压裂设备离压裂井口多少米

❶ 煤层气井压裂技术规范

1.总则

为规范煤层气井压裂工程管理，满足煤层气勘探开发需要，保证压裂施工安全和质量，提高煤层气压裂技术水平和勘探开发效益，特制定本规范。

煤层气井压裂工程在勘探阶段应以增加地质储量和保护煤层、取全取准资料为主；在开发阶段应以保护煤层、提高单井产量、提高采收率及降低压裂成本为主要目的。

2.压裂工艺方案与施工设计

2.1 压裂工艺方案分为探井压裂工艺方案（针对单井）与开发井压裂方案（针对区块）。

2.2 煤层气探井压裂方案的主要内容包括：煤储层岩性、物性及其微观结构分析研究，煤层岩石力学性质研究，应力场研究；邻区、邻井压裂施工评估，压裂工艺难点分析，优化设计原则；煤储层压裂前后产能预测，水力裂缝优化；与煤储层特性相配伍的压裂施工材料优选；压裂工艺技术优化，包括压裂管柱、压裂方式、施工参数、射孔方式、施工设备等；施工质量控制、安全环保措施。

2.3 煤层气开发井压裂方案的主要内容包括：煤层气气藏工程方案要点，排采气工程要求，煤储层岩性、物性平面分布特征及主要物性参数范围，煤层岩石力学性质研究，应力场研究及射孔要求；区块以往压裂设计、施工材料、工艺参数、水力裂缝及压后效果评估，与煤储层特性相配伍的压裂施工材料优选；压裂方案的原则，平面覆盖参数确定；不同裂缝形态下压裂后产量预测，区块一定期限内累积产量预测，水力裂缝优化；压裂方案工艺参数优化逗蚂，管柱设计、压裂方式优选及施工限压，施工设备要求，方案实施质量控制、压裂测试和煤储层保护要求；压裂工程投资概算；健康、安全、环境要求。

2.4 压裂施工设计的主要内容包括：基本数据、区域地质简介、设计依据及压裂目的；目的层射孔数据，物性及测井解释数据；裂缝形态及其几何尺寸的设计结果，各种施工材料设计用姿滑量及配制和质量要求；施工前准备工作，施工泵注程序和施工质量要求；提交资料、特殊施工作业要求；健康安全环境要求。

3.煤层压裂液类型的优化

3.1 煤层压裂液的选择需基于煤层的特性、开采特点，且与储层相匹配，以及在现有的施工水平下所能达到的砂液比，使形成的裂缝能够满足油藏所需要的导流能力。

3.2 活性水压裂液、线性胶压裂液、冻胶压裂液、泡沫压裂液具有不同的特点，适用于不同的地层特性。活性水压裂液和线性胶压裂液适用于特低渗煤层压裂；泡沫压裂液低渗－特低渗煤层压裂；冻胶压裂液适用于低渗－高渗煤层压裂。

4.煤层气井压裂施工参数的确定

4.1 前置液百分比对裂缝几何尺寸有一定的影响。综合考虑各方面的影响，煤层气井压裂一般前置液量在45%～55%左右。

4.2 顶替液量的确定依据是不伤害裂缝导流能力，并经济有效。理论上根据顶替到目的层中部位置的井筒容积和地面管线容积来确定顶替液量，既让井筒内砂多进地层，又不能过顶替，改变缝口处导流能力最高的要求。

4.3 施工排量主要取决于压裂注入方式、压裂管柱、井山册埋口压力和压裂设备功率等因素的限制。在满足上述要求的情况下，通过三维软件模拟，研究排量与裂缝参数的关系，确定排量。

4.4 考虑储层对裂缝导流能力的要求和压裂设备能力与施工工艺水平，结合气藏数值模拟和水力裂缝优化，确定平均砂液比。考虑到煤层杨氏模量低，支撑剂容易嵌入煤岩，施工在安全的前提下尽可能提高砂液比，技术成熟后还应考虑端部脱砂技术。

4.5 采用多级渐进式加砂程序以达到斜坡式加砂的效果，使裂缝充填饱满，并形成楔形的支撑剖面，并在近井地带获得最大的支撑缝宽和导流能力。

4.6 在保证压裂液携砂性能的前提下，为控制缝高，尽可能降低压裂液黏度。

4.7 针对煤层压裂易形成多裂缝的情况，在射孔中增加孔眼直径和射孔密度，减少孔眼摩阻。

4.8 在新区块或新层在正式施工前做小型压裂和降排量分析，确定地层的滤失性大小和近井摩阻，如果地层滤失大可以考虑加降滤剂，近井扭曲摩阻大可以考虑采用支撑剂桥塞处理技术，控制煤层压裂多裂缝的产生。

5.压后排采

5.1 排液前期应防止压敏性伤害，排液要连续，中途不得停顿。排液时有煤层气产出，但不能连续测气，应在出口处每班点火一次，进行产气情况描述。

5.2 排液时应及时掌握动液面，当井筒内液柱压力降到接近煤层解吸压力时，密切注意气体产出情况。

5.3 排液时应记录冲程、冲次、动液面、排出水量，并对排出液体作氯根、pH 值、总矿化度、煤粉含量等分析。

5.4 当排出液量相当于压裂用液量（入井液量）的60%、80%、100% 时应分别取样作全分析，以确定地层出水情况。

5.5 排液当中若产气连续，应将套管和油管产出气一并引出，并进入地面测气计量流程，测定气产量，取气样进行分析。

❷ 煤层气开采试验井施工及排采

经过分析，韩城矿区煤层气资源丰富，且具有一定的可抽性，要商业性开发必须进行开发试验。首先要选好第一口井的井位，再进行钻探施工—测井—试井—完井—射孔—压裂工程—排采试验，才能作出可采性评价。1995年10月开始施工韩试1井。

9.5.1 试验孔及排采试验

9.5.1.1 试验孔孔位的选择

依据国内外资料，结合本区的地质构造特征，选择试验孔孔位的原则是：①煤层含气量＞8m³/t煤；②煤层埋深在400～800m之间；③构造简单，煤层未受构造破坏；④单敬物层煤厚大于1m；⑤交通条件方便。

韩城矿区构造特征是：边浅则吵部构造复杂，断裂发育，向中深部地层很快变平缓，断裂稀少。边浅部有生产矿井五对，由西南向东北依次为：象山煤矿、马沟渠煤矿、燎原煤矿、下峪口煤矿、桑树坪煤矿。南部的象山煤矿矿井瓦斯涌出量较大，但未曾发生过瓦斯突出事故，说明煤层的透气性较好；而北部的下峪口煤矿、桑树坪煤矿，煤层受到了压性断裂的影响，煤层较为破碎，并且呈鳞片状，煤层的透气性较差，曾多次发生瓦斯爆炸及煤与瓦斯突出事故。

煤层情况：共含煤11层，主要可采煤层南部3层，北部2层。

煤层瓦斯含量：边浅部含量较低，向中深部逐渐增加。

依据以上情况，结合布孔原则，选择矿区南部的中深部，煤层埋深600m左右的薛峰乡薛峰水库傍施工韩试1井，此处不仅交通方便，而且煤层总厚度相对较厚。

9.5.1.2 钻探施工

（1）施工目的

本次施工的目的主要是：①取全﹑取准煤层气有关的参数并进行试气；②立足于商业性开发，力争打出商业性开发的煤层气；③目的层为3^＃、5^＃、11^＃煤层。

（2）勘探区概况

1）探井位置和交通条件

韩试1号井位于陕西省韩城市薛峰乡，距韩城市20km，距西安市260km，有公路和铁路直通西安，交通条件十分便利。

2）地层概况

本井钻穿地层依次为：

a.第四系﹑新近系（Q＋N）

0～24m，层厚24m，为现代冲积﹑洪积﹑坡积物，岩性为浅黄﹑黄褐色黄土﹑亚砂土﹑亚粘土。岩性可钻性1～3级。

b.二叠系（P）

上统石千峰组（P₂s）：24～208m，层厚176m，以紫红色泥岩﹑灰绿色中粗砂岩为主，岩石可钻性4～5级。

上统上石盒子组（P₂sh）：205～508m，层厚303m，岩性以灰绿﹑灰白色粗砂岩为主，岩石可钻性4～6级。

下统下石盒子组（P₁sh）：508～560m，层厚52m，岩性以灰色﹑紫杂色粉砂岩﹑泥岩为主，岩石可钻性4～6级。

下统山西组（P₁s）：560～615m，层厚55m，岩性以深灰色﹑细砂岩﹑粉砂岩﹑泥岩为主，本组含2号局部可采煤层和3号可采煤层，岩石可钻性3～6级。

c.石炭系（C）

上统太原组（C₃t）：615～676m，层厚61m，上部以粉砂岩﹑砂质泥岩﹑粘土层为主，含5号可采煤层，中部以石灰岩及钙质页岩为主，下部以粘土层﹑砂质泥岩﹑粉砂岩为主，顶部含11号煤，岩石可钻性3～6级。

d.奥陶系（O）

中统峰峰组（O₂f）：676～710m，层厚34m，以深灰色石灰岩为主，岩石可钻性4～6级。

（3）钻孔施工要求

1）井深：710m。

2）目的层位：二叠系下统山西组3^＃煤层及石炭系上统太原组5^＃和11^＃煤层，探明煤层气的含量，立足商业性开发。

3）完井原则：11^＃煤层底板以下40m或见石灰岩终井。

4）井斜：完井井斜不大于5°，井深每增加50m，井斜变化不超过1°。

5）录井与取心：0～560m进行岩屑录井，每5m捞取岩屑砂样一包，560～676m进行岩心录井，要求岩心采取率不低于75%，其中煤心长度采取率不低于90%，重量采取率不低于75%。

6）简易水文：①每回次进尺观测水位一次；②钻进时每小时观测一次钻井液消耗量，煤系地层每小时观测钻井液进出口比重各一次；③钻井过程若出现涌漏水现象，应及时进行观测﹑记录。

7）井深校正：每百米﹑下管前﹑取心前﹑煤层部位﹑钻井涌漏水段及完井时必须丈量钻具，误差不得超过0.15%，否则应合理平差。

（4）前期钻井工程

1）钻进方法

本次施工采用全面钻进和绳索取心钻进，即在黄土层和非煤系基岩层，采用牙轮钻头全面钻进，以减少辅助作业时亮盯液间，提高钻进效率；在煤系地层采用金刚石绳索取心钻进，以提高所取煤心的采取率和质量。

2）钻进参数

根据所选钻头，扩井钻进时，要求中等压力，中等转速，大泵量。

3）井身结构：

0～26m，井径311mm，下入Φ245mm表层套管26m，水泥固井返至地表；26～652m，井径215mm，下入Φ140mm技术套管652.3m（技术套管高出表层套管0.3m），水泥固井返至地表；652～710m，井径215mm，裸眼。

4）钻具组合

根据我们考察和了解的情况，采用的钻具组合如下：

黄土层钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋310×311接头＋Φ121mm钻铤＋310×620接头＋Φ311mm牙轮钻头。

基岩层钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋310×311接头＋Φ121mm钻铤＋310×420接头＋Φ215mm牙轮钻头。

绳索取心钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋Φ81mm双管取心器＋Φ130mm牙轮钻头。

扩井时，Φ121mm钻铤下接Φ215mm扩井钻头。

5）钻井液选型和配置

本井为探采结合井，为保证施工安全，减小对煤层的污染，选用KP共聚物低固相钻井液，黄土层钻井液不作硬性要求。

a.低固相钻井液配方及性能

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

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

b.钻井液的维护与净化

现场配备必要的钻井液测试仪器；专人负责钻井液的管理工作；定时定量加入处理剂，维护钻井液性能；使用固控系统净化钻井液，必要时采用除砂器和除泥机进行净化。

6）护壁堵漏

参照以往施工情况，钻进中可能出现涌漏水现象。①对于轻度漏水，及时调整钻井液性能，以达到堵漏目的；②对于中等漏水，采用8012堵漏剂进行堵漏；③严重漏失地层，采用地勘水泥堵漏。

7）钻井程序

a.0～25m采用Φ311mm牙轮钻头钻进，然后换用Φ215mm牙轮钻头钻至25m，进行电测井。

b.Φ245mm表层套管下至25m，采用灰浆进行固井，要求灰浆返至地表，候凝72h。

c.采用Φ215mm牙轮钻头钻至560mm。

d.更换钻具，采用绳索取心钻头钻至676m。

e.采用全面合金钻头钻至710m。

f.进行电测井。

（5）完井工艺

本次探采目的层为3^＃、5^＃、11^＃煤层，根据地层情况，完井工艺采用裸眼－套管完井法，Φ140mm技术套管下至11^＃煤层顶板之上2m，对3^＃和5^＃煤层进行压裂，鉴于测试、固井、射孔、压裂等项工作技术及装备要求高，聘请专业公司完成。

9.5.1.3 参数测试

煤层气抽采前必须对煤层实施有效的压裂，为了充分了解煤层的渗透率、初始压力、储层压力等储层特性，为压裂设计提供依据，必须进行试井工作。

（1）试井方法

采用国内普遍采用的注入/压降式试井。

（2）试井工艺

裸眼分层试井即随钻随测，即每钻穿一层煤进行一次试井，试井结束后继续钻进。

（3）试井队伍的选择

要坚持选择素质高、速度快、经验丰富的测试队伍，以保证测试工作的顺利进行和测试数据的质量。

（4）试井工艺技术

1）岩煤心采取率符合国家规定的特级孔标准，煤层底部留5m口袋以备沉渣，但不能与下伏的煤层贯通。

2）试层及其上部20m、下部5m的井径要求达到110～120mm，井壁平整，以便坐封。

3）试井前必须进行地球物理测井，以获得准确的煤层厚度、深度及井径等数据。

4）地质人员对煤层及上下岩层作详细观察描述，为试井队伍提供准确的煤层及上下岩层厚度、深度、岩性、夹矸情况及井径等资料。

5）煤层及其顶底板钻进最好使用清水或活性水（2%KCl），清水中可加入PHP、CMC等处理剂，黏度20～23s。

6）按照煤田地质规范进行简易水文观测。

7）测试前2～3天在钻台场地处搭一带有篷顶的平台，平台基础为250mm×250mm地木梁，上铺台板，面积5×5m²，提供3～4m³水箱一个，以备测试用水。

8）井队准备Φ73mmAPI标准N80或J－55油管若干米（按孔深定米数），准备拧卸Φ73mm油管的管钳、丝扣油、吊环等工具。

（5）测试项目

包括煤储层渗透率、储层压力、压力梯度、表皮系数、破裂压力、闭合压力、压力与时间关系曲线等，测试结果见表9.8。

表9.8 韩试1号井储层参数测试成果表

煤层的渗透率比较低，我国测试的渗透率一般都小于1×10^－3μm²，而韩试1井，三层煤均大于1×10^－3μm²，3号煤层顶板为砂岩，裂隙发育，所以所测的渗透率就较高，煤层气地面抽放就是寻找渗透率高、透气性好的储层，因此，韩试1井当时引起了有关部门的关注。

9.5.1.4 压裂工程

煤层气地面抽放工艺，与石油开采的工艺相同，因此就必须进行压裂。

1）压裂单位：地质矿产部华北石油地质局。

2）压裂目的：解除可能的地层堵塞，改善深部煤层流体流动条件，了解煤层产能。

3）施工方案：①泵注方式，环空压裂；②支撑剂选择20/40目石英砂50t；③压裂液选择HT－21原胶液；④压裂管柱（自下而上），3^＃＋5^＃煤层压裂采用油管挂＋2－7/8″油管620m；11^＃煤层压裂采用油管挂＋2－7/8″油管660m。

4）主要技术问题及对策

a.采用低伤害压裂液减轻对煤层渗透性伤害。

b.11^＃煤层压裂时仅对上部4m射孔，控制地层入口，采用低黏度压裂液，利用砂粒沉积阻挡裂缝发育向下扩展，采用合理排量，通过上述措施最大可能控制/阻挡裂缝向下发育，尽可能避免压开11^＃煤下部含水石灰岩。

c.3^＃＋5^＃煤层压裂时只射开5^＃煤层，通过控制裂缝启裂入口，帮助裂缝尽可能在5^＃煤层中扩展。

d.做好携砂段塞，处理裂缝遇曲影响。

5）施工步骤及要求

a.首先射开11^＃煤层，按设计要求下好压裂管柱，油管下深660m，装好井口，连接好管线。

b.摆好施工车辆，连接好高低压管线及各类传感器，高压管线试压至30MPa，保持压力5min，无刺漏合格。

c.缓慢替入压裂液，循环压裂液至井口，排出油管空气。

d.倒好井口闸门。

e.对压裂煤层11^＃煤层进行小型压裂试验，并监视压力降至裂缝闭合之后（约需90min）。

f.根据小型压裂，对压裂设计进行评价和必要的修正（约需60min）。

g.根据修正/确定后的泵注表，对压裂煤层进行压裂，最大处理压力控制在24.5MPa以内。

h.压裂结束后，关井测压降至裂缝闭合，压裂设备及人员撤离现场。

i.用节流阀控制放喷，控制放喷排量防止出砂。

j.11^＃煤层压裂放喷后下管柱探砂面，要求砂面深度680m，若未到深度，则填砂至680m，提出井内管柱。

k.下投胶塞于680m深度，并填砂至670m。

l.提出井内管柱，射开5^＃煤层。

m.下入3^＃＋5^＃煤层压裂管柱，管柱下深620m，准备3^＃＋5^＃煤层压裂。

n.重复上述b至g步骤，对3^＃＋5^＃煤进行压裂。

9.5.1.5 排采试验

1996年4月18日，完成了射孔、压裂及采油树和地面配套设施的安装，开始排采，一直排采到2001年底，历时5年多，纯排采时间1400天，获取各类原始排采数据7142个，累计产气量约100×10⁴m³。

（1）排采工作

1996年6月27日，第一次放喷试验时，一次点火成功，火焰高达0.88m，排采后点火火焰高达4.92m，初期出气量达2989～3995m³/d，最高4035m³/d，排采一年后，稳定气流在300～500m³/d，由于煤粉较多，抽油泵容易堵塞，故出气量变化较大，修井后气量较大。排采试验原始记录统计自1996年5月3日开始至2000年底，历时3年半，获各类原始排采记录数据5390个，其中产水量累计约7000m³，累计产气量近50×10⁴m³。初期日产水量0.2～28.5m³，日产气量0～2536m³，日产气量峰值为4035m³。此后，稳定日产水量5m³左右，日产气量800～1500m³。

美国黑勇士盆地的煤层气生产资料表明，在许多井中，最大产气阶段在3年或3年之后。获得最大产气量的时间长度随渗透率的降低和井间距离的增大而增长。图9.9是一个典型的煤层气生产曲线。开采初期，有大量的水排出，随着储层压力的降低，产水量下降，而产气量增加。韩试一井有着与黑勇士盆地相似的规律。

图9.9 典型煤层气井开采曲线

通过分析试一井大量的排采试验数据，可将排采工作分为两个阶段，即：脱水产气阶段、稳定产气阶段，对应于上图的一、二阶段。试一井排采过程有如下特点：

脱水产气阶段。初期4天，排水量大，但产气量不足1m³，表明只有游离气体产出。从第五天开始，产气量日渐增加，直到达到日产气量达1114m³。甲烷解吸量随着排水量的增加而逐渐加大。

稳定产气阶段。由于井内吐砂、吐煤屑导致频繁洗井。每次洗井后，排水出气的时间间隔越来越短，从开始的2～3天出气到当天出气，表明本井储层临界解吸压力大，且产水量与产气量呈正相关关系，即井内液面愈深（储层承受压力愈小），甲烷解吸速度愈快，产气量愈大。只要加大冲次，气量就会逐步提高，煤层中的裂隙并没有因为地下水的运移或储层卸压封闭，而是相对畅通，从而保证了更大范围内气的产出，从目前井内产气情况来看，该井产气量处在上升阶段。

井中排出的储层水经过化验：总溶解固体为7.404g/L，水质类型为Na－Cl型，总硬度22.6德国度，总碱度12.49mg/L，游离二氧化碳58mg/L。2000年，我们在洗井现场发现，堵塞泵体滤网的并非煤屑，而是碳酸钙结晶体，泵体的外侧也沉积了0～2mm的碳酸盐结晶层，可见煤层中的水在运动过程中，在CO₂的作用下，携带出了大量的原来沉积在煤层原生裂隙中的矿物质，使得煤中空隙度增大，裂隙增长，为煤层气的解吸创造了良好的通道。

（2）排采过程中的试验

在排采过程中，进行了多次憋压试验，在设备漏水漏气的条件下测得井内压力达到0.9MPa时，煤层气的解吸量明显减少，如果加上井内水头对煤层气解吸的压力，估计试一井内煤层气的脱气压力大于1MPa。类似的几次憋压试验的另一个特点是，每次试验井内压力的上升速度都比前面的试验快，憋气的周期逐次缩短（图9.10），表明在憋压之后，储层脱气量增大，研究认为是憋压、卸压导致了煤层中的导气通道更加顺畅所致。

图9.10 韩试1号井憋压试验曲线

憋压试验结束后，进行了关井试验。水位经过300h的缓慢恢复，当液面深度为406.51m时，井内无可燃气体逸出，产生熄火。熄火的水位比3^＃煤顶板高出了224.64m，表明各煤层甲烷解吸压力最小为2.2MPa。我们认为，这就是为什么目前长时间停机后重新开机很快产气的主要原因。

9.5.2 商业化开发利用

图9.11 韩城煤层气排采试验区（2006年3月摄）

韩城矿区“韩试1号”井获得煤层气工业气流后，引起了各界的关注，先后有许多国内外专家及投资商前来进行考查。中联煤层气有限责任公司2001年开始进入韩城矿区进行煤层气开发试验，已施工了11口勘探试验孔，全部出气（图9.11）。单井最高产气量3500m³/d，稳定出气量为500～2000m³/d，预测单井日平均产气量在1800m³/d左右，2007年9月提交了陕西省境内第一份煤层气储量报告，提交储量50×10⁸m³，其中技术可采储量为25.05×10⁸m³，经济可采储量为22.55×10⁸m³，可以达到每年1.5×10⁸m³的生产能力。

2007年10月24日，韩城市财政局小区、新城区世纪花园小区、二电小区居民首次使用上“煤层气”，成为陕西省煤层气商业化利用的范例。据悉，韩城市计划一期工程受益人口4.2万人，利用煤层气884×10⁴m³/a，高峰供气期最大流量4000m³/h。

❸ 为什么说压裂是一种神奇的增产方法

地面排水通常采用挖沟开渠的方法，沟渠越深、越宽，排水能力就越强。在几千米深的地下怎样增强排油能力，提高油井产量呢？人掘棚们发明的压裂工艺技术就是一种很有效的方法。压裂是人为地使地层产生裂缝，地下的这些裂缝就相当于地面的沟渠，可大大改善油在地下的流动环境，使油井产量增加。压裂的方法分水力压裂和高能气体压裂两大类。

水力压裂是靠地面高压泵车车组将流体高速注入井中，借助井底憋起的高压，使油层岩石破裂产生裂缝。为防止泵车停止工作，压力下降后，裂缝又自行合拢，在地层破裂后的注入液体中混入比地层砂大数倍的砂子，同流体一并注入裂缝，并永久停留在裂缝中，支撑裂缝，使之处于开启状态，这样油流环境可长期得以改善。

油井压裂及裂缝示意图高能气体压裂是用火药弹或火药弹与液体火药合用，预先置于井筒内的油层位置，点燃火药，靠燃烧产生的高温高压气体，以数倍于水力压裂的速度施加于地层上。由于施压速度极快，地层产生的裂缝既不是单一的也无固定的方向，一般形成辐射状的多条裂缝。这种方法造出的裂缝长度没有水力压裂造出的缝长，一般只有10多米，裂宽颤缝也无需砂子支撑，仅靠裂缝的数目大来改善油流环境，另外，燃烧产生的高温达1000℃以上，可提高油层温度，使地下油变稀，油更容易产出。由于该工艺产生的裂缝较短，一般用于解除油层近井地带的堵塞。

❹ 某某井的水力压裂资料

（一）依据(地质设计)： E王30井压裂设计任务书
（二）基础数据：
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 套管举判深度 1476.66m 拐点位置
套补距 套管壁厚 7.72 mm 特殊套管位置 938.75-944.33
1215.69-1221.09
固井质量 合格 套管接箍位置 其它 储层温度64℃
层位 射孔井段
m 射孔厚度m 孔隙度
% 含油饱和
度 % 渗 透 率 μm2 地层电阻率Ω.m 解 释
结 论 备注
H33 1330.6-1333.2 2.6 17.83 21.16 0.107 19.56 水层 待压裂
1339.0-1342.3 3.3 14.33/15.44 0/8.736 0.029/0.071 13.28/16.5 水层
（三）射孔层位及压裂目的层段
（四）压裂条件分析：
E王30井是泌阳凹陷王集鼻状构造部署的一口评价井，地理位置位于河南省唐河县王集乡泌阳，构造上属于E王5井区断层+岩性油藏。2010年5月31～6月4日对该井第2试油层H33层（1330.6～1342.3m，2层5.9m）进行试油作业，射孔层位H33，6.4日0:00-13:00该井自溢出升册油1.0 m3，水0.6m3，22:00-24:00转抽汲产油0.51 m3，水0.33m3，累计产液：16.0m3、纯油：1.83m3,试油评价为干层（含油）。
为了更好的了解王5井区断层+岩性的含油气性，扩大含油面积。经讨论决定对试油井段1330.6～1342.3m进行压裂改造。计算目的层温度64℃。
压裂有利条件分析：
1、邻井E王5井在H331387.6～1389.8m，1431.2～1435.8m试油取得良好效果，表明该层具有一定的潜力；
2、该井区物性较好，测井解释为水层，从试油结果分析不产水，具备改造条件。
压裂不利条件分析：
1、纵向上距压裂目的层下部约18m处（1360.2m）存在水层,隔层遮挡能力较弱,为避免压窜水层，应控制施工规模与排量；
2、该井压裂目的层泥质含量较高（10%左右），为避免粘土膨胀与颗粒运移带来的储层伤害,应考虑采用防膨预处理；

3、该井压裂目的层埋藏相对较浅，井温低，需要采用低温低伤害压裂液体系，减少地层伤害。
压裂设计思路：
1、采用适当的施工排量与加砂规模，控制缝高的过度延伸；
2、施工前对地层进行预处理，尽量降低储层伤害；
3、采用低温低伤害压裂液体系，压裂液能快速破胶返排，以提高压裂增产效果。
（五）施工参数设计
井底破裂压力 MPa 29.5 动态缝宽 mm 6.4 支撑剂用量 m3 15.7
井底闭合应力 MPa 21.2 支撑缝宽 mm 5.8 压裂液沿程摩阻MPa 4.5
导流能力 μm2.cm 40 动态缝高 m 32 施工最高压力 MPa 50
动态缝长 m 85 支撑缝高 m 24 施工排量 m3/min 3.0-3.5
支撑缝长 m 73 压裂液用量 m3 88.2
平均正笑改砂液比 % 30 施工总水马力 hp 3220
（六）压裂液配方及各种原料、添加剂用量：
（1）压裂液配方：
①基液：0.4%羟丙基胍胶+0.2%杀菌剂+1%氯化钾+0.2%压裂用破乳助排剂+0.05%氢氧化钠+0.2%活化剂+0.2%破乳剂
②交联液：有机硼交联剂（现场用水按1:1稀释）；
③交联比：100∶0.3；
④热活性水：1.0%氯化钾+0.2%压裂用破乳助排剂+热水
⑤预处理液配方：2.0%KCL+1%JS-7+0.5%破乳剂+0.2%压裂用破乳助排剂+热水
（2）原料、添加剂备料单：
压裂用添加剂 胶液
吨 预处理液
吨 活性水
吨 实际总用量
吨 实际备量
吨
羟丙基胍胶 0.48 0.48 0.6
氯化钾 1.2 0.4 0.4 2.0 2.0
压裂用破乳助排剂 0.24 0.04 0.08 0.36 0.4
杀菌剂 0.24 0.24 0.24
氢氧化钠 0.06 0.06 0.1
交联剂 0.22 0.22 0.4
JS-7 0.2 0.2 0.2
低温破乳剂 0.24 0.1 0.34 0.4
活化剂 0.24 0.24 0.24
过硫酸铵 0.024 0.024 0.04
胶囊破胶剂 0.024 0.024 0.04
备注：配基液120m3，热活性水40m3，预处理液20m3。
配液顺序及说明：
①在混砂车中加入破胶剂，由压裂液技术人员在现场加入。
②配基液时，先加入杀菌剂、防膨剂，再缓慢加入稠化剂，注意不要形成“鱼眼”，循环30分钟待溶液粘度增加后，再加入助排剂，基液粘度要求达到36-39mPa.s左右，PH=8-9。
③配液水质PH为6.5—7.5，机械杂质小于0.2%。
（4）支撑剂：20/40目陶粒15.7m3，质量要求：52MPa下破碎率≤5%，筛析合格率＞90%，体积密度＜1.8g/cm3。
（七）压裂层段泵注程序
项 目 液体
名称 液量
m3 砂液
比% 砂浓度
Kg/m3 砂 量
m3 砂 量
t 排 量
m3/min 胶排量(l/min) 时间
min 备 注
前置液 胶联液 12 3.0 9 4.0 20/40目陶粒
0.7m3
前置液 胶联液 10 7 119 0.7 1.2 3.0 9 3.5
前置液 胶联液 10 3.0 9 3.3
携砂液 胶联液 8 10 170 0.8 1.4 3.0 9 2.8 20/40目陶粒
15.0m3
携砂液 胶联液 10 20 340 2.0 3.4 3.5 9 3.7
携砂液 胶联液 14 30 510 4.2 7.1 3.5 10.5 4.7
携砂液 胶联液 10 40 680 4.0 6.8 3.5 10.5 3.5
携砂液 胶联液 8 50 850 4.0 6.8 3.5 10.5 3.0
顶替液 原胶液 6.2 3.5 1.8
合计 88.2 15.7 26.7 30.3
平均 30.0

（八）压前井筒准备：
1．清理平整井场，做好施工准备。
2．起管柱：卸提井口，起出井内测试管柱。
3、下压裂管柱：下φ89mm N80油管＋RTTS-114型封隔器(下深1300.0m±0.5m，避开套管接箍) +2＂平式油管1根＋喇叭口。
4、用80℃热活性水30m3大排量反洗井。
5、座封：校对好指重表，上提油管，然后正转 4 圈以上，保持扭矩下放管柱，同时观察指重表的变化，若座封载荷达到1012吨，则座封合格。
6、验封：从油管用80℃热活性水打压1520MPa，观察套管20min，若无溢流，合格。
7、以0.3-0.5 m3/min的排量挤注预处理液20m3。
8、座井口：座千型压裂井口，保证50MPa下不刺不漏。
（九）压裂施工
1、摆放压裂施工所需的各台设备。
2、连接高低压管汇。
3、走泵、排空、关井口闸门，高压部分试压50MPa不刺不漏为合格。
4、按泵注程序进行压裂施工。
5、压后测瞬时停泵压力，并测压降曲线。
6、压裂后如果不自喷则释放封隔器，上起2根油管后进行抽汲排液，验证压后增产效果。若有特殊情况，则根据生产动态另行安排。
（十）QHSE具体要求
1、质量保证要求
1）所用各种添加剂质检合格后方可使用，保证压裂液的数量和质量。
2）配置压裂液所用清水，水质应清洁无杂质，所有压裂液罐及拉水罐车必须清洗干净。
3）对配制好的液体进行取样。施工前现场应取样检查压裂液耐温性能。
4）必须保证支撑剂的数量和质量，入井料应基本达到厂家送样标准。
5）取全取准施工压力、排量、液量及等参数，在施工过程中及施工完，应准确计量各阶段压裂液罐、支撑剂储罐内的泵入液体、支撑剂的体积和时间，以与仪表计量进行校正。
6）按有关技术要求和安全操作规程完成各道工序。
7）压裂前检修压裂设备，确保设备完好。
8）严格按设计要求进行地面压裂管汇试压压力，地面压裂管汇试压压力一般为设计泵压的1.2-1.5倍，保持5分钟不降。
9）正常情况下按设计进行施工；出现异常情况，由指挥技术人员按照压裂预案进行处理。
10）各作业工序要求有齐全准确的原始记录，压裂队提交连续记录的泵压、液量、排量和砂液比曲线和数据等施工资料。
2、健康要求
1）施工人员应穿戴劳动保护具上岗。
2）施工前按设计要求试压，非施工作业人员严禁进入高压作业区。
3）施工现场要配备医务急救药品及相关器材、人员。
3、安全要求
1）施工前开分工、安全大会，各工作岗位分工明确，听从统一指挥。
2）施工现场排空、放喷管线用30MPa试压合格的硬管线。
3）施工现场要设立明显的标志,避免无关人员进入作业区，作业区域严禁烟火。
4）井场消防设施、井控设备齐全完好，现场备消防车一辆，救护车一辆。
5）压裂液罐必须距井口20m以外。
6）安装试压合格的千型压裂井口，井口用地锚固定，施工限压50MPa，套管平衡压力限压15MPa并安装保护阀。
7）作业、施工过程中，加强井控岗位责任制，牢固树立井喷失控就是灾难事故的思想。 8）严格按照正确的操作规程安装作业设备、循环系统、井控设备、消防设备，污水或残液回收罐等做到正确安装使用与维护。
4、环保要求
1）严格遵守当地环境部门的有关规定，严格执行HSE要求。
2）压裂液罐前挖一条排污沟至排污池，作业液严禁乱排乱放，实施无污染、无落地作业。
3）井场排污池和排污沟必须采取防渗措施，防止污油、污水渗漏，并及时回收；
4）起下油管井口装自封，井内溢出污油、污水必须排至排污池内；
5）洗油管杆时必须采取防范措施，防止落地油污染；
6）作业施工完毕及时清除井口设备及井场油污，回收排污池污油、污水，做好环境保护工作。
7）施工作业结束后对井场进行全面清理，剩余残液按甲方指定方式、指定地方排液,不得随意排放,以免造成井场及周边环境污染。
5、压裂施工中可能出现的问题及处理预案
压裂施工中可能出现的问题主要包括以下几个方面：一施工压力过高；二是施工未达到设计排量要求；三是施工砂堵；四是施工中发生管线刺漏；五是施工过程中封隔器出现问题。针对以上问题提出如下处理预案：
1、对于施工压力过高：该井设计在排量为3.5m3/min时井口最高施工压力50MPa，若井口施工压力已达到50MPa，排量小于3.5m3/min，就以实际排量为准，不再上提排量。
2、对于施工未达到设计排量的现象：若施工压力达到50MPa，施工排量<1.0m3/min，经3～5次间歇试挤(间隔10min)，情况无法改善，立即停止施工，分析相关原因，待制定改进措施后再进行相关作业。
3、对于砂堵问题：施工中若出现砂堵，则应当立即停泵，油管放喷。
4、管线刺漏问题：若施工中前置液阶段出现地面高压管线刺漏，则应当立即停泵，关井口闸门，放压后整改好地面高压管线，继续施工；若在携砂液阶段出现地面高压管线刺漏，则应当立即停泵，关井口闸门，放压后整改好地面高压管线，由现场施工技术领导小组协商后决定下步措施。
5、封隔器问题：施工中若出现封隔器不密封，套压不断上升，保护阀爆破，则要立即停止施工，分析相关原因，制定改进措施后再进行相关作业。

❺ 压裂裂缝渗透率一般多少

(0.5到8.0)乘10减3m2。当储层压力梯度为0.5MPa/hm，压裂后渗透率一般为(0.5到8.0)乘10-3μm2时，长轴影响距离一般为95到120米，短轴影响没野亏距离一般为56到75米，该枯神储层条脊扰件下井网应小于240米×150米。