【正文】 為 ，停泵壓力平均為 ，單層平均厚度 ,平均單層加砂規(guī)模為 ，閉合壓力為 ，閉合壓力梯度為 ，施工壓力不高，裂縫延伸所需凈壓力屬正常范圍，敏感砂比較高。FGH 井鄰井試油成果表GHBV 井周圍水平井試油成果表見表 23，黑 H 平 14 井周圍直井試油成果表見表 24。表 23 GVCX 井周圍水平 井試油成果表工作制度 日產(chǎn)量 累產(chǎn)量井號 抽油機型號 泵深(m)泵徑(mm)沖程(m)沖次(次/min)時間油(t)含水(%)液(t)油(t) 4469 2480 955 191表 24 黑 H 平 14 井周圍直井試油成果表日產(chǎn)量井號 層位 層號 試油井段(m)厚度(m)求產(chǎn)方式 油(t)氣(103m3)水(m3)結(jié)論 0 0 油層 0 油層 0 油水同層 0 油層 0 油層三、壓裂目標和技術路線FGH 井相鄰探井黑平 1 井、開發(fā)井 FVB，初期日產(chǎn)油達 9t，本井采用套管固井射孔、封隔器滑套分級、油管注入、體積壓裂技術路線，水平井不動管柱一次性壓裂七級最大限度增加水平井筒與地層的接觸面積，實現(xiàn)水平井段充分改造，提高單井產(chǎn)能，為該區(qū)域提交儲量提供依據(jù)。DFG 井體積壓裂的意義黑 SDF 井作為吉林油田大情字井的水平井，在認識油藏、試驗水平井體積壓裂工藝方面意義重大，主要體現(xiàn)在以下二個方面。①提高泄油面積，為未動用儲量區(qū)做準備；②認識下限層，提高產(chǎn)能，樹立產(chǎn)能形象；體積壓裂的預期目標7 / 43通過多級、多簇壓裂改造，最大限度增加水平井筒和地層的接觸面積；增加泄油面積，提高儲層的動用程度；減少儲層污染，提高單井產(chǎn)量和長期穩(wěn)產(chǎn)，以尋求黑帝廟油層經(jīng)濟有效的低滲油藏改造模式。主體壓裂設計思路和技術路線(1)采用體積壓裂工藝技術實現(xiàn)水平井充分改造目的；(2)實現(xiàn)多級、多簇壓裂，分 7 級壓裂改造使水平井筒與地層的接觸面積最大化，增加泄油面積；(3)根據(jù)確定的最優(yōu)裂縫半長和導流能力設計壓裂施工程序，并提出壓裂方案；(4)根據(jù)測試壓裂和實時裂縫監(jiān)測的結(jié)果以及施工情況不斷改進設計模型，優(yōu)化后續(xù)泵入的施工程序；(5)方案調(diào)整本著造長縫、滿足最低裂縫導流要求、確?？p口高導流能力、降低儲層傷害的原則，以最大化水平井段的動用程度和提高單井產(chǎn)能原則；(6)施工指揮和控制以安全第一為原則，確保施工順利進行。四、壓裂方式及地面工藝 壓裂方式：采取套管加油管注入壓裂。 井口管線連接：井口管線連接示意圖見圖 41。圖 41 井口管線連接示意圖 (260177。1m )(2605177。1m )8 / 43射孔及井下管柱結(jié)構(gòu)(見附圖 3)射孔及井下管柱結(jié)構(gòu)情況表設計參數(shù)分級 解釋層號 小層號底(m)頂(m)厚度(m) 相位封隔器型號封隔器位置(177。)滑套位置(177。)第一級第二級第三級第四級第五級第六級11第七級6頂封位置 Y445114 1725 備注：封隔器位置丈量按膠筒上端計算，請現(xiàn)場作業(yè)人員避開套管接箍。井口：700 型壓裂井口，700 型壓裂彎頭。地面管線：從井口兩個側(cè)翼接高壓彎頭，再接 2 7/8″高壓管匯兩組，其中一組地面管線接帶旋塞閥可隨時防噴的三通，錨定,兩組活動彎頭落地。說明：(1)在直井段采用磁性定位器對封隔器下深進行校核；(2)封隔器避開接箍：；1798；；1978；；2125； m(3)壓前必須通洗井，由壓準作業(yè)單位負責；9 / 43(4)嚴格控制管柱起下速度(不超過 10m/min)，保證井下工具不受損害；(5)要求全井壓裂管柱必須采用新油管，壓準時管柱絲扣連接必須牢固；(6)壓準完成時間與壓裂時間間隔不超過 12 小時；(7)由壓裂施工單位負責封隔器坐封、解封，封隔器廠家負責指導封隔器座封解封；(8)壓裂之前用防膨液灌滿井筒，壓后排液要連續(xù)；(9)地面管線與車輛連接(見圖 43)。圖 43 地面管線與車輛連接圖五、壓裂材料根據(jù)等井完井地質(zhì)總結(jié)報告中黑帝廟油層測溫資料，計算其平均地溫梯度為 ℃/100m。黑 168區(qū)塊黑帝廟油層平均埋深，計算油層溫度為℃，屬正常的溫度系統(tǒng)，綜合本井情況預測本井井底溫度為5062℃。壓裂液本井目的層溫度 ℃，選用締合壓裂液體系，其配方為： 壓裂液配方：基液：%ZX108 稠化劑交聯(lián)液：30%ZX100 交聯(lián)劑+15%ZX30交聯(lián)比：50：110 / 43基液粘度 mPaS，該壓裂液在溫度 100℃，剪切速率 11 下剪切 1h，粘度為 0 mPa?S。 注:現(xiàn)場施工時,用 1%的 KCL 灌井筒。壓裂支撐劑從鄰井的閉合壓力結(jié)合本井應力分析、考慮水平井復雜裂縫、長期裂縫導流能力，支撐劑選用粒徑2040 目 52MPa 陶粒，體積密度 ，視密度 ，該支撐劑在閉合壓力 52MPa 下，鋪置濃度為 5kg/m2 時，破碎率小于 5%。六、壓裂規(guī)模及裂縫模擬計算結(jié)果人工裂縫方位 本地區(qū)人工裂縫方位： (1)鄰井井主裂縫方位為 NE42176。，東翼長度 3m，西翼長度 ，裂縫總長 ，裂縫高度為Gm，有利于形成橫切縫(見圖 61) 黑 881 井裂縫方位擬合圖 黑 881 井裂縫高度圖圖 61 區(qū)塊裂縫方位測試結(jié)果圖及黑 881 井裂縫方位分析結(jié)果11 / 43(2)GH 井主裂縫方位為 NE108176。，東翼長度 ，西翼長度 ，裂縫總長 ，裂縫高度為21m，有利于形成橫切縫(見圖 62)HF圖 62 區(qū)塊裂縫方位測試結(jié)果圖及黑 883 井裂縫方位分析結(jié)果從鄰井兩口測人工裂縫解釋的結(jié)果與本井沿井筒方向儲層對比可以看出儲層連通性較好,有利于本井的裂縫擴展；有利于形成近東西向斜交縫或橫切縫。隔層分析根據(jù)本井應力分布及鄰井施工情況分析，施工層與隔層應力差值為 ，說明隔層具備較好的遮擋能力。壓裂井段上下隔層情況參考本井測井解釋成果結(jié)合鄰井黑 881(見表 61)、黑 883(見表 62)上下隔層情況，本井壓裂層段上下部有泥巖遮擋層，能起到較好的遮擋能力。表 61 DFG 井隔層特征隔層類別 井段 m 聲波時差 (us/m) 自然伽瑪 (API) 說明12 / 43起 止 厚上隔層 泥巖下隔層 泥巖表 62GFGH 井隔層特征井段 m隔層類別起 止 厚聲波時差(us/m)自然伽瑪(API) 說明上隔層 LK 77 泥巖下隔層 1560 76 泥巖裂縫參數(shù)的優(yōu)化(1)裂縫條數(shù)的優(yōu)化通過軟件分析,對儲層水平段最優(yōu)的裂縫條數(shù)進行優(yōu)化模擬，本井為 7 級壓裂。根據(jù)本次改造水平段長度，采取體積壓裂方式，油管注入壓裂不動管柱一次完成 21 個射孔段的壓裂，從而達到最大限度提高單井產(chǎn)能的目的。(2)裂縫方位的優(yōu)化ASD 井井深方向為南北向，通過對該區(qū)塊裂縫方位的分析可以得出，本井壓裂利于形成橫向裂縫，進一步提高儲層動用程度。從本井的基礎資料分析結(jié)合 FGG 油田水平井開發(fā)資料統(tǒng)計(見表 63)，得到本井水平段與水力裂縫方向垂直或斜交，油井產(chǎn)量高、穩(wěn)產(chǎn)期長。表 63 水平井開發(fā)產(chǎn)量對比表第一個月產(chǎn)量 第四個月產(chǎn)量 兩年平均產(chǎn)量水平段方向油(t/d) 油(t/d) 油(t/d)平行于裂縫 10 斜交于裂縫 6 垂直于裂縫 6 (3)裂縫長度的優(yōu)化根據(jù)最大化改造程度和施工能力利用該軟件對最優(yōu)的裂縫半長進行優(yōu)化模擬，根據(jù)儲層物性條件，受泄油半徑、斷層、鄰井等的限制，SSA 井第 1 和第 7 段優(yōu)化合理的半縫長為 140160m，第 2 至第 6 段優(yōu)化半縫長 130AA 米。壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化設計從鉆井穿層情況上看，SDC 井本次改造層段上下部隔層有較強的遮擋能力。PT 軟件模擬(見圖 611)該井施工參數(shù)為：施工排量 , 第 1 和第 7 段優(yōu)化合理的半縫長為 136m，第 2 至第 6 段優(yōu)化半縫長 121 米。13 / 43圖 611 第 2 至第 6 段裂縫剖面圖圖 612 第 1 和第 7 段裂縫剖面圖施工壓力預測(1)施工壓力模擬預測結(jié)果(見表 68)表 68 井口壓力預測排量 m3/min井口壓力 3 4 5延伸壓力梯度= 延伸壓力梯度= 延伸壓力梯度= 延伸壓力梯度= 延伸壓力梯度= 延伸壓力梯度= 井口壓力：25—45Mpa 水馬力：1875——3375KW14 / 43施工參數(shù)設計　第一段 第二段 第三段 第四段 第五段 第六段 第七段前置液 m 3攜砂液 m 3替置液 m 3總液量 m 3砂量 m 3排量 m 3/min砂比 %注入方式：采取直井段套管水平段油管注入方式。15 / 43七、主壓裂施工泵注程序設計壓裂施工泵注程序SDFA井第一級壓裂施工輸砂程序階 段 累 計 加 砂 速 度 砂 比 用 量 累 計 排 量 用 量 累 計 排 量 用 量 累 計 加 入 速 度 用 量 累 計min m3/min m3 m3 m3/minm3/m3 m3 m3 m3/min m3 m3 L/min m3 m3 Kg/min Kg Kg1 防 膨 劑 液2 前 置 液 4 80 ER 締 合 壓 裂 液3 攜 砂 液 4 104 8 SD 2040目 陶 粒 締 合 壓 裂 液4 攜 砂 液 107 12 SD 2040目 陶 粒 締 合 壓 裂 液5 攜 砂 液 131 17 SD 2040目 陶 粒 締 合 壓 裂 液6 攜 砂 液 143 20 SD 2040目 陶 粒 締 合 壓 裂 液7 攜 砂 液 176 23 2040目 陶 粒 締 合 壓 裂 液8 攜 砂 液 5 203 23 2040目 陶 粒 締 合 壓 裂 液9 攜 砂 液 5 236 26 2040目 陶 粒 締 合 壓 裂 液10 攜 砂 液 5 247 29 2040目 陶 粒 締 合 壓 裂 液11 后 置 液 5 260 基 液12 后 置 液 2 271 防 膨 液 送 球13注 ：步驟 工 序總排量 支 撐 劑 類 型兩 千 型 車 組支 撐 劑 基 液 交 聯(lián) 劑 尾 追 破 膠 劑井 段 ： 22772338m用 量 累 計 備 注施 工 時 間循 環(huán) ， 試 壓 ， 壓 裂 第 一 段投 球 壓 裂 下 一 層 交