 2.9 49.3 0.077 0.116 0.103 干层1411.4 1414.4 3.0 2.62 63.7 42.2 23.6 1.6 62.9 0.102 0.113 0.104 干层

16、1415.0 1420.4 5.3 2.59 62.7 46.3 16.8 3.0 44.4 0.080 0.102 0.089 干层1422.1 1425.1 3.0 2.60 64.2 46.1 24.4 1.9 65.3 0.072 0.116 0.100 干层1431.6 1434.3 2.7 2.62 63.3 46.6 24.3 1.3 65.5 0.085 0.089 0.087 干层1435.3 1435.8 0.6 2.64 64.0 58.1 28.8 0.4 85.4 0.006 0.006 0.006 干层1436.5 1438.0 1.5 2.60 63.1 54.0

17、 8.4 2.9 41.1 0.005 0.005 0.005 干层1438.0 1440.2 2.2 2.54 65.0 56.1 2.6 6.3 23.5 3.895 10.355 6.641 气层1440.9 1447.7 6.7 2.52 68.9 17.9 5.5 7.4 37.1 0.175 1.634 0.699 气层1452.6 1456.5 3.9 2.62 64.4 27.8 18.0 1.6 83.1 0.190 7.857 1.998 干层1457.1 1458.3 1.3 2.60 64.6 24.0 5.9 2.8 66.2 0.238 0.712 0.475 干层

18、1463.7 1465.6 1.9 2.66 64.1 40.3 36.2 0.0 100.0 0.179 0.198 0.188 干层1466.6 1470.3 3.7 2.62 66.6 30.0 15.7 1.8 78.7 0.175 0.505 0.251 干层1832.9 1838.6 5.7 2.69 62.7 55.8 13.9 0.0 100.0 0.156 0.428 0.258 干层1853.0 1854.1 1.1 2.69 62.6 89.9 15.0 0.0 100.0 0.652 0.844 0.748 干层1870.2 1882.0 11.8 2.68 62.4

19、71.1 12.1 0.0 99.2 0.155 0.703 0.323 干层1882.0 1883.2 1.2 2.61 66.6 92.4 2.0 2.4 36.0 0.481 6.472 3.844 差气层1885.0 1888.0 3.0 2.63 67.7 33.8 14.5 1.6 81.3 1.845 7.632 3.747 干层1888.0 1890.4 2.4 2.53 74.0 27.2 3.2 7.1 29.4 12.645 28.807 21.186 气层1929.2 1932.8 3.6 2.70 59.1 195.6 20.0 0.0 98.3 0.556 0.85

20、7 0.682 干层1933.8 1936.6 2.9 2.73 57.9 251.5 16.0 0.0 100.0 0.508 1.638 1.008 干层一基本情况一基本情况 测井解释测井解释 一基本情况一基本情况 完井数据完井数据 岩石学特征物性特征温压特征千5段浅灰色、褐色含砾中砂岩浅灰色、褐色含砾中砂岩砂粒成份以石英为主，少量长石，中粒砂粒成份以石英为主，少量长石，中粒为主，少量粗粒及细粒，次棱角状，砾为主，少量粗粒及细粒，次棱角状，砾石含量约占石含量约占5%，砾石以石英砾为主，少，砾石以石英砾为主，少量长石砾。砾径最大量长石砾。砾径最大4mm，最小，最小1mm，一般一般23mm，次

21、棱角状，分选差。泥质，次棱角状，分选差。泥质胶结，致密。胶结，致密。（录井）（录井）岩石矿物成分主要以石英为主，粘土含岩石矿物成分主要以石英为主，粘土含量量5.8%-23.4%，均值为，均值为18.3%。（LX-6井）井）有效孔隙度平均有效孔隙度平均6.41%（总院）（总院），7.42%（非常规所）（非常规所） 渗透率平均渗透率平均0.4210-3m2（总院）（总院），1.3610-3m2（非常规（非常规所）所） 。储层温度约储层温度约45地层压力：地层压力：12MPa压力系数约压力系数约0.8（LX-1井试井）井试井） 盒8段浅灰色细砂岩浅灰色细砂岩成分以石英为主，次为长石，含少量岩成分以石

22、英为主，次为长石，含少量岩屑，细粒为主，少量粉粒，颗粒呈半棱屑，细粒为主，少量粉粒，颗粒呈半棱角状，分选差，泥质胶结，致密。角状，分选差，泥质胶结，致密。（录（录井）井） 岩石矿物成分主要以石英为主，粘土含岩石矿物成分主要以石英为主，粘土含量量9.59%-19.56%，均值为，均值为15.4%。（LX-6井）井）有效孔隙度平均有效孔隙度平均5.53%（总院）（总院），7.25 %（非常规所）（非常规所） 渗透率平均渗透率平均0.0910-3m2（总院）（总院）， 3.1210-3m2（非常规（非常规所）。所）。储层温度约储层温度约58地层压力约地层压力约17MPa压力系数约压力系数约0.9（L

23、X-1井试井）井试井） 一基本情况一基本情况 岩屑描述岩屑描述 一基本情况一基本情况 矿物成分矿物成分LX-6井编号深度m石英钾长石斜长石方解石铁白云石粘土矿物石千峰组1244-1288mLX6-2-2-51258.8770.11.411.3 17.3LX6-2-3-11259.3077.8 8.50.7 13.0LX6-2-4-11261.3559.43.99.81.6 25.3LX6-3-1-21282.9848.510.622.1 18.8LX6-3-1-81284.1151.22.628.44.3 13.4LX6-3-1-131285.5153.92.833.10.6 9.6LX6-3

24、-2-21286.9351.95.521.7 1.319.6上石盒子1296-1472mLX6-4-1-11470.2461.9 21.63.1 13.4LX6-4-1-21470.4967.3 23.9 8.8LX6-4-2-11470.6758.2 31.53.4 6.9LX6-4-2-21470.8176.3 16.8 6.9下石盒子1616-1674mLX6-6-1-21646.3275.72.95.0 16.5LX6-6-1-31646.4373.90.81.8 23.4LX6-6-2-11646.6746.726.46.6 20.3LX6-6-2-51647.3970.12.88.

25、4 18.8LX6-6-2-61647.5679.61.63.92.1 12.7LX6-6-3-21648.4218.417.339.716.82.05.8太原组1827-1867mLX6-10-15-11863.8093.1 6.9LX6-10-15-31864.3290.4 9.6一基本情况一基本情况 粘土矿物粘土矿物LX-6井井段m粘土矿物含量%伊蒙混层比蒙皂石S伊利石I高岭石K绿泥石C伊/蒙混层I/S绿/蒙混层C/S蒙皂石S%伊利石I%LX6-2-2-51258.87303425112080LX6-2-3-11259.30 5030202080LX6-2-4-11261.35 2917

26、18362575LX6-3-1-21282.98 213726162080LX6-3-1-81284.11164924112080LX6-3-1-131285.51 12689112080LX6-3-2-21286.9349158282575LX6-4-1-11470.24 8692122080LX6-4-1-21470.4913275642080LX6-4-2-11470.67X6-4-2-21470.8111315351585LX6-6-1-21646.32 39262872080LX6-6-1-31646.43492020112080LX6-6-2-11646.

27、67 50231982080LX6-6-2-51647.39 34253382080LX6-6-2-61647.56 8761422080LX6-8-3-21845.863751122575LX6-10-15-11863.80 59232080LX6-10-15-31864.32 78852575石千峰组下石盒子（1）水敏：）水敏：石千峰组：水敏损害程度石千峰组：水敏损害程度强强；下石盒子组：；下石盒子组：水敏损害强度水敏损害强度中等偏强中等偏强；（2）酸敏：）酸敏：石千峰组：酸敏损害程度石千峰组：酸敏损害程度中等偏强（中等偏强（60.13%）；下石盒子组：酸敏损害强度；下石盒子组：酸敏损害强

28、度中等偏强（中等偏强（50.63%） ； （6）速敏：）速敏：石千峰组：速敏损害程度石千峰组：速敏损害程度中等偏弱中等偏弱；临界；临界流速：流速：0.5ml/min；下石盒子组：速敏损害程度；下石盒子组：速敏损害程度弱弱；临界；临界流速：流速：0.5ml/min；（5）盐敏：）盐敏：石千峰组：临界盐度石千峰组：临界盐度40000；下石盒子组；下石盒子组：临界盐度：临界盐度40000；（3）碱敏：）碱敏：石千峰组：碱敏损害程度石千峰组：碱敏损害程度中等偏弱中等偏弱；下石盒；下石盒子组：碱敏损害强度子组：碱敏损害强度弱弱 ；一基本情况一基本情况 敏感性分析敏感性分析 参照参照LX-6LX-6井资料

29、：井资料：岩芯岩芯编号编号井号井号岩岩心编号心编号长度长度mm直径直径mm重量重量g密度密度g/cm3围压围压MPa弹性模量弹性模量GPa泊松比泊松比抗压强度抗压强度MPa1LX-121-1148.0448.0454.822.3912.219.38240.296115.00221-2750.5350.5358.672.3517.76840.268121.34533-850.6450.6464.562.5915.624.04470.251183.58743-2551.6251.6267.222.6327.10710.246186.146岩石三轴试验结果（中国石油大学（北京）岩石三轴试验结果（中国

30、石油大学（北京）岩石力学参数（千岩石力学参数（千5段，海油总院）段，海油总院）岩石力学参数（盒岩石力学参数（盒8段，海油总院）段，海油总院）一基本情况一基本情况岩石力学岩石力学生产套管试压生产套管试压20MPa20MPa合格。合格。井井 段（段（m m）第一界面第一界面第二界面第二界面74.00-123.2074.00-123.20合格合格合格合格123.20-126.00123.20-126.00不合格不合格不合格不合格126.00-192.00126.00-192.00合格合格合格合格192.00-684.00192.00-684.00不合格不合格不合格不合格684.00-865.7068

31、4.00-865.70合格合格合格合格865.70-867.70865.70-867.70不合格不合格不合格不合格867.70-884.50867.70-884.50合格合格合格合格884.50-960.50884.50-960.50优优优优960.50-964.50960.50-964.50合格合格合格合格964.50-2062.55964.50-2062.55优优优优一基本情况一基本情况 固井质量固井质量 油套：油套：五吋半五吋半N80N80套管套管抗内压：抗内压：53.5MPa53.5MPa一基本情况一基本情况 完井管柱完井管柱 汇报提纲一、基本情况 二、压裂思路三、压裂工艺方案优化四、

32、压裂施工方案五、结论p 目的层1438.0-1440.2m,1440.9-1447.7m,8.0m/2n；1882.0-1883.2m-1888.0-1890.4m,3.6m/2n。p 探查千5段、盒8段致密砂岩的含气性p 确定储层发育及展布特征p 提供产能数据，为储量计算提供依据。l LX-1井太原组： 2061.4-2063.1、2064.0-2064.5m，2.2m/2n。压裂后测试无阻流量2.85104m3/d（上石盒子组未产气）。压力系数0.8205。裂缝半长59.1m，裂缝导流能力5987md.ml LX-6井上石盒子组：1466.5m1472.1m，4.9m/2n。压裂后测试无阻

33、流量9.58104m3/d。压力系数1.0394。裂缝半长76.5m.l LX-6井下石盒子组：1641.80-1651.90m，10.1m/4n。压裂后测试20mm孔板稳定产量4.80104m3/d。压力系数1.0146。裂缝半长109m.l LX6井石千峰组：1279.2m1288.5m，9.3m/1n。压裂后测试20mm孔板稳定产量0.48104m3/d。压力系数1.0349。裂缝半长28.4m.二压裂思路 目的压裂目的： 千千5 5段段1438.0m-1440.2m1438.0m-1440.2m、1440.9m-1447.7m1440.9m-1447.7m层位应力分析结果，层位应力分析

34、结果，应力大小应力大小23.0MPa23.0MPa，与上隔层应力差，与上隔层应力差2.5MPa2.5MPa，与下隔层应力差，与下隔层应力差3.7MPa3.7MPa。 盒盒8 8段段1882.0m-1883.2m1882.0m-1883.2m、1888.0m-1890.4m1888.0m-1890.4m层位应力分析结果，层位应力分析结果，应力大小应力大小30.9MPa30.9MPa，与上隔层应力差，与上隔层应力差4.5MPa4.5MPa，与下隔层应力差，与下隔层应力差4.9MPa4.9MPa。千5段千千5 5段地层应力分析段地层应力分析盒盒8 8段地层应力分析段地层应力分析盒8段二压裂思路 应力

35、剖面存在的优势存在的优势l 目的层气测显示较好，测井解释显示地层含气，有改造的目的层气测显示较好，测井解释显示地层含气，有改造的物质基础物质基础。l 储层上下储层上下无水层无水层，且上下隔层，且上下隔层压差均较大压差均较大；裂缝高度控制较容易。；裂缝高度控制较容易。l 附近附近无断层无断层，对裂缝延伸限制较小。，对裂缝延伸限制较小。l 井深较浅，预计井深较浅，预计施工压力和闭合应力较低施工压力和闭合应力较低，对压裂设备和支撑剂的要求不高。，对压裂设备和支撑剂的要求不高。l 有一定参照价值的邻井：有一定参照价值的邻井：LX-1LX-1井、井、LX-6LX-6井。井。存在的劣势存在的劣势l 地层致

36、密，物性较差地层致密，物性较差，盒，盒8 8段为典型的薄差层，施工有一定风险。段为典型的薄差层，施工有一定风险。l 地层温度较低，不利于压裂液地层温度较低，不利于压裂液破胶破胶。l 地层压力系数低，不利于压后地层压力系数低，不利于压后返排返排。l 地层粘土含量较高，为中强地层粘土含量较高，为中强水敏水敏地层，同时也是地层，同时也是酸敏酸敏地层。地层。l 上部上部固井质量较差固井质量较差，施工存在一定风险。，施工存在一定风险。可以进行压裂改造！可以进行压裂改造！二压裂思路 条件针对劣势的对策针对劣势的对策劣势劣势对策对策1地层致密，物性较差优化施工设计，优选最优裂缝形态，在经济性限制的范围内最大

37、限度地改造储层。2地层低温优选低温破胶性能较好的压裂液体系3地层压力系数低优选对地层伤害小的压裂液；同时伴注氮气，加强返排4地层水敏压裂液中添加合适的粘土稳定剂5地层酸敏不采用前置酸降破等用到酸的工艺技术6上部套管固井质量差下封隔器护套压裂试气主要步骤压裂试气主要步骤：先压裂盒8段 完成该段试气 填砂至盒8段以上 压裂千5段 完成千5段试气。二压裂思路 思路u 对目的层的岩心进行五敏伤害性评价、水锁、岩石力学实验。对目的层的岩心进行五敏伤害性评价、水锁、岩石力学实验。u 根据储层温度、五敏分析和致密砂岩气压裂特点，选择压裂液。根据储层温度、五敏分析和致密砂岩气压裂特点，选择压裂液。u 针对针对

38、LX-12LX-12井石千峰组压裂测试产能一般，本井压裂追求更长缝长。井石千峰组压裂测试产能一般，本井压裂追求更长缝长。u 在追求裂缝长度基础上，控制裂缝高度，避免无效支撑。在追求裂缝长度基础上，控制裂缝高度，避免无效支撑。u 优化压裂设计参数和泵注程序，确保经济有效顺利施工；优化压裂设计参数和泵注程序，确保经济有效顺利施工；对盒对盒8 8段，段，由于是薄差层，尽量降低施工规模，以降低施工风险。由于是薄差层，尽量降低施工规模，以降低施工风险。u 压前小型压裂测试，获取探井区域更多的地质参数，指导压裂施工。压前小型压裂测试，获取探井区域更多的地质参数，指导压裂施工。u 压裂管柱选择压裂管柱选择2

39、 7/8”2 7/8”油管油管+ +压裂封隔器，避免砂堵地面风险。压裂封隔器，避免砂堵地面风险。u 选用选用K344K344型封隔器，该工具座封解封极快，能很好地配合试气作业。型封隔器，该工具座封解封极快，能很好地配合试气作业。u 根据储层闭合压力和导流能力要求，优选支撑剂。根据储层闭合压力和导流能力要求，优选支撑剂。u 控制施工排量，确保压裂施工在油套管强度安全范围内实施。控制施工排量，确保压裂施工在油套管强度安全范围内实施。u 压裂伴注氮气，参照邻井资料制定返排制度，如果返排仍较慢，采压裂伴注氮气，参照邻井资料制定返排制度，如果返排仍较慢，采用连续油管气举返排。用连续油管气举返排。二压裂思

40、路 思路汇报提纲一、基本情况一、基本情况 二、压裂基本思路二、压裂基本思路 三、压裂液与支撑剂三、压裂液与支撑剂四、压裂管柱四、压裂管柱五、压裂设计五、压裂设计 六、总结六、总结压裂液类型压裂液类型优点优点缺点缺点使用范围使用范围使用比例使用比例水基压裂液廉价、安全、可操作性强、性能好浓度高、残渣、伤害高除强水敏性储层外均可使用90%泡沫压裂液密度低、易返排。伤害小，携砂性好施工压力高，需特殊设备低压、水敏储层3%油基压裂液配伍性好、密度低、易返排、伤害小成本高、安全性差、耐温较低强水敏、低压储层3%清洁压裂液无聚合物、无残渣、低伤害成本高、气井有争议中低温井1%三 压裂液 支撑剂 - -压裂

41、液压裂液（一）压裂液体系选择（一）压裂液体系选择 原则：原则：l 悬砂能力强，携带支撑剂性能强；悬砂能力强，携带支撑剂性能强；l 配制方便，性能稳定，保质期较长；配制方便，性能稳定，保质期较长；l 压裂液与地层流体配伍性好，避免生成沉淀，保护储层；压裂液与地层流体配伍性好，避免生成沉淀，保护储层；l 适合本井低温条件，破胶彻底。适合本井低温条件，破胶彻底。l 低伤害，适合低渗储层改造；低伤害，适合低渗储层改造；l 优先选择同类储层的成熟压裂液体系。优先选择同类储层的成熟压裂液体系。三 压裂液 支撑剂 - -压裂液压裂液压裂液类型压裂液类型主流压裂液体系主流压裂液体系苏里格气田羟丙基瓜胶大牛地气

42、田羟丙基瓜胶临兴致密砂岩气羟丙基瓜胶低浓度胍胶压裂液体系低浓度胍胶压裂液体系-川庆工程院的川庆工程院的山西大宁山西大宁-吉县吉县2014年应用年应用10多井，增产效果明显。多井，增产效果明显。基基 液：液：0.25%-0.28%HPG0.25%-0.28%HPG + +杀菌剂杀菌剂+KCL+KCL+气井用降水锁处理剂气井用降水锁处理剂+ +压裂酸化用压裂酸化用粘土稳定剂粘土稳定剂+ +压裂用助排剂压裂用助排剂 + +纯碱纯碱+ + 压裂用低温破胶激活剂压裂用低温破胶激活剂交联剂：交联剂： 0.6%0.6%硼砂硼砂+0.4%-0.7%APS+0.4%-0.7%APS（30-50）低浓度硼砂交联瓜

43、胶压裂液体系HPG/%基液pH值表观粘度/（mPas）交联比交联时间/s挑挂状态0.258-913-18100:6-1010-20不可挑挂0.288-915-21100:6-1010-20不可挑挂（30-5030-50）低浓度硼砂交联瓜胶压裂液体系基本性能）低浓度硼砂交联瓜胶压裂液体系基本性能1 1、千、千5 5段适用压裂体系（段适用压裂体系（30-5030-50） 三 压裂液 支撑剂 - -压裂液压裂液流变性能流变性能 使用使用RS6000RS6000模块化数字流变仪，在模块化数字流变仪，在170s170s-1-1、3030、4545、5050条件下，条件下，评价了该低浓度硼砂交联瓜胶压裂液

44、体系的流变性能，其评价结果如下评价了该低浓度硼砂交联瓜胶压裂液体系的流变性能，其评价结果如下所示：所示： 该低浓度瓜胶压裂液经过该低浓度瓜胶压裂液经过170s170s-1-1连续连续90min90min充分剪切后，体系粘度仍然保持在充分剪切后，体系粘度仍然保持在50mPas50mPas以上，显示出良好的流变性能。以上，显示出良好的流变性能。（行业标准要求表观粘度（行业标准要求表观粘度50mPa50mPas s）0.25%HPG0.25%HPG0.28%HPG1 1、千、千5 5段适用压裂体系（段适用压裂体系（30-5030-50） 三 压裂液 支撑剂 - -压裂液压裂液APS%时间时间/min

45、，破胶液粘度，破胶液粘度(mPas)601201802100.056011.51 0.07608.37.02 0.09127.24.360.108.35.93.85APS%时间时间/min，破胶液粘度，破胶液粘度(mPas)3060901200.05/10.507.976.100.0613.058.707.525.760.079.546.064.884.770.085.216.094.934.62APS%时间时间/min，破胶液粘度，破胶液粘度(mPas)3060901200.03-18.458.686.350.0417.938.006.694.120.0511.917.885.194.530

46、.0614.746.155.024.200.25%HPG，30 0.25%HPG，40 0.28%HPG，50 对于不同温度的压对于不同温度的压裂液体系，通过选择裂液体系，通过选择适当浓度的破胶剂，适当浓度的破胶剂，即可实现压裂液彻底即可实现压裂液彻底破胶，破胶液粘度小破胶，破胶液粘度小于于5mPas5mPas。（行业标（行业标准 要 求 破 胶 时 间准 要 求 破 胶 时 间 7 2 0 m i n 7 2 0 m i n ， 粘 度， 粘 度5mPas5mPas）破胶性能破胶性能 1 1、千、千5 5段适用压裂体系（段适用压裂体系（30-5030-50） 三 压裂液 支撑剂 - -压裂液

47、压裂液岩心号岩心号苏苏30-13730-137苏苏36-12 7/6436-12 7/64苏苏36-12 6/6436-12 6/64苏苏36-14 7/14936-14 7/149渗透率改善率渗透率改善率 % %41.741.7140.1140.130.130.157.157.1气相渗透率改善结果气相渗透率改善结果 用高温高压岩心流动试验仪评价了水锁处理剂对饱和岩心气相渗透用高温高压岩心流动试验仪评价了水锁处理剂对饱和岩心气相渗透率的改善性能，试验结果如下：率的改善性能，试验结果如下： 用水锁处理剂处理后的用水锁处理剂处理后的4 4块岩心块岩心气相渗透率提高了气相渗透率提高了30.130.1

48、140.1%140.1%，平均平均67.2%67.2%。降水锁性能降水锁性能 通常低压致密气藏往往存在较强的水锁伤害。为降低储层水锁伤害，室内开发出了水锁处理剂。1 1、千、千5 5段适用压裂体系（段适用压裂体系（30-5030-50） 三 压裂液 支撑剂 - -压裂液压裂液性能评价性能评价条件条件技术指标技术指标行业标准行业标准静态滤失系数静态滤失系数/(m/min/(m/min1/21/2) )0.25%HPG0.25%HPG，30300.6610.6611010-3-31.01.01010-3-30.25%HPG0.25%HPG，40400.6200.6201010-3-30.28%HP

49、G0.28%HPG，50500.6670.6671010-3-3破胶液残渣破胶液残渣/ /（mg/Lmg/L）0.25%HPG0.25%HPG，3030117.5117.56006000.25%HPG0.25%HPG，4040116.1116.10.28%HPG0.28%HPG，5050217.09217.09助排性能助排性能/(/(mN/mmN/m) )0.25%HPG0.25%HPG，303026.31026.31028280.28%HPG0.28%HPG，505026.01126.011防膨性能防膨性能/%/%0.25%HPG0.25%HPG，303091.7391.73/ /0.28%

50、HPG0.28%HPG，505091.8091.80低浓度硼砂交联瓜胶压裂液其他技术指标低浓度硼砂交联瓜胶压裂液其他技术指标 其他性能其他性能 1 1、千、千5 5段适用压裂体系（段适用压裂体系（30-5030-50） 三 压裂液 支撑剂 - -压裂液压裂液（50-70）低浓度有机硼交联瓜胶压裂体系）低浓度有机硼交联瓜胶压裂体系基 液：0.25%-0.30%HPG +杀菌剂+KCL+气井用降水锁处理剂+压裂酸化用粘土稳定剂+压裂用助排剂 +纯碱交联剂： 压裂用有机硼交联剂（ G517 -YJ）HPG/%基液pH值表观粘度/（mPas）交联比交联时间/s挑挂状态0.25%8-913-18100:

51、0.3-0.430-50不可挑挂0.30%8-921-27100:0.4-0.530-50可挑挂（50-7050-70）低浓度硼砂交联瓜胶压裂液体系基本性能）低浓度硼砂交联瓜胶压裂液体系基本性能1 1、盒、盒8 8段适用压裂体系（段适用压裂体系（50-7050-70） 三 压裂液 支撑剂 - -压裂液压裂液流变性能流变性能 使用RS6000模块化数字流变仪，在170s-1、50、60、70条件下，评价了该低浓度硼砂交联瓜胶压裂液体系的流变性能，其评价结果如下所示： 该低浓度瓜胶压裂液经过该低浓度瓜胶压裂液经过170s170s-1-1连续连续90min90min充分剪切后，体系粘度仍然保持在充分

52、剪切后，体系粘度仍然保持在50mPas50mPas以上，显示出良好的流变性能。以上，显示出良好的流变性能。（行业标准要求表观粘度（行业标准要求表观粘度50mPa50mPas s）0.25%HPG0.25%HPG0.30%HPG2 2、盒、盒8 8段适用压裂体系（段适用压裂体系（50-7050-70） 三 压裂液 支撑剂 - -压裂液压裂液APS%时间时间/min，破胶液粘度，破胶液粘度(mPas)3060901200.039.45 7.59 5.24 5.02 0.047.71 6.86 5.00 3.79 0.057.57 5.66 4.48 3.37 APS%时间时间/min，破胶液粘度，

53、破胶液粘度(mPas)3060901200.005-12.149.900.010-25.288.956.620.0159.8610.405.554.290.0209.527.714.273.09APS%时间时间/min，破胶液粘度，破胶液粘度(mPas)3060901200.005-16.2310.230.010-21.257.425.470.01510.278.456.133.960.0209.268.184.613.870.25%HPG，50 0.25%HPG，60 0.30%HPG，70 对于不同温度的压对于不同温度的压裂液体系，通过选择裂液体系，通过选择适当浓度的破胶剂，适当浓度的破胶

54、剂，即 可 实 现 压 裂 液 在即 可 实 现 压 裂 液 在120min120min内破胶，破胶内破胶，破胶液粘度小于液粘度小于5mPas5mPas。（行业标准要求破胶（行业标准要求破胶时间时间720min720min，粘度，粘度5mPas5mPas）破胶性能破胶性能 2 2、盒、盒8 8段适用压裂体系（段适用压裂体系（50-7050-70） 三 压裂液 支撑剂 - -压裂液压裂液其他性能其他性能 性能评价性能评价条件条件技术指标技术指标行业标准行业标准静态滤失系数静态滤失系数/(m/min/(m/min1/21/2) )0.25%HPG0.25%HPG，50500.7520.752101

55、0-3-31.01.01010-3-30.30%HPG0.30%HPG，70700.7500.7501010-3-3破胶液残渣破胶液残渣/ /（mg/Lmg/L）0.25%HPG0.25%HPG190.01190.016006000.30%HPG0.30%HPG221.93221.93助排性能助排性能/(/(mN/mmN/m) )0.25%HPG0.25%HPG26.31026.31028280.30%HPG0.30%HPG26.01126.011防膨性能防膨性能/%/%0.25%HPG0.25%HPG，505091.7391.73/ /0.30%HPG0.30%HPG，707091.8091

56、.80低浓度有机硼交联瓜胶压裂液其他技术指标低浓度有机硼交联瓜胶压裂液其他技术指标 2 2、盒、盒8 8段适用压裂体系（段适用压裂体系（50-7050-70） 三 压裂液 支撑剂 - -压裂液压裂液使用使用AFS-870AFS-870高温高压岩心流动仪，在高温高压岩心流动仪，在6060的条件下对现场取心的岩心测试了破的条件下对现场取心的岩心测试了破胶液对其基质渗透率的损害率。胶液对其基质渗透率的损害率。岩心编号岩心编号取心层位取心层位渗透率渗透率/(/(1010-3-3mm2 2) )孔隙度孔隙度/%/%伤害率伤害率/ /2-12-1山山2 20.018470.018478.6268.6262

57、0.6%20.6%1-161-16盒盒8 80.019290.019295.6075.60718.2%18.2% 结果显示，该低浓度瓜胶压裂液体系储层伤害率平均结果显示，该低浓度瓜胶压裂液体系储层伤害率平均19.4%19.4%。低浓度瓜胶压裂液岩心伤害实验低浓度瓜胶压裂液岩心伤害实验 （永和（永和17井山井山2、盒、盒8） 岩心渗透率损害率测定岩心渗透率损害率测定2 2、盒、盒8 8段适用压裂体系（段适用压裂体系（50-7050-70） （一）压裂液体系选择（一）压裂液体系选择 支撑剂类型支撑剂类型优点优点缺点缺点适应性适应性石英砂石英砂便宜、供货商多、便宜、供货商多、密度较低密度较低强度低、

58、园球度强度低、园球度较低、导流能力较低、导流能力低低28MPa28MPa树脂包衣砂树脂包衣砂较石英砂强度和较石英砂强度和导流能力有所提导流能力有所提高、密度更低、高、密度更低、防嵌入防嵌入闭合压力高时树闭合压力高时树脂涂层的弹性形脂涂层的弹性形变导致导流能力变导致导流能力下降下降防砂防砂人造陶粒人造陶粒强度高、破碎率强度高、破碎率低、导流能力高、低、导流能力高、有效期长有效期长较贵较贵全系列全系列 储层闭合压力在36MPa以内，对于探井，为保证支撑剂在地层中长期不破碎，从而长期保持较高导流能力，推荐20/40目低密度巩义天祥陶粒作为本井压裂支撑剂。 支撑剂粒径的优选原则：根据地层闭合应力及生产

59、压差，确定支撑剂种类根据地层闭合应力及生产压差，确定支撑剂种类应具备具有低破碎率、高导流能力的特点。应具备具有低破碎率、高导流能力的特点。三 压裂液 支撑剂 支撑剂支撑剂样品编号及指标圆/球度（0.8）体密度(g/cm3)视密度(g/cm3)酸溶解度（5%）浊度(100FTU)筛析粒径范围内质量分数(90%)20/400.8/0.91.5652.8408.9075.0399.82样品编号耐压等级MPa实验压力MPa实测值%20/4052524.5支撑剂抗破碎能力测试实验数据支撑剂抗破碎能力测试实验数据支撑剂基本性能评价数据表支撑剂基本性能评价数据表闭合压力MPa样品20-40102030405

60、06070导流能力m2.cm365.61284.92280.45252.65230.79214.36195.46支撑剂短期导流能力数据表支撑剂短期导流能力数据表三 压裂液 支撑剂 支撑剂支撑剂一、基本情况一、基本情况 二、压裂基本思路二、压裂基本思路 三、压裂液与支撑剂三、压裂液与支撑剂四、压裂管柱四、压裂管柱五、压裂设计五、压裂设计 六、总结六、总结四 压裂管柱 -压力预测盒8段施工泵压预测排量管柱摩阻 闭合压力 液柱压力 其他摩阻净压力泵压（m3/min)(MPa)(MPa)(MPa)（MPa）(MPa)(MPa)2.59.530.918.85.06.032.63.012.630.918.