XX水平井分段压裂设计方案解析.doc
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1、XX裸眼水平井分段完井压裂设计XX裸眼水平井分段完井压裂设计设计单位:设计人: 初 审 人:审核单位:审核人: 审 批 人: 目 录一、施工目的1二、油井基本概况1(一)基本数据1(二)储层概况2三、压裂优化设计10(一)压裂设计依据10(二)裂缝方向10(三)压裂规模优化12(四)压裂材料选择12(五)泵注程序和裂缝参数模拟13(六)压裂管柱及配套17(七)压裂材料准备20四、压裂施工工序与压后排液管理21(一)准备阶段21(二)第一段主压裂21(三)第二段主压裂22(四)第三段主压裂22(五)第四段主压裂22(六)压后排液管理22五、施工风险分析及应急预案24(一)施工风险24(二)应急预
2、案24六、压裂施工质量控制要求29七、安全及环保控制311、安全控制31八、资料录取及提交要求34一、施工目的XX井为部署在xx的一口水平井,为提高该井单井产量和改善XX低渗透油藏开发效果,决定对该井实施分段压裂改造。二、油井基本概况(一)基本数据1.油井基础数据表1 XX井完井基本数据表钻井队地理位置井 别开发井构造位置井口坐标X:Y:地面海拔(m)设计井深 (m)斜深:垂深:靶心坐标联入(m)完钻井深 (m)斜深:垂深:开钻日期完钻日期人工井底(m)完 钻层 位靶心位移(m)固井质量造斜点数据深度,m最大井斜数据深度,( m)真方位,( )真方位,( )造斜率,(/10m)斜度,( )井
3、身结 构套 管程 序尺寸(mm)钢级壁厚(mm)下入深度 (m)双级箍位置(m)水泥返高深度(m)出地高(m)表 套地面油 套地面定 位短 节尺寸(mm)钢级下深(m-m)目的层附近套管接箍数据(由磁定位曲线读出)2.水平井眼轨迹 图1 XX井井眼轨迹图3.井身结构该井水平井段采用6”裸眼完井,具体数据详见图2。图2 XX井井身结构示意图(二)储层概况1、地层层序2、构造特征图 1 XX油层组底部构造等值线图图 2 XX砂岩顶面构造等值线图3、储层特征 岩石学特征 储层物性特征表 2 XX有效储层孔渗数据统计表4、砂体展布特征图 5 砂体对比剖面图5、流体性质6、地层压力与温度7、油藏类型与驱
4、动方式图 6 油藏剖面图8、录井岩性和油气显示情况表2 XX井水平段录井显示数据表井段(m)视厚(m)岩性录井评价发光岩屑占岩屑(%)级 别全烃 (%)基值 (%)净增值 (%)表3 XX井水平段测井综合解释成果数据表层号测量深度(m)视厚度(m)自然伽马(API)深感应电阻率(m)声波时差(s/m)补偿中子(%)泥质含量(%)孔隙度(%)渗透率(10-3m2)含油饱和度(%)解释结论图7 XX井水平段测井解释图10、邻井、邻区情况表4 邻井、邻区流体、压力、产量统计地层压力预测序号层位井深(m)压力系数备注1流体性质(1)钻井油气显示及试油结果井号层 位砂厚(垂深)录井显示(斜深)试油结果1
5、1、射孔段表5 XX井压裂段喷嘴位置表压裂段第一段第二段第三段第四段深度(m)喷嘴位置(m)三、压裂优化设计(一)压裂设计依据设计依据:该井压裂地质方案及相关资料。设计思路:对该井进行分段压裂,尽可能深度改造地层,提高油层导流能力;采用3油管注入,分段破胶技术,尽可能减小对地层的伤害,压裂过程中进行裂缝测试。根据完井管柱下入深度,确定的封隔器及滑套位置、工具位置见表6、图9。表6 XX井四级压裂裸眼封隔器及滑套位置数据表级数井段(测深)长度压裂滑套上封隔器下封隔器1234(二)裂缝方向图8 XX井裂缝与井身轨迹示意图图9 XX井压裂分段压裂工具位置图(三)压裂规模优化(四)压裂材料选择1、压裂
6、液选择 对压裂液的要求压裂层段温度65左右,要求采用中温的压裂液体系,剪切速率170S-1下,90min剪切粘度大于60mPa.s。 结合本井情况,精细调整交联比,确保压裂液交联性能良好; 压裂液类型及配方优选压裂液选择xx压裂液体系。配方如下:原胶液: 0.42%HPG(一级)+0.3%CX-307+0.6%粘土稳定剂 +0.1%HCHO(杀菌剂)PH调节剂:NaOH 0.020.032% 交联液:1.0%硼砂(最佳交联比现场确定)交联比:100:5破胶剂:胶囊破胶剂过硫酸铵活性水:0.4%粘土稳定剂+0.2%CX-307+清水要求:配液用水使用饮用水,保证压裂前基液粘度不小于35mPa.s
7、,PH值9-11。 现场配液及检测要求压裂施工前3h,取样测试每一罐中液体的粘度、PH值,常温下使用六速旋转粘度计170s1剪切,要求基液粘度大于35mPa.s;170s1剪切速率下连续剪切90min,粘度60mPa.s;破胶剂用胶囊和过硫酸铵,压后1.5h内破胶,破胶液粘度5mPa.s。2、支撑剂的选择根据邻井施工资料反映,区块延伸压力在0.017-0.019MPa/m之间,地层闭合压力在34.0-38.2MPa, (五)泵注程序和裂缝参数模拟根据XX井储层情况以及规模优化结合裂缝发育程度,分别为该井4段压裂进行了优化泵注程序设计,设计结果如下:1、第一级(-m)压裂泵注程序表7 XX井第一
8、级压裂泵注程序序号阶段液 名施工液量m3砂量m3混砂液量m3胶囊破胶剂KgAPS破胶剂Kg砂比%支撑剂类型排量m3/min时间min1前置液交联液2段 塞交联液3段 塞交联液4前置液交联液5携砂液交联液6携砂液交联液7携砂液交联液8携砂液交联液9携砂液交联液10顶替液原胶液小计备注:(1)现场施工技术人员可根据施工压力变化做好排量、胶联比等相关参数的调整。(2)压裂过程中进行裂缝测试。模拟裂缝形态如图10,模拟裂缝参数见表8图10 XX井第一级压裂裂缝模拟图表8 XX井第一级压裂裂缝模拟裂缝参数表总液量, m320/40陶粒,m3前置液体积, m340/70陶粒,m3前置液百分比,%支撑裂缝半
9、长, m平均支撑宽度, mm裂缝高度, m2、第二级(-m)压裂泵注程序表9 XX井第二级压裂泵注程序(六)压裂管柱及配套1、封隔器和压裂端口位置设计根据水平段测、录井解释成果,水平段分为段投产,裸眼封隔器的具体卡封位置见下表:表15 XX井四级压裂裸眼封隔器及滑套位置数据表级数井段(测深)长度压裂滑套上封隔器下封隔器12342、压裂井口及管柱选择 压裂井口图14 压裂井口设备及连接示意图第二级至第四级小球从旋塞阀投入,地面泵送小球。管柱选择表16 XX井压裂液摩阻系数套管/油管内径(cm)Q2P2Q3P3表17 施工排量下井口施工压力预测结果延伸压力梯度(MPa/m)4.0排量(m3/min
10、)下的井口压力(MPa)预测3、压裂工具规格及施工管柱组合XX井压裂工具管串系统设计见表18。表18 XX井压裂完井工具参数序号名称公称尺寸(in)初始剪切压力(打开压力)完全座封压力座封球备注长度外径内径外径in)1浮鞋2锁定球座3裸眼封隔器4压差滑套5投球压裂滑套1#6投球压裂滑套2#7投球压裂滑套3#16悬挂封隔器17备用坐封球座18脱手工具19液压坐封工具20提升短节21回接插入密封225.875扩孔器235.875扩孔器施工管柱结构: (七)压裂材料准备1、压裂液准备表19 压裂液、活性水及液罐备量表液体名称使用量(m3)准备量(m3)压裂液罐(30 m3/个)压裂液活性水交联剂表2
11、0 压裂液及活性水用量表压裂用添加剂浓度基 液活性水破胶剂实际用量羟丙基瓜尔胶Kg粘土稳定剂Kg 杀菌剂(甲醛) Kg破乳助排剂(CX-307)Kg氢氧化钠Kg硼砂Kg过硫酸铵(APS)Kg胶囊破胶剂Kg169.9180备注:NaOH加入量,以调节基液PH值9-11为准。2、支撑剂准备3、压裂施工准备四、压裂施工工序与压后排液管理(一)准备阶段(1)压裂作业人员摆好油管、压裂车组,接好高、低压管线、管汇;(2)召开设计交底、安全、分工会议;(3)按要求安装井口投球管线;(4)连接高压管线;(5)所有施工人员参加安全会;(6)压裂车走泵、循环;(7)地面管线试压70 MPa,并监测10min压力
12、,不刺不漏为合格,然后泄压;(8)确认关闭大四通侧翼阀门,打开主阀门;(9)关闭2号阀;(10)打开1号阀;(11)从1号阀投入第二级压裂小球,关闭1号阀;(12)起泵,开始测试压裂施工。(二)第一段主压裂(1)按照第一段泵注程序进行;(2)在完成顶替阶段时降低排量到2.5 m3/min;(3)打开2号阀,投第二级小球;(4)关闭2号阀,打开1号阀,装入第三级压裂球,关闭1号阀;(5)投球人员撤离井口,恢复4.0 m3/min排量;(6)开始下一级前置液,顶替10.0( 13.8)m3时降低排量到1 m3/min,等待小球入座;(7)小球入座确认滑套打开后恢复4.0 m3/min排量。(三)第
13、二段主压裂(1)按照第二段泵注程序进行;(2)在完成顶替阶段时降低排量到2.5 m3/min;(3)打开2号阀,投第三级小球;(4)关闭2号阀,打开1号阀,装入第四级压裂球,关闭1号阀;(5)投球人员撤离井口,恢复4.0 m3/min排量;(6)开始下一级前置液,顶替9.0 (13.1)m3时降低排量到1 m3/min,等待小球入座;(7)小球入座确认滑套打开后恢复4.0 m3/min排量。(四)第三段主压裂(1)按照第三段泵注程序进行;(2)在完成顶替阶段时降低排量到2.5 m3/min;(3)打开2号阀,投第四级小球;(4)关闭2号阀;(5)投球人员撤离井口,恢复4.0 m3/min排量;
14、(6)开始下一级前置液,顶替8.5(12.5)m3时降低排量到1 m3/min,等待小球入座;(7)小球入座确认滑套打开后恢复3.5 m3/min排量。(五)第四段主压裂按第四级压裂施工程序泵注,正常顶替11.8m3原胶。施工完成后停泵,将预先准备好的返排管线与井口连接,及时放喷排液。(六)压后排液管理1、使用地面流程控制放喷排液;压裂过程中,放喷管线接侧翼放喷;压裂施工完成后地面放喷管线接捕球器(服务公司提供),为保证球能顺利返出,放喷管线接主通径,要求捕球器前的放喷管线内经大于等于76mm;2、最后一层压裂施工结束后,关井2小时待压裂液破胶。同时拆除压裂设备,安装排液管线,用2mm油嘴控制
15、放喷压裂液,防止地层出砂砂埋滑套通道,随后根据井口压力变化更换3-4mm油嘴,油嘴使用视开井时井口压力而定,可参考以下表油嘴执行。油压(MPa)15.010.0-5.05.0油嘴(mm)2.03.04.0更换大油嘴后当放喷出液一个油管容积后取样观察是否出砂,若有出砂,立即更换为小油嘴,防止出砂。排液过程中每隔2小时取样观察出砂和压裂液破胶情况。 4、根据放喷情况随时调整放喷措施,试油队负责排液的全过程并做好残液计量工作。5、排液结束后,检查排出的球,并做好记录。6、如果不能自动排液,更换为2”油管进行抽汲:2”油管+2m筛管+油管接箍管鞋(接箍内带“十字叉”),下深1810m;抽汲排液要求:抽
16、汲过程中抽子下放速度应均匀,在抽子接近液面时要减速,抽子的沉没度一般应保持在200m以内,最大抽深1700m。每抽35次应将抽子提出进行检查或更换。(1)求产排液情况达到液性稳定和产量稳定标准时,进行求产,求产时间3天。液性稳定标准为:排出液CL-含量3d内波动值小于10%。产量稳定标准为:当产量大于5m3/d时,连续3d的产量波动值小于10,当产量小于5m3/d时,连续3d的产量波动值小于15。排液过程中在0.5小时、1小时、4小时、8小时,以后每隔8小时监测返排液的粘度、PH值及含砂量,每4小时取一次水样进行氯根含量分析,并进行相应记录。求产过程中要求准确计量油、水产量,每8h统计一次油、
17、气、水产量及CL-含量。在求产结束前取油、气、水全分析样品各2个,送化验室分析。(2)高压物性取样在放喷排液或者抽汲排液过程中,当达到高压物性取样要求时,进行高压物性取样。要求至少录取三个油样,一主两辅。室内分析试验:原油高压物性分析主要包括恒质量膨胀、闪蒸分离等试验,由此获得饱和压力、压缩系数、地层原油粘度、气油比、体积系数、收缩率、地层原油密度、溶解系数、天然气相对密度、总压缩系数等参数。(3)测压恢复高压物性取样结束后,关井测压力恢复,压力计下深1800m,关井7-10天。压恢测试合格后,将成果报开发处和工程技术处,根据要求进行下步措施。五、施工风险分析及应急预案(一)施工风险(1)地层
18、不吸液的情况;(2)井口压力达到限压仍不能压开地层;(3)投球不到位的情况;(4)发生砂堵的情况;(5)加砂过程中压力突然异常下降,裸眼封隔器失效。(二)应急预案(1)施工压不开或不进液的应急预案:在压裂施工中出现压不开或不进液情况的处理程序。分以下几种情况的操作方法: 压不开。这种情况下根据压裂进液量会有两种情况,一种是压裂施工压力高,但是仍然具有一定的进液量(进液量0.5m3/min);另外一种是压裂施工压力高,但是进液量很小甚至没有(进液量0.5m3/min)。 泵送堵球至球座。这种情况是压裂时具有一定的进液量(进液量0.5m3/min),此时可保持一定的低排量(0.5m3/min),将
19、下一级堵球泵送至球座,当球到达滑套的球座后,油管内憋压打开滑套,将排量提高到设计排量进行后继施工。 推球至球座。当压裂发生进液很少(进液量0.5m3/min)甚至不进液的情况后,需要用连续油管来推下一级堵球到球座上。 压裂滑套开启。这种情况是连续油管被用来将球推到球座上。推荐以下步骤来开启压裂滑套打开喷砂口: A.确保将球推到对应的球座位置。B.在泵注过程中,重复起下连续油管,通过连续油管推动堵球以确定下入阻力来自于堵球座封。C.停止通过连续油管的泵注,关闭连续油管返排管线,准备憋压。D.推动堵球到达球座并起泵,在井筒内憋压开启滑套打开喷砂口。这时我们有可能实现憋压并开启喷砂口,也可能由于堵球
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