壓裂設備離壓裂井口多少米

❶ 煤層氣井壓裂技術規范

1.總則

為規范煤層氣井壓裂工程管理，滿足煤層氣勘探開發需要，保證壓裂施工安全和質量，提高煤層氣壓裂技術水平和勘探開發效益，特製定本規范。

煤層氣井壓裂工程在勘探階段應以增加地質儲量和保護煤層、取全取准資料為主；在開發階段應以保護煤層、提高單井產量、提高採收率及降低壓裂成本為主要目的。

2.壓裂工藝方案與施工設計

2.1 壓裂工藝方案分為探井壓裂工藝方案（針對單井）與開發井壓裂方案（針對區塊）。

2.2 煤層氣探井壓裂方案的主要內容包括：煤儲層岩性、物性及其微觀結構分析研究，煤層岩石力學性質研究，應力場研究；鄰區、鄰井壓裂施工評估，壓裂工藝難點分析，優化設計原則；煤儲層壓裂前後產能預測，水力裂縫優化；與煤儲層特性相配伍的壓裂施工材料優選；壓裂工藝技術優化，包括壓裂管柱、壓裂方式、施工參數、射孔方式、施工設備等；施工質量控制、安全環保措施。

2.3 煤層氣開發井壓裂方案的主要內容包括：煤層氣氣藏工程方案要點，排采氣工程要求，煤儲層岩性、物性平面分布特徵及主要物性參數范圍，煤層岩石力學性質研究，應力場研究及射孔要求；區塊以往壓裂設計、施工材料、工藝參數、水力裂縫及壓後效果評估，與煤儲層特性相配伍的壓裂施工材料優選；壓裂方案的原則，平面覆蓋參數確定；不同裂縫形態下壓裂後產量預測，區塊一定期限內累積產量預測，水力裂縫優化；壓裂方案工藝參數優化逗螞，管柱設計、壓裂方式優選及施工限壓，施工設備要求，方案實施質量控制、壓裂測試和煤儲層保護要求；壓裂工程投資概算；健康、安全、環境要求。

2.4 壓裂施工設計的主要內容包括：基本數據、區域地質簡介、設計依據及壓裂目的；目的層射孔數據，物性及測井解釋數據；裂縫形態及其幾何尺寸的設計結果，各種施工材料設計用姿滑量及配製和質量要求；施工前准備工作，施工泵注程序和施工質量要求；提交資料、特殊施工作業要求；健康安全環境要求。

3.煤層壓裂液類型的優化

3.1 煤層壓裂液的選擇需基於煤層的特性、開采特點，且與儲層相匹配，以及在現有的施工水平下所能達到的砂液比，使形成的裂縫能夠滿足油藏所需要的導流能力。

3.2 活性水壓裂液、線性膠壓裂液、凍膠壓裂液、泡沫壓裂液具有不同的特點，適用於不同的地層特性。活性水壓裂液和線性膠壓裂液適用於特低滲煤層壓裂；泡沫壓裂液低滲－特低滲煤層壓裂；凍膠壓裂液適用於低滲－高滲煤層壓裂。

4.煤層氣井壓裂施工參數的確定

4.1 前置液百分比對裂縫幾何尺寸有一定的影響。綜合考慮各方面的影響，煤層氣井壓裂一般前置液量在45%～55%左右。

4.2 頂替液量的確定依據是不傷害裂縫導流能力，並經濟有效。理論上根據頂替到目的層中部位置的井筒容積和地面管線容積來確定頂替液量，既讓井筒內砂多進地層，又不能過頂替，改變縫口處導流能力最高的要求。

4.3 施工排量主要取決於壓裂注入方式、壓裂管柱、井山冊埋口壓力和壓裂設備功率等因素的限制。在滿足上述要求的情況下，通過三維軟體模擬，研究排量與裂縫參數的關系，確定排量。

4.4 考慮儲層對裂縫導流能力的要求和壓裂設備能力與施工工藝水平，結合氣藏數值模擬和水力裂縫優化，確定平均砂液比。考慮到煤層楊氏模量低，支撐劑容易嵌入煤岩，施工在安全的前提下盡可能提高砂液比，技術成熟後還應考慮端部脫砂技術。

4.5 採用多級漸進式加砂程序以達到斜坡式加砂的效果，使裂縫充填飽滿，並形成楔形的支撐剖面，並在近井地帶獲得最大的支撐縫寬和導流能力。

4.6 在保證壓裂液攜砂性能的前提下，為控制縫高，盡可能降低壓裂液黏度。

4.7 針對煤層壓裂易形成多裂縫的情況，在射孔中增加孔眼直徑和射孔密度，減少孔眼摩阻。

4.8 在新區塊或新層在正式施工前做小型壓裂和降排量分析，確定地層的濾失性大小和近井摩阻，如果地層濾失大可以考慮加降濾劑，近井扭曲摩阻大可以考慮採用支撐劑橋塞處理技術，控制煤層壓裂多裂縫的產生。

5.壓後排采

5.1 排液前期應防止壓敏性傷害，排液要連續，中途不得停頓。排液時有煤層氣產出，但不能連續測氣，應在出口處每班點火一次，進行產氣情況描述。

5.2 排液時應及時掌握動液面，當井筒內液柱壓力降到接近煤層解吸壓力時，密切注意氣體產出情況。

5.3 排液時應記錄沖程、沖次、動液面、排出水量，並對排出液體作氯根、pH 值、總礦化度、煤粉含量等分析。

5.4 當排出液量相當於壓裂用液量（入井液量）的60%、80%、100% 時應分別取樣作全分析，以確定地層出水情況。

5.5 排液當中若產氣連續，應將套管和油管產出氣一並引出，並進入地面測氣計量流程，測定氣產量，取氣樣進行分析。

❷ 煤層氣開采試驗井施工及排采

經過分析，韓城礦區煤層氣資源豐富，且具有一定的可抽性，要商業性開發必須進行開發試驗。首先要選好第一口井的井位，再進行鑽探施工—測井—試井—完井—射孔—壓裂工程—排采試驗，才能作出可采性評價。1995年10月開始施工韓試1井。

9.5.1 試驗孔及排采試驗

9.5.1.1 試驗孔孔位的選擇

依據國內外資料，結合本區的地質構造特徵，選擇試驗孔孔位的原則是：①煤層含氣量＞8m³/t煤；②煤層埋深在400～800m之間；③構造簡單，煤層未受構造破壞；④單敬物層煤厚大於1m；⑤交通條件方便。

韓城礦區構造特徵是：邊淺則吵部構造復雜，斷裂發育，向中深部地層很快變平緩，斷裂稀少。邊淺部有生產礦井五對，由西南向東北依次為：象山煤礦、馬溝渠煤礦、燎原煤礦、下峪口煤礦、桑樹坪煤礦。南部的象山煤礦礦井瓦斯湧出量較大，但未曾發生過瓦斯突出事故，說明煤層的透氣性較好；而北部的下峪口煤礦、桑樹坪煤礦，煤層受到了壓性斷裂的影響，煤層較為破碎，並且呈鱗片狀，煤層的透氣性較差，曾多次發生瓦斯爆炸及煤與瓦斯突出事故。

煤層情況：共含煤11層，主要可採煤層南部3層，北部2層。

煤層瓦斯含量：邊淺部含量較低，向中深部逐漸增加。

依據以上情況，結合布孔原則，選擇礦區南部的中深部，煤層埋深600m左右的薛峰鄉薛峰水庫傍施工韓試1井，此處不僅交通方便，而且煤層總厚度相對較厚。

9.5.1.2 鑽探施工

（1）施工目的

本次施工的目的主要是：①取全﹑取准煤層氣有關的參數並進行試氣；②立足於商業性開發，力爭打出商業性開發的煤層氣；③目的層為3^＃、5^＃、11^＃煤層。

（2）勘探區概況

1）探井位置和交通條件

韓試1號井位於陝西省韓城市薛峰鄉，距韓城市20km，距西安市260km，有公路和鐵路直通西安，交通條件十分便利。

2）地層概況

本井鑽穿地層依次為：

a.第四系﹑新近系（Q＋N）

0～24m，層厚24m，為現代沖積﹑洪積﹑坡積物，岩性為淺黃﹑黃褐色黃土﹑亞砂土﹑亞粘土。岩性可鑽性1～3級。

b.二疊系（P）

上統石千峰組（P₂s）：24～208m，層厚176m，以紫紅色泥岩﹑灰綠色中粗砂岩為主，岩石可鑽性4～5級。

上統上石盒子組（P₂sh）：205～508m，層厚303m，岩性以灰綠﹑灰白色粗砂岩為主，岩石可鑽性4～6級。

下統下石盒子組（P₁sh）：508～560m，層厚52m，岩性以灰色﹑紫雜色粉砂岩﹑泥岩為主，岩石可鑽性4～6級。

下統山西組（P₁s）：560～615m，層厚55m，岩性以深灰色﹑細砂岩﹑粉砂岩﹑泥岩為主，本組含2號局部可採煤層和3號可採煤層，岩石可鑽性3～6級。

c.石炭系（C）

上統太原組（C₃t）：615～676m，層厚61m，上部以粉砂岩﹑砂質泥岩﹑粘土層為主，含5號可採煤層，中部以石灰岩及鈣質頁岩為主，下部以粘土層﹑砂質泥岩﹑粉砂岩為主，頂部含11號煤，岩石可鑽性3～6級。

d.奧陶系（O）

中統峰峰組（O₂f）：676～710m，層厚34m，以深灰色石灰岩為主，岩石可鑽性4～6級。

（3）鑽孔施工要求

1）井深：710m。

2）目的層位：二疊系下統山西組3^＃煤層及石炭繫上統太原組5^＃和11^＃煤層，探明煤層氣的含量，立足商業性開發。

3）完井原則：11^＃煤層底板以下40m或見石灰岩終井。

4）井斜：完井井斜不大於5°，井深每增加50m，井斜變化不超過1°。

5）錄井與取心：0～560m進行岩屑錄井，每5m撈取岩屑砂樣一包，560～676m進行岩心錄井，要求岩心採取率不低於75%，其中煤心長度採取率不低於90%，重量採取率不低於75%。

6）簡易水文：①每回次進尺觀測水位一次；②鑽進時每小時觀測一次鑽井液消耗量，煤系地層每小時觀測鑽井液進出口比重各一次；③鑽井過程若出現涌漏水現象，應及時進行觀測﹑記錄。

7）井深校正：每百米﹑下管前﹑取心前﹑煤層部位﹑鑽井涌漏水段及完井時必須丈量鑽具，誤差不得超過0.15%，否則應合理平差。

（4）前期鑽井工程

1）鑽進方法

本次施工採用全面鑽進和繩索取心鑽進，即在黃土層和非煤系基岩層，採用牙輪鑽頭全面鑽進，以減少輔助作業時亮盯液間，提高鑽進效率；在煤系地層採用金剛石繩索取心鑽進，以提高所取煤心的採取率和質量。

2）鑽進參數

根據所選鑽頭，擴井鑽進時，要求中等壓力，中等轉速，大泵量。

3）井身結構：

0～26m，井徑311mm，下入Φ245mm表層套管26m，水泥固井返至地表；26～652m，井徑215mm，下入Φ140mm技術套管652.3m（技術套管高出表層套管0.3m），水泥固井返至地表；652～710m，井徑215mm，裸眼。

4）鑽具組合

根據我們考察和了解的情況，採用的鑽具組合如下：

黃土層鑽進：Φ108mm方鑽桿＋310×311接頭＋Φ89mm鑽桿＋310×311接頭＋Φ121mm鑽鋌＋310×620接頭＋Φ311mm牙輪鑽頭。

基岩層鑽進：Φ108mm方鑽桿＋310×311接頭＋Φ89mm鑽桿＋310×311接頭＋Φ121mm鑽鋌＋310×420接頭＋Φ215mm牙輪鑽頭。

繩索取心鑽進：Φ108mm方鑽桿＋310×311接頭＋Φ89mm鑽桿＋Φ81mm雙管取心器＋Φ130mm牙輪鑽頭。

擴井時，Φ121mm鑽鋌下接Φ215mm擴井鑽頭。

5）鑽井液選型和配置

本井為探采結合井，為保證施工安全，減小對煤層的污染，選用KP共聚物低固相鑽井液，黃土層鑽井液不作硬性要求。

a.低固相鑽井液配方及性能

配方：水＋30%人工鈉土＋0.5%～0.8%KP共聚物＋0.5%～0.8%CMC＋0.4%HSP。

性能：相對密度1.03～1.08，黏度18～22s，失水量＜10mL/30min，含砂量＜1%，pH值8～9。

b.鑽井液的維護與凈化

現場配備必要的鑽井液測試儀器；專人負責鑽井液的管理工作；定時定量加入處理劑，維護鑽井液性能；使用固控系統凈化鑽井液，必要時採用除砂器和除泥機進行凈化。

6）護壁堵漏

參照以往施工情況，鑽進中可能出現涌漏水現象。①對於輕度漏水，及時調整鑽井液性能，以達到堵漏目的；②對於中等漏水，採用8012堵漏劑進行堵漏；③嚴重漏失地層，採用地勘水泥堵漏。

7）鑽井程序

a.0～25m採用Φ311mm牙輪鑽頭鑽進，然後換用Φ215mm牙輪鑽頭鑽至25m，進行電測井。

b.Φ245mm表層套管下至25m，採用灰漿進行固井，要求灰漿返至地表，候凝72h。

c.採用Φ215mm牙輪鑽頭鑽至560mm。

d.更換鑽具，採用繩索取心鑽頭鑽至676m。

e.採用全面合金鑽頭鑽至710m。

f.進行電測井。

（5）完井工藝

本次探采目的層為3^＃、5^＃、11^＃煤層，根據地層情況，完井工藝採用裸眼－套管完井法，Φ140mm技術套管下至11^＃煤層頂板之上2m，對3^＃和5^＃煤層進行壓裂，鑒於測試、固井、射孔、壓裂等項工作技術及裝備要求高，聘請專業公司完成。

9.5.1.3 參數測試

煤層氣抽采前必須對煤層實施有效的壓裂，為了充分了解煤層的滲透率、初始壓力、儲層壓力等儲層特性，為壓裂設計提供依據，必須進行試井工作。

（1）試井方法

採用國內普遍採用的注入/壓降式試井。

（2）試井工藝

裸眼分層試井即隨鑽隨測，即每鑽穿一層煤進行一次試井，試井結束後繼續鑽進。

（3）試井隊伍的選擇

要堅持選擇素質高、速度快、經驗豐富的測試隊伍，以保證測試工作的順利進行和測試數據的質量。

（4）試井工藝技術

1）岩煤心採取率符合國家規定的特級孔標准，煤層底部留5m口袋以備沉渣，但不能與下伏的煤層貫通。

2）試層及其上部20m、下部5m的井徑要求達到110～120mm，井壁平整，以便坐封。

3）試井前必須進行地球物理測井，以獲得准確的煤層厚度、深度及井徑等數據。

4）地質人員對煤層及上下岩層作詳細觀察描述，為試井隊伍提供准確的煤層及上下岩層厚度、深度、岩性、夾矸情況及井徑等資料。

5）煤層及其頂底板鑽進最好使用清水或活性水（2%KCl），清水中可加入PHP、CMC等處理劑，黏度20～23s。

6）按照煤田地質規范進行簡易水文觀測。

7）測試前2～3天在鑽台場地處搭一帶有篷頂的平台，平台基礎為250mm×250mm地木樑，上鋪台板，面積5×5m²，提供3～4m³水箱一個，以備測試用水。

8）井隊准備Φ73mmAPI標准N80或J－55油管若干米（按孔深定米數），准備擰卸Φ73mm油管的管鉗、絲扣油、吊環等工具。

（5）測試項目

包括煤儲層滲透率、儲層壓力、壓力梯度、表皮系數、破裂壓力、閉合壓力、壓力與時間關系曲線等，測試結果見表9.8。

表9.8 韓試1號井儲層參數測試成果表

煤層的滲透率比較低，我國測試的滲透率一般都小於1×10^－3μm²，而韓試1井，三層煤均大於1×10^－3μm²，3號煤層頂板為砂岩，裂隙發育，所以所測的滲透率就較高，煤層氣地面抽放就是尋找滲透率高、透氣性好的儲層，因此，韓試1井當時引起了有關部門的關注。

9.5.1.4 壓裂工程

煤層氣地面抽放工藝，與石油開採的工藝相同，因此就必須進行壓裂。

1）壓裂單位：地質礦產部華北石油地質局。

2）壓裂目的：解除可能的地層堵塞，改善深部煤層流體流動條件，了解煤層產能。

3）施工方案：①泵注方式，環空壓裂；②支撐劑選擇20/40目石英砂50t；③壓裂液選擇HT－21原膠液；④壓裂管柱（自下而上），3^＃＋5^＃煤層壓裂採用油管掛＋2－7/8″油管620m；11^＃煤層壓裂採用油管掛＋2－7/8″油管660m。

4）主要技術問題及對策

a.採用低傷害壓裂液減輕對煤層滲透性傷害。

b.11^＃煤層壓裂時僅對上部4m射孔，控制地層入口，採用低黏度壓裂液，利用砂粒沉積阻擋裂縫發育向下擴展，採用合理排量，通過上述措施最大可能控制/阻擋裂縫向下發育，盡可能避免壓開11^＃煤下部含水石灰岩。

c.3^＃＋5^＃煤層壓裂時只射開5^＃煤層，通過控制裂縫啟裂入口，幫助裂縫盡可能在5^＃煤層中擴展。

d.做好攜砂段塞，處理裂縫遇曲影響。

5）施工步驟及要求

a.首先射開11^＃煤層，按設計要求下好壓裂管柱，油管下深660m，裝好井口，連接好管線。

b.擺好施工車輛，連接好高低壓管線及各類感測器，高壓管線試壓至30MPa，保持壓力5min，無刺漏合格。

c.緩慢替入壓裂液，循環壓裂液至井口，排出油管空氣。

d.倒好井口閘門。

e.對壓裂煤層11^＃煤層進行小型壓裂試驗，並監視壓力降至裂縫閉合之後（約需90min）。

f.根據小型壓裂，對壓裂設計進行評價和必要的修正（約需60min）。

g.根據修正/確定後的泵注表，對壓裂煤層進行壓裂，最大處理壓力控制在24.5MPa以內。

h.壓裂結束後，關井測壓降至裂縫閉合，壓裂設備及人員撤離現場。

i.用節流閥控制放噴，控制放噴排量防止出砂。

j.11^＃煤層壓裂放噴後下管柱探砂面，要求砂面深度680m，若未到深度，則填砂至680m，提出井內管柱。

k.下投膠塞於680m深度，並填砂至670m。

l.提出井內管柱，射開5^＃煤層。

m.下入3^＃＋5^＃煤層壓裂管柱，管柱下深620m，准備3^＃＋5^＃煤層壓裂。

n.重復上述b至g步驟，對3^＃＋5^＃煤進行壓裂。

9.5.1.5 排采試驗

1996年4月18日，完成了射孔、壓裂及採油樹和地面配套設施的安裝，開始排采，一直排採到2001年底，歷時5年多，純排采時間1400天，獲取各類原始排采數據7142個，累計產氣量約100×10⁴m³。

（1）排采工作

1996年6月27日，第一次放噴試驗時，一次點火成功，火焰高達0.88m，排采後點火火焰高達4.92m，初期出氣量達2989～3995m³/d，最高4035m³/d，排采一年後，穩定氣流在300～500m³/d，由於煤粉較多，抽油泵容易堵塞，故出氣量變化較大，修井後氣量較大。排采試驗原始記錄統計自1996年5月3日開始至2000年底，歷時3年半，獲各類原始排采記錄數據5390個，其中產水量累計約7000m³，累計產氣量近50×10⁴m³。初期日產水量0.2～28.5m³，日產氣量0～2536m³，日產氣量峰值為4035m³。此後，穩定日產水量5m³左右，日產氣量800～1500m³。

美國黑勇士盆地的煤層氣生產資料表明，在許多井中，最大產氣階段在3年或3年之後。獲得最大產氣量的時間長度隨滲透率的降低和井間距離的增大而增長。圖9.9是一個典型的煤層氣生產曲線。開采初期，有大量的水排出，隨著儲層壓力的降低，產水量下降，而產氣量增加。韓試一井有著與黑勇士盆地相似的規律。

圖9.9 典型煤層氣井開采曲線

通過分析試一井大量的排采試驗數據，可將排采工作分為兩個階段，即：脫水產氣階段、穩定產氣階段，對應於上圖的一、二階段。試一井排采過程有如下特點：

脫水產氣階段。初期4天，排水量大，但產氣量不足1m³，表明只有游離氣體產出。從第五天開始，產氣量日漸增加，直到達到日產氣量達1114m³。甲烷解吸量隨著排水量的增加而逐漸加大。

穩定產氣階段。由於井內吐砂、吐煤屑導致頻繁洗井。每次洗井後，排水出氣的時間間隔越來越短，從開始的2～3天出氣到當天出氣，表明本井儲層臨界解吸壓力大，且產水量與產氣量呈正相關關系，即井內液面愈深（儲層承受壓力愈小），甲烷解吸速度愈快，產氣量愈大。只要加大沖次，氣量就會逐步提高，煤層中的裂隙並沒有因為地下水的運移或儲層卸壓封閉，而是相對暢通，從而保證了更大范圍內氣的產出，從目前井內產氣情況來看，該井產氣量處在上升階段。

井中排出的儲層水經過化驗：總溶解固體為7.404g/L，水質類型為Na－Cl型，總硬度22.6德國度，總鹼度12.49mg/L，游離二氧化碳58mg/L。2000年，我們在洗井現場發現，堵塞泵體濾網的並非煤屑，而是碳酸鈣結晶體，泵體的外側也沉積了0～2mm的碳酸鹽結晶層，可見煤層中的水在運動過程中，在CO₂的作用下，攜帶出了大量的原來沉積在煤層原生裂隙中的礦物質，使得煤中空隙度增大，裂隙增長，為煤層氣的解吸創造了良好的通道。

（2）排采過程中的試驗

在排采過程中，進行了多次憋壓試驗，在設備漏水漏氣的條件下測得井內壓力達到0.9MPa時，煤層氣的解吸量明顯減少，如果加上井內水頭對煤層氣解吸的壓力，估計試一井內煤層氣的脫氣壓力大於1MPa。類似的幾次憋壓試驗的另一個特點是，每次試驗井內壓力的上升速度都比前面的試驗快，憋氣的周期逐次縮短（圖9.10），表明在憋壓之後，儲層脫氣量增大，研究認為是憋壓、卸壓導致了煤層中的導氣通道更加順暢所致。

圖9.10 韓試1號井憋壓試驗曲線

憋壓試驗結束後，進行了關井試驗。水位經過300h的緩慢恢復，當液面深度為406.51m時，井內無可燃氣體逸出，產生熄火。熄火的水位比3^＃煤頂板高出了224.64m，表明各煤層甲烷解吸壓力最小為2.2MPa。我們認為，這就是為什麼目前長時間停機後重新開機很快產氣的主要原因。

9.5.2 商業化開發利用

圖9.11 韓城煤層氣排采試驗區（2006年3月攝）

韓城礦區「韓試1號」井獲得煤層氣工業氣流後，引起了各界的關注，先後有許多國內外專家及投資商前來進行考查。中聯煤層氣有限責任公司2001年開始進入韓城礦區進行煤層氣開發試驗，已施工了11口勘探試驗孔，全部出氣（圖9.11）。單井最高產氣量3500m³/d，穩定出氣量為500～2000m³/d，預測單井日平均產氣量在1800m³/d左右，2007年9月提交了陝西省境內第一份煤層氣儲量報告，提交儲量50×10⁸m³，其中技術可采儲量為25.05×10⁸m³，經濟可采儲量為22.55×10⁸m³，可以達到每年1.5×10⁸m³的生產能力。

2007年10月24日，韓城市財政局小區、新城區世紀花園小區、二電小區居民首次使用上「煤層氣」，成為陝西省煤層氣商業化利用的範例。據悉，韓城市計劃一期工程受益人口4.2萬人，利用煤層氣884×10⁴m³/a，高峰供氣期最大流量4000m³/h。

❸ 為什麼說壓裂是一種神奇的增產方法

地面排水通常採用挖溝開渠的方法，溝渠越深、越寬，排水能力就越強。在幾千米深的地下怎樣增強排油能力，提高油井產量呢？人掘棚們發明的壓裂工藝技術就是一種很有效的方法。壓裂是人為地使地層產生裂縫，地下的這些裂縫就相當於地面的溝渠，可大大改善油在地下的流動環境，使油井產量增加。壓裂的方法分水力壓裂和高能氣體壓裂兩大類。

水力壓裂是靠地面高壓泵車車組將流體高速注入井中，藉助井底憋起的高壓，使油層岩石破裂產生裂縫。為防止泵車停止工作，壓力下降後，裂縫又自行合攏，在地層破裂後的注入液體中混入比地層砂大數倍的砂子，同流體一並注入裂縫，並永久停留在裂縫中，支撐裂縫，使之處於開啟狀態，這樣油流環境可長期得以改善。

油井壓裂及裂縫示意圖高能氣體壓裂是用火葯彈或火葯彈與液體火葯合用，預先置於井筒內的油層位置，點燃火葯，靠燃燒產生的高溫高壓氣體，以數倍於水力壓裂的速度施加於地層上。由於施壓速度極快，地層產生的裂縫既不是單一的也無固定的方向，一般形成輻射狀的多條裂縫。這種方法造出的裂縫長度沒有水力壓裂造出的縫長，一般只有10多米，裂寬顫縫也無需砂子支撐，僅靠裂縫的數目大來改善油流環境，另外，燃燒產生的高溫達1000℃以上，可提高油層溫度，使地下油變稀，油更容易產出。由於該工藝產生的裂縫較短，一般用於解除油層近井地帶的堵塞。

❹ 某某井的水力壓裂資料

（一）依據(地質設計)： E王30井壓裂設計任務書
（二）基礎數據：
人工井底 1465.2 套管尺寸 φ139.7mm 最大井斜 9.420/350.930/1675m
水泥塞深度 m 套管舉判深度 1476.66m 拐點位置
套補距 套管壁厚 7.72 mm 特殊套管位置 938.75-944.33
1215.69-1221.09
固井質量 合格 套管接箍位置 其它 儲層溫度64℃
層位 射孔井段
m 射孔厚度m 孔隙度
% 含油飽和
度 % 滲 透 率 μm2 地層電阻率Ω.m 解 釋
結 論 備注
H33 1330.6-1333.2 2.6 17.83 21.16 0.107 19.56 水層 待壓裂
1339.0-1342.3 3.3 14.33/15.44 0/8.736 0.029/0.071 13.28/16.5 水層
（三）射孔層位及壓裂目的層段
（四）壓裂條件分析：
E王30井是泌陽凹陷王集鼻狀構造部署的一口評價井，地理位置位於河南省唐河縣王集鄉泌陽，構造上屬於E王5井區斷層+岩性油藏。2010年5月31～6月4日對該井第2試油層H33層（1330.6～1342.3m，2層5.9m）進行試油作業，射孔層位H33，6.4日0:00-13:00該井自溢出升冊油1.0 m3，水0.6m3，22:00-24:00轉抽汲產油0.51 m3，水0.33m3，累計產液：16.0m3、純油：1.83m3,試油評價為干層（含油）。
為了更好的了解王5井區斷層+岩性的含油氣性，擴大含油麵積。經討論決定對試油井段1330.6～1342.3m進行壓裂改造。計算目的層溫度64℃。
壓裂有利條件分析：
1、鄰井E王5井在H331387.6～1389.8m，1431.2～1435.8m試油取得良好效果，表明該層具有一定的潛力；
2、該井區物性較好，測井解釋為水層，從試油結果分析不產水，具備改造條件。
壓裂不利條件分析：
1、縱向上距壓裂目的層下部約18m處（1360.2m）存在水層,隔層遮擋能力較弱,為避免壓竄水層，應控制施工規模與排量；
2、該井壓裂目的層泥質含量較高（10%左右），為避免粘土膨脹與顆粒運移帶來的儲層傷害,應考慮採用防膨預處理；

3、該井壓裂目的層埋藏相對較淺，井溫低，需要採用低溫低傷害壓裂液體系，減少地層傷害。
壓裂設計思路：
1、採用適當的施工排量與加砂規模，控制縫高的過度延伸；
2、施工前對地層進行預處理，盡量降低儲層傷害；
3、採用低溫低傷害壓裂液體系，壓裂液能快速破膠返排，以提高壓裂增產效果。
（五）施工參數設計
井底破裂壓力 MPa 29.5 動態縫寬 mm 6.4 支撐劑用量 m3 15.7
井底閉合應力 MPa 21.2 支撐縫寬 mm 5.8 壓裂液沿程摩阻MPa 4.5
導流能力 μm2.cm 40 動態縫高 m 32 施工最高壓力 MPa 50
動態縫長 m 85 支撐縫高 m 24 施工排量 m3/min 3.0-3.5
支撐縫長 m 73 壓裂液用量 m3 88.2
平均正笑改砂液比 % 30 施工總水馬力 hp 3220
（六）壓裂液配方及各種原料、添加劑用量：
（1）壓裂液配方：
①基液：0.4%羥丙基胍膠+0.2%殺菌劑+1%氯化鉀+0.2%壓裂用破乳助排劑+0.05%氫氧化鈉+0.2%活化劑+0.2%破乳劑
②交聯液：有機硼交聯劑（現場用水按1:1稀釋）；
③交聯比：100∶0.3；
④熱活性水：1.0%氯化鉀+0.2%壓裂用破乳助排劑+熱水
⑤預處理液配方：2.0%KCL+1%JS-7+0.5%破乳劑+0.2%壓裂用破乳助排劑+熱水
（2）原料、添加劑備料單：
壓裂用添加劑 膠液
噸 預處理液
噸 活性水
噸 實際總用量
噸 實際備量
噸
羥丙基胍膠 0.48 0.48 0.6
氯化鉀 1.2 0.4 0.4 2.0 2.0
壓裂用破乳助排劑 0.24 0.04 0.08 0.36 0.4
殺菌劑 0.24 0.24 0.24
氫氧化鈉 0.06 0.06 0.1
交聯劑 0.22 0.22 0.4
JS-7 0.2 0.2 0.2
低溫破乳劑 0.24 0.1 0.34 0.4
活化劑 0.24 0.24 0.24
過硫酸銨 0.024 0.024 0.04
膠囊破膠劑 0.024 0.024 0.04
備註：配基液120m3，熱活性水40m3，預處理液20m3。
配液順序及說明：
①在混砂車中加入破膠劑，由壓裂液技術人員在現場加入。
②配基液時，先加入殺菌劑、防膨劑，再緩慢加入稠化劑，注意不要形成「魚眼」，循環30分鍾待溶液粘度增加後，再加入助排劑，基液粘度要求達到36-39mPa.s左右，PH=8-9。
③配液水質PH為6.5—7.5，機械雜質小於0.2%。
（4）支撐劑：20/40目陶粒15.7m3，質量要求：52MPa下破碎率≤5%，篩析合格率＞90%，體積密度＜1.8g/cm3。
（七）壓裂層段泵注程序
項 目 液體
名稱 液量
m3 砂液
比% 砂濃度
Kg/m3 砂 量
m3 砂 量
t 排 量
m3/min 膠排量(l/min) 時間
min 備 注
前置液 膠聯液 12 3.0 9 4.0 20/40目陶粒
0.7m3
前置液 膠聯液 10 7 119 0.7 1.2 3.0 9 3.5
前置液 膠聯液 10 3.0 9 3.3
攜砂液 膠聯液 8 10 170 0.8 1.4 3.0 9 2.8 20/40目陶粒
15.0m3
攜砂液 膠聯液 10 20 340 2.0 3.4 3.5 9 3.7
攜砂液 膠聯液 14 30 510 4.2 7.1 3.5 10.5 4.7
攜砂液 膠聯液 10 40 680 4.0 6.8 3.5 10.5 3.5
攜砂液 膠聯液 8 50 850 4.0 6.8 3.5 10.5 3.0
頂替液 原膠液 6.2 3.5 1.8
合計 88.2 15.7 26.7 30.3
平均 30.0

（八）壓前井筒准備：
1．清理平整井場，做好施工准備。
2．起管柱：卸提井口，起出井內測試管柱。
3、下壓裂管柱：下φ89mm N80油管＋RTTS-114型封隔器(下深1300.0m±0.5m，避開套管接箍) +2＂平式油管1根＋喇叭口。
4、用80℃熱活性水30m3大排量反洗井。
5、座封：校對好指重表，上提油管，然後正轉 4 圈以上，保持扭矩下放管柱，同時觀察指重表的變化，若座封載荷達到1012噸，則座封合格。
6、驗封：從油管用80℃熱活性水打壓1520MPa，觀察套管20min，若無溢流，合格。
7、以0.3-0.5 m3/min的排量擠注預處理液20m3。
8、座井口：座千型壓裂井口，保證50MPa下不刺不漏。
（九）壓裂施工
1、擺放壓裂施工所需的各台設備。
2、連接高低壓管匯。
3、走泵、排空、關井口閘門，高壓部分試壓50MPa不刺不漏為合格。
4、按泵注程序進行壓裂施工。
5、壓後測瞬時停泵壓力，並測壓降曲線。
6、壓裂後如果不自噴則釋放封隔器，上起2根油管後進行抽汲排液，驗證壓後增產效果。若有特殊情況，則根據生產動態另行安排。
（十）QHSE具體要求
1、質量保證要求
1）所用各種添加劑質檢合格後方可使用，保證壓裂液的數量和質量。
2）配置壓裂液所用清水，水質應清潔無雜質，所有壓裂液罐及拉水罐車必須清洗干凈。
3）對配製好的液體進行取樣。施工前現場應取樣檢查壓裂液耐溫性能。
4）必須保證支撐劑的數量和質量，入井料應基本達到廠家送樣標准。
5）取全取准施工壓力、排量、液量及等參數，在施工過程中及施工完，應准確計量各階段壓裂液罐、支撐劑儲罐內的泵入液體、支撐劑的體積和時間，以與儀表計量進行校正。
6）按有關技術要求和安全操作規程完成各道工序。
7）壓裂前檢修壓裂設備，確保設備完好。
8）嚴格按設計要求進行地面壓裂管匯試壓壓力，地面壓裂管匯試壓壓力一般為設計泵壓的1.2-1.5倍，保持5分鍾不降。
9）正常情況下按設計進行施工；出現異常情況，由指揮技術人員按照壓裂預案進行處理。
10）各作業工序要求有齊全准確的原始記錄，壓裂隊提交連續記錄的泵壓、液量、排量和砂液比曲線和數據等施工資料。
2、健康要求
1）施工人員應穿戴勞動保護具上崗。
2）施工前按設計要求試壓，非施工作業人員嚴禁進入高壓作業區。
3）施工現場要配備醫務急救葯品及相關器材、人員。
3、安全要求
1）施工前開分工、安全大會，各工作崗位分工明確，聽從統一指揮。
2）施工現場排空、放噴管線用30MPa試壓合格的硬管線。
3）施工現場要設立明顯的標志,避免無關人員進入作業區，作業區域嚴禁煙火。
4）井場消防設施、井控設備齊全完好，現場備消防車一輛，救護車一輛。
5）壓裂液罐必須距井口20m以外。
6）安裝試壓合格的千型壓裂井口，井口用地錨固定，施工限壓50MPa，套管平衡壓力限壓15MPa並安裝保護閥。
7）作業、施工過程中，加強井控崗位責任制，牢固樹立井噴失控就是災難事故的思想。 8）嚴格按照正確的操作規程安裝作業設備、循環系統、井控設備、消防設備，污水或殘液回收罐等做到正確安裝使用與維護。
4、環保要求
1）嚴格遵守當地環境部門的有關規定，嚴格執行HSE要求。
2）壓裂液罐前挖一條排污溝至排污池，作業液嚴禁亂排亂放，實施無污染、無落地作業。
3）井場排污池和排污溝必須採取防滲措施，防止污油、污水滲漏，並及時回收；
4）起下油管井口裝自封，井內溢出污油、污水必須排至排污池內；
5）洗油管桿時必須採取防範措施，防止落地油污染；
6）作業施工完畢及時清除井口設備及井場油污，回收排污池污油、污水，做好環境保護工作。
7）施工作業結束後對井場進行全面清理，剩餘殘液按甲方指定方式、指定地方排液,不得隨意排放,以免造成井場及周邊環境污染。
5、壓裂施工中可能出現的問題及處理預案
壓裂施工中可能出現的問題主要包括以下幾個方面：一施工壓力過高；二是施工未達到設計排量要求；三是施工砂堵；四是施工中發生管線刺漏；五是施工過程中封隔器出現問題。針對以上問題提出如下處理預案：
1、對於施工壓力過高：該井設計在排量為3.5m3/min時井口最高施工壓力50MPa，若井口施工壓力已達到50MPa，排量小於3.5m3/min，就以實際排量為准，不再上提排量。
2、對於施工未達到設計排量的現象：若施工壓力達到50MPa，施工排量<1.0m3/min，經3～5次間歇試擠(間隔10min)，情況無法改善，立即停止施工，分析相關原因，待制定改進措施後再進行相關作業。
3、對於砂堵問題：施工中若出現砂堵，則應當立即停泵，油管放噴。
4、管線刺漏問題：若施工中前置液階段出現地面高壓管線刺漏，則應當立即停泵，關井口閘門，放壓後整改好地面高壓管線，繼續施工；若在攜砂液階段出現地面高壓管線刺漏，則應當立即停泵，關井口閘門，放壓後整改好地面高壓管線，由現場施工技術領導小組協商後決定下步措施。
5、封隔器問題：施工中若出現封隔器不密封，套壓不斷上升，保護閥爆破，則要立即停止施工，分析相關原因，制定改進措施後再進行相關作業。

❺ 壓裂裂縫滲透率一般多少

(0.5到8.0)乘10減3m2。當儲層壓力梯度為0.5MPa/hm，壓裂後滲透率一般為(0.5到8.0)乘10-3μm2時，長軸影響距離一般為95到120米，短軸影響沒野虧距離一般為56到75米，該枯神儲層條脊擾件下井網應小於240米×150米。