暂堵压裂技术服务方案

八、技术服务方案一.暂堵重复压裂技术原理及特点暂堵技术简介位于鄂尔多斯盆地陕北地区延长油藏大多数储油层都属于特低渗透、低压、低产油藏，油层物性特别差，非均质性很强，油井自然产能也就相当低了。为了提高采收率，绝大多数油井都进行过压裂改造，但是由于各种原因，油井产量还是下降的特别快，油井依然处于低产低效的状态。因此，为了达到进一步提高油井产量的目的，我们必须做到以下两个方面的工作：一、针对性的选择有开发前景的油井进行二次或者多次压裂改造，以至于提高油井的单井产能；二、由于我们在注水开发过程中，注入水总是沿着老裂缝方向水窜，导致大部分进行过压裂改造过的老井含水上升特别快，水驱波及效率特别低.针对这部分老井，如果还是采用常规重复压裂方法进行延伸老裂缝，难以达到提高采收率的目的。为了探索这一部分老井的行之有效的增产改造措施，我公司借鉴了国内许多其他大油田的暂堵重复压裂的成功的现场试验经验，近两年来进行了多次油井暂堵压裂改造措施试验.现场施工结果表明：在压裂施工前先挤入暂堵剂后，人工裂缝压力再次上升的现象很明显，部分老油井经过暂堵施工后，其加沙压力大幅度上升，暂堵重复压裂后，产油量大幅度上升。为了确保有效的封堵老裂缝，压开新裂缝，并保持裂缝有较高的导流能力，达到有较长时间的稳产期。该技术成果的成功研究与应用，不仅可以提高油井的单井产量，而且可以提高整个区块的开采力度，从而为保持油田的增产稳产提供保障，可取得可观的经济效益和社会效益。堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术，即研究一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性的进入并封堵原有裂缝，但不能渗入地层孔隙而堵塞岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼；然后采用定向射孔技术重新射孔，以保证重复压裂时使裂缝转向，也即形成新的裂缝；从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。水力压裂是低渗透油气藏改造的主要技术之一，但经过水力压裂后的油气井,在生产一段时间后，会由于诸多原因导致压裂失效。另外，还有些压裂作业实施后对产层造成污染，也会使压裂打不到预期效果。对这类油气井，想要增加产能，多数必须采取重复压裂进行改造。暂堵压裂技术主要用来解决油层中油水关系复杂、微裂缝十分发育的层位.注水油田经过一段时间的开采后，大多数低渗透油层已处于高含水状态，老裂缝控制的原油已接近全部采出，裂缝成了主要出水通道，但某些井在现有开采条件下尚控制有一定的剩余可采储量，为了控水增油，充分发挥油井的生产潜能，我们采用暂堵重复压裂技术，其实质是采用一种封堵剂有选择性地进入并有效封堵原有压裂裂缝和射孔孔眼，再在新孔眼中进行压裂开新缝；或部分封堵老裂缝，在老裂缝封面再开新裂缝，从而提供新的油流通道，以保障重复压裂时使裂缝改向,形成新的裂缝，从而采出最小应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的原油，实现控水增油.暂堵重复压裂技术就是重新构建泄油裂缝体系，为提高油井的产量提供了一种技术手段，最终的采油效果与所构建的新裂缝体系方向，裂缝的导流能力有很大关系。为此，在实施暂堵重复压裂技术时，除需要一定的暂堵压裂技术理论外，还要有能够改变裂缝导流能力的脱砂压裂工艺及强制闭合技术.暂堵重复压裂裂缝转向技术是一个多因素的复杂的压裂技术，从选井、选层、选剂到方案设计和优化都需要科学严谨的理论依据，其技术要求能达到高质量地为油田提供更有效的采油措施的目的。该技术理论和实际操作性都很强，主要是从转向压裂的理论着手，从研究地层岩石力学参数和地应力情况开始，落实到优选适合当地区块的暂堵剂，以及相应的对进行过暂堵压裂的井进行地层压力和温度以及裂缝转向情况进行检测，以致最后准确得出暂堵压裂的现场实施效果。利用最优化技术进行施工参数的最优化设计，并在单井施工过程中总结修正。我公司针对目前低孔低渗透油田的改造措施中存在的一些问题和不确定因素，综合考虑油藏地质特征以及开发现状，优选出了适合长庆延长油田的合适的暂堵剂，并完善了相应的配套技术。我公司自成立以来，看好老油田油井市场，致力研究老油田油井暂堵压裂技术，近两年对延长油田的地层岩石力学参数和地应力进行了理论和实际的研究和测试，作为下一步研究裂缝转向效果的基础.结合对延长石油集团天然气公司老油田油井前期暂堵压裂施工情况，根据陕北油田储层特征、生产情况优选了适合陕北地区地质特征的暂堵剂和压裂液配方；对优选出的暂堵剂进行了室内性能评价、施工参数和用量、级数及加入时机的优化，形成了适应延长油田暂堵压裂配套工艺体系;（4）采用配套的微地震裂缝检测技术对裂缝的压力、温度和裂缝状态进行了准确的检测，充分了解压后的地层变化情况以及裂缝转向情况；通过分析目前国内大部分油田针对暂堵重复压裂中的暂堵剂的选择情况以及现场实施效果，并结合贵单位油田的实际储层性质，优选出了适合贵单位老油田油井改造暂堵重复压裂现场施工中适用的暂堵剂，并对它一系列配套施工参数进行了最优化设计，并采用了目前市场上准确率最高的井下微地震裂缝监测技术对优选出的暂堵剂的实施效果进行现场监测，形成了一系列整套适合长庆油田区块老油井暂堵重复压裂裂缝转向的最优化体系。在低孔低渗油田的开发过程中，为了提高产量，最常用的措施就是对地层进行压裂改造。弹性模量、泊松比、水平地层主应力等是设计井下压裂施工方案中几个比较重要的参数，通过这几个参数可以很准确地计算施工泵压、压裂液的排量等参数，从而可很大程度地控制裂缝的长度、高度、宽度等，尽量避免目的层压不开或隔层被压开，还可以避免发生水窜现象，造成损失。同时，由于层位不同，岩石的机械特性不同，在进行压裂改造措施时，对于岩石机械特性差异较大的地层不能合压，必须单压.因此，进行地层应力及岩石力学性质分析，在对储层压裂改造的施工参数、压裂规模及压裂方式进行设计方面具有很重要的意义。二技术指标及检测评价结果1岩石力学参数测定以下是2014年我公司组织通过对延长油田的5块岩心进行了静态岩石力学参数测试得出了岩心静态力学参数数据：序号岩心号加载卸载弹性模量（x104MPa）泊松比弹性模量（x104MPa）泊松比1延930-11。920。182.340.182延4411.770。262。10。243延145-11。590。172。090.164安7-11。520。222。190.145安21.380。231。630。2表1延长油田部分岩心静态岩石力学参数测定结果表通过对该油田的5块岩心的静、动态力学参数测试得出该区块静、动态弹性模量和泊松比平均值为：静态加载：Q=1.636x104MPa u=0.212静态卸载：Q=2.07x104MPa u=0。184动态：。=2。03lX10MPa u=0.231把由测井数据求得的动态岩石力学参数与静态岩石力学参数相比后发现：动态岩石力学参数普遍比静态岩石力学参数要大，但相差不多，因此在后面的应力计算中，可以根据实际资料情况来选定参数。2地应力测试下表2是2014年我公司组织专业队伍对延长油田的5口井的水力压裂基本数据及地应力计算结果.由表中可以看出：5口井的最大主应力和最小主应力差值在1〜7MPa之间，差值很小，说明该油田的重复压裂裂缝转向的可行性很大。井名H(m)Vcl(%)E(MPa)S(MPa)Pf(MPa)P,_p、(MPa)P,s、(MPa)OH(MPa)O,h、(MPa)延930-12157。619.26192007.718540.11124o16531.23937o15931o239延4411946。2022。44177007.795937.20121o79729.20736o41829.207延145—12162。8313.69159006。597343o77924o22334o02940o68134.029安7—12118。2124.31152006.777740。05823o72330.01233o03130.012安22009.0520.83138006。013425o41522o50121.32322.06621o323表2延长油田水力压裂数据及地应力计算结果通过研究发现，要提高重复压裂改造效果，就必须突破原有裂缝方位和范围，产生新的支裂缝，沟通高含油区，要达到这种目的，重复压裂就必须克服地应力对压裂裂缝的控制作用，必须克服最大主应力的作用在原有裂缝壁面压开一条新的支裂缝，或沟通更多的微裂缝，从而实现扩大油井泄油面积，提高重复压裂改造效果的目的.由于当时的技术很难实现，因此提出了缝内转向压裂工艺。暂堵缝内转向压裂工艺技术主要是综合考虑岩石力学参数和地应力特征分布，通过在压裂过程中，加入油溶性暂堵剂，利用暂堵剂在裂缝中的桥堵作用，使裂缝内产生升压效应，达到沟通微裂缝或造新缝的目的，从而实现沟通“死油区”，扩大油井泄油面积的作用。同时促使压裂裂缝向注水水线方向靠近，缩短了注水见效时间，提高了注水见效效果，使油井在增产的同时能够保持稳产。实施转向重复压裂可以在储层中打开新的流体流动通道，更大范围地沟通老裂缝未动用的油气层，大幅度增加油气产量，进一步提高油藏的开发效果。根据弹性力学理论和岩石破裂准则，裂缝总是沿着垂直于最小水平应力方向启裂，因此，重复压裂井中的应力场分布决定了重压新裂缝的启裂和延伸。垂直裂缝井中，张开的初次人工裂缝产生诱导应力以及生产活动引起的孔隙压力变化改变了油气井周围的应力分布状况，当诱导的应力差足以改变地层中的初始应力差，则在井筒和初始裂缝周围的椭圆形区域内应力重定向:初始最小水平应力的方向可能转变为目前最大水平应力方向，而初始最大水平应力的方向则变为目前最小水平应力方向。因此，重复压裂可以形成新的裂缝。把重复压裂前井筒及裂缝附近的总应力场看作以下四种应力场的叠加：原地应力场也就是未扰动的原始地应力场；初次人工裂缝所诱导的应力场；孔隙压力变化所诱导的应力场；温度场变化所诱导的应力场.由上可见，重复压裂井中的应力场分布决定了重复压裂新裂缝产生的最佳时机、起裂位置和方位、新裂缝延伸方向和延伸轨迹以及新裂缝的裂缝长度等。3现阶段延长区域油田实现锋内转向压裂的地质条件延长油田地层储量丰富；延长油田截止2013年底探明含油面积：989。86km2，探明地质储量：5。0592x108t，动用含油面积580km2，动用地质储量3。4189x108t，可采储量0。8303x108t，采收率24。6%，剩余可采储量0。4451x108t。延长油藏低渗透储层微裂缝较为发育；通过对该油田33口井的岩石观察，有14口井见到裂缝。其中有8口井见到垂直缝，多数为一条缝，缝长30—lOOcm，开启缝宽0。3-1.Omm.水平缝多为成岩缝，呈组合出现，出现水平缝的砂层厚度一般为5-lOcm，缝长小于1cm，开启缝宽0。3—0.6mm，裂缝密度2条/cm。在薄片观察中也发现有含量在0.1〜O.5%的微裂缝。在油藏的形成过程中，裂缝提供了油气运移的通道。裂缝的存在控制了油气富集和油气的产量，而且改善了储层的储集性能。延长油藏储层水平地应力差较小，仅1-7MPa左右。较小的水平应力差可使在较低的缝内净压力情况下产生新裂缝的开启；该油藏低渗透储层上下泥岩层遮挡条件较好，从压裂前后井温测井、裂缝监测结果都可反映出，水力压裂所形成的裂缝高度基本被控制在储层范围内。以上这些储层条件为实现缝内转向提供了较为有利的技术基础。4影响缝内转向重复压裂效果的因素分析目前，随着延长油田的深入开发以及近几年的缝内转向重复压裂的实施，分析认为要提高缝内转向重复压裂效果，就必须从选井选层、方案设计、现场施工等多方面进行充分考虑，才能提高措施的有效率。经认真分析总结，认为影响缝内转向重复压裂效果的因素主要有以下几点：4。1油层物性和油层有效厚度是一口井地层状况的直接反映，是制约重复压裂效果的主要因素。对于低渗透油田来说，油层物性的好坏决定了流体在储层中的流动能力，同时对于同一区块油层有效厚度大的井，其地质储量也就比较丰富，剩余可采储量相对较高，其重复压裂增产的潜力也就越高.在2014年重复压裂井中，目前除延441和安7-1井实施暂堵重复压裂后无效以外，其它几口井措施后都保持较好的效果。下表3是2014年实施缝内转向重复压裂的6口井的油层基本情况。表32014年实施缝内转向重复压裂的6口井的油层基本情况为了分析清楚以上6口井增产的效果，选取6口井措施后的月平均产量进行对比，如表4所示。表4延长油田2014年实施缝内转向压裂效果统计表从上表4可以看出，目前除延441和安7-1井措施后产液量较措施前变化不明显外，其它4口井的产液量都有大幅度增加，其增油效果也比较明显。对以上6口井的油层物性进行对比，延441井的油层物性比较差，其渗透率仅为0.16mD，油层有效厚度为7.4m，从措施后的生产过程可以看出，该井措施后初期产量较好，后产量迅速下降，稳产时间短，目前日产液1。73m3,日产油1.22t，日增油0吨，说明油层物性和油层有效厚度是影响重复压裂效果的一个重要因素。4.2油井措施前含水情况反映了该井的注采情况和重复压裂后裂缝的形态.我们有一口井在措施前含水达到了27.4%，因此造成重复压裂后该井的含水也比较高，影响了增油效果。下图是该井压裂井的井下实时监测时压裂全过程压力、温度随时间变化曲线图。从图中不难看出，该井在压裂过程中，压力上升幅度特别小，因而增产幅度也不是特别大，分析其原因主要是因为该压裂井在实施措施前油层含水太高，因而影响了压裂过程中暂堵压力的上升.因此重复压裂井在措施前选井时要充分考虑油井的含水高低，通过统计，一般油井含水率大于30%的井，由于其井网的不规则性以及注水过程中水驱的特征，使裂缝主向和侧向的油井见水速度不同。对于措施前裂缝主向注水见效比较明显的井，在选井时要慎重选择。因而重复压裂选井时要充分考虑该井在重复改造前含水上升的问题，以提高措施效率。4。 3油井的剩余可采储量是油井增产的物质基础。延长油田经过多年的开发,随着油井的采出程度的增加，剩余可采储量不断减少，对重复压裂的增产也带来的困难。目前延长油田总体上处于开发中期，但是由于各区块油井可采出程度的不同，也造成了各区块重复压裂效果上的差异。延441井是延长油田志丹县的一口重复压裂井，于2014年6月30日进行了现场施工，加入暂堵剂后压力上升了7MPa,实现了缝内转向压裂工艺的设计思路.图5是延441压裂井的压裂前期压力、温度随时间变化曲线，图6是延441压裂井的提高排量和加入暂堵剂后的压力、温度变化曲线。图5延441并压裂前期压力、温度随时问变化曲线图6延441井提高排量和加入暂堵剂后的压力、温度随时问变化曲线对比图5和图6可以得出：由于排量的提高和暂堵剂的加入，压裂过程压力波动较大，出现多次压力峰值，提高排量和暂堵剂加入初期压力峰值为45.991MPa，结束二次峰值为46.788MPa、46.974MPa。提高排量和暂堵剂的加入井下压力变化明显，压力的提高和变化有利于改善人工裂缝和提高布砂质量。分析延441井实施暂堵压裂后，压力上升快的原因主要是因为该压裂井的地层压力系数比较大，油井的剩余可采储量比较丰富。经过计算，该井的地层压力系数达到了0。9504，因此经过改造措施后，增产幅度特别大，日增油达到了2。54t。延441压裂井的地层压力系数为0.9727,日增油也达到了2.94t。因此，油井的剩余可采储量是油井增产的物质基础.5暂堵剂优选5。 1暂堵剂堵桥原理暂堵剂是以颗粒材料桥堵原理为依据开发的缝内转向材料，在重复压裂施工中加入暂堵剂后，由于水力压裂裂缝在井筒附近动态缝宽最大，距离井越远裂缝宽度越来越小，当暂堵剂和支撑剂同时以一定比例进入压裂裂缝后，在支撑剂刚性和暂堵剂塑性的共同作用下，暂堵剂固体颗粒粒径大于裂缝动态宽度的1/3-2/3时，暂堵剂固体颗粒就会在该处形成桥堵，并挡住后续暂堵剂颗粒前进的道路形成堆积，随着后续暂堵剂的继续加入，产生桥堵和堆积的暂堵剂颗粒越来越多，在裂缝主通道形成一定厚度和长度的堵塞带，阻碍和限制了裂缝的继续延伸和发展，处于井筒和堵塞带之间的裂缝体积内随后续携砂液的继续加入，裂缝净压力不断升高，当裂缝内净压力达到微裂缝开启压力或新缝破裂压力时，微裂缝或新缝就会开启，随后续携砂液的继续加入，微裂缝或新缝就会延伸和扩展成为新的支裂缝。颗粒材料桥堵原理认为，当架桥粒子粒径d与孔隙平均孔径D的1/3~2/3匹配时，^阡d〉1/3D~2/3D地层孔喉处的桥堵最为稳定，如图7所示。图7桥堵示意图借用固相颗粒在地层孑L喉架桥的屏蔽桥堵原理，当固相粒子的尺寸为裂缝宽度尺寸的2/3时，可稳定架桥于堵塞裂缝，当固相粒子尺寸为裂缝宽度的1/3时，固相粒子可深入裂缝内部堆积形成桥塞.两者结合，便能有效而牢固的桥堵住孔隙。依据桥堵原理，结合水力压裂实际情况，利用暂堵剂塑性和支撑剂刚性，通过水力压裂施工参数控制，实现水力压裂缝内桥堵，从而实现提高水力压裂裂缝净压力的目的。5.2缝内暂堵剂的选择缝内暂堵剂是决定缝内转向压裂工艺是否成功的关键,依靠缝内暂堵剂实现裂缝延伸的暂时停止，达到在裂缝内某一位置实现裂缝转向的目标。缝内暂堵剂性能应满足以下条件：缝内暂堵剂能在一定温度下软化,在一定压力下易变形.即能与老裂缝中的残留固相、压裂液中的支撑剂一起形成理想封堵.要求缝内暂堵剂有良好的粘弹性，可溶于原油或地层水，残余在缝中的暂堵剂易返排，保证泄油通道畅通。缝内暂堵剂是实现人工提升裂缝内压力的主要材料，通过大量的室内试验和材料研究，认为油溶性缝内暂堵剂比较适用于长庆油田中低温地层条件下使用。因为油溶性缝内暂堵剂具有不粘泵、易泵送、封堵效果好、油溶性好、易返排无伤害的技术特点。5。3暂堵剂优选室内评价室内对A、B和C三种用于缝内转向压裂的暂堵剂进行了性能评价。缝内暂堵剂所要具备的主要物理性能是：常温下缝内转向剂为固体颗粒，具有一定的硬度和强度，受力情况下呈现脆性破坏，不粘泵；当温度达到一定值时，转向剂颗粒软化，在受力时出现塑性变形；随水力压裂排液和抽汲过程，缝内暂堵剂可完全溶解后排出。为了明确这三种暂堵剂的各项性能指标，在室内模拟地层条件下对它们进行了各个方面的性能测试，主要包括热稳定性、配伍性、压力模拟、溶解性、返排能力及封堵能力等。5.4常规性能测试首先，对三种暂堵剂的常规性能进行了测试，主要包括暂堵剂的密度、软化点、熔化点、溶解能力及颜色等，所测结果见表4和图8所示.表4三种暂堵剂常规性能表图8暂堵剂外观图为了实现油层保护，降低压裂伤害，并能成功实现缝内转向压裂工艺技术，压裂液的性能是一项主要的性能指标,它的流变性和携砂性决定着裂缝内砂堤的形成时机及施工的规模能力。室内根据延长油田储层特点，改变油层的温度、物性及流体性质，研究出与该工艺技术相匹配的、适合延长油田储层压裂的低伤害压裂液配方体系.压裂施工表明该压裂液体系具有伤害率低、抗剪切的特性，完全可满足水力压裂施工要求。6暂堵压裂技术指标老油田经过多年开采以后，一些老油井原来的人工压裂裂缝根本没有可以重新挖掘的可能，针对这类油井，只有在老油田进行转向重新压裂改造，压出新的裂缝，这样就可以扩大人工裂缝的扫油面积,最终才能提高产油量。近几年来国内外许多大型油田采用了一些新的压裂技术和施工方案以及裂缝和压力、温度观测手段，研究了转向重复压裂可以形成新裂缝的可能性.大量储层转向重复压裂的现场实验表明：有80%的储油层形成了新的裂缝，并且增产效益特别显著。我公司在进行转向重复压裂时使用的裂缝监测技术都是采用北京派尼尔斯石油工程技术有限公司的嵌入式人工裂缝实时监测技术，经过多年的技术实施证明：该裂缝监测技术是可行的。6。1裂缝实时监测技术水力压裂是改造低渗透油气藏的重要手段，通过压裂可在地下形成人工裂缝，改善地层的渗流条件、疏通堵塞，提高油井的产能.压裂以后是否产生裂缝，产生裂缝有多长，裂缝朝哪个方向延伸，压裂井是否会和周围的水井连通，发生水淹、水窜现象，这些问题以前都无法即时直接地解决.水力压裂时，在射孔位置，当迅速升高的井筒压力超过岩石抗压强度，岩石遭到破坏，形成裂缝，裂缝扩展时，必将产生一系列向四周传播的微震波，微震波被布置在被监测井周围的A、B、C、D……。等监测分站接收到，根据各分站的到时差形成一系列的方程组，求解这一系列方程组，就可确定微震震源位置，再由微震震源的空间分布可以描述人工裂缝轮廓，最后由计算机上配置的专门的数据采集软件(DAQ)、数据文件管理软件(BROW)和数据文件处理软件(DSP)来对收集到的微地震信号进行处理，进而给出裂缝的方位、长度、高度、产状及地应力方向等地层参数.如下图9和图10所示。图9压裂井裂缝实时监测技术原理图

图10分站布置图现场采用A、B、C、D、E、F六个监测分站对微地震信号进行监测，每个监测分站专门安设一个接受微地震信号的三分量拾震器，由地震波到达拾震器的时差可以确定震源到分站的距离.6。2监测工艺整个监测工程分三步，第一步为收集相关资料；第二步为现场监测;第三步为数据分析与处理,获得完整解释情况。1监测工程需以下资料：构造井位图地层倾角及井斜数据基本数据测井数据压裂施工方案6.2.2现场监测流程如下图11所示.图11现场监测流程图6.2。3现场监测结束后.根据监测数据，经过数据分析与处理，提供详尽的解释数据.7压力、温度监测技术7。1技术简介、特点及用途压裂是低渗油气藏提高油气井产能的重要手段，如何优化压裂设计方案、逐步提高压裂施工效果是每位地质、工程人员所关心的。而这就要求每口压裂井的现场压裂数据要齐全、真实、可信并且便于分析。目前用于压裂施工分析的主要是井口记录的压力等数据，然后通过估算摩阻获得井底的压力数据。实际上受压裂液、支撑剂、排量、砂比等的影响，摩阻是个动态值，是很难计算获得的，因此也很难获得井底真实压力，因此压裂分析的结果会出现偏差，进而影响到压裂工程的改进与提高。为此，我们研制开发了井下实时监测系统。井下实时监测系统包括压力、温度测试及控制部分，耐高压、耐高温，并且具有大容量数据存储功能。将井下实时监测系统进行设置后，随管柱下入井中，在软件控制下，该装置在预先设定时间按预定的采样频率开始采集井底压力、温度数据并存储起来.压裂结束取出该装置后，通过数据回放，可获得从下管柱开始到起管柱结束整个施工过程真实的井底压力、温度数据，从而便于工程技术人员分析并优化压裂工艺设计，便于管理人员监督施工全过程，分析施工时效。压裂井下实时监测技术填补了水力压裂工艺井下各种参数录取的空白，可提高对储层的认识，可提供准确的参数用于压裂技术分析，对压裂设计参数的优化具有深远的意义。压裂井下监测技术，井下工具简单，不产生节流，可满足大排量施工，不影响测井、测试施工.该技术可以全过程(下压裂管柱、等压裂、压裂、关井恢复、放喷、求产起压裂管柱)录取井底压力、温度的变化情况。特别对封上压下、C02泡沫、增能压裂井，能了解真实的井底温度、压力变化。用井底压力进行小型压裂测试解释，解释结果更加可靠。可对下压裂管、起压裂管、压裂施工、放喷的作业施工进行监督,准确的分析作业时效。分析不同的储层、不同的季节，特别是冬天压裂施工井底的温度变化情况，在压裂工艺制定措施时，采取合理的、必要的预防原油结蜡措施和破胶措施。压裂结束，抽吸后若未起压裂管柱继续进行井底压力监测，则获得的数据还可用于试井分析.7.2仪器的安装及技术指标仪器长度：0.8〜1.Om主体为3”平式油管，两端配有2.5〃外加厚油管变径接箍。测试仪器为加拿大进口存储式压力温度计。压力量程：13Psi~20000Psi;0.1加Pa~136MPa压力误差:士0.03%FS士6.OPsi温度量程：0〜150(°C)('12)温度误差:士0.5C最大存储量：50万组仪器安装：(见图12)图12温度、压力监测仪器安装图8现场应用实例-安246-27井8。1压裂的基本情况8。1。1压裂基本数据该井该井位于安83致密油区，2014年6月投注长72层，与安平13注采对应，2015年5月观察安平13含水停注,2015年10月恢复周期注水后仍导致安平13见水停注至今，累计注水5131m3。该井长72层测井解释油层12.3m，油层厚度大，含油性好,2014年对该区26口注水井实施体积压裂注采初期单井产能2.6t，180天后平均单井产能1.15t，转采井180天阶段平均单井累产油323t，效果好.从整体开发效果来看，该区井网适应性较差，同时，为了更好的动用剩余地质储量，有效提高采收率，现对该井实施前置酸压裂转采，提高致密油开发效果。完井日期2014-06-06水泥返深(m)75.00最大井斜(o)28。63最大井斜下深(m)1035.00完钻井深(m)2347。00套补距(m)5.00投注日期2011-07—12固井质量合格人工井底(m)2335。00套管深度(m)2335。38累计注水(m3)5131套管外径139.70(mm)壁厚7.72(mm)内径124.26(mm)钢级J55

套管接箍位置(m)2188。382190.862201。942213。032224.252235.522246。942258.412269。602280。812292.322303。502314.97油井的基本数据8.1。2本次施工油层数据层位油层井段(m)厚度(m)渗透率(10—3gm2)电阻率(Qm)孔隙度(%)声波时差(gs/m)泥质含量(%)含油饱和度(%)综合解释射孔段(m)厚度(m)顶深底深顶深底深长722286.52289.32.80.2057.9010.80220.9014o8466.35油层2286.52289o53o02291。32300.89.50o1350.909.51212.9911o1962.96油层2292o02300o08.02301.82302。70.90.1153o408o85209。7914.8163.07差油层2307.12311o03.90o2143.2010.83221o5515o9262.84差油层8。1。3压裂施工参数压裂方式：油套同注压裂管柱结构(自下而上)：①73mm斜尖(2284.0±0。5m)+2”7/8外加厚油管至井口管柱类型尺寸管柱类型尺寸钢级壁厚(mm)内径(mm)接箍外径外径(mm)重量(Kg/m)抗拉强度(kN)抗内压强度(MPa)抗外挤强度(MPa)套95/〃J558.94226.62244.553.57/24.313.9管 8 51/2〃J557.72124o3139o725o3/36o733o9油27/8〃N805.5162o073o09.67474o072o976.9管31/〃N805.4977.9114.388o959o672o6压裂施工参数预计破裂压力(MPa)30预计工作压力(MPa)15—20施工最高限压(MPa)油45,套30试泵压力(MPa)45支撑剂类型及规格支撑剂类型生产厂家粒径(mm)视密度真密度20—40目石英砂长庆昌润0o425—0.851.622o6440—70目石英砂长庆昌润0o243—0o4251.652.6516/30目固结砂//1.50/8.1.4措施要求采用试压钻具对套管进行试压，按照10-15—20—25—30MPa的顺序逐步提升压力,每个阶段稳压3分钟，压降小于0.50MPa为合格，否则重新选井.（2）缝内暂堵压裂长72层2286。5-2289.5m,2292.0-2300。0m，加砂80m3（40-70目10方，20-40目65方，16—30目固结砂5方），排量8。0m3/min（油管排量3.0m3，套管排量5.0m3），砂比12。7%；暂堵剂量：600kg.（3）压裂后彻底排液.（4）措施前后取全取准各项地质资料，便于效果分析。8.1。5施工准备1、 50m3储液罐23具,30m3交联罐1具，清水1180m3,（其中胍胶基液300m3，滑溜水800m3,活性水50m3，交联剂30m3。）2、 井口采用KQ65—70型采油井口，油管用上法兰悬挂式联接.3、 施工车辆：2500型主压车6台，HSC—60B混砂车2台，运砂车8台拉砂80m3（40-70目10方，20—40目65方，16-30目固结砂5方），ACF—700型1台.8。1.6工作液准备:液体类型配方数量（m3）活性水清水+0。3%CF-5D+0.3%COP—1+1。0%KCL50.0滑溜水清水+0.08%CJ2-6+0.5%CF—5D+1。0%KCL+0。3%COP-1+0.1%CJSJ—3800.0基液清水+0°35%CJ2-6+0.5%CF-5D+1°0%KCL+0.3%COP—1+0。1%CJSJ-3300.0交联液清水+0.4%硼砂+0。4%APS30.0交联比100：8-12（最佳交联比现场确定）8。1.7化工料准备:名称设计量屈名称设计量屈名称设计量屈CJ2—61690CF—5D5650硼砂120CJSJ-31100COP—13450APS120KCL115008.1.8支撑剂数量:40—70目石英砂 10（M3）20—40目石英砂 65（M3）16—30目固结砂 5（M3）暂堵剂量： 600（kg）8。1.9施工步骤及要求1起原井管柱起出原生产管柱检查，丈量油管核实数据，清刺干净。2通洗井作业通洗井前清洗储液罐，用①118mm通洗规通至井底，若中途遇阻，先处理井筒至合格.然后用活性水大排量反循环洗井，QN500L/min，洗至井口进出口水质一致为合格。活性水:清水+0。3%CF—5D+0.3%C0P-1+1.0%KCL3套管试压采用套管试压钻具对全井套管进行试压，试验钻具结构如下：球座 +Y341-114封隔器(2280°0m)+673mm工具油管至井口，投球打压，油管憋压45MPa，从油套环空试压，压力分别由10MPaf15MPaf20MPaf25MPaf30MPa，每一阶段3分钟压力下降小于0°5MPa。试压至30MPa合格后，起出管柱，进行下步措施，若试压不成功停止施工，重新选井。4下施工管柱按要求下好施工管柱。5压裂作业压裂队按设计配好施工液体，检验合格。摆好压裂车辆，连接高低压管汇，分别试压45MPa和0°5MPa不刺不漏为合格.用活性水低排量正循环灌满井筒后按设计泵注程序实施暂堵+混合水压裂作业。压裂长72层2286。5-2289.5m,2292。0—2300。0m，加砂80m340—70目10方，20-40目55方，16—30目固结砂5方)，排量8.0m3/min(油管排量3。0m3,套管排量5。0m3)，砂比8。0%。；暂堵剂量：600kg.泵注阶段油管注入系统套管注入系统阶段支撑剂时间类型液体排量液量支撑砂比液体排量液量min类型m3/minm3剂量%类型m3/minm3m3低替活性水0。5—110.0注前置液滑溜水2。020。0滑溜水3.030。010.0打开套管闸门注携砂液交联液2.010。02.020///5。720/40目石英砂交联液2.08。02.025///4.720/40目石英砂加

入暂堵剂YBZD-1:300kg交联液2。013.34.030///6.620/40目石英砂交联液2.010.0///5o0/滑溜水3。018.81.58滑溜水5.032.96.640/70目石英砂滑溜水3。010.0滑溜水5o016o73o3/滑溜水3。035。03.510滑溜水5.062o112o440/70目石英砂滑溜水3.010。0滑溜水5.016o73.3/基液3。016。72o012滑溜水5o029o96.040/70目石英砂基液3.020003.015滑溜水5o036o67o340/70目石英砂交联液3.030.06o020滑溜水5.056.511.320/40目石英砂交联液3.044.011o025滑溜水5.085.317o120/40目石英砂加入暂堵剂YBZD-1:300kg交联液3.046o714.030滑溜水5o092.918o620/40目石英砂交联液3.045.716.035滑溜水5o093.518o720/40目石英砂交联胍胶泵注阶段从环空锲型追加过硫酸铵（APS）15公斤注：1。20/40目石英砂计算按体积密度1.62g/cm3,视密度2。64g/cm3；40/70目石英砂计算按体积密度1。65g/cm3,视密度2。65g/cm3。16/30目固结砂计算按体积密度1.50g/cm3。2。 施工井口油管限压45MPa,套压最高限压30MPa。3。 泵注程序、暂堵剂加入速度及时机由大庆永晨技术人员和现场技术人员根据施工压力调整。4。 压后关井扩压，保持管线连通，详细记录停泵后压力变化，此间禁止拆卸管线.60min后由措施队伍井口安装压力表进行压降测试，要求每半小时记录一次井口压力，直至压力降为零.8.1。10冲砂作业探砂面冲砂至人工井底。8。1。11完井要求生产参数冲程冲数泵径泵挂理论日产液(m)(r/min)(mm)(m)(m3)2o5532195014.47杆柱组合625光杆+622X184mH级杆+<^22X400mH级防磨杆+619X1064mH（由上到下）级防磨杆+622X288mH级防磨杆+619活塞拉杆+632活塞1。5m（由上到下）管柱组合（由上到下）673油管挂短节0.3m+673*油管1940m+632整筒泵+673*油管19m+©73眼管1m+673油管19m+689母堵注意事项作业区做好井筒八防配套措施（抽油泵配套双固定凡尔、AOC合金凡尔罩）8。1.12风险提示1、 预测该井地层压力在20.0MPa以上，地层能量高，作业过程中要特别注意井内的压力变化，发现井喷预兆，启动井控应急程序，作好井控工作。2、 地层中含有硫化氢等有毒有害气体，现场施工时要对CO和H2S气体进行监测并做好记录，在CO含量大于20ppm或H2S含量大于10ppm的情况下按照国家相关规定执行，确保人员安全。3、 作业过程中产生的残液必须进入污油池或污水池等，不得随意排放，作业其它残留物（油泥、废弃防渗布）必须堆放到作业区指定的地点，防止环境污染。4、 原油及伴生气易燃，做好防火防爆工作。5、 井场有高压电源及地下电缆.6、 井场其它抽油机正在运转.9组织分工及注意事项1、 作业队一定要在地面检查好所有入井钻具（入井油管、接头及短节井下工具），检查好丝扣，按设计要求准确下钻.下钻前必须丈量记录入井工具的型号、内外径、长度等数据，并记入工程班报中；钻具位置必须符合设计要求；井口紧固，不刺不漏，压力表、指重表齐备完好。下压裂钻具时，油管必须丈量三遍，校准后方可下井。2、 拉液配液前必须彻底清洗好所有储液罐；施工前按要求配制好工作液，所有施工用水水质要求PH值在6-7之间，机械杂质含量〈1mg/L。配液时要记录用水量及所有添加剂量，并做好交联试验，保证液体性能满足施工要求，所有配液参数及试验结果都要交给施工单位.3、 压裂队要按设计配备所有上井施工的车辆、设备和仪表.4、 施工前开好安全会及施工交底会，做到五清楚（即施工设计清楚;油层特性清楚；管串结构清楚；安全措施清楚；岗位及分工清楚）；五稳（即封隔器坐封稳、降压稳；加砂稳、交联比稳；操作稳）和六不（即不卡不堵、不憋不掉、不刺不漏）。5、 施工所有单位在确保施工质量要求的前提下一律听从压裂队统一指挥；坚守岗位，听从指挥，不得随意进入高压区。6、 工作人员要戴好劳保用品，非工作人员不得进入井场。7、 施工中如发生意外情况，由现场施工领导小组共同研究决定措施。8、 主压车的超压保护定在45。0MPa。9、 若进行带酸作业时，现场必须备有足量苏打水，所有施工人员劳保齐全，并佩戴乳胶手套、护目镜、防毒面具等劳保防护用具，劳动护具齐全才能上岗.10井控要求1、 严格执行《石油与天然气井下作业井控规定》及《井下作业井控技术工作细则》.2、 配备21MPa以上单闸板手动防喷器一套、350防喷井口一套、21MPa以上油管旋塞阀一套，指定专人负责检查与保养，保证井控装备处于完好状态，防喷器闸板芯子尺寸与油管、电缆尺寸相一致；现场必须配备60m3压井液。3、 现场所使用的消防器材和井控设备都必须要有合格证，并按相关要求定期到指定井控车间检验，有合格证；井控设备要保持清洁、灵活、好用.4、 开工前防喷器要进行全面检查和试压，详细填写维修记录.5、 施工单位必须认真编写井控设计，对施工井场一定范围内（含硫油气田探井井口周围3km、生产井井口周围2km）居民、住宅、学校、厂矿、人口积聚场所、养殖场（池）、滩涂及国防设施、高压电线和水资源以及风向变化等的勘察和调查资料,在设计中标注说明中提出相应的防范要求，并制定应急预案，建立与当地政府联系通道。6、 含硫地区井控装置符合：SY/T6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。7、 如果井口压力异常,应立即关井，观察压力变化情况并向现场监督和井下作业科汇报，取得监督或井下作业科同意后进行控制放喷或压井。8、 在施工过程中要安排人员观察溢流，施工中途休息或吃饭时（作业人员休息时必须位于上风方位），由场地工轮换进行观察溢流，并做好记录。如果发生井喷征兆应及时向司钻汇报，采取井控应急措施。9、施工中途停止作业要座封好井口，不能敞开井口.10、 井控应急时由跟班干部统一指挥，各环节紧密配合。11、 压井时，必须达到油套压力平衡且没有溢流，即油套压力为“0”,压井液进出口液体性质、色质一致，出口液体中没有气泡等现象。出现二次溢流时，应停止起下作业，做好井控的各项工作，防止发生井喷事故。11安全环保要求1、 严格按照井下作业操作规程作业，严禁违规违章。2、 施工现场必须配备35kg干粉灭火器2具，8kg干粉灭火器4具，消防斧1把，消防掀4把，消防桶4个，消防砂2方，消防毛毡10条，消防钩1个，并做好消防工作。3、 井场严禁吸烟;作业前必须灭掉井场所有明火，作业车辆发动机安装排气管防火罩；作业时，进、出井场所有车辆的排气管必须安装防火罩，作业人员要穿戴“防静电”劳保服。4、 施工人员劳必须劳保齐全。5、 施工现场必须配备便携式气体检测仪2台、正压式空气呼吸器4套，施工时要对CO和H2S等有毒有害气体进行监测并做好记录，在CO含量大于12.5mg/m3或H2S含量大于10mg/m3的情况下要立即停止作业，检测人员要佩带正压式空气呼吸器，现场所有人员必须撤至上风安全区域，并设立警戒线和风向标，对进入危险区的人员实行安全许可制度，确保人员安全。6、 有毒有害区域的井场必须配备固定式多功能检测仪1套、CO和H2S气体检测报警仪（或CO、H2S、可燃体多功能气体检测仪）2台、便携式可燃气体检测仪2台、正压式空气呼吸器6套。7、 油井中含有毒有害流体时，应严格执行SY/T6610-2005《含硫化氢油井井下作业推荐作法》和SY/T6277-2005《含硫化氢油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》标准。8、 作业过程中产生的残液必须进入污油池或污水池等，不得随意排放，排污池必须有防渗、防倒灌和防外流措施;作业其它残留物（油泥、废弃防渗布）必须堆放到作业区指定的地点，防止环境污染.9、 使用明火及动用电气焊前，应按SY/T5858《石油工业动火作业安全规程》的规定办理用火申请手续，在征得安全主管部门的同意后，方可实施。10、 井场电器、照明设施、线路安装等执行SY5727《井下作业井场用电安全要求》、和SY/T5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火、防爆安全技术规程》等标准。11、 发电房、伙房、锅炉房等放置在当地季风的上风方向，距井口30米以上，储油罐必须摆放在距井口30米外的地方，与伙房、锅炉房的间距不小于20米。12、 作业过程中，除作业人员外其他任何人员不得进入现场，如因工作需要进入现场时，必须穿戴齐全劳保并登记上交火种和手机等有可能产生火灾事故的物品.三现场的施工技术与应用效果评价5。1缝内转向压裂技术根据理论研究结果，水力压裂过程中只要缝内净压力提高到一定值，就能沟通储层微裂缝或产生新缝。为此，提出特低渗储层缝内桥堵技术.通过排量控制和压裂液选择，利用屏蔽暂堵剂在地层中形成一个缝内屏蔽条件，选择性控制裂缝的延伸，在压裂施工中先正洗井清洁老裂缝降低近井地带温度，然后加入一定量的暂堵剂，加入的暂堵剂与支撑剂一起形成一层暂堵层，阻止携砂液向前传递压力，使老裂缝停止延伸。此时，继续向地层中注携砂液，随着压力的上升，在老缝的内面上产生新裂缝并延伸。在新缝延伸的过程中，可能遇到一些天然的微裂缝，此时前置液中尾追的少量暂堵剂可对微裂缝端部进行暂堵，继而使新压出的裂缝继续沿原来方向向前延伸，最终形成一条以新裂缝为主缝道，天然裂缝为支缝道的新裂缝体系，从而使泄油面积大大增加。5.2缝内转向压裂现场施工技术设计在现场试验的基础上，基本确定了人工缝内桥堵技术的具体操作方法，一般是:先以总规模30—40%的砂量充填原裂缝一以每米油层15—20Kg加入，暂堵剂一大排量高砂比加入总砂量60〜70%。实践证明，该设计程序的实施，可在疏通充填老裂缝基础上，利用变排量、变砂比和人为加入暂堵剂的方法，迫使老裂缝暂时屏蔽且产生交变压力，从而沟通更多微裂缝，产生新的裂缝系统，达到增产目的。根据缝内转向压裂现场地质情况和施工情况分析，延长油田缝内转向压裂施工工艺参数参照以下几点进行。暂堵与多级充填压裂工艺相结合，排量多级提升，每次提升幅200—-400L/min，延长油田根据储层厚度一般为2000-2400-2800L/min，最高排量不超过3000L/min。疏通老裂缝加砂量前期为30—40%,后期再采取大砂量60-70%,这种多级加砂的办法可以确保新缝内有效支撑缝长及支撑剂的铺置浓度.在较厚油层中，为提高暂堵效果，采取二级暂堵技术，暂堵剂加量根据现场施工情况适量增减，第一级堵剂加量为10-15Kg/m，第二级加量为15〜20Kg/m，堵剂将裂缝前端暂堵，迫使裂缝内压力突升，产生新的支撑裂缝.配套应用压后油嘴控制放喷、强制裂缝闭合技术。由于压裂液进入地层后破胶需要一段时间，压后直接大排量放喷将引起支撑剂回流，降低裂缝缝口处的导流能力;压后如果采取长时间关井会造成支撑剂下沉，裂缝上部填砂浓度减小。因此压后短时间关井，让地层压力平衡后，采用用①4—①5mm油嘴控制放喷，强制裂缝闭合。压后初期采用中①4〜①5mm油嘴放喷，放喷量小于200L/rain，同时监测油压、套压，确认裂缝闭台后更换①8-①lOmm油嘴控制放喷，防止放喷过程中缝口处吐砂严重，降低裂缝导流能力.5。3现场应用效果延长油田2006年到2009年共实施缝内转向压裂井33口，常规压裂井18口，从效果对比图13可以看出，缝内转向压裂的有效天数、日增油、累计增油均高于常规压裂。从延长油田2006年到2009年实施的缝内转向压裂的33口井来看，有效率达到88.9%，有效井平均单井日增油达到2.42t,平均有效期326天，较常规压裂单井日增油增加0.98t，有效期延长18天，如表5-1所示。图5-1延长油田缝内转向压裂与常规压裂效果对比图

表5—1延长油田分年缝内转向压裂效果统计表5.4近两年实施效果2014年在延长油田引进缝内转向压裂工艺，主要通过对布井方式、油井生产情况、油井所处位置、注水见效情况、人造裂缝及裂缝方位、地层压力变化情况、油层物性情况、地应力及岩石力学参数等参数进行综合考虑，对缝内转向压裂工艺的可行性及有效性进行评估。2014年共试验6口井，措施后平均单井日增油2°16t，平均单井累计增油498.96t,措施效果较好，如表5—2所示。表5—2延长油田2014年暂堵压裂效果统计对比5。5裂缝监测验证结果为验证缝内转向压裂工艺能否产生新缝，并掌握延长油藏人工裂缝延伸规律、裂缝几何形态，砂量与裂缝长度之间的关系、裂缝的延伸方向，不断提高压裂施工方案的科学性，开展了嵌入式人工裂缝实时监测。2014年共实施6口井，裂缝实时监测结果如表5—4所示，压裂施工参数如表5—5所示。表5-42014年实施暂堵压裂井裂缝实时监测结果表

表5—52009年实施暂堵压裂井裂缝实时监测压裂施工参数从监测结果情况分析，缝内转向压裂井6口，通过地面微地震监测，有4口井产生了第二条缝，比率为66。7%。监测未产生新缝2口井加入暂堵剂后，压力升高太少或者甚至降低了，分析未产生新缝的原因：其一可能为暂堵剂加入量不够，压力上升值未达到理论值；其二可能是油层本身物性太差,含水率太高，重复压裂的潜力不够，因此这2口井措施效果不太乐观。四预测本次投标项目应用效果通过对延长油田暂堵转向压裂的研究以及现场6口井的现场实施和我公司对延长油田老油井两年多的理论研究和现场施工作业经验，得出以下几点结论：由于初始人工裂缝的存在、地层孔隙压力变化、油藏温度的改变可诱导地应力场改变，从而引起地应力的重新分布；这些诱导应力改变了含水力压裂缝井中的储层应力场分布，并可能产生应力重定向，使重复压裂可能产生不同于初次裂缝方向的新裂缝。因此，在延长油藏重复压裂改造中应用水力压裂控制技术可以实现产生新裂缝、扩大泄油面积、提高措施效果的目的.延长油藏最大、最小地应力差较小，平均为1〜7MPa，储层内发育微裂缝，为缝内转向压裂技术的实施提供了较好的地质条件.3.我公司使用的三种暂堵剂在其自身的性能上并不都能够满足延长油田暂堵重复压裂工艺的要求，其中暂堵剂A和C较好，但暂堵剂B就不太适应延长油层的特性。人工裂缝实时监测验证，缝内转向压裂工艺技术可形成不同于原裂缝方位的新的支裂缝系统，增大泄油面积，有利于充分发挥油层潜力，油层上下泥质遮挡层对缝高的控制作用较强，缝内转向压裂所形成的主裂缝和次裂缝基本被控制在油层范围内。嵌入式人工裂缝实时监测结果有助于判断新缝是否产生及压裂设计的合理性，对施工参数的优化选择有较强的现实指导意义。延长油田重复改造应以大砂量、大排量为主，以达到彻底改造储层的目的.从现场应用效果来看，缝内转向压裂比常规压裂要好，已成为延长油藏储层改造的主体技术。通过近几年缝内转向压裂的实施，延长油田取得了较好的增产效果，逐步成为该油田重复改造的重要技术。为了更好的认识缝内转向压裂工艺以及提高其措施效果，我公司完善并加强完善以下几个方面的问题：进一步研究延长油田和陇东区域老油井储层特点、油层厚度、地层能量、注采井网等，优化缝内转向压裂加砂量、排量、砂比、缝内暂堵剂用量、暂堵级数、加入时机等施工参数，以提高缝内转向压裂产生新裂缝的成功率，从而进一步提高措施效果。设计过程中要注意对于油层段有无夹层的井区别对待，慎重考虑，优化压裂设计。加强重复压裂改造技术实施过程中的裂缝可控性研究，提高措施效果.暂堵压裂若和端部脱砂、强制闭合等工艺技术配合使用，会达到较理想的效果。进一步完善缝内转向压裂工艺配套技术.建议在实施暂堵压裂技术时，对堵老缝时所用的支撑剂进行颗粒级配，力争与暂堵剂在粒度上达到理想封堵的效果，提高贵单位区块整体开发效果。五质量管理体系与措施5.1质量管理体系我公司通过了北京中经科环质量认证有限公司质量管理体系认证，依据GB/T19001-2008、GB\T28001-2011及GB/T24001—2004/IS014001:2004标准建立了质量管理体系（即QHSE管理体系），内容涵盖了试油（气）施工的全过程，主要包括：《质量管理程序》、《标准化管理程序》、《不合格管理程序》、《产品质量监督管理办法》、《测量不合格管理办法》、《质量事故管理办法》、《公司质量管理办法》、《试油压裂作业规程》等。5。2质量保证措施5。2。1我方接到甲方的压裂施工设计后，将认真阅读，严格按照设计要求进行准备工作和现场施工。5.2。 2甲方设计要求制定出合理的施工方案.5.2。 3保证压裂实际加砂量达到设计加砂量90%以上；施工排量不低于设计排量的80%，液氮排量不低于设计排量的90%5.2。 4我方将对仪表车进行实时监测、采集压裂施工的油压、套压、排量、加砂量、液量及砂液比等参数，记录时间间隔为1秒，确保数据取全、取准。压裂施工结束后，将数据存盘妥善保管、及时上交。5。2.5压裂（酸化）施工结束后，我方将按压裂（酸化）施工设计要求现场给甲方提供压裂施工数据。5。2.6我方提供的压裂液材料，会向甲方提供材料合格证、质检证以及压裂材料取样检测报告；压裂材料质量检测必须达标，甲方随时有权利对压裂液、酸液及其添加剂进行抽样检测，检测不合格，可以停止配液施工作业，产品合格后，满足施工要求，经甲方认可后，方可作业。若使用不合格产品造成的所有损失与后果由我方全部承担。5。3质量承诺（我公司违约责任承诺）5。3。1我方一定按指令及时上井施工，每延误24小时，我方愿意承担违约金1万元。5。3。2由于我方设备或操作失误等原因，损失压裂液费用由我方承担，造成实际加砂量未达设计要求的，我方按以下条款承担违约责任：5。3.2。1若为机械分层压裂则对总加砂量和各分层加砂量均进行考核，若实际总加砂量大于设计总加砂量90%，而任意单层实际加砂量小于等于设计加砂量90%的，扣除单层施工费用的相应比例；若实际总加砂量小于等于设计总加砂量的90%的，只扣除总施工费用的相应比例.具体扣款比例如下：若实际加砂量大于设计加砂量的80%，小于等于设计加砂量的90%，扣除施工费用的5%;若实际加砂量大于设计加砂量的70%，小于等于设计加砂量的80%，扣除工费用的10%；若实际加砂量大于设计加砂量的60%，小于等于设计加砂量的70%，扣除施工费用的20%；若实际加砂量大于设计加砂量的30%，小于等于设计加砂量的60%，扣除施工费用的30%。若实际总加砂量小于等于设计加砂量的30%,甲方只支付乙方5万元；若实际总加砂量大于设计总加砂量的90%，而任意单层加砂量小于等于设计加砂量的30%，则不支付相应分层费用11。3由于设备原因，造成液氮排量达不到设计要求90%以上，根据责任分析扣除该井施工费0。5-1万元；由于客观原因，甲方现场调整施工参数而达不到设计要求，不扣款。5。3.3由于我方原因造成验收资料不合格，我方应及时采取补救措施，采取措施后仍无法补救，甲方扣除该井施工费1-2万元。5.3。 4由于我方设备或操作原因造成施工不连续的，每停泵一次扣除施工费用2万元，造成加砂不连续的每停砂一次扣除施工费用1万元.5.3。 5由于我方设备或操作原因造成加砂连续但阶梯式加砂不明显(砂比非阶梯上升)的扣除施工费1万元.5.3.6由于我方原因造成过顶替的根据过顶替程度扣除施工费1万元。5。3。7若我方提供压裂液，由于我方原因造成压裂液材料不合格，每发现一次扣除该井工程费0。5-2万元，并禁止不合格材料入井，我方应及时采取补救措施，由此造成的损失由我方自行承担。5。3.8我方按设计施工，指挥得当，但由于井下工具、管柱、井口或射孔原因造成不能按设计加砂，我方不承担责任。在按设计正常施工过程中，若施工压力过高等原因，听从甲方要求停泵，加砂量达不到设计要求，不扣款.5。3.9在施工中出现无法压开地层的情况；如果是由于我方原因所致，甲方除不支付任何费用外，扣除我方1-5万元。5.3。 10由于我方的原因，导致施工排量低于设计排量的80%的，扣除该井施工费0。5万元。5.4执行标准Q0157—2009压裂酸化管柱通用技术条件Q/SYCQ0154-2009压裂酸化工作液现场配制及质量要求Q/SYCQ0154-2009压裂酸化工作液现场配制及质量要求(0154)Q/SYCQ0157—2009压裂酸化管柱通用技术条件SY/T5211-2009压裂成套设备SY/T6302-2009压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法Q/SY1025-2010油水井压裂设计规范Q/SYCQ3414-2010植物胶类压裂液体系用杀菌剂技术要求Q/SYCQ3415-2010长庆油田压裂酸化用起泡剂技术要求Q/SYCQ3416-2010长庆油田压裂酸化用粘土稳定剂技术要求Q/SYCQ3417—2010长庆油田压裂酸化用助排剂技术要求Q/SYCQ3418—2010长庆油田压裂用交联剂技术要求SY5835-2011压裂用井口球法Q/SY1145—2008油气水井压裂施工总结编写规范Q/SYCQ0154—2000压裂酸化工作液现场配制及质量要求Q/SYCQ0157-2000压裂酸化管柱通用技术条件Q/SYCQ0158—2000油气井酸化压裂作业及质量评定标准SY/T5289—2008油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法SY/T5107-2005水基压裂液性能评价方法SY/T5108—2006压裂支撑剂性能指标及测试推荐作法SY/T5755—1995压裂酸化用助排剂性能评价方法SY/T5762—1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法SY/T5764-2007压裂用植物胶通用技术要求SY/T5766—1995压裂用香豆胶SY/T6215—1996压裂用降滤失剂性能试验方法SY/T6376—2008压裂液通用技术条件SY/T6380-2008压裂用破胶剂性能试验方法SY/T5289-2008油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法六安全环保管理体系与措施6.1安全管理体系（1） 我公司依据GGB/T19001-2008、GB\T28001-2011及GB/T24001-2004/ISO14001：2004标准建立了安全管理体系（即QHSE管理体系）,制定并完善了酸化安全生产管理制度，主要包括：《施工前后资料录取管理制度》、《施工效果分析评价制度》、《施工用料管理制度》等。（2） 公司建立健全组织机构，加强安全、井控管理.公司设有质量安全环保部，质量安全环保科部为安全管理职能部门，负责公司的安全管理工作，同时各队设有安全监督岗和井控监管岗，实施安全及井控监管。（3）项目部成立HSE领导小组，配备了专职安全主管领导及专职管理人员确保长庆项目安全及井控管理正常运行。（4）实施HSE“两书一表”管理，加强风险管控。两书一表主要包括:岗位工作说明书、岗位作业指导书、岗位巡回检查表、HSE工作计划书、调剖作业规程、基层HSE建设标准、危险作业项目清单、应急预案等.（5）在施工过程中，严格遵守公司、陕西延长石油集团有关标准及要求，严格按设计施工，实现安全生产。6。2安全管理承诺（1） 安全管理目标：追求“零伤害、零事故、零污染，在HSE管理方面达到同行业一流水平”.（2） 遵守国家和所在地区的法律、法规尊重当地的风俗习惯。（3） 做到安全第一、预防为主，为员工提供健康、安全的作业条件。（4） 优化配置各项资源，持续改进健康、安全与环境管理（5） HSE表现和业绩是聘用人员的重要依据。（6） 实施HSE培训，严格制度落实，培育和维护企业ISE文化.（7） 向社会坦诚地公开我们的HSE表现和业绩。（8）我公司承诺严格遵守中国石油天然气集团公司生产安全事故管理办法若有发生一般生产安全事故和较大生产安全事故，愿意接受甲方的相应处罚。6.3安全管理措施我公司将严格遵守安全生产法、矿山安全法、办法及其他有关法律、法规、规章和标准的有关规定，按工程设计、工程施工方案组织施工。（1） 严格遵守公司、陕西延长石油集团有关标准及要求，严格遵守QHSE的相关规定，严格遵守操作规程，严格按设计施工，在制定施工方案时，根据施工特点、施工地域有针对性的制定出风险削减措施。（2） 加强安全及井控管理等风险管控，杜绝井喷、火灾爆炸、环境污染、井架倒塌、人身伤害、人员中毒、山体滑坡、交通事故及其它有社会影响事件发生。（3） 实施HSE“两书一表”管理，通过岗位两书一表（岗位工作说明书、岗位作业指导书、岗位巡回检查表）控制固有的不变的危害所带来的风险；施工前，编写《HSE作业计划书》，制定相应风险削减控制措施，并进行安全交底，通过HSE工作计划书控制施工作业项目因变更而带来的新增风险。（4） 严格按井控实施细则及设计要求配齐井控装置。（5） 严格执行《中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定》、（6）所有的井控装备均应定期送检，开关灵活，保持完好，并有合格证。（7） 井控装备现场安全后进行现场试压。（8） 人员持证上岗，积极开展防喷演练，做到“发现溢流立即关井，疑似溢流关井观查，确认溢流关井汇报”，实现“井控为天、安全第一、环保优先〃。（9）我方将严格遵守工程设计，按工程设计、工程施工方案组织施工.（10）我方保证提供给甲方的非煤矿山安全生产许可证、施工资质证书、从业人员信息等相关资料真实可靠，并对因上述资料不真实可靠造成的后果负法律责任。（11） 我方将根据甲方提供的方案制定工程施工方案。（12） 我方一定保证工程作业范围内施工的安全生产条件，按照甲方的统一要求，及时维护、保养工程作业范围内施工的设备设施.（13） 我方将会建立健全本单位安全管理的规章制度和安全操作规程，并提供给甲方备案.（14） 我方将定期排查并及时治理工程作业范围内的事故隐患，建立台账，做好相关记录，并及时向甲方报告。（15） 我方在工程作业范围内发现重大事故隐患后不能立即治理的，一定采取必要的防范措施，并及时书面报告甲方协商解决，消除事故隐患。（16） 我方制定了本单位的安全教育培训工作计划。（17） 我方一定按照相关法律、法规、规章和标准对本单位从业人员进行安全教育培训，保证从业人员掌握必需的安全生产知识、操作技能和应急逃生知识。6.4安全应急预案（1） 为及时应对可能发生的各种事故，最大限度的减少人员伤亡和财产损失，依据上级有关文件要求，项目部编制了《现场突发事件应急处置预案》和《交通事故应急处置预案》，共包括20个应急处置程序。（2） 在应急预案中均明确了应急组织机构，规定了各组成单位、人员的职责,制定了应急处置程序，填写了相关单位及人员的联系电话，明确了应急物资及应急资源，并附有急救知识、疏散路线、消防器材使用等资料。（3）应急处置预案还规定了突发事件发生时，事件的主体单位横向、纵向的应急联系，包括及时向上级公司、地方安监、政府等有关组织和部门的汇报、联系，及横向与服务业主、医疗结构、消防机构等的联系，为突发事件的及时响应与处置建立了基础。6.5环保管理体系（1）我公司通过了北京中经科环质量认证有限公司的环境管理体系认证，依据GB/T24001—2004、GB\T19022—2003及Q/SY1002.1-2007建立了环保管理体系（即QHSE管理体系）。内容涵盖了酸化施工的全过程，主要包括：《环境保护管理程序》、《环境因素识别及风险评价管理办法》、《施工作业现场环境保护管理办法》、《清洁生产管理办法》等。（2） 公司建立健全组织机构，每一级均设立管理组织（小组），加强施工作业中的环保管理，做到“清洁生产〃。（3） 在施工过程中，严格遵守公司、陕西延长石油集团有关标准及要求，严格按设计施工，杜绝污染事故，实现安全生产。6.6环境保护承诺（1） 环境管理目标：追求零伤害、零事故、零污染，在HSE管理方面达到同行业一流水平。（2） 遵守国家和所在地区的法律、法规，尊重当地的风俗习惯。（3） 做到保护环境节约能源，推行清洁生产，致力于可持续发展。（4） 优化配置各项资源，持续改进健康、安全与环境管理（5） HSE表现和业绩是聘用人员的重要依据。（6） 实施HSE培训,严格制度落实，培育和维护企曲SE文化.（7） 向社会坦诚地公开我们的HSE表现和业绩（8） 我公司承诺严格遵守中国石油天然气集团公司环境事故管理办溺有发生一般生产环境事故和较大环境事故，愿意接受甲方的相应处罚。6。7环境保护措施（1） 遵守当地民俗，尊重当地的宗教信仰，注意自然景观、文化古迹的保护。（2） 严格执行国家及当地政府的环保要求，积极协调好与当地居民及其他施工单位的关系，不捕捉动物，不毁坏庄稼，力争避免和消除对环境的影响与破环。（3）施工作业过程中尽量选用无害化泥浆，污水池应有防渗漏措施，防止污染地下水。作业过程中产生的污水必须处理回用或达标排放。（4）我方将对施工区域民族、宗教建筑、文物古迹、文物遗址、动植物和植被、草原、水源及生态环境负有保护责任，并有相应的环境保护措施。施工结束后按甲方要求，清理施工现场的作业废料（污水、污油、电缆、包装纸、袋等）、生活垃圾等，并提请甲方验收。（5）我方将严格遵守国家和地方政府现行环境保护法律、法规，实行无污染作业，严防因落地油、废水、废油、废渣、岩屑、泥浆等造成环境污染，若因防护不当造成污染事故，将由我方承担由此而产生的一切法律及经济责任。（6）施工完毕，我方将施工现场污染物必须全部清除，并处置填埋，做到工完料尽场地清，并恢复现场整洁状态，然后交甲方进行验收。6.8环境保护应急预案（1） 及时应对可能发生的各种事故，最大限度的减少人员伤亡和财产损失，依据上级有关文件要求，项目部编制了《作业现场突发事件应急处置预案》，其中包括环境污染应急处置程序。（2） 在应急预案中均明确了应急组织机构，规定了各组成单位、人员的职责，制定了应急处置程序，填写了相关单位及人员的联系电话，明确了应急物资及资源，并附有急救知识、疏散路线、消防器材使用介绍等资料。（3） 应急处置预案还规定了突发事件发生时，事件的主体单位横向、纵向的应急联系，包括及时向上级公司、地方安监、政府等有关组织和部门的汇报、联系，及横向与服务业主、医疗结构、消防机构等的联系，为突发事件的及时响应与处置建立了基础。（4） 公司建立了完善的安全环保管理与各项应急预案，确定了安全责任人与负责人，定期进行安全环保培训及应急演练。在施工中员工劳保齐全，并配备四合一有毒有害气体检测仪，正压式空气呼吸器，消防器材、警示标识安全警示牌，并制定相应的应急预案，应急预案编制齐全。7施工存在危害应急处置措施7.1井喷事故处置措施井喷发生后，应立即停止一切施工，应急人员抢装井口或关闭防喷井控装置。井口失控立即切断井场的电源，将所有机械设备熄火，禁止用铁器敲击其他物品；准备好各种消防器材，严阵以待；尽快将现场非抢险人员及贵重物品疏散转移，迅速撤离危险区，并维持好治安和交通秩序，保证抢险通道的畅通。抢救过程中的正确组织和指挥，是制止井喷的关键。现场指挥人员和参加抢救人员，在抢救过程中应坚定沉着，忙而不乱，紧张而有序地进行工作。当接到井喷事故报警后，要迅速集合抢救队伍，调集器材到现场.同时应急小分队及应急小组要迅速开展工作。全体人员必须穿戴好各种劳动防护用品，必要时戴上正压式空气呼吸器、安全帽，系好安全带、安全绳；利用便携式检测仪，及时监测井场的可燃气体和有毒气体浓度，做好记录，定时向指挥人员报告，一有危险立即组织撤离；全体抢救人员要服从现场指挥的统一指挥，随时做好逃生的准备，一旦有爆炸、火灾等意外事故，要迅速撤离现场；在高含油、气区域抢险时间不宜太长，现场急救队要随时观察抢救过程中因中毒或者其他原因受伤人员，并及时转移到安全区域；井喷控制以后，要认真做好善后工作，尽最大可能消除污染，减少环境影响。同时要做好记录资料收集、归档工作，认真分析原因，吸取教训，得出下一步的防范措施。7.2火灾事故处置措施发生三级险情小范围火灾，消防系统完好，无人员伤亡，最早发现火情的人要大声呼喊，叫人救火；跟班干部指挥现场人员进行应急处理，使用消防铁锹、消防钩、消防毛毡等，在跟班干部的统一指挥下，尽最大可能在火灾的初始阶段，充分利用现场的消防工具，迅速灭火和抢救重要物资。灭火时应在上风口；跟班干部打电话向队长汇报险情发生的时间、地点、抢险情况等;队长接报后应迅速通知应急人员赶赴现场进行后续应急抢险工作.发生二级以上险情最早发现火情的人要大声呼喊、叫人救火；跟班干部指挥现场人员进行应急处理，使用消防铁锹、消防钩、消防毛毡等，在跟班干部的统一指挥下，尽最大可能在火灾的初始阶段，充分利用现场的消防