【正文】 力 mN/m 結(jié)論 吸附前 吸附后 DL10 高吸附 BZP3 低吸附 ZA5 低吸附 HW10 低吸附 WD12 高吸附 表 18 破乳劑的性能評價結(jié)果 名稱 濃度， % 溫度（℃） 破乳率，％ FRZ4 70 1h,% BZP3 1h,% 粘土穩(wěn)定劑優(yōu)選 粘土穩(wěn)定劑的選擇以粘土礦物含量和類型多少，水敏性強弱而定。破乳劑是消除因壓裂液進(jìn)入地層后與原油形成的乳狀液，減少流體運移過程中的“賈敏效應(yīng)”，同時使乳化壓裂液破乳，促進(jìn)注入液體的排液速度，減少地層損害，提高壓裂效果。 表 16 稠化劑性能評價結(jié)果 名稱 外觀 粒度 含水率 % 水不溶物 % %膠液粘度 pH值 交聯(lián)性能 羥丙基瓜膠 (昆山 ) 淡黃色 粉末 98%過 120目 105 良好，能 挑掛 特級羥丙基瓜膠(寶豐春 ) 淡黃色粉末 98%過 120目 良好，能挑掛 羥丙基瓜膠 (吐哈 ) 淡黃色 粉末 98%過 120目 123 良好，能 挑掛 西南石油學(xué)院 2021 屆 (成人教育 )畢業(yè)設(shè)計 (論文 ) 20 助排破乳劑優(yōu)選 助排劑是通過降低處理液的表面張力和油水界面張力以及增大與巖石表面的接觸角，來降低處理液在地層流動中的毛管阻力，消除“水鎖”效應(yīng)。 壓裂液添加劑性能評價與優(yōu)選 稠化劑優(yōu)選 稠化劑性能主要以其增粘能力、交聯(lián)能力和水不溶物多少來表征，針對特低滲氣藏壓裂，水不溶物引起的壓裂液殘渣在考查稠化劑性能時顯得尤其重要。壓裂液的破膠返排，降低壓裂液的潛在二次傷害是主要問題。要求壓裂液具有足夠的粘度以確保施工造縫和攜砂，同時要求解決壓裂液低溫破膠問題。 油藏特點及其對壓裂液的要求 根據(jù)沙一油藏儲層的的特點和壓裂工藝的要求，壓裂液研究應(yīng)著重考慮： 1． 儲層壓力異常高（壓力系數(shù) ），地層破裂壓力高（ ～ ），在壓裂施工中應(yīng)著重考慮壓裂液的降摩阻問題。 5． 本井由于不進(jìn)行測試壓裂，則根據(jù)現(xiàn)場施工壓力變化狀況，在采用加砂壓裂第一套方案中，考慮降低高砂比的注入時間或降低砂比濃度，保證在 600kg/m3下 的施工。加砂過程中要求加砂平穩(wěn)、逐漸增加砂量。待提升排量達(dá)到新的穩(wěn)定后再加砂。 2． 在加砂過程中，根據(jù)施工壓力的變化情況，由現(xiàn)場施工領(lǐng)導(dǎo)小組確定是否提高排量，若提高排量，保證壓力在限壓范圍之內(nèi)，排量變化范圍為 － 。 3． 3 現(xiàn)場施工技術(shù)要求 1． 推薦方案為第一方案，若按此方案施工?？紤]壓裂液進(jìn)入地層對儲層可能的潛在傷害，因此， 本次設(shè)計不再提高前置液百分?jǐn)?shù)，但在施工中要嚴(yán)格觀測施工壓力的變化狀況，控制支撐劑的加入程序和速度，盡量降低砂堵的潛在風(fēng)險。 3． 設(shè)計的前置液百分?jǐn)?shù)為 47％ ,模擬得到的支撐裂縫與動態(tài)裂縫之比達(dá)到了 91%以上，遠(yuǎn)超過常規(guī)壓裂的安全有效動態(tài)比，即動態(tài)比在 80－ 85％之間是安全有效的。這與國外最新研究成果得到的結(jié)論是一致的。如果施工壓力超過滿足 ，降低到 － ，根據(jù)現(xiàn)場實際壓力確定。 10－ 4 2． 模擬計算結(jié)果 表 13 推薦施工模式模擬計算主要計算結(jié)果 名 稱 數(shù) 據(jù) 名 稱 數(shù) 據(jù) 裂縫條數(shù) 1 2 3 裂縫條數(shù) 1 2 3 裂縫形態(tài) 橫截裂縫 橫截裂縫 橫截裂縫 凈壓力 MPa 5 12 動態(tài)縫長 m 平均鋪置濃度 kg/m2 6 動態(tài)上縫高 m 液體效率 ％ 5 動態(tài)下縫高 m 壓裂液用量 m3 381 381 381 支撐縫長 m 動態(tài)比 % 91 94 96 支 撐上縫高 m 前置液百分?jǐn)?shù) ％ 47 47 47 支撐下縫高 m 表皮系數(shù) 5 5 5 射孔處動態(tài)縫寬 m 壓前產(chǎn)液量 m3/d 5 平均支撐縫寬 m 預(yù)計壓后產(chǎn)液量 m3/d 3． 泵注程序 表 14 施工泵注程序 (方案一 ) 序號 施工內(nèi)容 排 量 m3/min 純液量 m3 加砂程序lb/gal// kg/m3 砂量 m3 砂 量 t 混砂液量 m3 時間 min 施工累計時間 min 備注 1 低替前置液 23 23 23 23 基液 2 關(guān)套管閘門 公 66H 井壓裂工藝設(shè)計 15 續(xù)表 14 3 高擠前置液 0 12 2 基液 4 高擠前置液 0 90 15 加交聯(lián)液100： 5 高擠段塞 18 3 粉陶段塞，連續(xù)從 ↑ 6 高擠前置液 0 0 0 18 3 7 高擠段塞 3 18 3 段塞 8 高擠前置液 0 18 3 9 高擠段塞 7 5 18 3 段塞 10 高擠前置液 0 12 2 11 高擠攜砂液 2 12 2 線性加砂 12 高擠攜砂液 7 5 18 3 13 高擠攜砂液 8 1 12 2 14 高擠攜砂液 2 8 12 2 15 高擠攜砂液 4 5 18 3 16 高擠攜砂液 1 8 12 2 17 高擠攜砂液 9 9 18 3 18 高擠攜砂液 1 6 12 2 西南石油學(xué)院 2021 屆 (成人教育 )畢業(yè)設(shè)計 (論文 ) 16 續(xù)表 14 19 高擠攜砂液 7 2 12 2 20 高擠攜砂液 3 1 12 2 21 高擠攜砂液 9 8 12 2 22 高 擠攜砂液 1 6 1 23 高擠頂替液 0 停止交聯(lián) 24 停泵測壓降 60 合 計 391 0 表 15 施工泵注程序（方案二） 序號 施工內(nèi)容 排 量 m3/min 純液量 m3 加砂程序lb/gal// kg/m3 砂量 m3 砂 量 t 混砂液量 m3 時間 min 施工累計時間 min 備注 1 低替前置 液 24 24 24 24 基液 2 關(guān)套管閘 門 3 高擠前置 液 10 2 基液 4 高擠前置 液 80 16 加交聯(lián)液100： 5 高擠段塞 20 4 粉陶段塞，連續(xù)從 ↑ 6 高擠前置 液 0 0 20 4 7 高擠段塞 20 4 段塞 公 66H 井壓裂工藝設(shè)計 17 續(xù)表 15 8 高擠前置 液 15 3 9 高擠段塞 15 3 段塞 10 高擠前置 液 15 3 11 高擠攜砂 液 10 2 線性加砂 12 高擠攜砂 液 15 3 13 高擠攜砂 液 10 2 14 高擠攜砂 液 15 3 15 高擠攜砂 液 10 2 16 高擠攜砂 液 10 2 17 高擠攜砂 液 15 3 18 高擠攜砂 液 10 2 19 高擠攜砂 液 15 3 20 高擠攜砂 液 15 3 21 高擠攜砂 液 10 2 22 高擠攜砂 液 10 2 23 高擠頂替 液 停止交聯(lián) 西南石油學(xué)院 2021 屆 (成人教育 )畢業(yè)設(shè)計 (論文 ) 18 續(xù)表 15 24 停泵測壓 降 60 合 計 372 優(yōu)化設(shè)計基本認(rèn)識 1． 根據(jù)應(yīng)力梯度計算得 到的井口壓力優(yōu)化施工排量，滿足環(huán)空注液的井口壓力限制的最大排量為 、 。 2190m) 破壓 梯度 破裂 壓力 不同排量（ m3/min）下的井口施工壓力 MPa 總摩阻（ ） 水馬力 1369 1855 2368 2914 3493 4085 4744 5464 7053 7927 8846 壓裂車臺數(shù) 2 2 2 3 3 4 4 5 6 7 7 井口壓力（ ） 優(yōu)化設(shè)計 1． 模擬輸入?yún)?shù) 表 12 模擬計算輸入數(shù)據(jù) 名稱 數(shù)據(jù) 名稱 數(shù)據(jù) 施工中深 m 氣層厚度 m 有效滲透率 103μ m2 孔隙度 % 楊氏模量 MPa 29570 泊松比 儲層溫度 ℃ 70 N′ 西南石油學(xué)院 2021 屆 (成人教育 )畢業(yè)設(shè)計 (論文 ) 14 續(xù)表 12 泵注排量 m3/min k′ Pa178。根據(jù) ～ ～ 梯度模擬計算，模擬排量為 ～ ，計算結(jié)果見表 11。根據(jù) 公山廟 氣井壓裂狀況，以及對本井儲層應(yīng)力分析，建議公 66H 井壓裂井口采用 KQ70 型井口。 表 10 油管基本數(shù)據(jù)及強度校核數(shù)據(jù) 尺寸 鋼級 外徑 mm 內(nèi)徑 mm 壁厚 mm 內(nèi)容積 L/m 重量 kg/m 抗拉 t 抗擠 Mpa 抗內(nèi)壓 MPa 長度 m 油管 重量 t 安全 系數(shù) 剩余 拉力 t 最大 拉力 t 下入深度 m 2 7/8″ N80 2190 2190 封隔器及井口要求 由于套管頭