MIEnergyCorporation體積壓裂與縫網(wǎng)壓裂技術(shù)

2012年11月

MIEnergyCorporationavalueaddedoil&gaspartnerMIEnergyCorporation體積壓裂與縫網(wǎng)壓目錄一、體積壓裂二、縫網(wǎng)壓裂三、壓裂工藝四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點五、DB22-3縫網(wǎng)壓裂實施要點六、初步評價七、下步建議MIEnergyCorporation目錄一、體積壓裂MIEnergyCorporaMIEnergyCorporation一、體積壓裂

以水力壓裂技術(shù)手段實施對油氣儲集巖層的三維立體改造，形成人工裂縫立體網(wǎng)絡，實現(xiàn)儲層內(nèi)壓裂裂縫波及體積的最大化，從而極大地提高儲層有效滲透率，提高采油采氣井的產(chǎn)量。MIEnergyCorporation一、體積壓裂

體積壓裂一般應用分段多簇射孔技術(shù)和裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)，壓裂材料一般采用低黏度壓裂液和裂縫轉(zhuǎn)向控制材料，并盡可能采用較大液體用量和較高的施工排量，在主裂縫側(cè)向強制形成次生裂縫，并實現(xiàn)次生裂縫繼續(xù)分枝，形成二級乃至多級次生裂縫，最終使主裂縫與多級次生裂縫相互交織，形成立體的裂縫網(wǎng)絡系統(tǒng)，實現(xiàn)儲層內(nèi)天然裂縫、巖石層理的大范圍有效溝通。

MIEnergyCorporation一、體積壓裂體積壓裂一般應用分段多簇射孔技術(shù)和裂縫轉(zhuǎn)向技

體積壓裂可以使垂直井縱向動用更多的層，水平井橫向動用更多的段。目前體積壓裂改造水平井段長一般可達到1000—2000米，分段10段—20段，直井壓裂5層—10層。該技術(shù)在國外油氣田得到了有效應用。在國內(nèi)還處于試驗應用階段

MIEnergyCorporation一、體積壓裂體積壓裂可以使垂直井縱向動用更多的層，水平井原理是利用儲層兩個水平主應力差值與裂縫延伸凈壓力的關(guān)系，一旦實現(xiàn)裂縫延伸凈壓力大于兩個水平主應力的差值，就會產(chǎn)生分支縫，分支縫沿著天然裂縫繼續(xù)延伸，最終可形成以主裂縫為主干的縱橫交錯的“網(wǎng)狀縫”系統(tǒng)。MIEnergyCorporation二、縫網(wǎng)壓裂原理是利用儲層兩個水平主應力差值與裂縫延伸凈壓力的關(guān)

對于期望形成的人工裂縫和天然裂縫共同作用的形態(tài)，如果在直井實施稱為縫網(wǎng)壓裂，在水平井實施稱為體積壓裂。

這種技術(shù)的實施對地應力的狀況有一定的要求，最大主應力和最小主應力差不能過大，轉(zhuǎn)向壓裂一般不超過10兆帕，縫網(wǎng)壓裂要求的應力差就要更小些。同時與儲層厚度、砂泥層之間的應力差也有一定的關(guān)系。

MIEnergyCorporation二、縫網(wǎng)壓裂對于期望形成的人工裂縫和天然裂縫共同作用的形態(tài)，MIEnergyCorporation二、縫網(wǎng)壓裂

實施手段方面：一是采用變參數(shù)射孔、二是壓裂時變排量變粒徑加砂、三是適時停泵。

這種技術(shù)目前的描述主要還停留在理論層面，因為缺乏有效的地下形態(tài)監(jiān)測技術(shù)，現(xiàn)有的大地電位法、微地震法、井溫測試法都無法有效的監(jiān)測這種技術(shù)形成的裂縫形態(tài)，至少是精度很難達到實際的需求。

MIEnergyCorporation二、縫網(wǎng)壓裂

壓裂工藝體現(xiàn)了“兩大、兩小”特征，“兩大”是指：①大排量，施工排量10m3/min以上；

②大液量，單井用液量2000～5000m3?！皟尚　笔侵福孩傩×街蝿?，支撐劑一般采用70/100目和40/70目陶粒，②小砂比，平均砂液比為3%～5%，最高砂液比不超過10.0%。

MIEnergyCorporation三、壓裂工藝壓裂工藝體現(xiàn)了“兩大、兩小”特征，“兩大”是指：

壓裂液體系以滑溜水為主，滑溜水可以采用陰離子聚合物，也可以用低濃度瓜膠。

水平井為了壓裂形成網(wǎng)狀裂縫、提高改造體積，采用分簇射孔技術(shù)，每級分4～6簇射孔，每簇長度0.46～0.77m，簇間距20～30m，孔密16～20孔/m，孔徑13mm，相位角60°或者180°。MIEnergyCorporation三、壓裂工藝壓裂液體系以滑溜水為主，滑溜水可以采用陰離子聚合MIEnergyCorporation三、壓裂工藝

分段壓裂技術(shù)施工參數(shù)：

施工排量為12.7～19.0m3/min每段用量2000～5000m3；支撐劑單井用量為60～190m3，100目（0.15毫米）支撐劑30～360kg/m3斜坡遞增濃度，40/70目（0.45/0.25毫米）支撐劑30～600kg/m3斜坡遞增濃度。MIEnergyCorporation三、壓裂工藝

MIEnergyCorporation三、壓裂工藝

MIEnergyCorporation三、壓裂工藝

MIEnergyCorporation三、壓裂工藝

MIEnergyCorporation三、壓裂油井基礎數(shù)據(jù)MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點

地理位置吉林省大安市聯(lián)合鄉(xiāng)劉圍子屯西約0.4千米開鉆日期2006.6.10固井質(zhì)量合格不同壁厚mm下深mP110*7.722117.23-2119.97；P110*7.722118.84-2121.56；套管鞋

2385.51；完鉆日期2006.6.16套管規(guī)范mm139.70完鉆井深m2386.0射孔槍型102水泥返深m1678.0孔

密16套管接箍m人工井底m2373.56套管頭至補心距m4.8油井基礎數(shù)據(jù)MIEnergyCorporation四、D射孔層段數(shù)據(jù)MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點序號層號射孔井段(m)厚

度(m)孔

密（孔/m）孔

數(shù)自至夾層射開有效應射實射1123-22208.72204.3

4.44.416707021022192.72191.711.61.01.01616163922190.12189.11.61.01.01616164822181.92180.77.21.21.21619195612156.12154.424.61.71.71627272154.12152.70.31.41.4162222射孔層段數(shù)據(jù)MIEnergyCorporation四、壓裂層段MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點層序?qū)犹柧?/p>

段(m)砂巖厚度(m)有效厚度(m)上隔層厚度(m)下隔層厚度(m)1q4122208.7~2204.38.44.411.6-以往生產(chǎn)簡況

2006年9月壓裂投產(chǎn)，初期產(chǎn)液3.9噸/天，產(chǎn)油2.1噸/天，產(chǎn)量較高。截至到2012年4月份，提撈產(chǎn)液量0.2噸/天，產(chǎn)油0.2噸/天，穩(wěn)定產(chǎn)量基本不變。生產(chǎn)情況見下圖1。壓裂層段MIEnergyCorporation四、DBMIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點MIEnergyCorporation四、DB22-3MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點地質(zhì)狀況該井位于吉林省大安市聯(lián)合鄉(xiāng)劉圍子屯西約0.4千米處，是松遼盆地南部中央坳陷區(qū)紅崗階地大安構(gòu)造的一口開發(fā)生產(chǎn)井。改造的目的層為泉頭組12-6號層，測井解釋儲層平均有效孔隙度6.8％，滲透率0.2mD，平均泥質(zhì)含量21.3％，屬于低滲儲層。大安油田22口取心井中共觀察到裂縫508條，對裂縫的觀察分析如下根據(jù)巖心觀察本區(qū)張裂縫占29.0％，張剪性裂縫占34.17％，剪切裂縫占36.75％，反映本區(qū)裂縫以剪性和張剪性裂縫為主，其次為張裂縫該區(qū)以高角度裂縫為主，其中傾角大于45°的占64.6％。而傾角小于30°的裂縫多分布于泥巖之中，為近水平的滑脫縫。MIEnergyCorporation四、DB22-3MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點解釋層號射開井段

m射開厚度

m壓前停泵mpa前置液

（m3/min；m3）攜砂液

（m3/min；m3）平均砂比%替擠液

（m3/min；m3）陶粒

（m3）排量實際排量實際排量實際設計實際122210-2205.64.415.33.019.73.043.520.73.05.29.09.010-82194-21823.217.03.231.23.262.719.63.26.612.012.362157.4-2154.03.418.33.224.73.247.318.23.25.48.08.62006年8月30日壓裂，通過分層改造，三個層施工參數(shù)見下表：MIEnergyCorporation四、DB22-3壓裂液選擇MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點液體名稱編號產(chǎn)品名稱單位用量壓裂液I型1220m31Z_PJXkg24402kclkg122003JZ_Pkg2440壓裂液II型600m34Z_PJXkg12005kclkg6000凍膠壓裂液200m36改性瓜膠kg8007助排劑kg2008破乳劑kg1009碳酸鈉kg36010碳酸氫鈉kg7211防膨劑kg2000交聯(lián)液12有機膨kg400現(xiàn)場準備13過硫酸鉀kg30014高溫破膠劑kg50壓裂液選擇MIEnergyCorporation四、DMIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點

支撐劑選擇依據(jù)本井地質(zhì)情況及目的層的埋藏深度并按照石油天然氣行業(yè)標準SY/T5108-2006《壓裂支撐劑性能指標及測試推薦方法》，并結(jié)合該井工藝需求，經(jīng)過篩選確定100目粉砂2.0m3和0.425-0.85mm抗壓52MPa（20-40目）陶粒20m3（目數(shù)=25.4/直徑*0.65）MIEnergyCorporation四、DB22-3MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點步施工時間（min）工

序排量(m3/min)壓裂液用量(m3)驟階段累積階段累積111測試壓裂221212測試壓裂334313測試壓裂448414測試壓裂5513515測試壓裂6619616測試壓裂7726739測試壓裂824508110測試壓裂55559111測試壓裂2257106071停泵測壓降

備注：選用壓裂液I型進行小型壓裂測試DB22-3井q412層測試壓裂施工工序表MIEnergyCorporation四、DB22-3MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點步施工時間工排量支

撐

劑壓裂液階段累積類型砂比用量累積用

量累積驟minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m31108.3108.3I型液6.0650.0650.02120.0228.3II型液5.0600.01250.03110.0338.3I型液5.0550.01800.082.7341.0I型液6.016.01816.092.8343.8I型液6.0100目粉砂3630.50.516.71832.7101.7345.5I型液6.0100目粉砂6050.51.010.01842.71512.5358.0凍膠4.050.01892.71610.3368.3凍膠4.020-40陶粒8652.03.040.01932.71718.6386.9凍膠4.020-40陶粒12075.08.071.42004.11821.3408.2凍膠4.020-40陶粒172108.016.080.02084.1197.8416.0凍膠4.020-40陶粒241144.020.028.62112.7201.6417.6凍膠4.020-40陶粒310181.021.05.62118.3212.5420.1替擠液4.010.12128.4備注：壓后測瞬時停泵壓力。平均砂比%9.31清水比例%84.57DB22-3井q412號層主壓裂施工工序表表2-1MIEnergyCorporation四、DB22-3

步施工時間工排量支

撐

劑壓裂液階段累積類型砂比用量累積用

量累積驟minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m3192.992.9I型液7.0650.0650.02120.0212.9II型液5.0600.01250.03110.0322.9I型液5.0550.01800.082.3325.2I型液7.016.01816.092.4327.6I型液7.0100目粉砂3630.50.516.71832.7101.5329.1I型液7.0100目粉砂6050.51.010.01842.71512.5341.6凍膠4.050.01892.71610.3351.9凍膠4.020-40陶粒8652.03.040.01932.71718.6370.5凍膠4.020-40陶粒12075.08.071.42004.11821.3391.8凍膠4.020-40陶粒172108.016.080.02084.1197.8399.6凍膠4.020-40陶粒241144.020.028.62112.7201.6401.2凍膠4.020-40陶粒310181.021.05.62118.3212.5403.7替擠液4.010.12128.4備注：壓后測瞬時停泵壓力。平均砂比%9.31清水比例%84.57MIEnergyCorporationDB22-3井q412號層主壓裂施工工序表表2-2四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點

步施工時間工排量支撐劑壓裂液步施工時間工排量支

撐

劑壓裂液階段累積類型砂比用量累積用

量累積驟minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m3181.381.3I型液8.0650.0650.02120.0201.3II型液5.0600.01250.03110.0311.3I型液5.0550.01800.082.0313.3I型液8.016.01816.092.4315.7I型液7.0100目粉砂3630.50.516.71832.7101.5317.2I型液7.0100目粉砂6050.51.010.01842.71512.5329.7凍膠4.050.01892.71610.3340.0凍膠4.020-40陶粒8652.03.040.01932.71718.6358.6凍膠4.020-40陶粒12075.08.071.42004.11821.3379.9凍膠4.020-40陶粒172108.016.080.02084.1197.8387.7凍膠4.020-40陶粒241144.020.028.62112.7201.6389.3凍膠4.020-40陶粒310181.021.05.62118.3212.5391.8替擠液4.010.12128.4備注：壓后測瞬時停泵壓力。平均砂比%9.31清水比例%84.57MIEnergyCorporationDB22-3井q412號層主壓裂施工工序表表2-3四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點步施工時間工排量支撐劑壓裂液階段累積類型砂比用量累積五、DB22-3縫網(wǎng)壓裂實施要點

2012年11月01日施工動用8臺2500型泵車，50方拖罐18臺，40方軟體罐10部，其他罐車5臺，合計罐33臺（部），全部罐容積1400方。

實現(xiàn)總液量1910.5方、最高排量7.67方、最高壓力59.2兆帕、停泵壓力17.3兆帕、加陶粒7.4方。施工教訓是老井井況差，需要事先做好一切準備，由于儲液罐有限（設計液量2128方）施工排量高，配液、供液不但要保證速度還要保證質(zhì)量。冬季施工由于液罐閥門、管線、井口等需要加溫，施工時間延長。MIEnergyCorporation五、DB22-3縫網(wǎng)壓裂實施要點201五、DB22-3縫網(wǎng)壓裂實施要點MIEnergyCorporation小型測試曲線五、DB22-3縫網(wǎng)壓裂實施要點MIEnergyCor五、DB22-3縫網(wǎng)壓裂實施要點MIEnergyCorporation壓裂施工曲線五、DB22-3縫網(wǎng)壓裂實施要點MIEnergyCor六、試驗初步評價該井2006年9月2日投產(chǎn)，至措施前6年共計生產(chǎn)原油732噸，措施前10個月?lián)朴推骄庐a(chǎn)9噸，日產(chǎn)0.3噸。該井11月3日壓后返排，自噴排液647方（自噴返排率33.8%）11月8日下38泵投產(chǎn)，泵掛1700米，沖程3米，沖數(shù)4.5次，至12月25日投產(chǎn)47天生產(chǎn)原油195.8噸，（平均日產(chǎn)4.1噸）25日數(shù)據(jù)產(chǎn)液8.1方、產(chǎn)油4.4噸、含水45.07%、動液面1653米。（一月5日總液量1141總油236.2）該井壓準、投產(chǎn)作業(yè)、壓裂施工、壓裂材料共計投入160萬元，按每噸4000元計，生產(chǎn)400噸原油收回成本。MIEnergyCorporation六、試驗初步評價該井2006年9月2日投產(chǎn)，至措施前6年共計六、試驗初步評價MIEnergyCorporation六、試驗初步評價MIEnergyCorporation七、下步試驗建議擴大試驗，再試驗3-5口井以便進一步評價在廟3水源保護區(qū)不許注水開發(fā)的區(qū)塊應用試驗在儲量豐度低AB塊做抽稀井網(wǎng)開發(fā)應用試驗在構(gòu)造邊緣井、受注水影響不明顯的控制井應用試驗在獨立的小構(gòu)造不適宜注水開發(fā)的小區(qū)塊應用試驗MIEnergyCorporation七、下步試驗建議擴大試驗，再試驗3-5口井以便進一步評價MIMIEnergyCorporation體積壓裂與縫網(wǎng)壓裂技術(shù)

2012年11月

MIEnergyCorporationavalueaddedoil&gaspartnerMIEnergyCorporation體積壓裂與縫網(wǎng)壓目錄一、體積壓裂二、縫網(wǎng)壓裂三、壓裂工藝四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點五、DB22-3縫網(wǎng)壓裂實施要點六、初步評價七、下步建議MIEnergyCorporation目錄一、體積壓裂MIEnergyCorporaMIEnergyCorporation一、體積壓裂

以水力壓裂技術(shù)手段實施對油氣儲集巖層的三維立體改造，形成人工裂縫立體網(wǎng)絡，實現(xiàn)儲層內(nèi)壓裂裂縫波及體積的最大化，從而極大地提高儲層有效滲透率，提高采油采氣井的產(chǎn)量。MIEnergyCorporation一、體積壓裂

體積壓裂一般應用分段多簇射孔技術(shù)和裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)，壓裂材料一般采用低黏度壓裂液和裂縫轉(zhuǎn)向控制材料，并盡可能采用較大液體用量和較高的施工排量，在主裂縫側(cè)向強制形成次生裂縫，并實現(xiàn)次生裂縫繼續(xù)分枝，形成二級乃至多級次生裂縫，最終使主裂縫與多級次生裂縫相互交織，形成立體的裂縫網(wǎng)絡系統(tǒng)，實現(xiàn)儲層內(nèi)天然裂縫、巖石層理的大范圍有效溝通。

MIEnergyCorporation一、體積壓裂體積壓裂一般應用分段多簇射孔技術(shù)和裂縫轉(zhuǎn)向技

體積壓裂可以使垂直井縱向動用更多的層，水平井橫向動用更多的段。目前體積壓裂改造水平井段長一般可達到1000—2000米，分段10段—20段，直井壓裂5層—10層。該技術(shù)在國外油氣田得到了有效應用。在國內(nèi)還處于試驗應用階段

MIEnergyCorporation一、體積壓裂體積壓裂可以使垂直井縱向動用更多的層，水平井原理是利用儲層兩個水平主應力差值與裂縫延伸凈壓力的關(guān)系，一旦實現(xiàn)裂縫延伸凈壓力大于兩個水平主應力的差值，就會產(chǎn)生分支縫，分支縫沿著天然裂縫繼續(xù)延伸，最終可形成以主裂縫為主干的縱橫交錯的“網(wǎng)狀縫”系統(tǒng)。MIEnergyCorporation二、縫網(wǎng)壓裂原理是利用儲層兩個水平主應力差值與裂縫延伸凈壓力的關(guān)

對于期望形成的人工裂縫和天然裂縫共同作用的形態(tài)，如果在直井實施稱為縫網(wǎng)壓裂，在水平井實施稱為體積壓裂。

這種技術(shù)的實施對地應力的狀況有一定的要求，最大主應力和最小主應力差不能過大，轉(zhuǎn)向壓裂一般不超過10兆帕，縫網(wǎng)壓裂要求的應力差就要更小些。同時與儲層厚度、砂泥層之間的應力差也有一定的關(guān)系。

MIEnergyCorporation二、縫網(wǎng)壓裂對于期望形成的人工裂縫和天然裂縫共同作用的形態(tài)，MIEnergyCorporation二、縫網(wǎng)壓裂

實施手段方面：一是采用變參數(shù)射孔、二是壓裂時變排量變粒徑加砂、三是適時停泵。

這種技術(shù)目前的描述主要還停留在理論層面，因為缺乏有效的地下形態(tài)監(jiān)測技術(shù)，現(xiàn)有的大地電位法、微地震法、井溫測試法都無法有效的監(jiān)測這種技術(shù)形成的裂縫形態(tài)，至少是精度很難達到實際的需求。

MIEnergyCorporation二、縫網(wǎng)壓裂

壓裂工藝體現(xiàn)了“兩大、兩小”特征，“兩大”是指：①大排量，施工排量10m3/min以上；

②大液量，單井用液量2000～5000m3?！皟尚　笔侵福孩傩×街蝿蝿┮话悴捎?0/100目和40/70目陶粒，②小砂比，平均砂液比為3%～5%，最高砂液比不超過10.0%。

MIEnergyCorporation三、壓裂工藝壓裂工藝體現(xiàn)了“兩大、兩小”特征，“兩大”是指：

壓裂液體系以滑溜水為主，滑溜水可以采用陰離子聚合物，也可以用低濃度瓜膠。

水平井為了壓裂形成網(wǎng)狀裂縫、提高改造體積，采用分簇射孔技術(shù)，每級分4～6簇射孔，每簇長度0.46～0.77m，簇間距20～30m，孔密16～20孔/m，孔徑13mm，相位角60°或者180°。MIEnergyCorporation三、壓裂工藝壓裂液體系以滑溜水為主，滑溜水可以采用陰離子聚合MIEnergyCorporation三、壓裂工藝

分段壓裂技術(shù)施工參數(shù)：

施工排量為12.7～19.0m3/min每段用量2000～5000m3；支撐劑單井用量為60～190m3，100目（0.15毫米）支撐劑30～360kg/m3斜坡遞增濃度，40/70目（0.45/0.25毫米）支撐劑30～600kg/m3斜坡遞增濃度。MIEnergyCorporation三、壓裂工藝

MIEnergyCorporation三、壓裂工藝

MIEnergyCorporation三、壓裂工藝

MIEnergyCorporation三、壓裂工藝

MIEnergyCorporation三、壓裂油井基礎數(shù)據(jù)MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點

地理位置吉林省大安市聯(lián)合鄉(xiāng)劉圍子屯西約0.4千米開鉆日期2006.6.10固井質(zhì)量合格不同壁厚mm下深mP110*7.722117.23-2119.97；P110*7.722118.84-2121.56；套管鞋

2385.51；完鉆日期2006.6.16套管規(guī)范mm139.70完鉆井深m2386.0射孔槍型102水泥返深m1678.0孔

密16套管接箍m人工井底m2373.56套管頭至補心距m4.8油井基礎數(shù)據(jù)MIEnergyCorporation四、D射孔層段數(shù)據(jù)MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點序號層號射孔井段(m)厚

度(m)孔

密（孔/m）孔

數(shù)自至夾層射開有效應射實射1123-22208.72204.3

4.44.416707021022192.72191.711.61.01.01616163922190.12189.11.61.01.01616164822181.92180.77.21.21.21619195612156.12154.424.61.71.71627272154.12152.70.31.41.4162222射孔層段數(shù)據(jù)MIEnergyCorporation四、壓裂層段MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點層序?qū)犹柧?/p>

段(m)砂巖厚度(m)有效厚度(m)上隔層厚度(m)下隔層厚度(m)1q4122208.7~2204.38.44.411.6-以往生產(chǎn)簡況

2006年9月壓裂投產(chǎn)，初期產(chǎn)液3.9噸/天，產(chǎn)油2.1噸/天，產(chǎn)量較高。截至到2012年4月份，提撈產(chǎn)液量0.2噸/天，產(chǎn)油0.2噸/天，穩(wěn)定產(chǎn)量基本不變。生產(chǎn)情況見下圖1。壓裂層段MIEnergyCorporation四、DBMIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點MIEnergyCorporation四、DB22-3MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點地質(zhì)狀況該井位于吉林省大安市聯(lián)合鄉(xiāng)劉圍子屯西約0.4千米處，是松遼盆地南部中央坳陷區(qū)紅崗階地大安構(gòu)造的一口開發(fā)生產(chǎn)井。改造的目的層為泉頭組12-6號層，測井解釋儲層平均有效孔隙度6.8％，滲透率0.2mD，平均泥質(zhì)含量21.3％，屬于低滲儲層。大安油田22口取心井中共觀察到裂縫508條，對裂縫的觀察分析如下根據(jù)巖心觀察本區(qū)張裂縫占29.0％，張剪性裂縫占34.17％，剪切裂縫占36.75％，反映本區(qū)裂縫以剪性和張剪性裂縫為主，其次為張裂縫該區(qū)以高角度裂縫為主，其中傾角大于45°的占64.6％。而傾角小于30°的裂縫多分布于泥巖之中，為近水平的滑脫縫。MIEnergyCorporation四、DB22-3MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點解釋層號射開井段

m射開厚度

m壓前停泵mpa前置液

（m3/min；m3）攜砂液

（m3/min；m3）平均砂比%替擠液

（m3/min；m3）陶粒

（m3）排量實際排量實際排量實際設計實際122210-2205.64.415.33.019.73.043.520.73.05.29.09.010-82194-21823.217.03.231.23.262.719.63.26.612.012.362157.4-2154.03.418.33.224.73.247.318.23.25.48.08.62006年8月30日壓裂，通過分層改造，三個層施工參數(shù)見下表：MIEnergyCorporation四、DB22-3壓裂液選擇MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點液體名稱編號產(chǎn)品名稱單位用量壓裂液I型1220m31Z_PJXkg24402kclkg122003JZ_Pkg2440壓裂液II型600m34Z_PJXkg12005kclkg6000凍膠壓裂液200m36改性瓜膠kg8007助排劑kg2008破乳劑kg1009碳酸鈉kg36010碳酸氫鈉kg7211防膨劑kg2000交聯(lián)液12有機膨kg400現(xiàn)場準備13過硫酸鉀kg30014高溫破膠劑kg50壓裂液選擇MIEnergyCorporation四、DMIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點

支撐劑選擇依據(jù)本井地質(zhì)情況及目的層的埋藏深度并按照石油天然氣行業(yè)標準SY/T5108-2006《壓裂支撐劑性能指標及測試推薦方法》，并結(jié)合該井工藝需求，經(jīng)過篩選確定100目粉砂2.0m3和0.425-0.85mm抗壓52MPa（20-40目）陶粒20m3（目數(shù)=25.4/直徑*0.65）MIEnergyCorporation四、DB22-3MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點步施工時間（min）工

序排量(m3/min)壓裂液用量(m3)驟階段累積階段累積111測試壓裂221212測試壓裂334313測試壓裂448414測試壓裂5513515測試壓裂6619616測試壓裂7726739測試壓裂824508110測試壓裂55559111測試壓裂2257106071停泵測壓降

備注：選用壓裂液I型進行小型壓裂測試DB22-3井q412層測試壓裂施工工序表MIEnergyCorporation四、DB22-3MIEnergyCorporation四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點步施工時間工排量支

撐

劑壓裂液階段累積類型砂比用量累積用

量累積驟minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m31108.3108.3I型液6.0650.0650.02120.0228.3II型液5.0600.01250.03110.0338.3I型液5.0550.01800.082.7341.0I型液6.016.01816.092.8343.8I型液6.0100目粉砂3630.50.516.71832.7101.7345.5I型液6.0100目粉砂6050.51.010.01842.71512.5358.0凍膠4.050.01892.71610.3368.3凍膠4.020-40陶粒8652.03.040.01932.71718.6386.9凍膠4.020-40陶粒12075.08.071.42004.11821.3408.2凍膠4.020-40陶粒172108.016.080.02084.1197.8416.0凍膠4.020-40陶粒241144.020.028.62112.7201.6417.6凍膠4.020-40陶粒310181.021.05.62118.3212.5420.1替擠液4.010.12128.4備注：壓后測瞬時停泵壓力。平均砂比%9.31清水比例%84.57DB22-3井q412號層主壓裂施工工序表表2-1MIEnergyCorporation四、DB22-3

步施工時間工排量支

撐

劑壓裂液階段累積類型砂比用量累積用

量累積驟minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m3192.992.9I型液7.0650.0650.02120.0212.9II型液5.0600.01250.03110.0322.9I型液5.0550.01800.082.3325.2I型液7.016.01816.092.4327.6I型液7.0100目粉砂3630.50.516.71832.7101.5329.1I型液7.0100目粉砂6050.51.010.01842.71512.5341.6凍膠4.050.01892.71610.3351.9凍膠4.020-40陶粒8652.03.040.01932.71718.6370.5凍膠4.020-40陶粒12075.08.071.42004.11821.3391.8凍膠4.020-40陶粒172108.016.080.02084.1197.8399.6凍膠4.020-40陶粒241144.020.028.62112.7201.6401.2凍膠4.020-40陶粒310181.021.05.62118.3212.5403.7替擠液4.010.12128.4備注：壓后測瞬時停泵壓力。平均砂比%9.31清水比例%84.57MIEnergyCorporationDB22-3井q412號層主壓裂施工工序表表2-2四、DB22-3縫網(wǎng)壓裂設計要點

步施工時間工排量支撐劑壓裂液步施工時間工排量支

撐

劑壓裂液階段累積類型砂比用量累積用

量累積驟minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m3181.381.3I型液8.0650.0650.02120.0201.3II型液5.0600.01250.03110.0311.3I型液5.0550.01800.0