压裂试气资料：②工程工艺进展及下步重点工作-课件

提高站位加强支撑2019年大牛地气田储层改造工作总结华北油气分公司石油工程技术研究院2019年12月华北油气分公司石油工程技术研究院1华北油气分公司石油工程技术研究院华北油气分公司石油工程技术研前言

2019年工程院在分公司领导、各机关处室、采气一厂及各单位的大力支持下，持续深入一线、设计前移，围绕采气一厂“提产、降本、增速”的产能建设要求，积极进行现场跟踪及技术攻关，为实现“大牛地硬稳产”目标提供高效的技术支撑。前言2019年工程院在分公司领导、各机关处室、2前言2019年工程院在分公司领导、各机关处室、汇报提纲一、2019年工作概况二、主要做法及取得成效三、存在的问题四、下步重点工作汇报提纲一、2019年工作概况3汇报提纲一、2019年工作概况汇报提纲一、201（一）2019年工作对象及目标工作对象：上古加密调整区，下古DK13井区新建产能目标：3亿方（2+1）续建产能目标：2.5亿方天然气产量目标：30.5亿方井数目标：68口水平井、27口直井（一）2019年工作对象及目标工作对象：上古加密调整区，下古4（一）2019年工作对象及目标工作对象：上古加密调整区，下古储层类型储层特点工艺难点技术对策储层结构特征隔层厚度变化大（2-15m）单一砂体，上下隔层厚度大如何结合不同储层厚度长缝压裂多个砂体，中间隔层厚度薄穿层压裂储层力学特征不同层位的闭合应力差异大（34.5-39.7MPa）如何进一步提高石英砂比例7:3→8:2→9:1→全部采用石英砂水平两向应力差较大（5.59-9.85MPa）如何进一步增大改造体积混合水体积缝网压裂孔吼特征孔吼半径小，易造成储层污染如何优化压裂液体系实验低伤害压裂液体系（焦恩低浓度胍胶、分公司压裂体系优化）下古物性特征白云岩厚度（15-20m），基质物性差如何增加酸蚀缝长多级注入加砂酸压变粘度交替注酸酸压白云岩厚度（15-20m），裂缝较发育如何沟通更多天然裂缝转向酸酸压白云岩厚度较大（20-35m），具备穿层条件如何形成复杂裂缝试验暂堵体积酸压如何防止支撑剂回流、如何提高提高作业效率纤维防砂小井眼丛式井整体压裂压采一体化技术

针对储层改造工艺难点，围绕改造效果、储层保护和提高作业效率方面提出相应的技术对策：（二）工艺难点及技术对策储层类型储层特点工艺难点技术对策储层结构特征隔层厚度变化大单5储层类型储层特点工艺难点技术对策储层结构特征隔层厚度变化大单（三）2019年工作量及效果2019年大牛地共完成试气压裂工程设计198份，试气投产工程设计83份，压裂工程设计79份，酸压设计20份，DST、措施井设计16份，设计及时率100%；完成开发、可研、后评估方案共计11份;开展了小井眼压裂、混合水体积压裂、下古酸压等专项研究6项;完成设计预算185份、EPBP共计70口，较好的完成了设计的造价及信息化成果的普及推广。（三）2019年工作量及效果2019年大牛地共完成试气压裂工6（三）2019年工作量及效果2019年大牛地共完成试气压裂工2019年压裂改造水平井53口，直井定向井19口，施工成功率99.5%。2019年整体压后效果较好，水平井平均气产量2.3万方/天（2018年2.1万方/天），直井平均气产量1.1万方/天（2018年0.7万方/天），较2018年有明显提高。井型井别井数段数/层数施工成功率（%）水平井开发井（2017年续建井）572100开发井（2018年产建井）3337099.7开发井（2019年产建井）14141100探井19100直井定向井开发井178498.8探井23100井型压裂工艺投产井数入地净液量加砂量测试产量投产产量油压气液油压气液直井定向井机械分压14971.3151.76.02.19.66.71.12.2单层压裂1321.540.53.80.7381.90.521.5水平井连续油管54496.0565.05.52.9110.16.22.08.9管外封隔器184753.0618.67.62.783.46.42.47.6可溶桥塞244870.2609.57.22.297.37.22.26.8（三）2019年工作量及效果2019年压裂改造水平井53口，直井定向井19口72019年压裂改造水平井53口，直井定向井19口汇报提纲一、2019年工作概况二、主要做法及取得成效三、存在的问题四、下步重点工作汇报提纲一、2019年工作概况8汇报提纲一、2019年工作概况汇报提纲一、201

2019年大牛地加密调整井增多，储层品味变差、地层压力系数降低、投产作业周期长等特点，储层改造工艺从提产、降本、提速三方面进行了技术攻关。提产、降本、提速持续优化差异化压裂工程设计持续开展扩大储层改造体积工艺技术攻关开展低成本储层改造技术试验开展了压采一体化等提速提效工艺的论证与试验推广压采一体化作业模式2019年大牛地加密调整井增多，储层品味变差、地92019年大牛地加密调整井增多，储层品味变差、地1、持续优化差异化的压裂工程设计，保障开发效果（一）储层改造提高单井产量主要做法针对隔层厚度变化大的特点，攻关形成穿层和长缝压裂技术，2019年长缝压裂12口，穿层压裂8口，其中穿层平均日产气2.3万方/天，取得较好改造效果。1、持续优化差异化的压裂工程设计，保障开发效果（一）储层改造101、持续优化差异化的压裂工程设计，保障开发效果（一）储层改造2、持续开展扩大储层改造体积工艺技术攻关，提高单井产量（1）水平井分段多簇缝网压裂技术针对储层平面非均质性强导致改造体积不够的问题，攻关形成水平井分段多簇压裂技术，在现场应用了1口井，得了较好的应用效果，日产气5.5万方/天。井号层位压裂工艺段数/簇数平均全烃（%）有效厚度（m）单井液量

（m3）单段砂量（m3）试气产量（m3/d）平均日产气（m3/d）D12-P19盒1可溶桥塞16/3236.311.5750356.94977854900邻井：DPH-54盒1裸眼预制管柱1326.613.03858.537簇压裂技术参数：单段簇数：2-3簇；簇间距：15-25m单段规模：50-60方施工排量：8.0-10.0m3/min;射孔方式：0.8-1.5m/簇，16-20孔（一）储层改造提高单井产量主要做法2、持续开展扩大储层改造体积工艺技术攻关，提高单井产量（1）112、持续开展扩大储层改造体积工艺技术攻关，提高单井产量（1）（2）混合水体积压裂技术针对砂体厚度大非均质性强的储层，增大储层改造体积，攻关新型混合水压裂技术（新型液体、暂堵转向、大排量），现场应用1口井，取得较好的效果。加入缝内暂堵剂有效增加分支裂缝、天然裂缝高效运行在井场有限的情况下，6天时间完成全部准备工作，满足压裂施工条件压后高产平均日产气2.6万方每天，初步预测无阻流量8.2万方每天，较周边大幅提高快速破胶压后3小时破胶，实现了降低压裂液对储层的伤害的目的快速见气28小时见气，4天进站试气，缩短了投产时间DK13-P1井两高、两快（一）储层改造提高单井产量主要做法（2）混合水体积压裂技术针对砂体厚度大非均质性12（2）混合水体积压裂技术针对砂体厚度大非均质性（3）下古碳酸盐岩多体系复合酸压技术以提高改造体积、增加裂缝复杂性、沟通天然裂缝为目的，攻关多体系复合酸压技术，D1-530马五7+马五5层采用复合酸压技术，压后第4天见气，测试日产气量42931m³/d，在马五5+马五7获得直井产量突破。D1-530井测井成果图D1-530井酸压泵注程序前置常规酸预处理降破裂压力低粘前置液控缝高造长缝高粘胶凝酸刻蚀裂缝闭合酸提高缝口近井筒导流能力多级交替注入复合酸压技术低粘胶凝酸酸刻蚀裂缝粘性指进，增加酸液作用距离和非均匀刻蚀程度2-3级交替注入（一）储层改造提高单井产量主要做法（3）下古碳酸盐岩多体系复合酸压技术以提高改13（3）下古碳酸盐岩多体系复合酸压技术以提高改3、开展低成本储层改造技术试验，设计源头降低作业单井成本（1）石英砂替代陶粒试验（应用范围埋深＜2700米的储层）

现场试验20口井，测试初期产量2.5万方/天，井口压力8.9MPa，对比2019年其它井（平均测试产量2.4万方/天），初期产气量未受到影响，其中D12-P20已生产7个月，日产气和油压均比较稳定，该工艺该工艺实现石英砂替代陶粒2681.3方，节约费用416万。序号井号层位总砂量m3石英砂m3油压MPa套压MPa返排率%日产液m3日产气量104*m3/d1D17-P3太290626113.6044.411248402D28-P3盒1660110.910.513.334.441211003D12-P20山2536150.91202010504964D12-P5太2494157.5918.431.478.2309215D12-P21山2-2537169.310317.84.6252006D28-P5盒166011110.20335.5107367D12-P7太2714271.313.414.2372220400……20DPT-127太2847254813.938.85024000D12-P20井山2层生产曲线石英砂：陶粒比例45MPa下的导流能力（mD.cm）9：115-208：220-257：320-406：435-45（二）储层改造降本主要做法3、开展低成本储层改造技术试验，设计源头降低作业单井成本（1143、开展低成本储层改造技术试验，设计源头降低作业单井成本（1（2）尾追纤维防砂技术针对支撑剂回流问题，为了防止出砂后损坏试气设备，攻关纤维防砂技术，现场应用2口井，其中D12-P22井试气产量较高，放喷及生产阶段均没有出砂，该技术平均单段成本增加5080元，但可以降低安全风险，减小设备损坏。井号段数纤维总量Kg平均单段纤维量Kg平均纤维浓度/‰试气油压/MPa试气产量104m3/d目前油压Mpa目前日产104m3/d投产天数累产气量/万方出砂情况试气阶段生产阶段D12-P221480057.146.210.66.5529.45.572380.7未出砂未出砂D17-P151037337.37.19.42.344611.51.44067.5前3天微量出砂未出砂临界流速（ml/min）不加纤维：加纤维压裂液粘度（mPa.s）501850:48-940-50210-2201:36-830-40190-2002:26-830-40170-1803:15-625-35140-150纤维加入方式优化纤维与支撑剂网状结构（二）储层改造降本主要做法（2）尾追纤维防砂技术针对支撑剂回流问题，为了15（2）尾追纤维防砂技术针对支撑剂回流问题，为了（3）优化液氮加量，降低压裂成本上古生界储层压裂设计大幅降低液氮用量，取消B靶点附近压裂段液氮拌注，现场试验11口井，测试初期产量2.4万方/天，该措施节约成本362万，效果显著。水平井酸压阶梯液氮伴注排量设计（二）储层改造降本主要做法下古生界储层酸压依靠次生CO2进行增能，全面取消液氮拌注工艺，首次在DK13-FP14井进行应用，单井降低液氮用量260方，可降低水平井酸压成本约60万/每井次。理论计算生成次生CO225万方（3）优化液氮加量，降低压裂成本上古生界储层压裂设计大幅降低16（3）优化液氮加量，降低压裂成本上古生界储层压裂设计大幅降低（1）压采一体化技术应用为了降低压井液对储层造成二次伤害，加快压裂试气作业，提高施工效率，压完直接用原管柱生产，在大牛地实施5口井，累计节约作业周期约32天，节约试气费用32.8万元，压后效果较好，平均日产气1.4万方每天。D1-534井压采一体化管柱结构示意图压采一体化工艺应用情况井号层位压采一体化设计现场实施情况D66-237盒3-2、盒3-1、盒1-22-7/8"油管组合机械分压2019.7.1完成压裂施工，试气周期11天，无阻流量4.03万方/天。D1-536盒2-2、山1-1、太12019.8.4完成压裂施工，试气周期5天，无阻流量1.8万方/天。D1-534盒3-2、盒3-1、山2-22019.8.8完成压裂施工，试气周期4天，无阻流量2.47万方/天。D1-535盒3-2、盒3-1、盒1-12019.8.3完成压裂施工，9.19结束试气，关井观察井口压力:油压15.2MPa，套压15.4MPa。D17-2太1、山1-3、山2-22019.11.28完成压裂施工，油压3.0-3.4MPa，平均日产气量1.3236万方/天4、开展提速提效工艺试验，降低压裂试气作业周期（三）储层改造提速提效主要做法（1）压采一体化技术应用为了降低压井液对储层造17（1）压采一体化技术应用为了降低压井液对储层造（三）储层改造提速提效主要做法（2）试验趾端滑套工具，降低作业周期2-3天通过应用趾端滑套，可在地面打压建立通道，直接完成第一段压裂，为提速提效提供良好条件。为后续井工厂桥塞压裂打下良好基础。目前大牛地工区已应用5口井，其中D12-P22、D12-P40、D12-P29井正常打开完成压裂；D66-P11井未打开，原因为趾端滑套下入深度距离碰压阀过近（10m左右），水泥部分回流造成滑套行程遇阻。井号工艺施工过程用时（h）20口井油管传输射孔组下射孔管柱、射孔、试挤、起出射孔管柱68.3D12-P22趾端滑套打开滑套压力47.7MPa，试挤排量0.5-1.6m3/min，压力21-47.7MPa5D12-P40趾端滑套打开滑套压力40.2MPa，试挤排量0.5-1.0m3/min，压力29-34MPa4.5D12-P29趾端滑套打开滑套后直接压裂1D66-P11趾端滑套打滑套未成功、组下射孔管柱、射孔、试挤、起出射孔管柱58（三）储层改造提速提效主要做法（2）试验趾端滑套工具，降低作18（三）储层改造提速提效主要做法（2）试验趾端滑套工具，降低作（3）对标长庆，开展了小井眼压裂工艺的论证与试验工艺优选原则：施工排量≤3.5方/分，采用机械分压工艺；施工排量＞3.5方/分，采用可溶桥塞工艺。机械分压工艺不同施工排量井口压力预测可溶桥塞工艺不同施工排量井口压力预测为了进一步降低开发成本，提高作业效率，通过小井眼压裂管柱强度校核及排量注入计算，开展了4寸半小井眼直井可溶桥塞和机械分压工艺现场应用，目前压裂2口井（可溶桥塞1口、机械分压1口），施工压力比较平稳。D66-244施工曲线D17-2施工曲线（三）储层改造提速提效主要做法（3）对标长庆，开展了小井眼压裂工艺的论证与试验工艺优选原则19（3）对标长庆，开展了小井眼压裂工艺的论证与试验工艺优选原则5、学习焦恩，形成分公司一体化作业模式通过学习焦恩，集中各部门优势资源及精干力量，以成立联合项目部模式，在D28-P1井开展先导试验，该井2天内安全高效完成全部12段压裂施工，压后效果较好，平均日产气3.1万方/天，该井的成功为分公司一体化推广奠定基础，并准备在D12-P45井进行推广。（四）工程技术及人员保障措施5、学习焦恩，形成分公司一体化作业模式通过学205、学习焦恩，形成分公司一体化作业模式通过学（四）工程技术及人员保障措施在该有利区优选距离较近、地质特征类似的D28-P1井开展对标试验。通过采用不同的工艺技术，对比压后效果，为下步工艺技术体系的优选提供依据。井号完钻层位压裂工艺水平段长

（m）压裂段数压裂液体系入地总液量

（m3）平均单段液量

（m3）总加砂量

（m3）平均单段砂量

（m3）平均砂比最高砂比无阻流量

（万方/天）施工效率

（段/天）D28-P2盒1裸眼预置管柱投球分段压裂117515贝克休斯6542.2436.1911.160.726%47.5%28.13.75D28-P1盒1120012华北分公司4469.3372.464153.425.5%50.2%8.76建立可推广的一体化体系模式，初步形成适合分公司的管理方式；针对盒1砂体厚度大的储层，密切割+大规模体积压裂，增产效果较好；借助监督中心质监站检测设备，现场进行设计配方优化调整，采用分公司压裂液体系，性能稳定，满足大规模携砂要求，创大牛地工区施工砂比最高记录，压后快速破胶；5、学习焦恩，形成分公司一体化作业模式（四）工程技术及人员保障措施在该有利区优选距离较近、地质特征21（四）工程技术及人员保障措施在该有利区优选距离较近、地质特征D28-P1与D28-P2费用对比项目D28-P1D28-P2（焦恩）差异

小计5653136129751327321996一试气工程7099857099850二压裂工程415655182551474098596三其它786600360000-426600四技术服务费036500003650000试气试油气搬迁23985239850试油气作业4300004300000其他2560002560000压裂压裂罐租赁30000300000压裂罐倒运20000200000压裂液配液及检测2004802004800压裂液拉运17253820655034012压裂施工670000925000255000压裂材料-压裂液59035535798092989454压裂材料-支撑剂液氮15321782352308820130压裂工具9410009410000其它EPBP60000600000工程监督费2081000-208100工程设计费1265000-126500地质设计费920000-92000二级单位管理费3000003000000技术服务费技术服务费036500003650000D28-P2（焦恩）初产较高。D28-P1投产81天套压降为0.5MPa，单位套压降产气量为531万方/MPa。（四）工程技术及人员保障措施5、学习焦恩，形成分公司一体化作业模式D28-P1与D28-P2费用对比项目D28-P1D28-P22D28-P1与D28-P2费用对比项目D28-P1D28-P6、院领导带队积极进行院厂交流年初，工程院以有效保障大牛地硬稳产为落脚点，强化技术攻关，全力支撑大牛地气田经济高效开发为目标，从钻、压、采三个专业，进行工艺技术交流及设计宣贯。11月份，工程部、工程院与采气一厂进一步加强合作交流，对2019年实施的新工艺进展进行对接，为全力保障采气一厂产建任务提供技术支撑。（四）工程技术及人员保障措施6、院领导带队积极进行院厂交流年初，工程院以236、院领导带队积极进行院厂交流年初，工程院以7、全年不间断的人员现场支撑

2019年工程院现场跟踪26人次，566天，现场技术支撑92井次，现场进行设计参数调整21井次，圆满完成采气一厂交办的各项工作，为现场施工提供强有力的支撑。陈付虎现场指导施工DK13-P1现场支撑DK13-FP14井现场技术支撑李克智现场指导施工D28-P1及PG34井技术服务狄伟现场指导施工（四）工程技术及人员保障措施7、全年不间断的人员现场支撑2019年工程院247、全年不间断的人员现场支撑2019年工程院汇报提纲一、2019年工作概况二、主要做法及取得成效三、存在的问题四、下步重点工作汇报提纲一、2019年工作概况25汇报提纲一、2019年工作概况汇报提纲一、201三、存在的问题

目前水平井投产47口，24口达到方案配产要求；直井投产16口，6口井达到方案配产要求。如何进一步优化施工参数，试验压裂新技术提高改造效果是下步重要工作。1、低产井比例偏高三、存在的问题目前水平井投产47口，24口达到方案配26三、存在的问题目前水平井投产47口，24口达到方案配三、存在的问题井号层位压裂工艺储层厚度水平段长显示段长平均全烃压裂段数入地净液量加砂量测试产量投产产量油压日产气日产液油压日产气D12-P2山2管外封隔器741350

4.1

1294.440.600.6921.41.70.52D12-P10太2管外封隔器2511778685.05136010.3785.95.51.7287.54.21.74D66-P5太2管外封隔器29.29357678.473196.54225.82.60853.31.46D12-P23山2-2可溶桥塞1111504287.5582710.1339.852.97449.81.87D12-P32盒1-2可溶桥塞16120039410.8136729.3748.57.22.0214111.70.97针对遇显示差的5口井，虽然采用长缝改造思路，压后低产并未取得预期效果，分析认为钻遇显示差和改造体积相对较小是导致低产的主要原因。低产井分析—部分井钻遇显示较差，现有压裂工艺适应性差，压后产量较低三、存在的问题井号层位压裂工艺储层厚度水平段长显示段长平均全27三、存在的问题井号层位压裂工艺储层厚度水平段长显示段长平均全低产井分析—D66-228等四口井太2D66-228井测井解释图D66-227井邻井生产情况表（累产1.467亿方）四口气井物性显示较好，但受周边邻井生产影响严重，地层能量不足。D66-227、D66-228井邻井情况图D12-17井邻井情况图（达标井）4口气井邻井生产情况表三、存在的问题低产井分析—D66-228等四口井D66-228井测井解释图28低产井分析—D66-228等四口井D66-228井测井解释图三、存在的问题砂体厚度（m）水平段长（m）平均全烃（%）砂岩显示段砂岩泥岩煤砂岩长（m）占百分比（%）显示砂岩长（m）占百分比（%）泥岩长（m）占百分比（%）煤层长（m）占百分比（m）15140033.51119085.00102072.8620714.7930.21段数总液量排量砂量第1段374.41.5-5.147.8第2段392.41.5-5.150.6第3段424.41.5-5.155第4段421.41.5-5.155.2第5段421.61.5-5.155第6段423.91.5-5.154.8第7段4251.5-5.155.3第8段413.14.5-5.155.2第9段2214.0-4.128.5第10段368.34.0-4.150.6第11段421.54.0-4.155.3第12段397.84.0-4.155.6第13段395.91.5-5.156.3通过统计共有4口井（D12-P7、D12-P8、D12-P9、D66-P6）液体破胶差，以D12-P9井为例，该井钻遇显示较好，但气举准备导致高粘液体滞留7天。低产井分析—液体破胶差，放喷时未完全破胶，出砂及残渣伤害影响压后产量三、存在的问题砂体厚度水平段长平均全烃砂岩显示段砂岩泥岩煤砂29三、存在的问题砂体厚度水平段长平均全烃砂岩显示段砂岩泥岩煤砂三、存在的问题2、下古储层类型多样，酸压后效果差异较大，改造针对性有待提高三、存在的问题2、下古储层类型多样，酸压后效果差异较大，改造30三、存在的问题2、下古储层类型多样，酸压后效果差异较大，改造三、存在的问题3、大型酸压成本较高，施工组织难度大D1-530投资形成与控制指标对比情况井型井深

（米）压裂

(段/层)2019年单井控制目标（万元/井）备注合计征地钻前钻井测录井试气压裂钻后

控制指标3300269010635146388366非含硫井实际形成367632097.6132.3908358.7235.8333.3129.5含硫井差异37611407.626.3557312.7197.8250.363.5

酸液添加剂（不含盐酸）成本在1000元左右，如何提高酸液有效利用率，优化施工规模，降低施工成本，为下步的重点工作。DK13-FP14井设计预算三、存在的问题3、大型酸压成本较高，施工组织难度大D1-5331三、存在的问题3、大型酸压成本较高，施工组织难度大D1-53三、存在的问题4、压裂砂堵，影响施工效果及进度2019年砂堵统计表井号砂堵日期处理完毕日期处理方式影响时间（h）原因分类D12-P182019/11/262019/11/27放喷解堵1①液体交联问题D66-P82019/11/202019/11/27放喷解堵、油管冲砂7DK13-P12019/11/112019/11/16放喷解堵、连续油管冲砂5北京捷贝通②施工指挥问题D66-P62019/6/162019/6/30放喷解堵、油管冲砂14③储层泥质含量较高D17-P22019/11/152019/11/26放喷解堵、连续油管冲砂11焦恩④压裂参数调整不及时+施工指挥问题2019年压裂施工砂堵5口井，单井平均延误施工周期7.6天，分析造成砂堵主要有四种原因：液体交联问题、施工指挥问题、储层泥质含量较高、压裂参数调整不及时。三、存在的问题4、压裂砂堵，影响施工效果及进度2019年砂堵32三、存在的问题4、压裂砂堵，影响施工效果及进度2019年砂堵三、存在的问题5、加密调整井出现压窜，影响邻井产量及钻井施工序号井号生产层位压窜前生产情况影响结果压裂井压窜类型日产气

（万方/天）日产液

（m³/d)日产气

（万方/天）日产液

（m³/d)井号层位施工日期1DP89T太23.301.95大修关井DPF-203马五222018-4-14纵向沟通2DPT-116太23.202.20冲砂关井D17-P1山122019-5-10纵向沟通3DPT-104太21.650.751.301.80D17-P18太22019-10-20平面沟通4DPT-110山131.101.24水淹关井D17-P2山122019-11-25平面沟通5D17-P17太2正在钻进

DPT-118暂停压裂关井26天后继续后续压裂DPT-118太22019-7-4平面沟通6D17-P16太2

D17-P2山122019-11-27纵向沟通合计6口

9.256.141.301.80

2018-2019年，大17井区共发生6起新井压裂压窜导致高产井躺井或正钻井溢流的事件，累计影响产量92500m³/d，通过治理目前产量仅恢复至13000m³/d。给产量的完成造成压力，更存在重大的井控安全风险。三、存在的问题5、加密调整井出现压窜，影响邻井产量及钻井施工33三、存在的问题5、加密调整井出现压窜，影响邻井产量及钻井施工三、存在的问题6、冬季压裂施工难度大目前桥塞和连油工艺由于自身特点，压裂等待时间较长，低温天气易导致的压裂管线结冰，堵塞管道，影响作业进度，增大成本，增加安全隐患。如何优选一种新的压裂工艺，能够实现全通径的同时连续施工是下步的重点工作。DPT-304井连续油管防喷管上冻压裂井口压裂弯头三、存在的问题6、冬季压裂施工难度大目前桥塞和34三、存在的问题6、冬季压裂施工难度大目前桥塞和汇报提纲一、2019年工作概况二、主要做法及取得成效三、存在的问题及建议四、下步重点工作汇报提纲一、2019年工作概况35汇报提纲一、2019年工作概况汇报提纲一、201（一）2020年工作量安排2020年大牛地产能建设目标层次气田区块单井配产（水平井/直井）（万方/天）井数（水平井+直井）（口）新建产能(亿方)第一层次大牛地上古加密调整2.0/0.928+82第二层次大牛地下古滚动开发2.3/0.911+51第三层次大牛地上古加密调整2.0/0.914+41合计/（53+17）4

2020年大牛地核心任务仍是硬稳产，新建产能4个亿，分三个层次进行开发，新井70口，其中直井17口（上古12，下古5），水平井53口（上古42，下古11）。探井6口，全部为直井。（一）2020年工作量安排2020年大牛地产能建设目标层次气36（一）2020年工作量安排2020年大牛地产能建设目标层次气（二）面临的挑战井区面临的挑战上古加密调整区挑战一：低效井比例较高，如何提高产量、降低作业成本预防加密井沟通邻井、压裂返排液处理费用过高挑战二：老井水平井尚未形成熟有效的重复压裂工艺技术体系下古滚动开发区挑战三：对于下古储层如何沟通更多有效储集体，提高单井产量，降低施工成本上古加密调整区/下古滚动开发区挑战四：目前分公司推广小井眼丛式井组，如何形成适合分公司情况的整体压裂设计及高效低成本运行方案针对2019年存在问题以及2020年目标区面临的挑战，从地质工程一体化设计、推广应用成熟工艺技术和试验新的工艺技术三个方面，开展下步重点工作。（二）面临的挑战井区面临的挑战上古加密调整区挑战一：低效井比37（二）面临的挑战井区面临的挑战上古加密调整区挑战一：低效井比1、加强地质工程一体化设计（1）针对老区加密井压裂设计，充分考虑平面地层压力变化和邻井裂缝对原始应力场的改变。

目前引进了Fracpredictor设计软件，基于平面应力场及天然裂缝的压裂模拟缝长，进一步优化施工参数。预防压窜，精准改造，实现剩余储量有效动用。通过井下微地震检测D12-P26井裂缝延伸非对称，向采出程度较高，地层压力低的老井方向延伸较快。储量动用状况（压力场）原始地应力分布图（三）下步重点工作1、加强地质工程一体化设计（1）针对老区加密井压裂设计，充分381、加强地质工程一体化设计（1）针对老区加密井压裂设计，充分（三）下步重点工作

针对低渗储层孔隙度、渗透率较低，裂缝发育程度差异大、非均质性强、施工井段长等改造难点，地质进行了精细化分段。基于不同储层物性和裂缝发育的层段采用针对性酸压工艺，实现强非均质储层单井单段精准改造，提高气井整体储层改造效率。多簇转向酸压长缝多级注入酸压长缝变粘度复合酸压精细化分段差异化酸压基于地质分类的酸压技术路线（2）针对下古储层，持续优化施工规模，针对裂缝-溶蚀孔洞发育程度，优选酸压工艺。（三）下步重点工作针对低渗储层孔隙度、渗透率较低39（三）下步重点工作针对低渗储层孔隙度、渗透率较低（三）下步重点工作序号重点工作应用区块应用对象1致密气水平井分段多簇压裂技术大牛地上古水平井适合体积改造的致密砂岩储层2混合水体积缝网压裂技术大牛地上古水平井适合体积改造的致密砂岩储层3石英砂替代陶粒大牛地上古全部井埋深＜2700米的储层逐步全面推广4压裂纤维防砂工艺大牛地上古全部井水平井全面推广5小井眼丛式井整体压裂大牛地上古直井小井眼井全面推广6压采一体化技术大牛地上古直井直井或定向井全面推广2、推广试验成功的工程工艺新技术（三）下步重点工作序号重点工作应用区块应用对象1致密气水平井40（三）下步重点工作序号重点工作应用区块应用对象1致密气水平井针对老井水平井尚未形成熟有效的措施改造技术和老区能量亏空区的问题，提高老区采收率，实现剩余储量的有效动用，2020年计划老井侧钻压裂工艺技术1-2口，老井水平井二次压裂1-2口，直井CO2复合增能压裂1-2口。3、试验应用工程工艺新技术老井侧钻压裂工艺技术放喷制度优化CO2复合增能压裂技术老井重复压裂裂缝转向示意图（三）下步重点工作针对老井水平井尚未形成熟有效的措施改造技术和老41针对老井水平井尚未形成熟有效的措施改造技术和老针对下古储层，增加酸液有效作用距离，降低残酸对储层伤害，开展多体系复合酸压技术，提高改造效果，2020年计划转向酸1口直井，自生酸2口直井，包裹酸1口直井。3、试验应用工程工艺新技术（三）下步重点工作不酸压工艺酸蚀裂缝导流能力对比图不酸液有效作用距离对比图目前正在评价易返排缓速自生酸酸压效果主要取决于酸蚀裂缝的导流能力和酸蚀裂缝的长度；易返排缓速自生酸对裂缝壁面能形成有效非均匀刻蚀，形成高导流能力的流动通道；需要一种能实现深穿透、非均匀刻蚀的酸液，解决目前的难题；解决高聚物酸液体系可能存在的二次伤害问题。针对下古储层，增加酸液有效作用距离，降低残酸对储42针对下古储层，增加酸液有效作用距离，降低残酸对储针对目前分公司小井眼主要是以单井作业为主的问题，学习长庆成功经验，开展丛式井组工厂化作业模式，2020年计划施工2-3个井组，实现提速提效。机械分压“四个一趟过”

作业程序：测试流程连接一趟过（放喷流程试压25MPa）；压前准备（通井、井筒试压、射孔、刮管、下压裂管柱、安装压裂井口）一趟过；压裂施工一趟过；排液测试一趟过。桥塞“六个一趟过”作业程序：测试流程连接一趟过（放喷流程试压25MPa）；压前准备（通井、井筒试压、安装压裂井口）一趟过；井口压裂施工高压管汇连接一趟过（高压管线与所有井口连接）；压裂/桥塞施工一趟过（类拉链式作业）；扫塞、下生产管柱、安装采气井口一趟过；排液测试一趟过。井组施工较单井依次施工缩短周期54天左右井组施工较单井依次施工缩短周期65天左右3、试验应用工程工艺新技术（三）下步重点工作针对目前分公司小井眼主要是以单井作业为主的问题，43针对目前分公司小井眼主要是以单井作业为主的问题，费用类别可溶桥塞工艺（三层）机械分压工艺（三层）型号金额（万元）型号金额（万元）井口KQ103/65-708.79*0.25=2.2KQ65-1059.18压裂管柱/073mm油管P110钢级3000m6.2压裂工具桥塞射孔联作28.9三层机械分压工具（投球滑套）8.5电缆射孔、刮管、下压裂管柱/0/8.0压裂施工120方砂、1080方液施工排量3.5-421120方砂、1080方液施工排量3.5-423.3压井换管柱下生产管柱60.3mm油管3000m12不动管柱0采气井口KQ65-354.8不换井口0合计68.9

合计55.2通过可溶桥塞工艺与机械分压工艺费用进行对比（仅对比有差异项），机械分压工艺较可溶桥塞工艺单井可节约13.7万元。井场条件：井场大小满足施工摆放、通行，有条件的井场应满足压裂泵车损坏后能开出并进行替换的需求。供给保障条件：连续稳定的供液能力，满足连续施工；压裂车组及高压流程管线满足井组施工要求保证工具性能可靠；专业技术人员全程提供设备维护和检修服务，保证连续压裂施工。避免出现事故：一旦发生事故，则不能实现“工厂化”作业，处理事故花的时间、花的钱将比省的多的多3、试验应用工程工艺新技术（三）下步重点工作费用类别可溶桥塞工艺（三层）机械分压工艺（三层）型号金额（万44费用类别可溶桥塞工艺（三层）机械分压工艺（三层）型号金额（万针对丛式井组整体压裂施工液量较大而影响工厂化作业效率，通过调研国内外压裂液体系及在线混配技术，开展单剂多功能在线混配技术试验，提高现场作业效率。2020计划在井工厂化作业中进行试验。3、试验应用工程工艺新技术长庆油田压裂液体系：超低浓度胍胶压裂液EM50滑溜水体系

滑溜水：0.10%EM50+0.3%粘土稳定剂+0.2%助排剂

携砂液：0.40%EM50+0.3%粘土稳定剂+0.2%助排剂+交联剂+破胶剂生物胶体系滑溜水：0.10%生物胶携砂液：

1.6-2.0%生物胶+破胶剂大型连续混配系统大型软体罐储水（三）下步重点工作针对丛式井组整体压裂施工液量较大而影响工厂化作业45针对丛式井组整体压裂施工液量较大而影响工厂化作业（三）下步重点工作3、试验应用工程工艺新技术攻关返排液重复利用技术，试验可回收压裂液体系

以低伤害、低摩阻、低成本、易混配、易返排、可回收为目标，创新引入表活性基团，设计新型表活性聚合物分子，研发了具有聚合物和表活剂双重优势的EM50可回收压裂液体系。易回收性回收方便，返排液经“沉砂罐——沉降分离罐——回收罐”三级处理即可重复利用多次回收的返排液配EM50与清水配EM50性能相当具有良好的耐盐、耐酸、碱性能非植物胶类，不易腐败变质多次重复利用返排液配EM50流变曲线（三）下步重点工作3、试验应用工程工艺新技术攻关返排液重复利46（三）下步重点工作3、试验应用工程工艺新技术攻关返排液重复利分类回收

针对气田压裂液重复利用率整体较低的问题，长庆油田管理部门统一安排，在不同区块开展可回收压裂液分类管理回收试验，2017年完成4个井组15口井试验，重复利用率达60%以上，整体实施效果较好。主要做法：洗井液、压裂返排液、酸化返排液，分类回收；根据返排不同阶段离子变化趋势，分阶段回收；长庆返排液不落地技术

开展压裂返排液不落地回收再利用技术研究，逐步实现从“提产”向“提产与环保”并重的转变。（三）下步重点工作3、试验应用工程工艺新技术分类回收针对气田压裂液重复利用率整体较低的问题，长庆47分类回收针对气田压裂液重复利用率整体较低的问题，长庆返排液不落地蒸发技术

浓残液蒸发装置主要用于处理精细过滤装置产生的浓残液及无法重复利用的液体。该装置采用长方罐体，中间镶嵌圆柱体作为点火燃烧腔，上方布满烟筒以利于燃烧及散热，罐体与燃烧腔之间充满浓残液，利用返排过程中天然气燃烧热量对浓残液蒸发处理。蒸发技术处理量大，井口产量5×104ｍ3／ｄ，燃烧液量可达200ｍ3／ｄ。（三）下步重点工作返排液不落地蒸发技术浓残液蒸发装置主要用于处理精细过48返排液不落地蒸发技术浓残液蒸发装置主要用于处理精细过3、试验应用工程工艺新技术（三）下步重点工作针对连油及桥塞转层需要较长等待时间，冬季作业影响进度的问题，试验固井滑套分段压裂工艺，为明年冬季施工提供技术储备，该工艺具有作业高效（投球转层压裂）、低风险、球座易钻等优点，2020计划试验1-2口井。工艺优点：高效的作业方式：投球压裂，节省泵送射孔枪及桥塞液体及整体压裂作业时间。无需连续油管及电缆作业的射孔及桥塞坐封，降低作业风险；硬质合金的喷嘴：消除冲蚀孔眼，确保压裂液的各层分配均匀，形成更高效的体积压裂复杂裂缝，提高产量和改造体积；采用易钻球座，平均钻除时间仅需5分钟。比其它方式节约压裂液用量。3、试验应用工程工艺新技术（三）下步重点工作针对493、试验应用工程工艺新技术（三）下步重点工作针对结束语

工程院将与采气一厂继续加强合作、协力同心、共渡难关，实现双赢，全力为采气一厂产建任务提供技术保障和人员支撑。结束语工程院将与采气一厂继续加强合作、协力50结束语工程院将与采气一厂继续加强合作、协力THANKS敬请指正！敬请指正！51敬请指正！敬请指正！51提高站位加强支撑2019年大牛地气田储层改造工作总结华北油气分公司石油工程技术研究院2019年12月华北油气分公司石油工程技术研究院52华北油气分公司石油工程技术研究院华北油气分公司石油工程技术研前言

2019年工程院在分公司领导、各机关处室、采气一厂及各单位的大力支持下，持续深入一线、设计前移，围绕采气一厂“提产、降本、增速”的产能建设要求，积极进行现场跟踪及技术攻关，为实现“大牛地硬稳产”目标提供高效的技术支撑。前言2019年工程院在分公司领导、各机关处室、53前言2019年工程院在分公司领导、各机关处室、汇报提纲一、2019年工作概况二、主要做法及取得成效三、存在的问题四、下步重点工作汇报提纲一、2019年工作概况54汇报提纲一、2019年工作概况汇报提纲一、201（一）2019年工作对象及目标工作对象：上古加密调整区，下古DK13井区新建产能目标：3亿方（2+1）续建产能目标：2.5亿方天然气产量目标：30.5亿方井数目标：68口水平井、27口直井（一）2019年工作对象及目标工作对象：上古加密调整区，下古55（一）2019年工作对象及目标工作对象：上古加密调整区，下古储层类型储层特点工艺难点技术对策储层结构特征隔层厚度变化大（2-15m）单一砂体，上下隔层厚度大如何结合不同储层厚度长缝压裂多个砂体，中间隔层厚度薄穿层压裂储层力学特征不同层位的闭合应力差异大（34.5-39.7MPa）如何进一步提高石英砂比例7:3→8:2→9:1→全部采用石英砂水平两向应力差较大（5.59-9.85MPa）如何进一步增大改造体积混合水体积缝网压裂孔吼特征孔吼半径小，易造成储层污染如何优化压裂液体系实验低伤害压裂液体系（焦恩低浓度胍胶、分公司压裂体系优化）下古物性特征白云岩厚度（15-20m），基质物性差如何增加酸蚀缝长多级注入加砂酸压变粘度交替注酸酸压白云岩厚度（15-20m），裂缝较发育如何沟通更多天然裂缝转向酸酸压白云岩厚度较大（20-35m），具备穿层条件如何形成复杂裂缝试验暂堵体积酸压如何防止支撑剂回流、如何提高提高作业效率纤维防砂小井眼丛式井整体压裂压采一体化技术

针对储层改造工艺难点，围绕改造效果、储层保护和提高作业效率方面提出相应的技术对策：（二）工艺难点及技术对策储层类型储层特点工艺难点技术对策储层结构特征隔层厚度变化大单56储层类型储层特点工艺难点技术对策储层结构特征隔层厚度变化大单（三）2019年工作量及效果2019年大牛地共完成试气压裂工程设计198份，试气投产工程设计83份，压裂工程设计79份，酸压设计20份，DST、措施井设计16份，设计及时率100%；完成开发、可研、后评估方案共计11份;开展了小井眼压裂、混合水体积压裂、下古酸压等专项研究6项;完成设计预算185份、EPBP共计70口，较好的完成了设计的造价及信息化成果的普及推广。（三）2019年工作量及效果2019年大牛地共完成试气压裂工57（三）2019年工作量及效果2019年大牛地共完成试气压裂工2019年压裂改造水平井53口，直井定向井19口，施工成功率99.5%。2019年整体压后效果较好，水平井平均气产量2.3万方/天（2018年2.1万方/天），直井平均气产量1.1万方/天（2018年0.7万方/天），较2018年有明显提高。井型井别井数段数/层数施工成功率（%）水平井开发井（2017年续建井）572100开发井（2018年产建井）3337099.7开发井（2019年产建井）14141100探井19100直井定向井开发井178498.8探井23100井型压裂工艺投产井数入地净液量加砂量测试产量投产产量油压气液油压气液直井定向井机械分压14971.3151.76.02.19.66.71.12.2单层压裂1321.540.53.80.7381.90.521.5水平井连续油管54496.0565.05.52.9110.16.22.08.9管外封隔器184753.0618.67.62.783.46.42.47.6可溶桥塞244870.2609.57.22.297.37.22.26.8（三）2019年工作量及效果2019年压裂改造水平井53口，直井定向井19口582019年压裂改造水平井53口，直井定向井19口汇报提纲一、2019年工作概况二、主要做法及取得成效三、存在的问题四、下步重点工作汇报提纲一、2019年工作概况59汇报提纲一、2019年工作概况汇报提纲一、201

2019年大牛地加密调整井增多，储层品味变差、地层压力系数降低、投产作业周期长等特点，储层改造工艺从提产、降本、提速三方面进行了技术攻关。提产、降本、提速持续优化差异化压裂工程设计持续开展扩大储层改造体积工艺技术攻关开展低成本储层改造技术试验开展了压采一体化等提速提效工艺的论证与试验推广压采一体化作业模式2019年大牛地加密调整井增多，储层品味变差、地602019年大牛地加密调整井增多，储层品味变差、地1、持续优化差异化的压裂工程设计，保障开发效果（一）储层改造提高单井产量主要做法针对隔层厚度变化大的特点，攻关形成穿层和长缝压裂技术，2019年长缝压裂12口，穿层压裂8口，其中穿层平均日产气2.3万方/天，取得较好改造效果。1、持续优化差异化的压裂工程设计，保障开发效果（一）储层改造611、持续优化差异化的压裂工程设计，保障开发效果（一）储层改造2、持续开展扩大储层改造体积工艺技术攻关，提高单井产量（1）水平井分段多簇缝网压裂技术针对储层平面非均质性强导致改造体积不够的问题，攻关形成水平井分段多簇压裂技术，在现场应用了1口井，得了较好的应用效果，日产气5.5万方/天。井号层位压裂工艺段数/簇数平均全烃（%）有效厚度（m）单井液量

（m3）单段砂量（m3）试气产量（m3/d）平均日产气（m3/d）D12-P19盒1可溶桥塞16/3236.311.5750356.94977854900邻井：DPH-54盒1裸眼预制管柱1326.613.03858.537簇压裂技术参数：单段簇数：2-3簇；簇间距：15-25m单段规模：50-60方施工排量：8.0-10.0m3/min;射孔方式：0.8-1.5m/簇，16-20孔（一）储层改造提高单井产量主要做法2、持续开展扩大储层改造体积工艺技术攻关，提高单井产量（1）622、持续开展扩大储层改造体积工艺技术攻关，提高单井产量（1）（2）混合水体积压裂技术针对砂体厚度大非均质性强的储层，增大储层改造体积，攻关新型混合水压裂技术（新型液体、暂堵转向、大排量），现场应用1口井，取得较好的效果。加入缝内暂堵剂有效增加分支裂缝、天然裂缝高效运行在井场有限的情况下，6天时间完成全部准备工作，满足压裂施工条件压后高产平均日产气2.6万方每天，初步预测无阻流量8.2万方每天，较周边大幅提高快速破胶压后3小时破胶，实现了降低压裂液对储层的伤害的目的快速见气28小时见气，4天进站试气，缩短了投产时间DK13-P1井两高、两快（一）储层改造提高单井产量主要做法（2）混合水体积压裂技术针对砂体厚度大非均质性63（2）混合水体积压裂技术针对砂体厚度大非均质性（3）下古碳酸盐岩多体系复合酸压技术以提高改造体积、增加裂缝复杂性、沟通天然裂缝为目的，攻关多体系复合酸压技术，D1-530马五7+马五5层采用复合酸压技术，压后第4天见气，测试日产气量42931m³/d，在马五5+马五7获得直井产量突破。D1-530井测井成果图D1-530井酸压泵注程序前置常规酸预处理降破裂压力低粘前置液控缝高造长缝高粘胶凝酸刻蚀裂缝闭合酸提高缝口近井筒导流能力多级交替注入复合酸压技术低粘胶凝酸酸刻蚀裂缝粘性指进，增加酸液作用距离和非均匀刻蚀程度2-3级交替注入（一）储层改造提高单井产量主要做法（3）下古碳酸盐岩多体系复合酸压技术以提高改64（3）下古碳酸盐岩多体系复合酸压技术以提高改3、开展低成本储层改造技术试验，设计源头降低作业单井成本（1）石英砂替代陶粒试验（应用范围埋深＜2700米的储层）

现场试验20口井，测试初期产量2.5万方/天，井口压力8.9MPa，对比2019年其它井（平均测试产量2.4万方/天），初期产气量未受到影响，其中D12-P20已生产7个月，日产气和油压均比较稳定，该工艺该工艺实现石英砂替代陶粒2681.3方，节约费用416万。序号井号层位总砂量m3石英砂m3油压MPa套压MPa返排率%日产液m3日产气量104*m3/d1D17-P3太290626113.6044.411248402D28-P3盒1660110.910.513.334.441211003D12-P20山2536150.91202010504964D12-P5太2494157.5918.431.478.2309215D12-P21山2-2537169.310317.84.6252006D28-P5盒166011110.20335.5107367D12-P7太2714271.313.414.2372220400……20DPT-127太2847254813.938.85024000D12-P20井山2层生产曲线石英砂：陶粒比例45MPa下的导流能力（mD.cm）9：115-208：220-257：320-406：435-45（二）储层改造降本主要做法3、开展低成本储层改造技术试验，设计源头降低作业单井成本（1653、开展低成本储层改造技术试验，设计源头降低作业单井成本（1（2）尾追纤维防砂技术针对支撑剂回流问题，为了防止出砂后损坏试气设备，攻关纤维防砂技术，现场应用2口井，其中D12-P22井试气产量较高，放喷及生产阶段均没有出砂，该技术平均单段成本增加5080元，但可以降低安全风险，减小设备损坏。井号段数纤维总量Kg平均单段纤维量Kg平均纤维浓度/‰试气油压/MPa试气产量104m3/d目前油压Mpa目前日产104m3/d投产天数累产气量/万方出砂情况试气阶段生产阶段D12-P221480057.146.210.66.5529.45.572380.7未出砂未出砂D17-P151037337.37.19.42.344611.51.44067.5前3天微量出砂未出砂临界流速（ml/min）不加纤维：加纤维压裂液粘度（mPa.s）501850:48-940-50210-2201:36-830-40190-2002:26-830-40170-1803:15-625-35140-150纤维加入方式优化纤维与支撑剂网状结构（二）储层改造降本主要做法（2）尾追纤维防砂技术针对支撑剂回流问题，为了66（2）尾追纤维防砂技术针对支撑剂回流问题，为了（3）优化液氮加量，降低压裂成本上古生界储层压裂设计大幅降低液氮用量，取消B靶点附近压裂段液氮拌注，现场试验11口井，测试初期产量2.4万方/天，该措施节约成本362万，效果显著。水平井酸压阶梯液氮伴注排量设计（二）储层改造降本主要做法下古生界储层酸压依靠次生CO2进行增能，全面取消液氮拌注工艺，首次在DK13-FP14井进行应用，单井降低液氮用量260方，可降低水平井酸压成本约60万/每井次。理论计算生成次生CO225万方（3）优化液氮加量，降低压裂成本上古生界储层压裂设计大幅降低67（3）优化液氮加量，降低压裂成本上古生界储层压裂设计大幅降低（1）压采一体化技术应用为了降低压井液对储层造成二次伤害，加快压裂试气作业，提高施工效率，压完直接用原管柱生产，在大牛地实施5口井，累计节约作业周期约32天，节约试气费用32.8万元，压后效果较好，平均日产气1.4万方每天。D1-534井压采一体化管柱结构示意图压采一体化工艺应用情况井号层位压采一体化设计现场实施情况D66-237盒3-2、盒3-1、盒1-22-7/8"油管组合机械分压2019.7.1完成压裂施工，试气周期11天，无阻流量4.03万方/天。D1-536盒2-2、山1-1、太12019.8.4完成压裂施工，试气周期5天，无阻流量1.8万方/天。D1-534盒3-2、盒3-1、山2-22019.8.8完成压裂施工，试气周期4天，无阻流量2.47万方/天。D1-535盒3-2、盒3-1、盒1-12019.8.3完成压裂施工，9.19结束试气，关井观察井口压力:油压15.2MPa，套压15.4MPa。D17-2太1、山1-3、山2-22019.11.28完成压裂施工，油压3.0-3.4MPa，平均日产气量1.3236万方/天4、开展提速提效工艺试验，降低压裂试气作业周期（三）储层改造提速提效主要做法（1）压采一体化技术应用为了降低压井液对储层造68（1）压采一体化技术应用为了降低压井液对储层造（三）储层改造提速提效主要做法（2）试验趾端滑套工具，降低作业周期2-3天通过应用趾端滑套，可在地面打压建立通道，直接完成第一段压裂，为提速提效提供良好条件。为后续井工厂桥塞压裂打下良好基础。目前大牛地工区已应用5口井，其中D12-P22、D12-P40、D12-P29井正常打开完成压裂；D66-P11井未打开，原因为趾端滑套下入深度距离碰压阀过近（10m左右），水泥部分回流造成滑套行程遇阻。井号工艺施工过程用时（h）20口井油管传输射孔组下射孔管柱、射孔、试挤、起出射孔管柱68.3D12-P22趾端滑套打开滑套压力47.7MPa，试挤排量0.5-1.6m3/min，压力21-47.7MPa5D12-P40趾端滑套打开滑套压力40.2MPa，试挤排量0.5-1.0m3/min，压力29-34MPa4.5D12-P29趾端滑套打开滑套后直接压裂1D66-P11趾端滑套打滑套未成功、组下射孔管柱、射孔、试挤、起出射孔管柱58（三）储层改造提速提效主要做法（2）试验趾端滑套工具，降低作69（三）储层改造提速提效主要做法（2）试验趾端滑套工具，降低作（3）对标长庆，开展了小井眼压裂工艺的论证与试验工艺优选原则：施工排量≤3.5方/分，采用机械分压工艺；施工排量＞3.5方/分，采用可溶桥塞工艺。机械分压工艺不同施工排量井口压力预测可溶桥塞工艺不同施工排量井口压力预测为了进一步降低开发成本，提高作业效率，通过小井眼压裂管柱强度校核及排量注入计算，开展了4寸半小井眼直井可溶桥塞和机械分压工艺现场应用，目前压裂2口井（可溶桥塞1口、机械分压1口），施工压力比较平稳。D66-244施工曲线D17-2施工曲线（三）储层改造提速提效主要做法（3）对标长庆，开展了小井眼压裂工艺的论证与试验工艺优选原则70（3）对标长庆，开展了小井眼压裂工艺的论证与试验工艺优选原则5、学习焦恩，形成分公司一体化作业模式通过学习焦恩，集中各部门优势资源及精干力量，以成立联合项目部模式，在D28-P1井开展先导试验，该井2天内安全高效完成全部12段压裂施工，压后效果较好，平均日产气3.1万方/天，该井的成功为分公司一体化推广奠定基础，并准备在D12-P45井进行推广。（四）工程技术及人员保障措施5、学习焦恩，形成分公司一体化作业模式通过学715、学习焦恩，形成分公司一体化作业模式通过学（四）工程技术及人员保障措施在该有利区优选距离较近、地质特征类似的D28-P1井开展对标试验。通过采用不同的工艺技术，对比压后效果，为下步工艺技术体系的优选提供依据。井号完钻层位压裂工艺水平段长

（m）压裂段数压裂液体系入地总液量

（m3）平均单段液量

（m3）总加砂量

（m3）平均单段砂量

（m3）平均砂比最高砂比无阻流量

（万方/天）施工效率

（段/天）D28-P2盒1裸眼预置管柱投球分段压裂117515贝克休斯6542.2436.1911.160.726%47.5%28.13.75D28-P1盒1120012华北分公司4469.3372.464153.425.5%50.2%8.76建立可推广的一体化体系模式，初步形成适合分公司的管理方式；针对盒1砂体厚度大的储层，密切割+大规模体积压裂，增产效果较好；借助监督中心质监站检测设备，现场进行设计配方优化调整，采用分公司压裂液体系，性能稳定，满足大规模携砂要求，创大牛地工区施工砂比最高记录，压后快速破胶；5、学习焦恩，形成分公司一体化作业模式（四）工程技术及人员保障措施在该有利区优选距离较近、地质特征72（四）工程技术及人员保障措施在该有利区优选距离较近、地质特征D28-P1与D28-P2费用对比项目D28-P1D28-P2（焦恩）差异

小计5653136129751327321996一试气工程7099857099850二