LX12井压裂方案研究

LX12井压裂方案研究第1页/共80页（一）地理位置LX-12井地理位置：山西省临县清凉寺乡梁家会村一基本情况-地理位置第2页/共80页临兴地区石盒子组盒8段底面构造图鄂尔多斯盆地晋西挠褶带西缘LX-12井盒8段附近无断层。渤海钻探公司STC-3002钻井队承钻一基本情况–构造位置第3页/共80页LX-12井地质分层表一基本情况–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（未穿）第4页/共80页盒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3～4mm，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，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–录井第5页/共80页千5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2～3mm，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–录井第6页/共80页一基本情况–气测气测异常解释成果表中法渤海地质服务有限公司CFBML-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C1C2C3iC4nC4iC5nC5非烃CO2P3s11437.00-1441.004.0013↓5灰白色中砂岩0.06840.03110.00200.00000.00000.00000.00000.00000.0000差气层10.35457.61450.02480.01160.00450.00270.00230.00190.0000P2s21783.00-1785.002.0016↓8浅灰色细砂岩0.09870.05780.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000差气层47.896527.71270.00120.00250.00180.00140.00170.00120.0000P2s31786.00-1788.002.007↑18浅灰色细砂岩0.26390.12340.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000差气层2.28481.85410.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000P2s41804.00-1809.005.0011↓5浅灰色细砂岩0.25160.16190.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000差气层3.94062.71310.01060.00290.00190.00110.00000.00000.0000P2s51822.00-1825.003.0014↓5浅灰色细砂岩0.18610.08880.00140.00000.00000.00000.00000.00000.0000差气层4.37713.10950.05610.02070.00410.00400.00210.00190.0000P2x61882.00-1886.004.002↑4浅灰色细砂岩0.48120.22250.00810.00150.00000.00000.00000.00000.0000差气层17.17968.20660.25670.07150.01580.01340.00390.00350.0000P2x71886.00-1892.006.003↓2浅灰色细砂岩1.84521.10800.04260.01520.00390.00310.00260.00130.0000差气层28.807318.42280.64430.19390.04980.04560.02470.00630.0000P1s81936.00-1938.002.007↓2浅灰色细砂岩0.50780.25480.03770.00810.00170.00120.00100.00000.0000差气层6.09343.10370.26570.03470.00280.00350.00120.00000.0000P1s91945.00-1948.003.003↓2煤2.93971.64740.15730.02430.00330.00270.00000.00000.0000煤层气7.88155.19130.27070.02620.00360.00280.00000.00000.0000P1s101964.00-1967.003.006↓3灰色细砂岩2.89552.43380.23900.12230.01870.01870.00540.00180.0000气异常层12.47665.60190.52630.27820.04250.04220.01330.00260.0000P1s111967.00-1974.007.003↓2煤12.19045.60190.51870.26830.04030.03950.01330.00230.0000煤层气34.212230.86051.01070.31240.04450.04420.01320.00440.0000第7页/共80页LX-12井测井曲线成果图千5段盒8段一基本情况–测井解释第8页/共80页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)(%)(%)(%)(%)(%)(%)1404.21410.76.42.6064.532.822.72.949.30.0770.1160.103干层1411.41414.43.02.6263.742.223.61.662.90.1020.1130.104干层1415.01420.45.32.5962.746.316.83.044.40.0800.1020.089干层1422.11425.13.02.6064.246.124.41.965.30.0720.1160.100干层1431.61434.32.72.6263.346.624.31.365.50.0850.0890.087干层1435.31435.80.62.6464.058.128.80.485.40.0060.0060.006干层1436.51438.01.52.6063.154.08.42.941.10.0050.0050.005干层1438.01440.22.22.5465.056.12.66.323.53.89510.3556.641气层1440.91447.76.72.5268.917.95.57.437.10.1751.6340.699气层1452.61456.53.92.6264.427.818.01.683.10.1907.8571.998干层1457.11458.31.32.6064.624.05.92.866.20.2380.7120.475干层1463.71465.61.92.6664.140.336.20.0100.00.1790.1980.188干层1466.61470.33.72.6266.630.015.71.878.70.1750.5050.251干层……1832.91838.65.72.6962.755.813.90.0100.00.1560.4280.258干层1853.01854.11.12.6962.689.915.00.0100.00.6520.8440.748干层1870.21882.011.82.6862.471.112.10.099.20.1550.7030.323干层1882.01883.21.22.6166.692.42.02.436.00.4816.4723.844差气层1885.01888.03.02.6367.733.814.51.681.31.8457.6323.747干层1888.01890.42.42.5374.027.23.27.129.412.64528.80721.186气层1929.21932.83.62.7059.1195.620.00.098.30.5560.8570.682干层1933.81936.62.92.7357.9251.516.00.0100.00.5081.6381.008干层一基本情况–测井解释第9页/共80页一基本情况–完井数据第10页/共80页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2～3mm，次棱角状，分选差。泥质胶结，致密。（录井）岩石矿物成分主要以石英为主，粘土含量5.8%-23.4%，均值为18.3%。（LX-6井）有效孔隙度平均6.41%（总院），7.42%（非常规所）渗透率平均0.42×10-3μm2（总院），1.36×10-3μm2（非常规所）。储层温度约45℃地层压力：12MPa压力系数约0.8（LX-1井试井）盒8段浅灰色细砂岩成分以石英为主，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。（录井）岩石矿物成分主要以石英为主，粘土含量9.59%-19.56%，均值为15.4%。（LX-6井）有效孔隙度平均5.53%（总院），7.25%（非常规所）渗透率平均0.09×10-3μm2（总院），3.12×10-3μm2（非常规所）。储层温度约58℃地层压力约17MPa压力系数约0.9（LX-1井试井）一基本情况–岩屑描述第11页/共80页一基本情况–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

9.6LX6-3-2-21286.9351.95.521.7

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

20.3LX6-6-2-51647.3970.12.88.4

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第12页/共80页一基本情况–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%LX6-2-2-51258.87303425112080LX6-2-3-11259.305030202080LX6-2-4-11261.35291718362575LX6-3-1-21282.98213726162080LX6-3-1-81284.11164924112080LX6-3-1-131285.5112689112080LX6-3-2-21286.9349158282575LX6-4-1-11470.248692122080LX6-4-1-21470.4913275642080LX6-4-2-11470.6713245851585LX6-4-2-21470.8111315351585LX6-6-1-21646.3239262872080LX6-6-1-31646.43492020112080LX6-6-2-11646.6750231982080LX6-6-2-51647.3934253382080LX6-6-2-61647.568761422080LX6-8-3-21845.863751122575LX6-10-15-11863.8059232080LX6-10-15-31864.3278852575石千峰组下石盒子第13页/共80页（1）水敏：石千峰组：水敏损害程度强；下石盒子组：水敏损害强度中等偏强；（2）酸敏：石千峰组：酸敏损害程度中等偏强（60.13%）；下石盒子组：酸敏损害强度中等偏强（50.63%）；

（6）速敏：石千峰组：速敏损害程度中等偏弱；临界流速：0.5ml/min；下石盒子组：速敏损害程度弱；临界流速：0.5ml/min；（5）盐敏：石千峰组：临界盐度40000；下石盒子组：临界盐度40000；（3）碱敏：石千峰组：碱敏损害程度中等偏弱；下石盒子组：碱敏损害强度弱；一基本情况–敏感性分析参照LX-6井资料：第14页/共80页岩芯编号井号岩心编号长度mm直径mm重量g密度g/cm3围压MPa弹性模量GPa泊松比抗压强度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））岩石力学参数（千5段，海油总院）岩石力学参数（盒8段，海油总院）一基本情况–岩石力学第15页/共80页生产套管试压20MPa合格。井段（m）第一界面第二界面74.00-123.20合格合格123.20-126.00不合格不合格126.00-192.00合格合格192.00-684.00不合格不合格684.00-865.70合格合格865.70-867.70不合格不合格867.70-884.50合格合格884.50-960.50优优960.50-964.50合格合格964.50-2062.55优优一基本情况–固井质量第16页/共80页油套：五吋半N80套管抗内压：53.5MPa一基本情况–完井管柱第17页/共80页汇报提纲一、基本情况二、压裂思路三、压裂工艺方案优化四、压裂施工方案五、结论第18页/共80页目的层1438.0-1440.2m,1440.9-1447.7m,8.0m/2n；1882.0-1883.2m-1888.0-1890.4m,3.6m/2n。探查千5段、盒8段致密砂岩的含气性确定储层发育及展布特征提供产能数据，为储量计算提供依据。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2.85×104m3/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.mLX-6井上石盒子组：1466.5m—1472.1m，4.9m/2n。压裂后测试无阻流量9.58×104m3/d。压力系数1.0394。裂缝半长76.5m.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4.80×104m3/d。压力系数1.0146。裂缝半长109m.LX6井石千峰组：1279.2m—1288.5m，9.3m/1n。压裂后测试20mm孔板稳定产量0.48×104m3/d。压力系数1.0349。裂缝半长28.4m.二压裂思路–目的压裂目的：第19页/共80页

千5段1438.0m-1440.2m、1440.9m-1447.7m层位应力分析结果，应力大小23.0MPa，与上隔层应力差2.5MPa，与下隔层应力差3.7MPa。

盒8段1882.0m-1883.2m、1888.0m-1890.4m层位应力分析结果，应力大小30.9MPa，与上隔层应力差4.5MPa，与下隔层应力差4.9MPa。千5段千5段地层应力分析盒8段地层应力分析盒8段二压裂思路–应力剖面第20页/共80页存在的优势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。储层上下无水层，且上下隔层压差均较大；裂缝高度控制较容易。附近无断层，对裂缝延伸限制较小。井深较浅，预计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。有一定参照价值的邻井：LX-1井、LX-6井。存在的劣势地层致密，物性较差，盒8段为典型的薄差层，施工有一定风险。地层温度较低，不利于压裂液破胶。地层压力系数低，不利于压后返排。地层粘土含量较高，为中强水敏地层，同时也是酸敏地层。上部固井质量较差，施工存在一定风险。可以进行压裂改造！二压裂思路–条件第21页/共80页针对劣势的对策劣势对策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：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–思路第22页/共80页对目的层的岩心进行五敏伤害性评价、水锁、岩石力学实验。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。针对LX-12井石千峰组压裂测试产能一般，本井压裂追求更长缝长。在追求裂缝长度基础上，控制裂缝高度，避免无效支撑。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8段，由于是薄差层，尽量降低施工规模，以降低施工风险。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。压裂管柱选择27/8”油管+压裂封隔器，避免砂堵地面风险。选用K344型封隔器，该工具座封解封极快，能很好地配合试气作业。根据储层闭合压力和导流能力要求，优选支撑剂。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。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。二压裂思路–思路第23页/共80页汇报提纲一、基本情况二、压裂基本思路三、压裂液与支撑剂四、压裂管柱五、压裂设计六、总结第24页/共80页压裂液类型优点缺点使用范围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-压裂液第25页/共80页（一）压裂液体系选择原则：悬砂能力强，携带支撑剂性能强；配制方便，性能稳定，保质期较长；压裂液与地层流体配伍性好，避免生成沉淀，保护储层；适合本井低温条件，破胶彻底。低伤害，适合低渗储层改造；优先选择同类储层的成熟压裂液体系。三压裂液支撑剂-压裂液压裂液类型主流压裂液体系苏里格气田羟丙基瓜胶大牛地气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-川庆工程院的山西大宁-吉县2014年应用10多井，增产效果明显。第26页/共80页基液：0.25%-0.28%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+压裂用低温破胶激活剂交联剂：0.6%硼砂+0.4%-0.7%APS（30℃-50℃）低浓度硼砂交联瓜胶压裂液体系HPG/%基液pH值表观粘度/（mPa·s）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℃-50℃）低浓度硼砂交联瓜胶压裂液体系基本性能1、千5段适用压裂体系（30℃-50℃）三压裂液支撑剂-压裂液第27页/共80页流变性能

使用RS6000模块化数字流变仪，在170s-1、30℃、45℃、50℃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170s-1连续90min充分剪切后，体系粘度仍然保持在50mPa·s以上，显示出良好的流变性能。（行业标准要求表观粘度≥50mPa·s）0.25%HPG0.25%HPG0.28%HPG1、千5段适用压裂体系（30℃-50℃）三压裂液支撑剂-压裂液第28页/共80页APS∕%时间/min，破胶液粘度∕(mPa·s)601201802100.05——〉6011.510.07—〉608.37.020.09—127.24.360.10—8.35.93.85APS∕%时间/min，破胶液粘度∕(mPa·s)3060901200.05/10.507.976.100.0613.058.707.525.760.079.546.064.884.770.085.216.094.934.62APS∕%时间/min，破胶液粘度∕(mPa·s)3060901200.03-18.458.686.350.0417.938.006.694.120.0511.917.885.194.530.0614.746.155.024.200.25%HPG，30℃0.25%HPG，40℃0.28%HPG，50℃对于不同温度的压裂液体系，通过选择适当浓度的破胶剂，即可实现压裂液彻底破胶，破胶液粘度小于5mPa·s。（行业标准要求破胶时间≤720min，粘度≤5mPa·s）破胶性能

1、千5段适用压裂体系（30℃-50℃）三压裂液支撑剂-压裂液第29页/共80页岩心号苏30-137苏36-127/64苏36-126/64苏36-147/149渗透率改善率%41.7140.130.157.1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率的改善性能，试验结果如下：用水锁处理剂处理后的4块岩心气相渗透率提高了30.1～140.1%，平均67.2%。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、千5段适用压裂体系（30℃-50℃）三压裂液支撑剂-压裂液第30页/共80页性能评价条件技术指标行业标准静态滤失系数/(m/min1/2)0.25%HPG，30℃0.661×10-3≤1.0×10-30.25%HPG，40℃0.620×10-30.28%HPG，50℃0.667×10-3破胶液残渣/（mg/L）0.25%HPG，30℃117.5≤6000.25%HPG，40℃116.10.28%HPG，50℃217.09助排性能/(mN/m)0.25%HPG，30℃26.310≤280.28%HPG，50℃26.011防膨性能/%0.25%HPG，30℃91.73/0.28%HPG，50℃91.80低浓度硼砂交联瓜胶压裂液其他技术指标

其他性能

1、千5段适用压裂体系（30℃-50℃）三压裂液支撑剂-压裂液第31页/共80页（50℃-70℃）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/（mPa·s）交联比交联时间/s挑挂状态0.25%8-913-18100:0.3-0.430-50不可挑挂0.30%8-921-27100:0.4-0.530-50可挑挂（50℃-70℃）低浓度硼砂交联瓜胶压裂液体系基本性能1、盒8段适用压裂体系（50℃-70℃）三压裂液支撑剂-压裂液第32页/共80页流变性能

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170s-1连续90min充分剪切后，体系粘度仍然保持在50mPa·s以上，显示出良好的流变性能。（行业标准要求表观粘度≥50mPa·s）0.25%HPG0.25%HPG0.30%HPG2、盒8段适用压裂体系（50℃-70℃）三压裂液支撑剂-压裂液第33页/共80页APS∕%时间/min，破胶液粘度∕(mPa·s)3060901200.039.457.595.245.020.047.716.865.003.790.057.575.664.483.37APS∕%时间/min，破胶液粘度∕(mPa·s)3060901200.005--12.149.900.010-25.288.956.620.0159.8610.405.554.290.0209.527.714.273.09APS∕%时间/min，破胶液粘度∕(mPa·s)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℃对于不同温度的压裂液体系，通过选择适当浓度的破胶剂，即可实现压裂液在120min内破胶，破胶液粘度小于5mPa·s。（行业标准要求破胶时间≤720min，粘度≤5mPa·s）破胶性能

2、盒8段适用压裂体系（50℃-70℃）三压裂液支撑剂-压裂液第34页/共80页其他性能

性能评价条件技术指标行业标准静态滤失系数/(m/min1/2)0.25%HPG，50℃0.752×10-3≤1.0×10-30.30%HPG，70℃0.750×10-3破胶液残渣/（mg/L）0.25%HPG190.01≤6000.30%HPG221.93助排性能/(mN/m)0.25%HPG26.310≤280.30%HPG26.011防膨性能/%0.25%HPG，50℃91.73/0.30%HPG，70℃91.80低浓度有机硼交联瓜胶压裂液其他技术指标

2、盒8段适用压裂体系（50℃-70℃）三压裂液支撑剂-压裂液第35页/共80页使用AFS-870高温高压岩心流动仪，在60℃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。岩心编号取心层位渗透率/(×10-3μm2)孔隙度/%伤害率/％2-1山20.018478.62620.6%1-16盒80.019295.60718.2%

结果显示，该低浓度瓜胶压裂液体系储层伤害率平均19.4%。低浓度瓜胶压裂液岩心伤害实验（永和17井山2、盒8）岩心渗透率损害率测定2、盒8段适用压裂体系（50℃-70℃）（一）压裂液体系选择第36页/共80页支撑剂类型优点缺点适应性石英砂便宜、供货商多、密度较低强度低、园球度较低、导流能力低<28MPa树脂包衣砂较石英砂强度和导流能力有所提高、密度更低、防嵌入闭合压力高时树脂涂层的弹性形变导致导流能力下降防砂人造陶粒强度高、破碎率低、导流能力高、有效期长较贵全系列

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。三压裂液支撑剂–支撑剂第37页/共80页样品编号及指标圆/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基本性能评价数据表闭合压力MPa样品20-4010203040506070导流能力μm2.cm365.61284.92280.45252.65230.79214.36195.46支撑剂短期导流能力数据表三压裂液支撑剂–支撑剂第38页/共80页一、基本情况二、压裂基本思路三、压裂液与支撑剂四、压裂管柱五、压裂设计六、总结第39页/共80页四压裂管柱-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)2.59.530.918.85.06.032.63.012.630.918.85.06.035.73.516.130.918.85.06.039.24.019.930.918.85.06.043.0千5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)2.57.123.014.44.56.026.23.09.423.014.44.56.028.53.512.023.014.44.56.031.14.014.823.014.44.56.033.9第40页/共80页

由于目的层异常致密，物性较差，压裂施工时极有可能出现裂缝延伸困难、地层吃砂困难的情况，这时由于净压力上升，地面施工压力可能大大升高。参照邻井资料，地层吃砂困难时，泵压升至50MPa以上（排量3.5m3/min）。因此，应考虑保护套管。参照邻井施工压力同时结合岩石力学分析邻井破裂压力梯度邻井闭合压力梯度预测本井地面闭合压力预测地面破裂压力千5段0.0270.02318.831.5盒8段0.0230.01917.033.9按3吋半油管，施工最高排量3.5m3/min计算施工压力分析四压裂管柱-压力预测第41页/共80页套管接箍位置：1820.94m1832.48m

管柱：采用2-7/8“N80外加厚油管，K344封隔器：扩张式、悬挂固定、液压座封、液压解封。四压裂管柱第42页/共80页1、管柱强度计算油管、套管技术参数

强度校核安全系数界限类型安全系数界限抗外挤安全系数1.125抗内压安全系数1.10抗拉屈服强度安全系数（过提20t情况下）1.60三轴强度安全系数1.25四压裂管柱外径(mm)钢级壁厚(mm)抗外挤MPa抗内压MPa油层套管139.7N807.7243.253.3外径(mm)钢级壁厚(mm)丝扣抗拉kN抗内压MPa压裂油管73.0N805.51478.974.3第43页/共80页2、盒8段管柱强度校核

输入数据井口压力Mpa50排量m3/min3背压MPa15封隔器下深m1826压裂液密度SG1.002储层温度℃58校核结果（安全系数）抗拉1.63抗内压2.081抗外挤4.262三轴1.629四压裂管柱第44页/共80页套管接箍位置：1387.65m1399.09m

管柱：采用2-7/8“N80外加厚油管，K344封隔器：扩张式、悬挂固定、液压座封、液压解封。四压裂管柱第45页/共80页1、管柱强度计算油管技术参数油管外径，mm73油管内径，mm62钢级N80抗外挤压力极限，MPa66.2抗内挤压力极限，MPa74.3丝扣连接屈服极限，kN3SB丝扣上封隔器位置/井斜角，m/°杨氏模量Pa线膨胀系数，1/℃线性密度kg/m

强度校核安全系数界限类型安全系数界限抗外挤安全系数1.125抗内压安全系数1.10抗拉屈服强度安全系数（过提20t情况下）1.60三轴强度安全系数1.25四压裂管柱第46页/共80页2、千5段管柱强度校核

输入数据井口压力Mpa50排量m3/min3背压MPa15封隔器下深m1826压裂液密度SG1.002储层温度℃45校核结果（安全系数）抗拉1794抗内压2.081抗外挤5.587三轴1.792四压裂管柱第47页/共80页一、基本情况二、压裂基本思路三、压裂液与支撑剂四、压裂管柱五、压裂设计六、总结第48页/共80页压裂管柱：油补距4.05m+油管挂0.61m+D73.02mm外加厚油管213根1994.3m+压力计托筒1.53m+D62mm喇叭口0.12m=2000.61m。压裂设备：2500型压裂车4台+混砂车1台+仪表车1台。压裂液：水基瓜胶压裂液。支持剂：20/40目陶粒21.5m3，砂比19%。压裂简述：于2013年11月8日15-16:31:13(压力计下深1980.50m)压裂，平均砂比19.0%，压入地层总液量243.9m3，排量3.14-3.29m3/min，地面施工压力33.39-43.67MPa，破裂压力63.21MPa、停泵压力18.7MPa、排量0.1-3.29m3/min。

对井下压裂监测资料分析，取得地层条件下破裂压力为36.45MPa，破裂梯度0.0184MPa/m，破裂梯度在正常范围。施工过程中井下最高压力40.46MPa，根据破裂测试关井扩压压降时间平方根曲线图确定平均闭合压力35.72MPa，闭合梯度0.0180MPa/m;地层破裂时油管摩阻为7.58MPa/km，摩阻相对中等偏低.裂缝监测结果LX-1井太原组压裂基本情况五压裂设计–邻井的压裂施工第49页/共80页

压裂试气层位为下石盒子组，井段1641.8-1651.9m，有效厚度为10.1m，有效孔隙度为10.7%，含水饱和度为50.5%，有效渗透率0.0211×10-3μm2；下石盒子组1641.8-1651.9m10.101641.8-1651.9m7.40.327气层压裂施工曲线井下压力温度检测曲线LX-6井下石盒子组压裂基本情况五压裂设计–邻井的压裂施工第50页/共80页

第一压裂试气层位为太原组，井段2061.4-2063.1、2064.0-2064.5m，有效厚度为2.2m，有效孔隙度为3.5-4.5%，含水饱和度为26.4-32.0%，有效渗透率0.0164×10-3μm2，泥质含量7.4-8.9%；太原组2061.402064.503.102061.602063.007.40.327气层压裂施工曲线井下压力温度检测曲线LX-1井太原组压裂基本情况五压裂设计–邻井的压裂施工第51页/共80页压裂管柱：油补距4.05m+油管挂+D73.02mm外加厚油管168根+压力计托筒+D62mm喇叭口0.12m=1591.9m。压裂设备：2500型压裂车4台+混砂车1台+仪表车1台。压裂液：水基瓜胶压裂液。支持剂：20/40目陶粒55.1m3，砂比17.5%。压裂简述：2013年10月10日18:02开始进行主压裂施工，总的入井液量351.7m3，陶粒55.1m3，液氮13.7m3（设计21.1m3），施工排量3.0-3.65m3/min，最高施工压力53.8MPa，液氮伴注排量150-200L/min，地面瞬时停泵压力16.6MPa，压裂施工结束后测压降1h，最终地面油管压力为13.2MPa。主压裂施工曲线如图2所示。液氮伴注导致地面施工起伏较大，施工过程中为了降低施工风险，完成设计的加砂量，对液氮伴注排量进行了调整（由200L/min调整为150L/min），最终按照设计完成了加砂量。

由小型压裂数据分析得到了地层的闭合压力26.16MPa，闭合压力梯度0.016MPa/m；压降分析显示裂缝近井筒地带摩阻较小，为0.51MPa，表明设计的射孔方式及实际射孔完善程度高；分析得到储层有效渗透率为0.03mD。裂缝特性裂缝长半缝长主体裂缝垂深范围裂缝方位破裂影响最大缝高裂缝缝网320米东北120米西南200米1455-1485米N33°E60米裂缝波及参数东西范围210米南北范围280米波及体积LX-6井下石盒子组压裂基本情况五压裂设计–邻井的压裂施工第52页/共80页

井段1279.2m—1288.5m，有效厚度为9.3m，有效孔隙度为13.7%，含水饱和度为55.0%，有效渗透率0.0204×10-3μm2；石千峰组1279.2m—1288.5m9.31279.2m—1288.5m7.40.327气层压裂施工曲线井下压力温度检测曲线LX-6井石千峰组压裂基本情况五压裂设计–邻井的压裂施工第53页/共80页压裂管柱：油补距4.05m+油管挂+D73.02mm外加厚油管130根+压力计托筒1214.59+D62mm喇叭口0.12m=1233.21m。压裂设备：2500型压裂车4台+混砂车1台+仪表车1台。压裂液：水基瓜胶压裂液。支持剂：20/40目陶粒34.3m3，砂比14.7%。压裂简述：

2013年11月14日17:49开始进行主压裂施工，总的入井总液量312.7m3，陶粒34.3m3，液氮17.7m3，施工排量2.6-3.8m3/min，最高施工压力36.5MPa，液氮伴注排量150-300L/min，地面瞬时停泵压力12.8MPa，压裂施工结束后测压降1h，最终地面油管压力为11.6MPa。由小型压裂数据分析得到了地层闭合压力取平均值为23.1MPa，闭合压力梯度0.018MPa/m。压降分析显示射孔有效进液孔眼数为140个（实际射孔共计148个），射孔完善程度高；得到的孔眼摩阻为0MPa，近井筒摩阻为3.38MPa。分析认为射孔完善程度高，压裂施工在近井筒产生的裂缝不规则。分析得到储层有效渗透率为0.02mD。LX-6井石千峰组压裂基本情况裂缝特性裂缝长半缝长主体裂缝垂深范围裂缝方位破裂影响最大缝高裂缝缝网340m东北150m西南90m1305-1335mN16°E60m裂缝波及参数东西范围130m南北范围330m波及体积五压裂设计–邻井的压裂施工第54页/共80页1、射孔数据

LX-12井小层预测数据及设想射孔层段表射孔枪：枪型102mm，孔密16孔/m，相位60º螺旋布孔射孔弹：127mm。层位顶深(m)底深(m)砂层厚度(m)射孔层段备注千5段1438.01440.22.21438.0-1440.21440.91447.77.21440.9-1447.7盒8段1882.01883.21.21882.0-1883.21888.01890.42.41888.0-1890.4五压裂设计–LX-12井射孔第55页/共80页千5段储藏模拟及压裂优化储藏输入参数储层渗透率10-3m20.37砂体厚度m12孔隙度%10含水饱和度%40储层压力MPa12储藏温度℃45盒8段储藏模拟及压裂优化储藏输入参数储层渗透率10-3m20.13砂体厚度m25孔隙度%7.9含水饱和度%50.1储层压力MPa17.0储藏温度℃59五压裂设计–设计优化第56页/共80页盒8段（排量3.0m3/min,砂比20%,砂量21m3）

裂缝半长与一年累计产量的关系在缝长为137.2m时出现拐点，此后，虽缝长增加，产量的增加也不明显，故定裂缝半长为140m左右。产量支撑剂量五压裂设计–缝长优化、产能模拟裂缝半长采油指数比累计产量360天缝高产层覆盖率裂缝导流能力FcD铺砂浓度携砂液体积支撑剂总量最大支撑剂浓度净压力增加最大地面压力192.0574.7330.033.1100.028.02.93.478.242.5359.00.036.4182.9565.9329.032.6100.028.03.03.373.139.3359.00.036.4173.7565.3326.032.0100.028.03.23.368.136.3359.00.036.3164.6555.8324.031.2100.027.03.33.363.033.2359.00.036.2155.4541.7320.030.7100.027.03.43.258.030.2359.00.036.0146.3530.5317.029.7100.026.03.63.152.927.0359.00.035.9137.2515.6311.028.5100.026.03.83.147.924.1359.00.035.8128.0455.0289.027.2100.017.02.62.142.914.3240.00.035.2118.9442.5275.025.5100.017.02.82.037.812.3240.00.035.0109.7431.6260.022.9100.017.03.02.032.810.1240.00.034.7100.6416.3250.021.2100.016.03.11.927.78.2240.00.034.4第57页/共80页盒8段施工排量优化

当施工排量大于4.0m3/min时，缝高增加幅度明显,有失控风险，同时裂缝长度减小，对压后效果产生会不良影响。而当排量小于1.5m3/min时，则由于排量较小，裂缝延伸会受到一定限制，施工安全难以保证，造成压后效果较差。故根据软件模拟结果，结合类似储层和现场施工规律，优选压裂施工排量以2.5～3.0m3/min为宜。缝高的模拟结果，综合考虑控制缝高和施工安全，优选LX-12井盒8段压裂施工排量为2.5～3.0m3/min。净液排量m3/min支撑缝高m支撑缝长m1.548.2175.82.550.2139.94.0103.376.9伴注液氮按129sm3/min1.5m3/min2.5m3/min4.0m3/min五压裂设计–排量优化第58页/共80页

常规施工的理想工序是前置液耗尽时支撑剂达到裂缝端部，并且这时恰好达到所需的裂缝穿透深度。

Nolte（1986年）认为，前置液比例与液体效率有关，其关系式如下：

其中：η为液体效率，fpad为前置液比例。前期施工井LX-6井对应层段压裂液效率为50.0%，带入上式计算前置液比例,33.3%。同时综合考虑施工安全及施工中可能出现的异常情况，考虑优化LX-12井盒8段压裂前置液比例为40%。盒8段前置液比例

五压裂设计–前置液优化第59页/共80页盒8段裂缝参数模拟

压裂参数参数值压裂规模（m3）16m3排量（m3/min）2.5-3.0砂比（%）20%前置液比例（%）40%施工总液量（m3）180裂缝几何尺寸裂缝半长

(m)151.8支撑缝半长(m)139.9水力缝高(m)55.2支撑缝高(m)50.2平均裂缝宽度(cm)0.829平均支撑缝宽(mm)2.4平均铺砂浓度(kg/m2)3.1无因次导流能力3.8盒8段压后产能变化曲线盒8段裂缝形态图五压裂设计–盒8段裂缝参数第60页/共80页盒8段小型压裂测试阶段净液量排量阶段时间(min)备注(m3)m3/min11.01.01.0活性水21.51.51.0活性水32.02.01.0活性水42.52.51.0活性水53.03.01.0活性水614.03.54.0活性水71.53.00.5活性水81.32.50.5活性水91.02.00.5活性水100.81.50.5活性水110.51.00.5活性水合计29.011.5备注：测试压裂结束后地面测压降1h五压裂设计–小型压裂测试第61页/共80页盒8段正式压裂注：1、正式压裂压裂液为50-70℃低浓度胍胶压裂液体系；

2、推荐施工排量2.5-3.0m3/min，运用变排量控制缝高技术，阶梯提升排量（从0.5m3/min开始，每次提0.5m3/min，泵压有稳定趋势再提排量），施工参数可根据现场施工情况调整；

3、正式压裂结束后，测1h压降。五压裂设计–泵注程序泵注阶段

类型排量

(m3/min)N2排量

(sm3/min)井底泡沫携砂液排量

(m3/min)井底N2质量

(%)砂比

（%）砂量

(m3)净液体积

(m3)累计液量

(m3)井底净泡沫液体积

(m3)泵注阶段时间(min)累计时间

(min:sec)

2.5129.22.9916.4

101011.94.04:00

2.5129.22.9916.740.6152517.96.110:08前置液（m3）2.5129.22.9916.4

103511.94.014:08552.5129.22.9916.860.6104512.04.118:16

2.5129.22.9916.4

105511.94.022:16

2.5129.22.9916.971.4207523.98.330:34携砂液（m3）2.5129.22.9917.3132.6209524.18.639:07852.5129.22.9917.8192.91511018.16.645:44砂比（%）2.5129.22.9918.1253.81512518.26.852:3218.12.5129.22.9918.3303.01013512.24.657:11

2.5129.22.9918.5351.851406.12.459:33顶替液（m3）2.5129.22.9916.4

71478.32.862:21合计

16.6

147176.562.4

第62页/共80页千5段（排量3.5m3/min,砂比19.0%,砂量35m3）

裂缝半长与一年累计产量的关系在缝长为170m时出现拐点，此后，虽缝长增加，产量的增加也不明显，故定裂缝半长为170m左右。五压裂设计–缝长优化、产能模拟裂缝半长采油指数比累计产量360天缝高产层覆盖率裂缝导流能力FcD铺砂浓度携砂液体积支撑剂总量最大支撑剂浓度净压力增加最大地面压力2007.495,61933.3100454.374.3283.1976.14599037.071907.335,58032.8100444.554.2778.1570.745990371807.125,54532.5100444.744.2173.1165.33599036.91706.945,53231.5100434.924.1365.5558.75599036.771606.495,17230.7100354.193.3360.5143.39479036.351506.325,03629.8100344.423.355.4639.17479036.241406.214,94928.6100344.73.2750.4234.78479036.131305.994,77627.6100334.963.2145.3830.56479035.941205.774,60426.1100335.273.1540.3426.17479035.681105.294,21924.2100244.22.3335.2916.38359035.141005.074,04620.9100244.532.2927.7312.66359034.56第63页/共80页千5段压裂施工排量优化

当施工排量大于4.5m3/min时，缝高增加幅度明显,有失控风险，同时裂缝长度减小，对压后效果产生会不良影响。而当排量小于1.5m3/min时，则由于排量较小，裂缝延伸会受到一定限制，施工安全难以保证，造成压后效果较差。故根据软件模拟结果，结合类似储层和现场施工规律，优选压裂施工排量以2.5～