油气井压裂增产工艺及新发展

页岩气储层改造技术和

威201、昭101井压裂设计及

威201井压后评估分析中国石油页岩气改造技术调研组汇报提纲一、页岩气储层改造技术发展现状二、国内压裂酸化技术发展概况三、国内水平井分段改造技术现状四、威201井直井压裂设计方案五、威201井九老洞组压后评估分析总结六、昭101井直井压裂设计初步方案七、研究需解决的问题及下步工作建议致密气煤层气页岩气水平井分段压裂活性水压裂技术水平井分段多簇压裂大规模压裂技术冻胶压裂技术大型水压裂技术复合压裂泡沫压裂技术复合压裂直井连续油管分压技术直井连续油管分压技术水平井同步压裂直井不动管柱分压合采技术非常规天然气储层改造主体技术致密气：砂岩为主、天然裂缝相对低，岩石硬，张性断裂为主，多薄层特征明显，自由气煤层气：煤岩、天然割理裂隙发育，岩石软，塑性强，厚度较薄，部分区域有多薄层特征，吸附气页岩气：岩性复杂、天然裂缝发育，岩石硬（部分区域塑性强），剪切断裂为主、厚度大，自由气+吸附气非常规天然气储层主要特征1.非常规天然气储层改造主体技术概述一、页岩气储层改造技术发展现状Marcellus页岩Appalachian盆地AntrimShaleMichigan盆地Woodford页岩Anadarko盆地Barnett页岩FortWorth盆地Haynesville页岩Barnett/Woodford页岩Delaware盆地Fayetteville页岩⑴美国页岩气储层分布概况富含有机物的页岩气源岩盆地分布图2.页岩气储层基本特点NewAlbanyShaleIllinoisBasin一、页岩气储层改造技术发展现状2.页岩气储层基本特点一、页岩气储层改造技术发展现状页岩气藏的地质特征2.页岩气储层基本特点一、页岩气储层改造技术发展现状页岩气藏的渗流特征2.页岩气储层基本特点一、页岩气储层改造技术发展现状2.页岩气储层基本特点一、页岩气储层改造技术发展现状最容易接受的观点是水能解吸出页岩气2.页岩气储层基本特点一、页岩气储层改造技术发展现状页岩气需要缝网裂缝的需求页岩盆地BarnettFayettevilleHaynesvilleMarcellusWoodfordAntrimNewAlbany预计盆地面积（km2）80471448414484152888177031931270006深度m1981～2591609.6～1828.83200-41151219-25911828.8～3352.8183-671152-610净厚度m30.5－18322.86－91.4461-91.515.2-615.24～91.4421.3-36.615.2-30.5要保护的地下水层深度m36615212225912291.4122可处理水层与产层之间的岩层间隔m1615-2225152-19813078-3993648-23321707-323191.4-57930.5-488总有机碳含量，%4.54.0-9.80.5-4.03-121-141-201-25孔隙度%4-52-88-9103-9910-14含气量m3/吨9.36-10.921.87-6.863.12-10.31.87-3.126.24-9.361.25-3.121.25-2.50产水量-----0.795-79.50.795-79.5井控面积104m224.3-64.732.4-64.716.2-226.616.2-64.725916.2-64.732.4原始储量108m3925961472520303242475365132152145307可采储量12459117807107574190322856635437美国不同页岩气储层参数对比⑵不同区域页岩气储层基本参数特点2.页岩气储层基本特点一、页岩气储层改造技术发展现状Barnett页岩含石英矿物37.38%，碳酸盐矿物19.13%，粘土矿物41.13%；其中粘土矿物成分不含蒙脱石，以伊/蒙混层为主。（SPE106070）⑶页岩气储层岩性及物性特征北美不同区域页岩地层矿物组分（%）2.页岩气储层基本特点北美页岩数据库的矿物三角图1区脆性页岩富含石英2区脆性页岩富含碳酸盐3，4区塑性页岩富含泥质压裂困难一、页岩气储层改造技术发展现状不是所有的页岩都具有相同的特性Barnett页岩，具有脆性特征，遭受破坏时会产生复杂的缝网WCSB页岩：具有延展性，会塑性变形，像海绵或软泥2.页岩气储层基本特点⑶页岩气储层岩性及物性特征一、页岩气储层改造技术发展现状裂缝=天然气储集空间及渗流通道简单裂缝复杂裂缝异常复杂裂缝Barnett页岩储层页岩在裂缝网络系统不发育情况下，很难成为有效储层2.页岩气储层基本特点⑷页岩气储层岩石力学及天然裂缝特征E静=1.6～4×104MPa，v=0.15～0.25（CoreLab岩心实验结果）砂岩：E静=2～3×104MPa，v=0.25白云岩：

E静=4～8.4×104MPa，v=0.25灰岩：

E静=1～8×104MPa，v=0.3火山岩：

E静=2～6×104MPa，v=0.25一、页岩气储层改造技术发展现状张开裂缝平面对称双翼裂缝非平面对称裂缝（弯曲缝、多裂缝）缝网压裂技术(经典理论)体积改造技术(现代理论)剪切裂缝⑴技术的缘起：从经典走向现代——裂缝起裂与扩展新观念3.页岩气储层改造技术发展历程一、页岩气储层改造技术发展现状第1阶段，1997年之前，大规模水力压裂(MHF)技术1981年-MitchellEnergy公司进行第一口氮气泡沫压裂1985-22口直井进行常规压裂1986-开始以氮气助排的大型压裂技术(MHF)（1900m3瓜胶压裂液，44-680t支撑剂（20/40目，≥6m3/min排量）1990-所有Barnett页岩气井都采用大型压裂技术，典型井产量1.55～1.94×104m3/d1992-第一口水平井压裂第2阶段:1997年后，大规模滑溜水压裂1997-第一次水压裂（用水6000方以上，支撑剂100方以上，成本降低25%）1998-大规模采用水压裂和重复压裂,滑溜水压裂比大型冻胶压裂效果好,产量一般增加25%，达到3.54×104m3/d第3阶段：2002年以来，水平井分压技术开始试验2002-许多公司尝试水平井压裂（水平段长450-1500m），水平井产量一般是垂直井的3倍多。2004-水平井分段改造和水压裂快速普及，水平井多段水压裂能获得更好的效果，产量可达到6.37×104m3/d2005-试验两井同时压裂技术目前，水平井分段压裂和同步压裂（水平段长1000-1500m,分段8-15段，每段液量1000-1500m3，支撑剂100-200吨）,同步压裂产量比单独压裂提高20-55%.泡沫压裂大型冻胶压裂+液氮助排大型活性水压裂水平井分段压裂+大型活性水压裂小型冻胶压裂⑵典型页岩储层改造技术发展历程3.页岩气储层改造技术发展历程一、页岩气储层改造技术发展现状2009年在整个Barnett页岩气开发中采用水平井完井超过了95%。Source：RailroadCommissionofTexas,2010Barnett页岩核心区完井方式演变历程FW盆地1993-2009年Barnett页岩气分年产量FW盆地1993-2009年Barnett页岩气井数量3.页岩气储层改造技术发展历程不同盆地页岩气产量贡献2009年美国页岩气年产量接近1000亿方,超过我国常规天然气的年产量，预计２０１０年页岩气产量将占全美天然气产量的１５％以上。（第24届世界天然气大会发布数据）一、页岩气储层改造技术发展现状完井方式裸眼完井筛管完井套管完井（目前80%北美页岩气井完井方式）压裂改造技术水平井多级滑套封隔器分段压裂技术裸眼水平井可膨胀封隔器分段压裂技术水平井水力喷砂分段压裂技术水平井分段多簇改造技术水平井多井同步压裂技术“分段多簇”射孔技术一次装弹、电缆传输、液体传送、分簇引爆相位角：60°/180°主体技术：

+水平井套管完井

+多级滑溜水压裂

+分段多簇射孔

+快速可钻式桥塞StageFRAC压裂技术对套管尺寸的要求套管尺寸〃改造段数最小裸眼井直径〃2.87563.8753.584.7504.51065.5137.8787178.5⑴页岩气改造主体技术构成4.页岩气储层改造主体技术一、页岩气储层改造技术发展现状⑵水平井分段多簇改造技术主要技术特征4.页岩气储层改造主体技术主要技术参数水平井段长1000-1500m一般分8-15段，每段分4～6簇排量10m3/min以上平均砂比：3-5%每段压裂液量1000-1500m3每段支撑剂量100-200吨滑溜水+线性胶40/70支撑剂为主主要技术特征：三大二低一小大排量、大液量、大射孔段低砂比、低成本小粒径支撑剂技术作用最大限度提高储层动用率降低储层有效动用下限一、页岩气储层改造技术发展现状支撑剂类型、组合方式及砂浓度依储层闭合应力、压裂液携砂能力而定性能与成本⑶压裂液及支撑剂选择技术压裂液类型支撑剂（目）砂浓度（kg/m3）滑溜水10040/7030～36060～120线性胶40/7020/40180～240120～360冻胶20/40(覆膜砂)360滑溜水：0.075%LFR-30降阻剂10＃线性胶：0.075%LFR-30降阻剂+0.25%WG-150L瓜胶20＃线性胶：0.075%LFR-30降阻剂+0.5%WG-150L瓜胶+0.005%LBK-20破胶剂4.页岩气储层改造主体技术不同岩性、不同压裂目的，优选不同液体类型一、页岩气储层改造技术发展现状典型压裂施工泵注程序实例1b/gal4.页岩气储层改造主体技术一、页岩气储层改造技术发展现状⑶地面配液技术～连续混配技术4.页岩气储层改造主体技术包括连续混配直接注入技术与连续混配+过渡罐组合技术对降阻剂及速溶瓜胶的性能要求较高液体连续混配完毕后需要一定的溶胀时间，因此需要配备过渡罐美国最大连续混配排量15.9m3/min,单车最大排量为9.4m3/min；中国单车最大4.5m3/min，通常使用1.5-3.5m3/min，目前正在进行6m3/min的技术攻关配方不同时间（min）基液粘度，mPa·s1235101530601202400.1％液体瓜胶+0.2％防膨剂367.510.510.510.510.510.510.510.50.3％液体瓜胶+0.2％防膨剂16.5272728.528.528.528.528.528.528.5快速混配实验（液体胍胶，浓度50%）液体速溶瓜胶过渡罐连续混配车连续混配+过渡罐一、页岩气储层改造技术发展现状地面供水管线供水（水源充足时）大型蓄水池（供水困难区域）水源要求水平井分段多簇改造时每段液量1000-1500m3，累计液量一般10000m3以上，因此，连续混配时对水源要求很高。宾夕法尼亚州Marcellus页岩防渗蓄水池⑶地面配液技术～连续混配技术4.页岩气储层改造主体技术一、页岩气储层改造技术发展现状受地形、水源、设备等限制无法进行在线混配时只能采用液罐现场配液技术液量大，需要配备大量的配液罐需要充足的时间来进行备水、配液⑶地面配液技术～液罐现场配液技术4.页岩气储层改造主体技术53个60个52个5个5个12个累计使用水罐187个一、页岩气储层改造技术发展现状容积113方储砂车长20-22m,分4个车厢，高度4.1m，宽度2.4-3.4m;总容量有2种：76m3、113m3每个车厢容量不同（113m3=34+39+23+17），可满足不同类型支撑剂存放与输送最大输砂速度：5.1m3/min30m3砂罐,单罐供砂能力7500kg/minEOG在中国最大罐260-530m3，预计可以到1000方⑷地面储砂及输砂技术4.页岩气储层改造主体技术一、页岩气储层改造技术发展现状分段多簇射孔基本特点一次装弹+电缆传输+液体输送+桥塞脱离+分级引爆分段多簇射孔核心技术桥塞以及射孔枪定位技术桥塞脱落技术分级引爆技术

4簇分级引爆射孔示意图连接一、页岩气储层改造技术发展现状排量16m3/min，单孔流量:0.27m3/min⑸分段多簇射孔技术4.页岩气储层改造主体技术钻后粉末耐温350°F(177°C)耐压差10,000psi(69MPa)Barnett页岩实例表明5个桥塞分别在5,5,15,9,11.5min内钻掉用于套管压裂，适用于多种套管尺寸（3.5″/4.5″/5.5″/7″)减小地层伤害（封堵已压开层段)相对节省钻时（同时射孔及座封压裂桥塞,但需要多次起下钻）压裂后可快速（<35min）钻掉压裂塞（常规铸铁>4h）材质轻，易排出一、页岩气储层改造技术发展现状阻力环⑹快速可钻式桥塞4.页岩气储层改造主体技术除屑装置除砂装置回液罐三相分离装置靠储层自然能量返排，返排率＜30%～＞70%，变化幅度较大，地层产出水甚至可以持续至出气后几个月（美国现代页岩气开发，2009年4月）返排液经地面除屑装置去除大块固体颗粒，之后经除砂装置除砂，然后进入回液罐和三相分离装置。通过这些装置能够清除杂质，便于对回收利用，大大降低施工成本。⑺压后返排及质量控制技术4.页岩气储层改造主体技术裂缝监测在页岩气压裂中占有很重要地位，通过裂缝监测，可以预测裂缝方位、计算改造体积及其泄流面积等，从而为后期的产量预测以及新井布井等提供参考监测原理：井下微地震裂缝监测;测斜仪监测监测方式：邻井监测：邻井放置多个检波器器同井监测：例如TABS系统4.页岩气储层改造主体技术⑺裂缝监测技术

压裂井监测井水力压裂区气层微震震源接收器压裂井监测井水力压裂区气层微震震源接收器观测井压裂井所有微地震~823m~366m可能的排列成行的裂缝北（m）0152-152304-304-456-608456-152-3041523044560东（m）技术特点：促使水力裂缝扩展过程中相互作用，产生更复杂的缝网，增加改造体积（SRV）实施方法：两口相邻且平行的水平井交互、逐段实施分段压裂应用效果：提高初始产量和最终采收率减少作业时间、设备动迁次数，降低施工成本Parker的29个井组和Johnson的104个井组分析表明，平均产量比单独压裂可类比井提高21-55%应力重定向区域水平井1水平井2水力裂缝2133.6m9.14m365.8m1280.2m水平段1158.2m水平段5.水平井多井同步压裂技术井号水平井段长度m30天平均日产量万方/天单位水平井段长度的气产量方/天目前日产量万方/天采收率预测压裂施工净压力MPaA（同步压裂）5868.141.32.5/10.5-11.2B（同步压裂）5665.931.41.92.8-6.3AB井平均5767.036.22.225.9%/C（单独压裂）7241.77.071.36.4%1.4-2.1单位水平井段长度上的气产量对比，同步压裂（AB井）是单独压裂（C井）的5.1倍采收率预测上对比，同步压裂井（AB井）是单独压裂井（C井）的4倍从压裂施工净压力看，同步压裂井（AB井）远高于单独压裂井（C井）同步压裂井的产量与施工净压力都远高于单独压裂井，原因可能是同步压裂井产生了较复杂的裂缝网络系统同步压裂井与单独压裂井效果对比5.水平井多井同步压裂技术水平井多井同步压裂可以提高工作效率，降低作业成本，此外还具有以下特点：5.水平井多井同步压裂技术组合体积改造裂缝网络=高导流主裂缝+低导流次生网状裂缝渗透率越低，次生裂缝网络在产能贡献中的作用越明显高导流能力主裂缝的存在使得对裂缝网络导流能力的要求降低⑴提高改造体积的压裂优化设计理论及方法体积改造技术的提出及增产机理6.页岩气储层改造室内研究技术在中渗透油气藏（～1mD），裂缝网络极限贡献率仅为10%；在致密油气藏（～

0.01mD），裂缝网络对产能的极限贡献可达40%左右；在极致密油气藏（～

0.0001mD），裂缝网络对产能极限贡献可达到80%左右。

＋计算增产改造体积（SRV）在计算出SRV的基础上，结合改造后产能曲线进行数值模拟反演，确定体积改造裂缝网络参数⑵体积改造下的数值模拟技术6.页岩气储层改造室内研究技术Barnett页岩的性质决定了裂缝几何形态和产量，如矿物成分、天然裂缝、热成熟度和应力场，也决定该储层的最终主体压裂技术Barnett页岩压裂从MHF到SWF再到水平井分段用了很长时间，探索与发展的经验值得借鉴Barnett页岩压裂的最佳目标，以提高改造体积为前提，通过水平井分段压裂实现“缝网”来获得最大采收率水平井滑溜水大规模分段压裂已成为Barnett页岩的标准技术微地震裂缝诊断技术为判断裂缝形态及进一步优化裂缝设计与施工提供了重要手段，对推动技术进步起到了有力的促进作用7.页岩气压裂技术发展历程的几点启示不同盆地由于页岩储层特征不同，储层改造主体工艺技术存在差异针对储层特点的液体体系和技术模式是影响改造效果的关键因素之一页岩储层远东盆地Barnett阿巴拉契亚盆地Devonian密歇根盆地Antrim圣胡安盆地Lewis阿肯色州Fayetteville储层主要特征脆性断裂、天然裂缝发育低压、水敏储层束缚水充填天然裂缝系统，需要先排水页岩+细砂岩、低压、水敏，天然裂缝发育度相对低粘土含量相对低，天然裂缝发育度相对低增产措施常规压裂液压裂氮气泡沫携砂压裂70-80%氮气泡沫压裂液CO2加砂压裂70%氮气泡沫大规模水力压裂氮气泡沫不携砂压裂酸压和高能气体压裂氮气泡沫压裂活性水压裂大型活性水压裂干式压裂技术直井一次改造两层的加砂压裂，尾追高强度石英砂氮气泡沫+线性胶交联冻胶压裂水平井分段压裂液氮连续油管压裂

水平井同步压裂清洁压裂液

7.页岩气压裂技术发展历程的几点启示汇报提纲一、页岩气储层改造技术发展现状二、国内压裂酸化技术发展概况三、国内水平井分段改造技术现状四、威201井直井压裂设计方案五、威201井九老洞组压后评估分析总结六、昭101井直井压裂设计初步方案七、研究需解决的问题及下步工作建议纵向缝横截缝2000’S水平井分段压裂㈠中国压裂技术经历了四个里程碑，技术不断进步

近十年来，以压裂酸化为重点的增产改造工艺技术在中石油低渗透油田开发中发挥了重要作用，发展与应用了开发压裂技术、超前注水技术、分层改造技术、重复压裂技术、水平井分段压裂酸化技术等，低渗透油田年产量突破3000万吨。其中，2000年以来，累计压裂酸化101645井次，累计增油6763万吨。中石油历年低渗透产量及所占比例中石油历年压裂酸化基础数据㈡压裂酸化技术进步，促进了低渗透油气田有效开发储层改造技术压裂酸化材料技术酸化压裂技术加砂压裂技术实验技术基质酸化技术优化设计与裂缝诊断技术9项特色技术6项特色技术4项特色技术4项特色技术8项特色技术8项特色技术㈢中石油增产改造技术历经数十年发展，技术体系初步形成形成具有中石油特色的压裂酸化技术体系：6大技术系列39项特色技术低渗油气藏压裂技术压前地质评估与实验研究储层岩性、物性实验分析就地岩石力学与地应力场支撑剂评价与材料优选压裂液流变滤失与伤害压裂液体系及添加剂研究水基压裂液油基压裂液乳化压裂液泡沫压裂液压裂优化设计与评估长期导流能力模拟研究支撑剖面优化与参数优选裂缝诊断与现场监测压后试井与3D模拟分析现场实施与质量控制经济评价与压后评估现场应用技术（10项）整体压裂技术开发压裂技术重复压裂技术分层压裂技术水平井分段压裂技术深井、超深井压裂技术异常高应力深井加重压裂技术低伤害控水锁压裂技术

(乳化、油基、含醇、泡沫)碳酸盐岩储层加砂压裂技术火山岩储层加砂压裂技术新技术：缝网压裂、前置投球分压、活性水粘性指进压裂、多级加砂压裂、滑溜水压裂㈢中石油增产改造技术历经数十年发展，技术体系初步形成碳酸盐岩酸压及砂岩酸化技术现场应用技术（11项）粘性指进酸压技术多级注入闭合裂缝酸化技术转向与分层酸压技术酸液携砂压裂技术稠化酸酸压技术泡沫酸酸压技术乳化酸酸压技术地面交联酸酸压技术复杂岩性储层酸压技术超深井砂岩酸化技术注水井重复酸化增注技术酸压前地质评估与实验研究岩性与物性特征岩石力学与应力场酸液流变与导流能力模拟酸岩反应动力学研究酸化工作液体系研究稠化酸地面交联酸泡沫酸乳化酸粘弹酸有机缓速酸酸化优化设计与评估拟三维酸压优化设计多级注入闭合裂缝酸化设计砂岩酸化优化设计软件酸压压力降落分析软件与应用基质酸化优化设计软件现场实施与评估分析㈢中石油增产改造技术历经数十年发展，技术体系初步形成1.水基压裂液体系低温压裂液体系：10--60℃中温压裂液体系：60-120℃高温压裂液体系：120-180℃2.泡沫压裂液体系N2泡沫压裂液体系CO2酸性交联泡沫压裂液体系变泡沫质量泡沫压裂液体系7.深度酸压酸液体系地面交联酸体系胶凝酸酸液体系乳化酸酸液体系3.低伤害控水锁压裂液体系含醇超级瓜胶压裂液体系乳化压裂液体系油基压裂液体系4.低伤害无残渣压裂液体系低浓度聚合物压裂液体系清洁压裂液体系5.改变相渗特性压裂液6.加重压裂液和酸液体系8.新型液体体系低分子瓜胶压裂液体系超低浓度羧甲基瓜胶压裂液体系清洁酸（变粘酸）酸液体系●初步形成的压裂酸化液体体系㈢中石油增产改造技术历经数十年发展，技术体系初步形成最高温度：压裂层最高温度183.5℃（吉林长深5井），酸化层最高温度195℃（冀东南堡288）最大井深：酸压最深井7180米（轮东1井）；酸液携砂压裂最深井6745米（哈12-2）。高应力下加砂压裂最深井6087米（野云2）高温下最大规模施工：南堡5-98单层用液1058方，加砂106.5方；吉林昌37井单层用液966方，加砂154方亚洲最大规模井（65.2℃）：广安002-X36，施工井段1802.4～1830.4/2段，射孔厚度25m；地层温度，模拟缝长：305m；施工排量3.6m3/min；施工压力37.7MPa；施工规模：压裂液1229.3m3，支撑剂472.5t(258.2m3)；施工效果：压后产气39万方/天最高施工压力：野云2井，采用加重液技术（密度1.15g/cm3）,换130MPa高压泵头及井口，在施工压力113MPa，加砂28.5方（一般施工限压＜90MPa）最长有效期：塔中621井碳酸盐岩储层加砂压裂，有效期超过5年，累计增油9.1万吨，增气0.42亿方；玉门柳102井采用复杂岩性深度酸压技术，有效期超过11年，累积增油14.5万吨㈣中石油增产改造技术多项技术挑战极限汇报提纲一、页岩气储层改造技术发展现状二、国内压裂酸化技术发展概况三、国内水平井分段改造技术现状四、威201井直井压裂设计方案五、威201井九老洞组压后评估分析总结六、昭101井直井压裂设计初步方案七、研究需解决的问题及下步工作建议1.国内水平井分段压裂酸化技术概况

为了攻克水平井在低渗透储层应用的瓶颈技术，股份公司加大了水平井改造技术创新力度，低渗透水平井分段改造技术的进步，提高了单井产量，基本具备了开展水平井压裂开发整体区块试验的工程技术条件。从2006年8月项目立项开始，通过两院四公司联合攻关，强化室内研究与工具配套研发，积极推进现场规模试验，取得了包括分段压裂优化设计、机械分段压裂、水力喷砂压裂、均匀酸化等多项技术发展成果，现场试验405口井，平均压后稳定产量是直井的3.3倍以上，见到了较好效果。2009年攻关后：形成了10项阶段成果，研制了不动管柱喷砂分压三段分压工具，进一步完善和配套了双封单压、滑套分压、水力喷砂分压、裸眼封隔器分压等4套分段工具和工艺，提高了施工效率，理论研究更深入，连续油管进入现场试验成功，现场规模试验140口井（压裂120口，酸化20口），水平井整体区块试验初步展开。2008年攻关后：形成了9项阶段成果，完善了双封单压、滑套分压、水力喷砂压裂等3套分段工具和工艺，三段分压工具、液体胶塞进入现场并取得成功，理论研究逐步深入，推进现场试验147口井（压裂127口，酸化20口）。立项攻关前：研究不系统，个别油田开展了部分试验，包括限流、环空、填砂压裂等。2007攻关后：初步形成了7项阶段成果，实施了118口（压裂109口，酸化9口），见到初步效果。2006年8月2007年2008年逐步完善、深化、提高2009年2.国内水平井分段压裂技术发展历程双封单压分段压裂技术滑套封隔器分段压裂技术水力喷射分段压裂技术液体胶塞分段压裂技术裸眼封隔器分段压裂技术经过三年攻关，形成五种水平井分段压裂酸化技术2007-2009年三年累计水平井改造405口井（分段压裂356口，酸化49口），压后第4个月产量平均是直井3.3倍，目前是直井2.5倍。2007－2009年总体压裂效果对比图3.国内水平井分段压裂酸化主体技术⑴双封单压分段压裂技术

●适用范围：适用于水平井段射开井段长度小（10m以内），地层压力系数低的套管完井水平井分段压裂改造。技术特点控制射孔段长度，保证卡距小于10m工艺管柱耐温100℃、耐压70MPa单趟管柱可压裂8段，最大加砂规模145m3由于封隔器可以重复使用，可以用作直井分压改造的单封封隔器该技术在大庆油田现场实施114井567层段6048362412108642压力MPa排量m3/min砂浓度Kg/m31000800600400200一趟管柱最多压8段3.国内水平井分段压裂酸化主体技术⑵滑套封隔器分段压裂技术技术特点工具耐温150℃、耐压80MPa单趟管柱可压裂3段适用5½＂和7＂套管该技术在吉林油田现场实施102井233层段3.国内水平井分段压裂酸化主体技术⑶水力喷射分段压裂技术技术特点射孔和加砂压裂一体化不受完井方式限制适用3000m以下井深单趟管柱可压裂3-4段，单段最大加砂量40m3，最大加砂规模110m3长庆油田、廊坊分院采用该技术现场实施61井240层段3.国内水平井分段压裂酸化主体技术⑷液体胶塞分段压裂技术Ⅰ可作为暂堵胶塞堵水层压裂油层Ⅱ可代替机械桥塞进行分层压裂Ⅲ解决了井下出现作业事故时常规方法无法实现分段压裂的难题技术特点适用温度范围广(20～100℃)高强度、不用填砂(耐压30MPa)可定时控制成胶与破胶-成胶时间2～50min可控-破胶时间1-96h可控破胶彻底，不用钻塞无残渣、低伤害套压油压温度胶塞葡扶172-平59井液体胶塞封堵压裂井下压力计监测曲线3.国内水平井分段压裂酸化主体技术技术特点级数多：目前最多可实现5级分压不动管柱：投直径不同的球打开滑套技术参数工作压差：70MPa耐温：120℃抗H2S、耐油、耐酸⑸裸眼封隔器分段压裂技术3.国内水平井分段压裂酸化主体技术国产化裸眼封隔器主要工具系列示意图磨004-H5井裸眼封隔器分段酸化施工曲线形成了高温深井碳酸盐岩水平井分段酸压技术碳酸盐岩水平井酸压，实现了水平井的高产稳产，解决了笼统酸压改造不充分、产能衰竭迅速、稳产难度大的问题。2008-2009年在塔里木油田实施7口井，工艺成功率100%，并全部获得工业油气流。最长水平井井段982m，最大水平位移1172m，最大井深6780m，最多分段数6级3.国内水平井分段压裂酸化主体技术形成了高温深井碳酸盐岩水平井分段酸压技术典型井：塔中62-11H分段酸压从施工判断储层发育程度的排序为：②→①→③→⑤→④→⑥3.国内水平井分段压裂酸化主体技术形成了较为完善的水平井分段压裂配套技术水平井分段压裂优化设计技术，形成一次采油期分段压裂裂缝参数快速优化图版建立水力喷射优化方法，形成设计软件引进分段压裂裂缝监测与解释技术，目前进行现场各类裂缝监测15口井地面与地下测斜仪结合，可解释裂缝方位、形态、倾角、缝高、缝长等参数3.国内水平井分段压裂酸化主体技术油田井号类别监测方式测试年份吉林油田长平-9水平井地面20083-061直井地面2009加8-4直井地面+井下2009海49-5-7直井地面+井下2009海49-5-3直井地面+井下2009海49-3-3直井地面+井下2009海49-7-5直井地面+井下2009海49-7-7直井地面+井下2009大庆油田肇64-平38井水平井地面+井下2008杏9-1-平26水平井地面+井下2009南232-平255水平井地面+井下2009南277-平260水平井井下2009煤层气公司合试4直井地面2010韩3-4-085直井井下2010韩3-34-039直井井下2010合试7直井地面(待测试）2010合试9直井地面(待测试）2010合试10直井地面(待测试）2010中国页岩气储层改造技术刚起步，还有许多瓶颈技术尚未突破快速可钻式桥塞：仅有常规铸铁桥塞，钻取速度慢多簇射孔分级引爆技术：只能实现2簇分级引爆，因此射孔枪100m布孔时只能采用油管传输，一次射孔，起射孔管柱，再下入压裂管柱压裂；或引进国外技术储砂输砂装置：无车厢式大型输砂装置，有30m3的立式储砂罐，可借鉴应用EOG公司的大型储砂罐（最高可达1000m3）连续混配装置：国内单车最大连续混配排量仅为4.5m3/min，目前正在进行6m3/min设备的攻关设计技术：模拟软件基本与国外同步，但模拟方法还处于起步阶段液体体系：具备降阻剂与速溶瓜胶，可以满足连续混配要求，但不能满足快速溶胀要求支撑剂：密度最低只能达到1.36，与国外1.15～1.2的密度相比有差距裂缝检测技术：地下微地震快速检测的硬件和解释技术尚未突破4.国内页岩气改造技术现状一、页岩气储层改造技术发展现状二、国内压裂酸化技术发展概况三、国内水平井分段改造技术现状四、威201井直井压裂设计方案五、威201井九老洞组压后评估分析总结六、昭101井直井压裂设计初步方案七、研究需解决的问题及下步工作建议汇报提纲㈠储层地质特征评估研究

㈡水力压裂目的及设计原则

㈢威201井压裂施工设计

㈣压裂施工前准备工作

四、威201井直井压裂设计方案1.区域构造概况㈠储层地质特征评估研究

威远构造位于威远、荣县境内，属于川中隆起区的川西南低陡褶带，构造层总体格局与地面相似，但断层相对发育，潜伏圈闭、高点、鼻凸增多。二叠系以下构造形态有一定的变化，志留系、奥陶系、寒武系各层向北西减薄甚至尖灭。受剥蚀残余地层厚度的影响，下古生界构造向西抬高，高点位置向西显著偏移。寒武系至震旦系各层构造较相似。

构造区域背景威201井井场面积100×50m构造位置位于威远构造东翼轴部地理位置位于四川威远县新场镇井位附近地形为低山、中丘陵区2.威201井概况㈠储层地质特征评估研究威远构造威201井

地理位置地势前井场比后井场低，有利于施工供液井号威201井井别评价井井型直井地理位置威远县新场镇老场村1组构造位置威远震顶构造东翼轴部，川中隆起区的川西南低陡褶带，构造整体断层发育。井口坐标X3277955.68m海拔414.9mY18454980.41m磁偏角完钻井深2840m完钻时间2010.4.18完钻层位震旦系目的层志留系龙马溪组寒武系九老洞组钻探目的获取黑色页岩的地化、岩矿、物性、岩石力学等资料；了解志留系龙马溪组和寒武系九老洞组含气性，完井方法5-1/2〞套管完井套管头耐压70MPa水泥返高龙马溪：地面九老洞：地面油套钢级BG95S抗内压73MPa表层套管339.7mm×248.86m技术套管244.5mm×1368.37m油层套管139.7mm×2837.81m龙马溪组:1381.0～1547.0m九老洞组：2378.0～2820m厚度：166m厚度：442m2.威201井概况㈠储层地质特征评估研究

井身结构固井质量-中偏差九老洞组：2378.0-2820.0m龙马溪组：1381.0-1547.0m

固井质量固井质量合格2.威201井概况㈠储层地质特征评估研究威201井地层压力预测曲线图根据威基井及威12井测试资料，龙马溪组压力系数1.04，九老洞组压力系数为1.06龙马溪组钻井泥浆密度1.21，九老洞组为1.36实测：龙马溪组储层温度65℃(4.4℃/100m)，九老洞组储层温度96℃(3.9℃/100m)2.威201井概况㈠储层地质特征评估研究

温压系统3.威201井储层特点㈠储层地质特征评估研究

岩性分布特征-龙马溪组1380.8-1543.3m厚度162.5m灰黑色页岩,质纯、致密、性脆，夹黄铁矿条纹及条带1543.3-1547.0m厚度3.7m灰黑色泥灰岩，色较深，泥质含量重，泥～粉晶结构，致密，性硬，见零星生物分布，1543.3-1550.0裂缝发育，岩心无气显示1547m以下为五峰组储层厚度大，有利于改造，射孔选择偏上位置，以免压开泥灰岩层1380.8-1543.3m1543.3-1550.0m龙马溪组：1381.0～1547.0m龙马溪组1381-1547=166m2626.0-2760.5厚度134.5m灰黑色砂质页岩,致密,性脆硬,水平层理发育,星散状分布黄铁矿局部夹黄铁矿条纹2760.5-2774.3厚度13.8m深灰色泥质粉砂岩,夹黑色砂质页岩条带,泥质胶结,致密,性硬2774.3-2782.3厚度8m灰黑色砂质页岩,致密,性脆,软,层理较发育2782.3-2786.4厚度4.1m深灰色泥质粉砂岩,灰质胶结,致密,性硬,夹页岩条带2786.4m-2820.0厚度33.6m灰黑色砂质页岩，性脆硬，水平层理较发育，岩心上夹黄铁矿条纹及见零星黄铁矿分布2820m以下为灯四组，岩心见气，裂缝发育

岩性分布特征-九老洞组改造层位宜选择在纯页岩段㈠储层地质特征评估研究九老洞组：2378.0-2820.0=442m2626.0-2760.52760.5-2786.32786.4-2820.03.威201井储层特点㈠储层地质特征评估研究

显示有利层位-龙马溪组气测异常：1496.0-1500.0=4m1505.0-1516.0=11m1516.5-1529.0=13.5m岩心见气：1453.0-1529.0=76m1543.3-1547m,泥灰岩，裂缝发育无气显示含页岩气有利层段：1503.6-1543.3m射孔层段：1510-1515/1529-1534

10.0m顶界深度

m

底界深度

m

含气量

scc/g1508.231508.532.7361511.191511.495.0091515.231515.532.6261518.261518.56

2.472

1521.221521.52

2.930

1524.181524.48

2.885

1527.141527.442.5041529.961530.263.1541532.971533.272.8783.威201井储层特点1496.0-1500.0=4m1505.0-1516.0=11m1516.5-1529.0=13.5m1453.0-1529.0=76m段岩心均见气泡1543-1550m㈠储层地质特征评估研究

显示有利层位-九老洞组气测异常：2676.0-2677.5=1.5m2752.0-2754.0=2.0m岩心见气：2665.0-2727.0=62.0m2754.0-2824.5=70.5m砂岩层段：2760.5-2774.3=13.8m，裂缝发育，见气泡砂岩层段：2782.3-2786.4=4.1m2820以下为灯四组：白云岩、岩心见气、裂缝发育含页岩气有利层段：1、2619.0-2622.0m,TOC-3%2、2652.0-2704.0m,TOC-1-3%,φ=2%3、2747.0-2762.0m,TOC:1-1.5%,φ<2%4、2776.5-2802.0m,TOC:1-2%,φ<2%5、2807.0-2821.0m,TOC:1-3%,φ<2-3%射孔层段：2675-2680/2695-270010m3.威201井储层特点2752.0-2754.0=2m气测异常2676.0-2677.5m=1.5气测异常2665.0-2727.0=62m岩心见气泡2754.0-2824.5=70.5m岩心见气泡砂岩层段：2760.5-2774.3=13.8m，裂缝发育，见气泡如果大段改造，17.9m砂岩含气段，影响验证纯页岩气层的产能砂岩层段：2782.3-2786.4=4.1m2820以下为灯四组：白云岩、岩心见气、裂缝发育,，含水层2652.0-2704.0=52m含页岩气有利层段◆全岩分析井深（m）威201井龙马溪组全岩定量分析(%)粘土威201井龙马溪组粘土矿物相对含量

(%)石英钾长石斜长石方解石白云石黄铁矿总量KCISI/S%S1377.124

502321

435

61101378.836

197533

236

62151380.881

22

15

1546

39101383.571

88

13

3455

11101385.645

12

5251954

22101386.740

1

2

57

2439

37151388.638

1

5

5632146

30101453.043

3

54

2640

36101494.437

22

59

2247

31101497.037

3

60

2045

35101504.535

42

356

1747

36101509.540

444246

1664

20151514.231

32

459

1144

45151515.038

236249

1555

30101516.127

286

15

1751

32151522.212

61

477

347

50151524.717112030427

753

40101527.729121120333

641

53151528.314

3620354

343

54151530.637

510112352339

56151533.829

1349144

336

61151536.3403689430

334

63151538.03926613133

845

47151539.43928511233

431

65151542.671

263117

549

46101544.75

838

4

166

33101547.513112726230

845

4710平均35.851.673.6713.4310.12.7137.33

11.7445.67

42.312.4141.1926.2437.33

岩性特征——全岩分析3.威201储层特点㈠储层地质特征评估研究井深（m）岩性威201井九老洞组全岩定量分析(%)

粘土总量,%石英钾长石斜长石方解石白云石黄铁矿2676.9页岩414282

3222691.37页岩405264

3222764.75页岩448283

172773.78页岩378271

272810.8页岩464193

5232817.7页岩4231226431平均66.911.022.1井深（m）岩性威201井九老洞组粘土矿物相对含量(%)KCISI/S%S

2676.9页岩31945

3315

2691.37页岩22444

3015

2764.75页岩

5835

715

2773.78页岩

6430

615

2817.7页岩

1048

4215

岩性特征3.威201储层特点㈠储层地质特征评估研究全岩分析龙马溪组：石英含量41.19%，碳酸盐含量26.24%，粘土含量37.33%九老洞组：石英含量66.9%，碳酸盐含量11.0%，粘土含量22.1%

岩性特征3.威201储层特点㈠储层地质特征评估研究与国外页岩岩性比较：威远构造石英含量较高，粘土较低，碳酸盐岩含量与国外相当碳酸盐岩以充填方式存在于裂缝中，碳酸盐矿物的存在是页岩储层天然裂缝发育的一个特征，此类地层压裂时候沿着这些充填的天然裂缝容易形成缝网Barrnet页岩:以伊蒙混层占绝大多数，含极少量高岭石和伊利石+云母Woodford页岩:以伊蒙混层占绝大多数，含极少量绿泥石龙马溪和九老洞组：以伊蒙混层和伊利石居多，绿泥石次之恒速压汞实验，孔喉极低，汞无法进入，实验无法进行，外来流体浸入难度大绿泥石：考虑酸敏-压前是否酸预处理要研究岩性特征㈠储层地质特征评估研究3.威201井储层特点脆性指数高→易网状缝脆性指数低→易双翼缝低粘压裂液→易网状缝高粘压裂液→易双翼缝

脆性指数㈠储层地质特征评估研究3.威201井储层特点威远地区页岩矿物三元图从矿物三元图看出该区储层页岩整体上呈现脆性特征

矿物组份㈠储层地质特征评估研究北美页岩数据库的矿物三元图1区脆性页岩富含石英，易压裂2区脆性页岩富含碳酸盐，易压裂3、4区塑性页岩富含泥质压裂困难13.威201井储层特点1＃样品：岩心有裂缝，经过24h清水浸泡，连通性裂缝也未受到清水浸泡发生变化，也未堵塞

未浸泡浸泡24h2＃样品：岩心无裂缝，经过24h清水浸泡，未受到清水浸泡发生变化，表面无异常未浸泡浸泡24h定点浸泡前后无明显异常，说明储层致密，外来液体很难进入孔喉中间引起粘土矿物分散运移进而造成伤害SCEM定点浸泡试验㈠储层地质特征评估研究3.威201井储层特点物性特征孔喉极低，恒速压汞液体无法进入岩心（7MPa，吼道＜0.1μm）外来液体极难进入储层孔喉外来液体潜在伤害主要对天然微裂缝、及压裂缝网的伤害选择低残渣和低水不溶物的压裂液为宜㈠储层地质特征评估研究平均气测孔隙度1.15%，平均气测渗透率0.175mD美国采用脉冲降压方法测试渗透率，最小渗透率达到10-9md，廊坊分院采用改进的稳态法测试可以达到10-7～10-8md。目前国内孔隙度解释结果与国外差异较大3.威201井储层特点垂直钻取岩心水平钻取岩心龙马溪组岩心裂缝描述(1381-1547)：龙马溪组上部裂缝不发育，1490m以下岩心裂缝较发育，微裂缝形式：垂直缝、水平缝、斜交缝，裂缝内部均为方解石充填；九老洞组岩心裂缝描述（2378.0-2819.6）：其中2626-2633m、2690-2703、2716-2820m裂缝相当发育,裂缝形式：垂直缝、水平缝、斜交缝，裂缝内部均为方解石充填；九老洞组龙马溪组龙马溪组裂缝特征㈠储层地质特征评估研究3.威201井储层特点◆储层水平层理发育裂缝特征㈠储层地质特征评估研究Barnett页岩国外Barnett页岩相对比，具有类似的裂缝特征3.威201井储层特点岩石力学及地应力特性㈠储层地质特征评估研究九老洞组九老洞组：2378.0-2820.0=442m2626.0-2760.52760.5-2786.32786.4-2820.0E=19000～43000MPa，ν=0.18～0.29σmin：0.0140～0.0154MPa/mBarnett页岩：深度2000-2500m，E=13700～

21200MPa，ν=0.12～

0.22Haynesville页岩：深度2000～

3000m，E=14000～

35000MPa，ν=0.18-0.24应力剖面分析基本上无地应力差，上下无遮挡。在2射孔段之间存在一定的高伽马，对裂缝的纵向扩展有一定影响3.威201井储层特点采气院威201井九老洞组井号层位深度m实验结果抗压强度MPa杨氏模量MPa泊松比威201九老洞组2627.47～2627.56268.6301100.176218.6204100.2902723.76～2723.93299.1373000.177320.8321200.2342686.45～2686.72307.8189800.120425.4431000.203实验结果井号层位深度m抗压强度MPa杨氏模量MPa泊松比威001-4井九老洞组2855348.15383600.212318.19318500.215324.13333120.208330.16344400.212平均330.157534490.50.212轴向应力差，MPa4453953452952451951459545应变,mm/mm㈠储层地质特征评估研究3.威201井储层特点岩石力学及地应力特性001-4井岩心三轴试验结果（垂直取心）井号岩心号岩性取芯深度m实验条件实验结果围压MPa杨氏模量MPa泊松比体积压缩系数1/MPa抗压强度MPa威001-44-3号泥页岩302552.3499500.254×10-5459.3威001-45-1号泥页岩303151.0440100.323×10-5372.0001-4井岩心地应力大小结果井号岩心号取芯深度m岩性实验条件实验结果备注围压MPa抗压强度MPa地层最小主应力MPa威001-44-1号3025泥页岩4744346.71.未考虑构造应力2.包界地区以往施工构造应力为5-10MPa(1720-1950m)4-2号57483威001-45-2号3031泥页岩4635042.75-3号56401室内实验结果，最小主应力梯度：0.0140－0.0154MPa/mBarnett页岩：深度2000-25000m，杨氏模量13711-21221MPa，泊松比0.12-0.22Haynesville页岩：深度2000-3000m，杨氏模量14000-35000MPa，泊松比：0.24高杨氏模量、高泊松比、高闭合应力㈠储层地质特征评估研究3.威201井储层特点岩石力学及地应力特性岩石力学及地应力特性㈠储层地质特征评估研究威201井龙马溪组1#岩心威201井龙马溪组1#岩心龙马溪组平均杨氏模量为13360，泊松比为0.183，抗压强度为142.51MPa最小主应力26MPa,应力梯度0.017MPa/m地应力差值上部3MPa，下部6MPa，有一定的遮挡。3.威201井储层特点1496.0-1500.0=4m1505.0-1516.0=11m1516.5-1529.0=13.5m1453.0-1529.0=76m段岩心均见气泡1543-1550m威001-4井4-1号样应力应变曲线

威001-4井4-2号样应力应变曲线威001-4井4-3号样应力应变曲线威001-4井5-1号样应力应变曲线威001-4井5-3号样应力应变曲线

威001-4井5-2号样应力应变曲线发生塑性形变而断裂发生塑性形变而断裂脆性断裂应力应变曲线表明：储层断裂行为非常复杂岩石力学实验-应力应变实验㈠储层地质特征评估研究3.威201井储层特点龙马溪组：最大主应力方位135°左右，也即裂缝方位135左右°㈠储层地质特征评估研究地应力方位Schlumberger1503-15131513-15231523-15331533-15431543-1553九老洞组：最大主应力方位110°左右，也即裂缝方位110°左右露头裂缝方位与最大主应力方向一致，也即与改造时的主裂缝方向一致露头裂缝方位与最大主应力方向一致也即与改造时的主裂缝方向一致3.威201井储层特点岩石矿物主要为石英、粘土及方解石，脆性特征明显，易于进行体积改造孔隙度小、渗透率差(10-4md)，压汞无法进入，天然裂缝发育，外来液体引起的潜在伤害主要是对天然裂缝及压裂裂缝导流能力伤害为主

—选择低残渣、低水不溶物液体体系（例如滑溜水）粘土矿物主要以伊蒙混层、伊利石和绿泥石为主

—要研究考虑酸预处理的酸敏问题㈠储层地质特征评估研究小结3.威201井储层特点储层天然裂缝发育，杨氏模量高，脆性高，有利于形成复杂缝网

—为有效提高改造体积，选用低粘压裂液（滑溜水）天然裂缝（多裂缝）发育，缝宽窄，加砂难度大

—大排量施工、小粒径、低密度、低砂比、旋回式加砂模式九老洞组下段17.9m厚的砂岩层段，且有气显示，影响页岩气储层的产能评价

—进行单层压裂、单层测试储层含较高粘土矿物，且储层水平层理发育，储层地应力预测难度大

—压前根据测试压裂结果决定是否进行适量酸预处理㈠储层地质特征评估研究小结3.威201井储层特点1.威201井直井压裂目的通过直井试验页岩气水平井压裂改造技术和实施参数认识威201井志留系龙马溪组和寒武系九老洞组页岩储层的产气能力认识中国页岩储层压裂水力裂缝及特性按照页岩水平井大规模压裂要求，锻炼与检验方案设计、材料准备、设备能力、施工组织等各环节，形成页岩气改造技术与管理模式㈡水力压裂目的及设计原则

按照探井改造模式，逐层对九老洞组和龙马溪组进行压裂改造，并通过直井模拟水平井分段多簇压裂规模，从而认识页岩气储层含气能力，为下一步选择页岩气（直井或水平井）开发方案提供依据。通过直井压裂认识页岩气层改造的复杂裂缝延伸特征，以及施工压力变化规律，积累施工实时控制经验。通过直井压裂及裂缝诊断等技术的应用，进一步认识储层岩石力学特征、裂缝扩展规律及地应力方位等，为页岩气水平井开发提供参考。2.威201井直井压裂设计原则㈡水力压裂目的及设计原则单层压裂、单层测试

——分别验证九老洞和龙马溪组的产气能力3.威201井压裂设计思路㈡水力压裂目的及设计原则⑴九老洞组压裂，借鉴水平井分段多簇压裂规模及相关参数，充分考虑直井压裂与水平井压裂的裂缝起裂与扩展的区别，在确保施工安全成功前提下，力求获得最大产能⑵优选射孔层段，优化施工参数，确保缝高展控制在页岩层段内，避免压串底部水层⑶龙马溪组的压裂设计仅作为方案准备，具体施工规模及参数根据九老洞组压裂的结果进行进一步优化射孔参数层段m射孔段

m厚度

m射孔方法相位角°孔密孔/m总孔数2652-27042675-26802695-270010102枪,102弹6016160施工设计参数排量m3/min加砂规模m3段塞数加砂模式平均砂比%前置液百分数%泵序预案10-12553不同粒径旋回小幅提升3～540～5021.九老洞组⑴压裂设计参数设计施工用液及支撑剂情况测试压裂主压裂（方案1）主压裂（方案2，备用）滑溜水：115m315%稀盐酸：10.0m3滑溜水：1584.1m3液氮：7.5m3滑溜水：1803.2m3液氮：7.5m3

主压裂支撑剂：100目石英砂6.1t（3.8m3），40/70目陶粒82.4t（51.4m3）㈢威201井压裂施工设计井口压力预测数据——射孔中深：2687.5m1.九老洞组⑴压裂设计参数（射孔段2675-2680、2695-2700）㈢威201井压裂施工设计破裂压力梯度MPa破裂压力MPa不同排量(m3/min)下的井口压力预测MPa56810121416弯曲摩阻MPa3333333孔眼摩阻MPa

0.470.681.211.892.723.714.84管柱摩阻MPa/1000m

1.471.842.683.594.555.566.610.01437.818.219.12225.3293337.20.01643.223.524.527.430.734.438.442.60.01848.628.929.932.836.139.843.8480.025434.335.338.241.545.249.253.40.02259.439.740.743.646.950.654.658.80.02464.845.046.14952.3566064.20.02670.250.451.554.457.761.465.469.60.02875.655.856.959.863.166.870.875水马力

4210.15160.67272.79642.612302.315281.918610.4车组

56810121417逢高没有穿透下面砂岩层2760.5-2774.3和灯四组2820m施工参数泵注程序1：砂量55m3施工参数泵注程序1：砂量55m3注入排量

m3/min10加砂方式段塞加砂前置液量

m31246.64动态缝长m124.7携砂液量

m3306.12支撑缝长m105.1顶替m329.4动态总缝高m82.0合计m31582.1支撑总缝高m67.5段塞级数

级3裂缝顶部深度m2648.0注入级数

级23裂缝底部深度m2730.0最高砂比

%15平均缝宽cm0.21平均砂比

%10.8支撑缝宽cm0.15砂量m355携砂液效率%11.4支撑剂规格目100,40/70目陶粒支撑剂浓度kg/m22.3液体类型滑溜水平均裂缝导流能力mD-m9.81.九老洞组⑵主压裂施工参数及优化模拟结果㈢威201井压裂施工设计序号施工内容排量m3/min纯液量m3加砂程序砂量m3砂量t混砂液量

m3时间min累计液量累计时间备注

lb/galkg/m31前置液10.0100.0100.010.0100102段塞10.049.60.2200.61.050.05.015015滑溜水+100目石英砂3前置液10.0100.0100.060.0250754段塞10.049.20.3401.32.050.05.030080滑溜水+100目石英砂5前置液10.0100.0100.010.0400906段塞10.048.80.5601.93.150.05.045095滑溜水+100目石英砂7前置液10.0100.0100.010.05501058携砂液10.048.40.7802.64.150.05.0600110滑溜水+40/70目低密度陶粒9前置液10.0100.0100.010.070012010携砂液10.077.50.7804.16.680.08.0780128滑溜水+40/70目低密度陶粒11前置液10.0100.0100.010.088013812携砂液10.076.90.81005.28.380.08.0960146滑溜水+40/70目低密度陶粒13前置液10.0100.0100.010.0106015614携砂液10.096.10.81006.510.4100.010.01160166滑溜水+40/70目低密度陶粒15前置液10.0100.0100.010.0126017616携砂液10.095.31.01207.912.6100.010.01360186滑溜水+40/70目低密度陶粒17携砂液10.075.61.21407.411.880.08.01440194滑溜水+40/70目低密度陶粒18携砂液10.056.21.41606.410.260.06.01500200滑溜水+40/70目低密度陶粒19携砂液10