安东石油-2013年红河油田压裂分析及新技术准备情况(7.15)

06二月20232013年红河油田压裂分析及新技术准备情况一.2013年工作量完成情况二.施工中存在的问题分析三.新工艺技术准备情况汇报提纲一.2013年工作量完成情况改造方式压裂井数（口）备注裸眼封隔器+滑套组合202013年1月1日-2013年6月30日连续油管带底封拖动12013年5月31-2013年6月3日2013年安东石油在红河油田施工统计表（总作业井数21口）1、完井施工完井20口井工具下入符合率100%坐封合格率100%平均完井周期5.01天序号井号生产层位段数管柱下入时间压裂时间1HH12P7长81282012.12.212013.2.252HH12P119长81282012.12.242013.3.063HH36P10长81242013.2.152013.3.094HH73P17长81232013.1.282013.3.095HH12P127长812132013.1.92013.3.116HH36P91长81242013.1.282013.3.147HH73P67长81362013.2.82013.3.218HH12P6长81252013.1.22013.3.249HH73P48长813122013.3.12013.3.3010HH74P7长812102013.3.82013.3.3111HH74P4长81292013.3.162013.3.3112HH36P45长812102013.2.152013.4.213HH74P13长812112013.3.162013.4.714HH36P4长81292013.3.242013.4.1215HH36P58长812122013.4.112013.4.2316HH73P46长813112013.3.272013.5.817HH12P48长81272013.1.212013.5.1018HH12P129长812122013.2.52013.5.1519HH92P30长812102013.4.72013.6.420HH12P135长81282013.4.102013.6.15合计172一.2013年工作量完成情况-预置管柱分段压裂2、压裂施工完成压裂20口井压裂施工总段数171段，滑套打开成功率高99.4%

（1个滑套因砂堵放弃打滑套）总液量34449.02m3总砂量4368.1m3序号井号压裂段数数入地总液量m3入地总砂量m3设计实际设计实际设计实际1HH12P78814091695211.4211.42HH12P119881683.81626.8267.8263.33HH36P107413321480210.31564HH73P1753589.789186.766.95HH12P12713132440.52511.5361.453716HH36P9144595.9639.684.284.77HH73P6766928.31264.7137.11388HH12P68515181704.1214.1140.19HH73P4812122041.72293293.129410HH74P710102048.92577304.7304.711HH74P411815101907218.818912HH36P45101017992053.7276.727713HH74P13111118731844.5287.1287.114HH36P49913761667.4200.120115HH36P58121217081816.3294.629516HH73P4611111668.61702254.325517HH12P487711621271188.518918HH12P129121221412139339.3339.319HH92P30101020181964.82320.432120HH12P135881228.61239.2176.6176.7合计1821713056034449.024625.754368.1一.2013年工作量完成情况-预置管柱分段压裂2、压裂施工序号井号滑套打开情况完成设计加砂（%）施工异常情况备注1HH12P7滑套打开明显100第3段、第8段砂堵

2HH36P10滑套打开明显74.18第1段砂堵，第2段放弃，第3段砂堵上连续油管冲砂3HH73P17滑套打开明显77.16其中第一段施工压力最高53MPa,且再打入6个段塞后无下降趋势，放弃加砂；第5段压力过高，通过加入段塞，放喷处理，压力仍上升至59MPa，放弃加砂

4HH12P6滑套打开明显(第4段投备用球)65.44第1段、第2段砂堵放弃加砂，第5段施工压力高放弃加砂，第8段砂堵

5HH74P4滑套打开明显86.38第七、八、九段压力高放弃加砂合计815段砂堵，9段放弃压裂，1段因砂堵放弃打滑套5口井15段压裂出现异常，其中5段砂堵，9段放弃压裂，1段因砂堵放弃打滑套；施工成功率91.3%。一.2013年工作量完成情况-预置管柱分段压裂3、增产效果注：部分井正处于排液阶段，增液效果比较明显红河油田增产效果（总体表现为产液高，产油好坏不一）一.2013年工作量完成情况-预置管柱分段压裂序号井号生产层位目前日产年累计液量(t)油量(t)含水(%)液量(t)油量(t)水量(t)1HH12P6Ch88.363.23591349.52414.4935.122HH12P7Ch88.262.46692651.94881.561770.383HH12P48Ch818.96.75621441.62282.931158.694HH12P119Ch87.290.78892223.9394.232129.75HH12P127Ch8143.83712559.76345.432214.336HH12P129Ch810.560.29971182.512.071170.447HH12P135Ch823.9

100484.7

484.78HH36P4Ch821.0213.94252170.811051.341119.479HH36P10Ch85.40.05991708.6314.351694.2810HH36P45Ch834.9523.47243159.521484.211675.3111HH36P58Ch828.0917.91282882.751465.411417.3412HH36P91Ch81.350.1490714.3647.38666.9813HH73P17Ch86.060.15971551.7814.621537.1614HH73P46Ch823.5

1002142.7

2142.715HH73P48Ch828.890.98972937.6647.132890.5316HH73P67Ch812.9610.1392275.41598.611676.817HH74P4Ch83.510.54841085.2840.331044.9418HH74P7Ch84.050.28931401.2123.341377.8719HH74P13Ch811.34

1001892.9828.471864.520HH92P30Ch832.9412.3260978.1220.71757.4合计

305.3397.256836795.167066.5229728.64改造方式压裂井数（口）备注连续油管带底封拖动压裂1HH74P92连续油管带底封拖动分段压裂（总作业井数1口）HH74P92井施工日期：5.31-6.3一.2013年工作量完成情况-连续油管拖动压裂1）HH74P92井施工参数

层段射孔位置（m）总液量(m3)加砂量(m3)总耗时(h:min)有效时（h:min）备注一2688281.725.73:103:10二2642243.52617:07控压失败，异常解封,起出工具保养之后再下入。三2589269.131.13:322:40整改压裂流程0:52四255220419.63:112:11整改混砂车1:00五2519210.119.82:442:44六2394190.819.915:47顶替6.3m3时出现砂堵,返洗之后不能座封，起出保养工具再下入。七233972.50.66:013:50施工压力过高放弃.整改泵车及流程2:11八2293284.730.913:543:09等酸液10:45九2241254.731.55:152:45其余时间起出连续油管合计2011.1205.170:4120:29一.2013年工作量完成情况-连续油管拖动压裂

HH74P92井长7层位水力喷射分段压裂施工数据表（井段：2254-2751m)参数\段数123456789合计油管排量m3/min0.2-0.70.1-0.50.2-0.60.1-0.60.2-0.70.2-0.6

0.3-0.60.2-0.6

套管排量m3/min0.7-3.02.7-2.92.7-3.01.5-3.01.1-3.01.0-3.0

2.7-3.02.7-3.0

破裂压力Mpa不明显42.933.938.6无无无38.529

油管施工压力MPa37-4935-373337-3832-3338-42

30-3734

套管施工压力Mpa32-3732-3630-3233-3630-3234-38

46-4928-31

停泵压力Mpa24.424.5262825.543.52826.527

低替液量m328.42.38.11.51.21.421.41.447.7低替排量m3/min0.650.650.650.640.650.660.640.660.65

低替施工压力Mpa575762-6458-6158-6057-6057-635759-60

射孔液量m36.76.76.66.76.76.66.66.67.260.4射孔顶替液m315.315.318.418.518.418.319.815.517.9157.4射孔排量m30.70.70.60.650.640.640.650.640.65

射孔施工压力Mpa56-5756-5855-5756-6056-5855-585657-5858

油管前置液量m310.93.65.62.24.14.4

9.23.143.1套管前置液量m386.862.265.2505055.1

65.960.1495.3油管携砂净液量m39.15.48.83.46.55.9

14.47.260.7套管携砂净液量m3122.5104.2122.278.883.983

122.6124.5841.7油管顶替液量m32.31.92.11.32.50.5

3.41.615.6套管顶替液量m33030.229.128.928.46.3

26.426.3205.6实际油管入地总净液量m3101.446.952.646.347.846.425.169.843.8480.1实际套管入地总净液量m3247.4196.6216.5157.7162.3144.447.4214.9210.91598.1喷射砂量m30.60.70.70.60.70.70.60.70.86.1段塞砂量m30.50.60.80.50.60.6

0.60.85压裂砂量m324.624.729.618.518.518.6

29.629.9194设计压裂总砂量m325.125.130.1191920.3

30.230.1198.9实际压裂总砂量m325.72631.119.619.819.90.630.931.5205.1平均砂比﹪20.123.724.223.522.122.4/24.124.0

一.2013年工作量完成情况-连续油管拖动压裂2）增产效果HH74P92井增产效果一.2013年工作量完成情况-连续油管拖动压裂井号生产层位采油方式目前日产月累计年累计液量(t)油量(t)水量(t)含水(%)液量(t)油量(t)水量(t)液量(t)油量(t)水量(t)HH74P92Ch7普通泵23.10

23.1010070.90

70.90

1235.10

1235.10目前日产水23.1t/d，含水100%一.2013年工作量完成情况二.施工中存在的问题分析三.新工艺技术准备情况汇报提纲改造工艺存在问题井数段数井号预置管柱分段压裂工艺滑套未打开11HH36P10（1段）放弃加砂49HH73P17（2段）、HH12P6（3段）、HH74P4（3段）HH36P10（1段）砂堵35HH12P7（2段）、HH36P10（2段）、HH12P6（1段）红河油田压裂施工存在问题统计（预置管柱分段压裂）二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂1、滑套未打开（HH36P10井第2段）第1段砂堵，放喷后0.5m3/min注入1个井筒，投第2段压裂球，多次小排量送球均未到位，上连续油管冲砂；二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂

CT冲砂至3163m，仅能建立0.5m3/min排量，遂放弃第2段，投第3段球打开滑套。

第2段球未到位原因：可能未冲到第2段滑套(CT变形在10m以上)，滑套处仍存在陶粒，无法建立压差。3163m第3段滑套打开二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂2、放弃加砂（共9段，均为泥质含量较高的井段）HH73P17井（第一、五段）二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂HH12P6井（第一、二、五段）二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂HH74P4井（第七、八、九段）二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂原因及下步措施下步措施：若加入1～3个段塞，压力下降，则按设计连续正常加砂。

若加入1～3个段塞，压力不下降或者上升，建议放弃本段加砂。原因：泥质含量高，裂缝未沟通砂体，裂缝宽度窄，延伸压力（净压力）大。3、砂堵（共5段）a、泥质含量高，裂缝未沟通砂体，地层塑性强，裂缝宽度窄。14%砂比砂堵26%砂比砂堵二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂b、液体胶联不好，井筒脱砂。HH12P6井第8段加砂后期发生砂堵，放喷过程中方向，放喷20min左右（10m3液量）后液体已经水化，表明液体性能不好，为新配液体（未充分溶胀）或破胶剂加入过多有关。二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂c、储层断层、裂缝发育。层号测量深度(m)视厚度(m)自然伽马(API)深侧向电阻率(Ω•m)声波时差(μs/m)泥质含量(%)孔隙度(%)渗透率(mD)含油饱和度(%)解释结论622772.32773.61.395.985.8199.99.44.10.030干层632773.62775.92.3109.135.7260.916.317.62.362.1裂隙油层642775.927826.1110.246.5220.716.98.50.2734.6差油层6527822784.12.191.562.5246.16.814.71.5964.2裂隙油层662784.12787.93.886.393.2197.84.43.80.020干层672787.92789.81.991.670.3212.76.87.10.1445差油层682789.82791.21.49725.7278.29.421.63.9963.8裂隙油层HH36P58井二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂

针对性设计

针对伽马值较高（≥100API），泥质含量高（≥50%）井段，从设计时要考虑避免砂堵：提高前置液比例，提高排量增加段塞数量在不同区块优选加砂规模及砂比砂堵针对性措施二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂

施工过程中砂堵预判并及时调整在加砂阶段压力缓慢上升，当上升到一定阶段后发生砂堵，此类砂堵可以预判：前置液不够液体性能不好，端部脱砂储层滤失大，造缝不充分缝高失控，滤失面积大形成多裂缝，初滤失较大调整：增加段塞数量，或放喷2-5m3再加段塞，压力下降则继续施工，如果压力持续升高，放弃加砂及时停砂，提前顶替砂堵针对性措施二.施工中存在的问题分析-预置管柱分段压裂改造工艺存在问题段数井号连续油管带底封拖动压裂封隔器不能座封1HH74P92第6段封隔器中途解封1HH74P92第2段砂堵1HH74P92第6段放弃加砂1HH74P92第7段二.施工中存在的问题分析-连续油管拖动压裂连续油管带底封拖动分段压裂施工存在问题统计1）封隔器中途解封射孔时异常解封，不能再座封，起出保养工具，再下入；HH74P92井第2段主要原因：现场操作人员对流程控制不熟练。回压控制稍低（10MPa），射孔顶替到位后，降排量和关针阀未同步，导致封隔器中途解封。二.施工中存在的问题分析-连续油管拖动压裂压裂砂堵，砂堵反洗井，直至无砂；解封后上提管柱至第7段，不能座封，起出检查工具完好;保养并下工具到位，正常座封;HH74P92井第6段主要原因：砂堵后洗井未干净，井筒仍有沉砂，导致封隔器不能座封。2）封隔器不能座封二.施工中存在的问题分析-连续油管拖动压裂3）砂堵HH74P92井第6段通知停砂砂堵原因：井底压力在24%砂比进地层后，开始缓慢上升，在32%砂比发生砂堵，从砂堵类型看，为渐进性砂堵，分析为液体缝内脱砂，导致净压力一直上升，最终发生砂堵。二.施工中存在的问题分析-连续油管拖动压裂4）放弃加砂HH74P92井第7段套管排量0.7～0.8m3/min，油管排量0.4m3/min，压力一直维持在40～42MPa，无法提高排量，注入液体41.7m3，决定放弃本段加砂；主要原因：本段泥质含量较高，导致施工压力高二.施工中存在的问题分析-连续油管拖动压裂二.施工中存在的问题分析-连续油管拖动压裂下步针对性措施：1、加强现场操作人员对流程的全面了解和掌控，避免人为因素造成复杂情况。2、加强与试油队、压裂队的配合，预防不确定因素的发生。3、尽量避免砂堵，防止砂堵后工具砂卡或其它意外发生。4、提高井口(套管头)限压，特别是红河油田，35MPa井口不能满足要求。5、因射孔砂没有返出地面，因此，在射孔及洗井过程中，回收返出的压裂液，重复利用，节约成本。现场需要准备2—3具干净的压裂液罐，并连接好回收流程。6、回压控制:根据三口井的施工情况，试油队的控压管汇在操作上有一定难度，我们采取了以下改进措施：1）投资50万元设计制作专用回压控制管汇组合；2）培训专人组（3人）负责射孔回压的控制。地面控制流程二.施工中存在的问题分析-连续油管拖动压裂7、砂比、排量精准控制因射孔排量低，压裂仪表存在砂比、排量不精确的问题，我们采取了以下改进措施：1）设计制作专用沙漏，实现砂比的精确控制；2）现场用计量池校对射孔泵车准确排量。二.施工中存在的问题分析-连续油管拖动压裂8、射孔完善程度改进因射孔点较集中，存在水泥环等应力集中带，导致射孔完善程度欠佳，主要采取以下改进措施：1）优化射孔参数，射孔枪外径98mm，增加射孔数量到Φ3.8mmX6孔，由螺旋布孔改为对称布孔，提高射孔速度到175m/s，增大穿透深度到350mm；2）确保加酸的数量和质量，疏通近井污染带。当量直径，mm8.9喷嘴个数，个468喷嘴直径，mm53.83.2冲蚀试件实物图二.施工中存在的问题分析-连续油管拖动压裂一.2013年工作量完成情况二.施工中存在的问题分析三.新工艺技术准备情况汇报提纲投球入座状态打开球座状态打捞工具与球座连接状态可捞球座入井状态12341、可捞球座滑套（双滑套）三.新工艺技术准备情况可一次性将球及球座打捞出井，后期可实现开关三.新工艺技术准备情况1、可捞球座滑套（双滑套）射孔枪坐封工具CCL定位射孔枪射孔枪射孔枪射孔枪坐封工具桥塞2、速钻桥塞分段压裂三.新工艺技术准备情况2、速钻桥塞分段压裂三.新工艺技术准备情况适用于5½"、4½"套管两种尺寸。2、速钻桥塞分段压裂三.新工艺技术准备情况分簇射孔有利于提高形成多裂缝，提高压后泄流面积，在页岩油气以及致密油气中常见使用。

类似于限流压裂，通过大排量、低密度孔来实现多裂缝压裂。2、速钻桥塞分段压裂三.新工艺技术准备情况实现多裂缝压裂，分簇射孔设计如下:4或5簇射孔位置,长度0.61~1.22m;5孔/ft(SPF)和60°相位;每个射孔孔眼的泵速是1~2bbl/min(1bbl=0.159m3)；若采取2bbl/min排量（每个孔眼），射孔的总压差大于500psi（3.5MPa）。

排量m3/min6810121416孔数（个)202733404753摩阻（MPa）3.33.23.43.33.33.4因此，分簇射孔形成多裂缝，必须使孔眼数、排量相对应，才能实现每簇进液，每簇形成压裂裂缝。如上表所示。2、速钻桥塞分段压裂三.新工艺技术准备情况页岩气增产作业技术2011年负责组织实施了中国第一口页岩气水平井（中石油威201井）的大规模分段压裂，液体设计思路、分段压裂工艺等采用最先进的理念及方法，水源供给规模、压裂设备使用数量、主体压裂施工时间长度创造了新纪录。这口井施工安东提供如下服务：施工设计，全程组织施工滑溜水分簇射孔+桥塞连续油管设备后期钻塞及钻塞液施工案例2、速钻桥塞分段压裂三.新工艺技术准备情况B:MD:2750mTVD:1550m序号井段m段长m12750-264910122649-25569332556-24659142465-23709552370-227010062270-217010072170-20809082080-19909091990-190090101900-180595111805-1705100121705-1604101采用套管内桥塞+射孔分段压裂技术注入方式：套管压裂主要施工参数如下：最大排量：15.9m3/min泵压：50~60MPa单段用液量：2053.4m3单段加砂量：86.8t总用液量：24640m3总砂量：1041.2t水平段1006mA:MD:1744mTVD:1497m施工案例2、速钻桥塞分段压裂三.新工艺技术准备情况技术特点：一套工具完成施工，施工结束后所有工具可起出，保证井筒通径压裂施工采用环空加砂压裂，流动摩阻低，降低了地面泵注压力MCCL实现精确定位