水平井分段压裂工艺设计模版 精品.docx

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编号密级：

★★

井控危害级别：

级

XXX盆地

井压裂及举升设计

施工井段：

中国石油天然气股份有限公司

X年X月X日

XXX井第A-B段压裂及举升设计审查、审批意见

设计单位：

设计人：

参加设计人：

初审人意见：

初审人：

年月日

审核人意见：

审核人：

年月日

设计单位意见：

审批人：

年月日

主管部门意见：

批准人：

年月日

公司领导意见：

批准人：

年月日

XXX井压裂设计概要

XXX井位于AAA，属松BBB构造区。

本井是针对CCC油藏部署的采用多级压裂开发的水平井，目的是通过水平井多级压裂体积改造技术，最大限度使储层改造体积最大化，提高储层动用程度，从而提高单井产量，以寻求其经济有效开发低渗透致密油藏模式。

XXX井完钻井深HHHm,垂JJJ深m,水平段长UUUm，砂岩长度JJJm，砂岩钻遇率TY%，油层长度HHHm，油层钻遇率ERT%，地层温度GHY℃。

目的层平均渗透率SDXMD,孔隙度AWD%。

采用套管固井完井方式。

根据测、录井显示及固井质量资料，确定采用套管内滑套分段多级多簇体积改造压裂工艺设计。

主体压裂设计思路和技术路线：

（1）本井动用水平段长约DFGm，通过DF级压裂改造最大限度增加水平井筒与地层的接触面积；射孔A段、第A、第S段等等

（2）本井储层物性较好，根据井网及储层物性进行裂缝模拟产能预测软件优化设计，第1和第AA段优化合理的半缝长为m，第2至第6段优化半缝长130-150米；压裂施工排量FEDm3/min；全井AA段设计加陶粒370m3，配置总液量FCVm3。

W-GB级设计加砂规模分别为：

DFGm3；DFm3；等等

（3）压裂液采用缔合压裂液体系，施工过程中追加过硫酸钠；

（4）A-S段支撑剂需目MPa陶粒m3；

（5）压裂方案调整本着造长缝、满足最低裂缝导流能力要求、确保缝口高导流能力的原则；

（6）施工指挥和控制以安全第一为原则，确保施工顺利进行；

（7）本井段压裂施工最大排量为m3/min，要求采用二次供液工艺流程；

（8）本井采用套内滑套多段压裂一次施工，共压裂7段/21簇，工艺采取：

油管加压，所有封隔器涨封，提高压力等级，打开第一段压裂通道，投球，上部封隔器丢手，起出上部油管，进行套管逐级压裂。

施工每一段通过投送轻质合金球实现滑套的开启。

第一部分：

FGH井压裂施工设计

一、压裂井基础数据

1、钻井数据

钻井数据见表1-1。

表1-1FDG井钻井基本数据表

2、井身结构

井深结构见图1-1。

φ393.0

图1-1黑H平14压裂完井井身示意图

3、实钻轨迹见（附图2）

4、完井套管系列

黑H平14井完井套管见表1-2

表1-2FGH井完井套管

套管程序

下深（m）

尺寸（mm）

钢级

壁厚

抗内压（MPa）

人工井底

油层套管

5、岩屑油气显示数据见表1-3

表1-3岩屑油气显示

序号

层位

井段

（米）

厚度

（米）

岩性

荧光颜色

产状

溶剂荧光颜色

系列级别

含油（发光）岩屑占岩屑％

含油（发光）岩屑占定名％

1

n3

.

~

2

n3

.

~

2FT

3

n3

6、气测异常数据见表1-4

表1-4气测异常数据

序号

层位

井段

m

厚度

m

岩性

组份含量％

CH4

C2H6

C3H8

iC4H10

nC4H10

iC5H12

nC5H12

CO2

1

n3

0.49

2

n3

0.46

3

n3

0.44

7、井底落物数据

井底无落物记录。

8、套管损坏情况

无套管损坏。

9、射孔方案优化

JKH井采用TT内盲孔，95型枪、95弹，序17-20射孔段采取四相位射孔，其余射孔段采取六相位射孔，孔密16孔/米。

射孔位置见表1-6。

表1-6黑H平14井射孔位置

序号

深度

深度

厚度

孔密

相位

方向

分段

1

1

16

6相位

第一段

2

1

16

6相位

3

0.5

16

6相位

4

0.5

16

6相位

第二段

5

1

16

6相位

6

0.5

16

6相位

7

0.5

16

6相位

第三段

8

1

16

6相位

9

0.5

16

6相位

10

0.5

16

6相位

第四段

11

1

16

6相位

12

0.5

16

6相位

13

0.5

16

6相位

第五段

14

1

16

6相位

15

0.5

16

6相位

16

0.5

16

6相位

第六段

17

1

16

4相位

向上

18

1

16

4相位

向上

19

2

16

4相位

向上

第七段

20

1

16

4相位

向上

21

1

16

6相位

二、周围直井储层物性及压裂情况

1、GHJ井周围直井井位图

GHJ井周围直井井位图见（附图1）

2、GHF井周围直井储层物性情况

GHJ井周围直井储层物性情况见表2-1、图2-2。

表2-1LKJ井周围直井储层物性情况

井号

层号

层位

井段

厚度

（m）

孔隙度

（%）

渗透率

（mD）

含油饱和度

（%）

泥质含量

（%）

声波时差

（μs/m）

图2-2FGH井解释图

3、GHN井周围邻井压裂施工情况

（1）GHF井压裂施工分析：

本井设计五级15簇压裂,于2011年6月18日施工两级，在压裂完第2段后，准备进行第三级压裂施工时发现套管头短接漏，决定停止施工，投入第三、第四个胶塞，打开反洗通道，当投入第四个胶塞，以1m3/min排量送胶塞，投球压力为17.1Mpa，送球4分钟时发现造成死区，判断为井底变丝内径小（55.59mm）造成死区，现场决定防喷起管柱。

后期又进行第三级施工，三级共加支撑剂135m3。

黑平1井压裂施工曲线见图2-3,2-4。

图2-3SDF第一级压裂施工曲线图2-4SDCC第二级压裂施工曲线

在整个施工过程中，排量为4m3/min，平均砂比为23.9%，破裂压力为32.4-47.7Mpa之间，施工压力为29-34Mpa，停泵压力为11.7-13.4Mpa，闭合压力为25.6Mpa，闭合压力梯度为0.0164MPa/m，闭合时间为3.4分钟，压裂液有效率为45.5%，计算前置液百分比，为37%与设计量相当。

（2）GTY井压裂施工分析：

该井井设计15级30簇压裂，2089年3月21日至3月23日成功的完成对DCX水平井套内不动管柱15段压裂改造任务，使用液量4850方，砂量563方。

黑H平2井压裂施工曲线见图2-5

图2GHJ井压裂施工曲线

在整个施工过程中排量为4m3/min，平均砂比为26-33%，破裂压力为30Mpa，施工压力为25-43Mpa，停泵压力为11.5Mpa，闭合压力为27.1MPa，闭合压力梯度为0.0171MPa/m。

（3）DFGBV井周围直井压裂施工分析：

VBN井周围直井压裂施工参数表见表2-2

表2-2DFGC井周围直井压裂施工参数表

井号

层号

层位

厚度（m）

排量

砂量（m3）

砂比（%）

前置液

（m3）

携砂液

（m3）

顶替液

（m3）

破裂压力

（MPa）

施工压力

（MPa）

停泵压力

（MPa）

从DFGD井周围直井施工数据分析可得，泵注排量为357m3/min，前置液百分比平均为32.9%，砂比平均为24.2%，破裂压力平均为36.7Mpa，施工压力平均为28.7MPa，停泵压力平均为10.5Mpa，单层平均厚度3.1m,平均单层加砂规模为14.4m3，闭合压力为25.7Mpa，闭合压力梯度为0.0166Mpa/m，施工压力不高，裂缝延伸所需净压力属正常范围，敏感砂比较高。

4、FGH井邻井试油成果表

GHBV井周围水平井试油成果表见表2-3，黑H平14井周围直井试油成果表见表2-4。

表2-3GVCX井周围水平井试油成果表

井号

抽油

机型号

工作制度

日产量

累产量

泵深（m）

泵径（mm）

冲程（m）

冲次

（次/min）

时间

油

（t）

含水

（%）

液

（t）

油

（t）

60.9

4469

2480

69.5

955

191

表2-4黑H平14井周围直井试油成果表

井号

层位

层号

试油井段

（m）

厚度

（m）

求产

方式

日产量

结论

油

（t）

气

（103m3）

水

（m3）

18.58

0

0

油层

2.09

0

0.33

油层

3.75

0

1.00

油水同层

6.65

0

0.76

油层

2.56

0

0.58

油层

三、压裂目标和技术路线

FGH井相邻探井黑平1井、开发井FVB，初期日产油达9t，本井采用套管固井射孔、封隔器滑套分级、油管注入、体积压裂技术路线，水平井不动管柱一次性压裂七级最大限度增加水平井筒与地层的接触面积，实现水平井段充分改造，提高单井产能，为该区域提交储量提供依据。

1、DFG井体积压裂的意义

黑SDF井作为吉林油田大情字井的水平井，在认识油藏、试验水平井体积压裂工艺方面意义重大，主要体现在以下二个方面。

①提高泄油面积，为未动用储量区做准备；

②认识下限层，提高产能，树立产能形象；

2、体积压裂的预期目标

通过多级、多簇压裂改造，最大限度增加水平井筒和地层的接触面积；增加泄油面积，提高储层的动用程度；减少储层污染，提高单井产量和长期稳产，以寻求黑帝庙油层经济有效的低渗油藏改造模式。

3、主体压裂设计思路和技术路线

（1）采用体积压裂工艺技术实现水平井充分改造目的；

（2）实现多级、多簇压裂，分7级压裂改造使水平井筒与地层的接触面积最大化，增加泄油面积；

（3）根据确定的最优裂缝半长和导流能力设计压裂施工程序，并提出压裂方案；

（4）根据测试压裂和实时裂缝监测的结果以及施工情况不断改进设计模型，优化后续泵入的施工程序；

（5）方案调整本着造长缝、满足最低裂缝导流要求、确保缝口高导流能力、降低储层伤害的原则，以最大化水平井段的动用程度和提高单井产能原则；

（6）施工指挥和控制以安全第一为原则，确保施工顺利进行。

四、压裂方式及地面工艺

1、压裂方式：

采取套管加油管注入压裂。

2、井口管线连接：

井口管线连接示意图见图4-1。

图4-1井口管线连接示意图

3、射孔及井下管柱结构（见附图3）

射孔及井下管柱结构情况表

分级

设计参数

解释

层号

小层号

底

（m）

顶

（m）

厚度

（m）

相位

封隔器型号

封隔器位置（±0.5m）

滑套位置

（±0.5m）

第一级

第二级

第三级

第四级

第五级

第六级

第七级

11

6

顶封位置

Y445-114

1725

备注：

封隔器位置丈量按胶筒上端计算，请现场作业人员避开套管接箍。

4、井口：

700型压裂井口，700型压裂弯头。

5、地面管线：

从井口两个侧翼接高压弯头，再接27/8″高压管汇两组，其中一组地面管线接带旋塞阀可随时防喷的三通，锚定,两组活动弯头落地。

说明：

（1）在直井段采用磁性定位器对封隔器下深进行校核；

（2）封隔器避开接箍：

1718.5；1798；1899.5；1978；2067.5；2125；2249.8m

（3）压前必须通洗井，由压准作业单位负责；

（4）严格控制管柱起下速度（不超过10m/min），保证井下工具不受损害；

（5）要求全井压裂管柱必须采用新油管，压准时管柱丝扣连接必须牢固；

（6）压准完成时间与压裂时间间隔不超过12小时；

（7）由压裂施工单位负责封隔器坐封、解封，封隔器厂家负责指导封隔器座封解封；

（8）压裂之前用防膨液灌满井筒，压后排液要连续；

（9）地面管线与车辆连接（见图4-3）。

图4-3地面管线与车辆连接图

五、压裂材料

根据等井完井地质总结报告中黑帝庙油层测温资料，计算其平均地温梯度为3.45℃/100m。

黑168区块黑帝庙油层平均埋深，计算油层温度为℃，属正常的温度系统，综合本井情况预测本井井底温度为50-62℃。

1、压裂液

本井目的层温度53.82℃，选用缔合压裂液体系，其配方为：

压裂液配方：

基液：

0.35%ZX-108稠化剂

交联液：

30%ZX-100交联剂+15%ZX-30

交联比：

50：

1

基液粘度mPa·S，该压裂液在温度100℃，剪切速率1-1下剪切1h，粘度为0mPa•S。

注:

现场施工时,用1%的KCL灌井筒。

2、压裂支撑剂

从邻井的闭合压力结合本井应力分析、考虑水平井复杂裂缝、长期裂缝导流能力，支撑剂选用粒径20-40目52MPa陶粒，体积密度1.6g/cm3，视密度2.19g/cm3，该支撑剂在闭合压力52MPa下，铺置浓度为5kg/m2时，破碎率小于5%。

六、压裂规模及裂缝模拟计算结果

1、人工裂缝方位

本地区人工裂缝方位：

（1）邻井井主裂缝方位为NE42°，东翼长度3m，西翼长度OP.7m，裂缝总长JK.0m，裂缝高度为Gm，有利于形成横切缝（见图6-1）

黑88-1井裂缝方位拟合图黑88-1井裂缝高度图

图6-1区块裂缝方位测试结果图及黑88-1井裂缝方位分析结果

（2）GH井主裂缝方位为NE108°，东翼长度D8.6m，西翼长度1D.7m，裂缝总长204.3m，裂缝高度为21m，有利于形成横切缝（见图6-2）

H

F

图6-2区块裂缝方位测试结果图及黑88-3井裂缝方位分析结果

从邻井两口测人工裂缝解释的结果与本井沿井筒方向储层对比可以看出储层连通性较好,有利于本井的裂缝扩展；有利于形成近东西向斜交缝或横切缝。

2、隔层分析

根据本井应力分布及邻井施工情况分析，施工层与隔层应力差值为5.3MPa，说明隔层具备较好的遮挡能力。

压裂井段上下隔层情况

参考本井测井解释成果结合邻井黑88-1（见表6-1）、黑88-3（见表6-2）上下隔层情况，本井压裂层段上下部有泥岩遮挡层，能起到较好的遮挡能力。

表6-1DFG井隔层特征

隔层类别

井段m

声波时差

（us/m）

自然伽玛

（API）

说明

起

止

厚

上隔层

泥岩

下隔层

泥岩

表6-2GFGH井隔层特征

隔层类别

井段m

声波时差

（us/m）

自然伽玛

（API）

说明

起

止

厚

上隔层

LK

77

泥岩

下隔层

1560

76

泥岩

4、裂缝参数的优化

（1）裂缝条数的优化

通过软件分析,对储层水平段最优的裂缝条数进行优化模拟，本井为7级压裂。

根据本次改造水平段长度，采取体积压裂方式，油管注入压裂不动管柱一次完成21个射孔段的压裂，从而达到最大限度提高单井产能的目的。

（2）裂缝方位的优化

ASD井井深方向为南北向，通过对该区块裂缝方位的分析可以得出，本井压裂利于形成横向裂缝，进一步提高储层动用程度。

从本井的基础资料分析结合FGG油田水平井开发资料统计（见表6-3），得到本井水平段与水力裂缝方向垂直或斜交，油井产量高、稳产期长。

表6-3水平井开发产量对比表

水平段方向

第一个月产量

第四个月产量

两年平均产量

油（t/d）

油（t/d）

油（t/d）

平行于裂缝

10

4.2

3.9

斜交于裂缝

6

6.3

4.8

垂直于裂缝

6.5

6

5.5

（3）裂缝长度的优化

根据最大化改造程度和施工能力利用该软件对最优的裂缝半长进行优化模拟，根据储层物性条件，受泄油半径、断层、邻井等的限制，SSA井第1和第7段优化合理的半缝长为140-160m，第2至第6段优化半缝长130-AA米。

5、压裂裂缝参数优化设计

从钻井穿层情况上看，SDC井本次改造层段上下部隔层有较强的遮挡能力。

PT软件模拟（见图6-11）该井施工参数为：

施工排量4-4.5-5m3/min,第1和第7段优化合理的半缝长为136m，第2至第6段优化半缝长121米。

图6-11第2至第6段裂缝剖面图

图6-12第1和第7段裂缝剖面图

6、施工压力预测

（1）施工压力模拟预测结果（见表6-8）

表6-8井口压力预测

井口压力

排量m3/min

2.5

3

3.5

4

4.5

5

延伸压力梯度=0.017

22.806

25.662

28.896

32.55

36.54

40.95

延伸压力梯度=0.018

24.906

27.762

30.996

34.65

38.64

43.05

延伸压力梯度=0.019

27.006

29.862

33.096

36.75

40.74

45.15

延伸压力梯度=0.020

29.106

31.962

35.196

38.85

42.84

47.25

延伸压力梯度=0.021

31.206

34.062

37.296

40.95

44.94

49.35

延伸压力梯度=0.022

33.306

36.162

39.396

43.05

47.04

51.45

井口压力：

25—45Mpa水马力：

1875——3375KW

7、施工参数设计

第一段

第二段

第三段

第四段

第五段

第六段

第七段

前置液m3

携砂液m3

替置液m3

总液量m3

砂量m3

排量m3/min

砂比%

注入方式：

采取直井段套管水平段油管注入方式。

七、主压裂施工泵注程序设计

1、压裂施工泵注程序

SDFA井第一级压裂施工输砂程序

SDFA井第二级压裂施工输砂程序

SAFAF井第三级压裂施工输砂程序

SDFC井第四级压裂施工输砂程序

SDFF井第五级压裂施工输砂程序

ASDFD井第六级压裂施工输砂程序

SDFFG井第七级压裂施工输砂程序

八、压裂材料及车辆配置

压裂施工参数:

支撑剂备料：

20-40目52Mpa陶粒共计370方，缔合压裂液3091m3。

九、施工前准备工作

1、按设计深度准备内径62mm油管，入井前应丈量单根油管长度、编号并通内径。

2、按设计管串结构顺序下压裂管柱。

3、压裂井口用700型采油树并加固，加四道钢丝绳并用地锚固定，地面高压管线与井口试压65MPa。

4、备料：

（1）运到现场的各种添加剂要求质量合格，包装完好。

（2）配液用水必须清洁。

（3）配液罐、配液设备清洁无污染。

5、压裂液配置程序与方法：

（1）压裂液罐必须清洁、干净、无杂质，特别是铁屑、铁锈；

（2）所有添加剂必须经过质检部门按行业标准检验合格后方可使用；

（3）压裂液所用添加剂要准确计量；

（4）压裂液配制完成后，作好登记；

（5）经监督检验合格后，方可现场使用。

6、压准作业要求：

（1）必须保证自井口投球器至封隔器管柱内径大于60mm；

（2）必须使用新的N80油管进行压准作业；

（3）必须保证油管内无杂物；

（4）工具厂家现场负责压准作业指导。

十、施工步骤及要求

1、施工步骤

（1）摆车，接管线；

（2）地面管线循环；

（3）高压管线试压65MPa，稳压5分钟不刺不漏为合格；

（4）泵注（见泵注程序表）。

2、施工要求

（1）施工过程中井口限压60MPa；

（2）若施工过程中出现压力突然升高，应立即停止加砂并适当提高施工排量；若压力失去控制，超过泵车限压值，则中止施工，并按照施工要求,进行操作；

（3）若砂堵，则立即开排空反排；

（4）根据实际情况采取相应对策；

（5）现场监督人员有权根据现场施工情况调整压裂输砂工序。

十一、压裂后返排及其它作业

1、放喷

（1）放喷要求：

采取快速返排技术，压后关井时间1小时，进行快速返排。

（2）放喷程序：

现场施工单位依据放喷压力自行选择合适油嘴进行放喷。

（3）快速返排管线连接示意图见图12-1。

图11-1快速返排管线连接示意图

2、其它作业

（1）停喷后起出压裂管柱，下探砂面管柱；

（2）若砂面高，则用1%浓度的优质防膨液（必须用清水配液）冲砂。

3、工具操作规程

（1）工具下井前通井、洗井、刮