2、木平14井压裂施工设计 - 图文

油商密★ 油商密★★5年

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡

木平14井压裂施工设计

中国石油天然气股份有限公司

长 庆 油 田 分 公 司

2012年12月5日

油商密★3年

构 造：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡

井 别：采油井

井 木平14井试油工程设计

(HiWAY压裂技术试验)

中国石油天然气股份有限公司

长庆油田分公司

2012年11月13日

型：水平井

设计单位：长庆油田油气工艺研究院 斯伦贝谢（中国）公司

设 计 人： 吴顺林 李向平 杨海华 罗引

日期： 2012.11.13

初审意见：

初 审 人：

日期：

审核意见：

审 核 人：

日期：

审批意见：

审 批 人： 日期：

一、基本数据

1.1钻井基本数据

表1-1 钻井基本数据表

井 号 地面海拔(m) 补心海拔(m) 完井日期 套补距(m) 造斜点(m) 靶前距(m) 木平14井 1532.74 1538.34 2012-8-27 5.6 2351 / 地理位置 构造位置 开钻日期 完钻层位 人工井底(m) 入窗点(m) 水平段长(m) 甘肃省环县环城镇鸳鸯行政村 鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 2012-6-25 长81 待测 2768 735 完钻日期 完钻井深(m) 完井方式 方位(°) 井底位移(m) 有害气体预2012-8-14 3503 套管完井 343.7 504.33 水泥返深 (m) 地面 气油比(m3/t) 101.5 地层压力预测(MPa) 外径 壁厚 (mm) 8.94 7.72 18.01 测 下入深度 套管 表层套管 油层套管 短套管位置(m) 油层附近接箍位置(m) 分级箍位置(m) 固井质量 钻井异常提示 井控级别 规格 95/8〞 51/2〞 (mm) 244.5 139.7 钢级 J55 P110 (m) 354.3 3503 (1) 2677.52～2679.90 、(2) 2823.46～2834.50 、(3) 3053.28～3055.69 m / / 固井质量测井评价 / 二级 *注：气油比、地层压力、有害气体数据源自《木平14初步实施意见》；该井为二级井控风险级别，按照风险级别完善井控技术措施，施工时应注意压力变化与有毒有害气体防护，做好应急措施。

表1-2 钻井井眼轨迹数据表

位置 斜深 (m) 2768 2818.03 垂深 (m) 2607.18 2607.98 2608.81 2607.45 2607.8 井斜角 （°） 88.3 89.72 90.04 89.53 90.31 方位角 （°） 343.7 342.42 344.03 344.95 345.15 靶前位移 (m) 279.56 329.56 429.56 529.56 629.56 入窗点 第二靶点 第三靶点 第四靶点 第五靶点 2918.08 3018.09 3118.1 1

第六靶点 第七靶点 第八靶点 第九靶点 3218.1 3318.12 3418.15 3468 2607.89 2609.03 2608.43 2607.49 88.71 89.91 91.04 91.18 346 346.13 345.87 346.36 729.56 829.56 929.56 979.39

图1-1 木平14井水平段井眼轨迹图

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1.2油层基本数据表

表1-3 油层电测解释数据表

油层井段（m）层位序号12345678910111213141516171819202122232425262728293031323334353637383940414243444546起止深度终止深度厚度（m）电阻率（Ω.m）声波时差(μs/m)泥质含量(%)电测解释孔隙度(%)渗透率(10-油饱（％）综合解释32um)长82643.902648.802656.502674.802678.002690.502695.302708.602718.002721.802726.002742.002750.002821.302825.002831.002844.002855.002862.102910.002922.502972.002976.803044.803047.003057.503062.003068.303109.603112.003172.003187.003190.003195.803199.603246.603260.003389.303398.003428.003432.603436.803440.403467.003472.803478.902647.502650.102659.502678.002684.102692.802701.402713.902721.802726.002742.002750.002821.302825.002831.002844.002855.002862.102910.002922.502972.002976.803044.803047.003057.503062.003068.303109.603112.003172.003187.003190.003195.803199.603246.603260.003389.303398.003428.003432.603436.803440.403467.003472.803478.903489.903.601.403.003.306.102.306.105.303.804.3016.008.0071.303.806.0013.0011.007.1047.9012.5049.504.8068.002.3010.504.506.3041.402.4060.0015.003.005.803.9047.0013.40129.308.8030.004.604.103.6026.605.806.1011.0042.8055.7848.8363.6548.9953.6544.0445.2753.7166.4769.5770.6066.9484.2164.7758.0465.7241.9041.1545.6059.0162.9155.4649.9873.1963.8059.6459.9764.0557.5960.7866.7654.9052.2759.4167.4564.8559.1862.7058.7257.8045.4446.3042.1542.5641.19213.43205.59206.13213.86207.87204.50203.97206.90213.23202.57213.51203.91217.32199.62208.10218.09207.86200.79211.13205.11214.97207.45217.85202.26207.87219.02202.76224.38205.23232.08212.81206.47214.86203.39228.91205.42226.64205.75221.10204.71216.66203.38223.89205.55208.53206.19 9.4710.4112.4612.5513.1210.7012.5611.9310.177.227.714.918.797.659.709.928.277.028.059.069.477.5110.758.248.219.608.249.295.6312.039.7710.6311.819.2911.989.2511.607.589.527.8010.217.2510.878.447.388.549.197.617.739.168.057.437.357.839.017.079.077.319.786.508.129.928.036.728.647.549.357.969.887.008.0310.027.1611.087.6712.518.977.859.307.2811.917.6111.507.6610.477.489.607.2510.997.618.137.740.730.250.270.570.330.230.220.290.550.200.550.210.770.130.370.800.320.180.450.240.640.300.930.200.330.890.211.400.292.300.580.330.640.221.900.281.690.271.070.230.720.211.310.270.340.2842.5841.7938.2753.9240.5038.5331.2536.4849.0640.8754.1845.9757.0345.0248.2354.9648.5322.9439.0834.4751.8346.5752.8732.7251.0357.4439.4459.4845.3463.2650.6546.7950.7237.0762.0945.7561.7642.0457.9441.4153.4832.1354.0732.3337.1532.97干层干层干层差油层干层干层干层差油层差油层干层油层差油层油层干层差油层油层差油层干层油层差油层油层差油层油层干层差油层油层干层油层干层油层差油层干层差油层干层油层干层油层差油层油层差油层油层干层油层干层差油层干层3

二、试验目的及思路 2.1试验目的

针对长81储层致密的特点，采用斯伦贝谢公司的HiWAY压裂新技术，在裂缝中形成稳定而且没有支撑剂的流动通道网络，从而使裂缝具备无限导流能力。油气不是在传统的支撑剂充填层中流动，而是在支撑剂支柱之间的通道内流动。

2.2试验思路

设计压裂11段，一趟工具施工2段，6次施工完成。

三、方案的论证及依据 3.1方案依据

(1) 依据《木平14井试油投产措施设计》、《钻采工程方案》进行编写。 (2) 执行Q/SY 53-2002 《试油（气）试采设计规范》。

3.2木平14井周围注水情况

表3-1 木平14井邻井试油情况统计表 油层情况 序号 1 2 3 井号 木30 木105-3 木25-01 油层(m) 11.3 16.0 13.8 差油层(m) 4.6 2.3 1.3 射孔 射孔井段 射孔厚度(m) 措施方式 压裂 压裂 压裂 试油情况 日产油3(m) 42.76 18.0 15.9 日产水3(m) 0 0 0 表3-2 木平14井周围注水井注水情况表

井号 1 2 3 4 5 注水层位 木102-4 木102-5 木103-5 木104-4 木104-5 投注日期 未投 未投 未投 未投 未投 累积注水量(m3) 目前注水情况(m3/d) 4

3.3井位图

图3-1 木平14井位图

四、施工方案设计

4.1管柱性能数据

管柱类型 套管 油管 尺 寸 95/8〞 51/2〞 51/2〞 27/8〞 表4-1 套管、油管性能数据表 抗拉 钢 壁厚 内径 外径 重量 强度 级 (mm) (mm) (mm) (Kg/m) (kN) J55 8.94 226.6 244.5 53.57 / N80 7.72 124.3 139.7 25.3 / P110 7.72 124.3 139.7 17.86 / N80 5.51 62.0 73.0 9.67 645.0 抗内压 强度 (MPa) 24.3 53.4 73.4 72.9 抗外挤 强度 (MPa) 13.9 / 33.9 76.9 4.2试油施工工序

通井→洗井→试压→测三样→水力喷砂射孔压裂→放喷及排液→求产

4.3施工步骤及要求

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4.3.1通井洗井试压

① 通井

通井规外径118mm，长度1200mm，通至人工井底。 ② 洗井

洗井液配方：0.3?-5D +0.3%COP-1，洗井液80m3，洗井排量 500L/min，返出洗井液机械杂质含量不大于0.2%，并再次实探人工井底。 ③ 试压

清水试压45MPa，30分钟压力下降小于0.5 MPa。 ④ 油管传输测三样评价固井质量，同时进行油管校深。

4.3.2水力喷砂射孔压裂

采用水力喷砂压裂与小直径封隔器联作技术进行改造，工具采用单喷射器双底封钻具组合，设计压裂11段，6次施工完成。

单喷射器双底封分段压裂管柱：

由下到上为：导向丝堵+眼管+2 7/8\接箍+单流阀（带球和挡板）+k344-108封隔器+1米2 7/8\外加厚倒角油管短节+k344-108封隔器+ 1米2 7/8\外加厚倒角油管短节+喷射器（8×6.3mm） +2 7/8\外加厚倒角油管1根+安全丢手+2 7/8\外加厚倒角油管（水平段）+2 7/8\外加厚油管至井口。

4.4 压裂液配方

HiWAY工艺需要的压裂液需要具备以下性能：

? ? ? ? ? ? ?

较好的粘度以保持高速通道的稳定性 与储层岩石和流体配伍 较低摩阻 控制液体滤失 抗剪切 易于准备和泵注

具备快速破胶和返排能力

根据以上要求，使用YF100D压裂液体系。YF100D压裂液体系是利用精炼胍胶和硼交联的水基压裂液体系, 主要成份为精炼胍胶、硼酸盐交联剂、防膨剂、助排剂、杀菌剂、PH调节剂、破胶剂等。具体压裂液配方如下：

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表4-2 线性胶配方表 序号 1 2 3 4 6 7 8 添加剂 L064 粘土稳定剂 M275 杀菌剂 D047 消泡剂 J580 成胶剂 F108 表面活性剂 L055 长效防膨剂 W054 破乳剂 表4-3 交联胶配方表 序号 1 2 序号 1 2 材料名称 L010交联剂 M002 PH调节剂 表4-4 破胶剂配方表 材料名称 J218破胶剂 J475破胶剂 浓度 试验决定 试验决定 浓度 0.27 Kg/m 0.17 Kg/m 33浓度 2.0 L/m 0.07 Kg/m 0.15 L/m 3.6 Kg/m 1.0 L/m 1.0 L/m 1.0 L/m 3333333支撑剂：20/40目石英砂，20/40目低密度陶粒。 表4-5 入井材料设计用量

*注：支撑剂，液体，纤维应各准备20%余量。

4.5压裂方案要点

针对木平14井，通过分级、射孔位置优选及裂缝模拟，具体方案如下：

4.5.1 分级和射孔位置

根据木平14井水平段的物性分布和应力状态，进行了分级方案和射孔位置选择，选择原则为：

1、各级的射孔簇应处于其最小主应力位置，便于裂缝的开启和延伸； 2、各级的射孔簇应处于物性相对较好的位置；

3、避开固井质量差的层段和套管节箍（在测固井质量和校深后调整）； 4、考虑注水井的布井位置，使得注水效果最优，并且避免出现水淹。

根据木平14井水平段物性和应力状态，并结合客户测井解释结果，初步将整个水平段分为11级，每级一个射孔簇，如下图所示。

7

防渗措施，防倒灌措施，防外流措施；

7、排液抽汲防喷盒密封性能必须可靠，油污不能污染井场及井场周围环境。 8、环保工作符合国家和地方政府的相关法律、法规；

9、防火、防爆、井控、检测和防护有毒有害气体等安全工作措施必须落实。 10、预防H2S、CO等有害气体： ⑴设备摆放在上风方向；

⑵作业区使用H2S、CO气体检测仪； ⑶配备治疗H2S、CO中毒的药品和氧气瓶； ⑷放喷遇到H2S、CO时，必须点火燃烧；

⑸H2S浓度大于30mg/m3(20PPM)、CO浓度大于 30mg/m3(24PPM)时，配备正压式呼吸器才能进行井口作业。

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线性胶 线性胶 8.7 15.7 2.6 1.6 3.3 10.00 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。 降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

压裂施工程序：

压裂液量271.7m3，其中线性胶39.7m3，交联胶232m3；单级总砂量47.6t(29.4m3，配备31 m3)，砂比15.3%。泵注时间约103.4min。

表4-23 压裂泵注程序表 油管注 油管 砂浓环空注 环空 阶段 砂量 液体 入液量 排量 度 入液量 排量 时间 支撑剂类型 3类型 m/mikg/mm3 m3 m3 m3/min min 3n 前置液 交联胶 40.0 2.5 0 0.0 4.8 0.3 16.0 - 交联胶 8.7 2.5 180 0.5 1.1 0.3 3.6 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 59.2 2.5 479 8.0 7.7 0.3 25.6 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 70.0 2.5 599 11.6 9.2 0.3 30.8 20/40目低密陶粒 交联胶 34.9 2.5 719 6.8 4.7 0.3 15.6 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 8.7 2.5 0 0.0 1.0 0.3 3.5 - 合计 - 240.7 - - 29.4 31.0 - 103.4 - 关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用56.0m3活性水以0.6m3/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m/min。

3

(21) 起钻，换钻具，确保满足施工要求后下入，使喷嘴到达2838.0m，同时按设计要求配压裂液。

(22) 地面管线、井口及设备试压65 MPa，环空管线试压45 MPa。 (23) 第九段喷砂射孔（喷点2838.0m），压裂施工。 喷砂射孔施工程序：

用液量57.3m3，20/40目石英砂2.3m3。

油管注 入液量 m3 8.0 7.6 17.5 表4-24 喷砂射孔泵注程序表 油管 砂环空注 环空 阶段 砂浓度 排量 量 入液量 排量 时间 kg/m3 333m/min m m m3/min min 1.0 1.0 2.8 119 139 18

阶 段 低替 喷砂射孔 液体 类型 线性胶 线性胶 线性胶 支撑剂类型 0.5 1.8 8.0 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂

线性胶 线性胶 8.5 15.7 2.6 1.6 3.2 10.00 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。 降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

压裂施工程序：

压裂液量271.5m3，其中线性胶39.5m3，交联胶232m3；单级总砂量47.6t(29.4m3，配备31 m3)，砂比15.3 %。泵注时间约103.3min。

表4-25 压裂泵注程序表 油管注 油管 砂浓环空注 环空 阶段 砂量 液体 入液量 排量 度 入液量 排量 时间 支撑剂类型 3类型 m/mikg/mm3 m3 m3 m3/min min 3n 前置液 交联胶 40.0 2.5 0 0.0 4.8 0.3 16.0 - 交联胶 8.7 2.5 180 0.5 1.1 0.3 3.6 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 59.2 2.5 479 8.0 7.7 0.3 25.6 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 70.0 2.5 599 11.6 9.2 0.3 30.8 20/40目低密陶粒 交联胶 34.9 2.5 719 6.8 4.7 0.3 15.6 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 8.5 2.5 0 0.0 1.0 0.3 3.4 - 合计 - 240.5 - - 29.4 31.0 - 103.3 - 关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用56.0m3活性水以0.6m3/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m/min。

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(24) 上提工具使喷嘴到达2790.0m。上提工具过程中，注意做好相关井控措施。 (25) 第十段喷砂射孔（喷点2790.0m），压裂施工： 喷砂射孔施工程序：

用液量57.2m3，20/40目石英砂2.3m3。

油管注 入液量 m3 8.0 7.6 17.5 8.4 15.7 表4-26 喷砂射孔泵注程序表 油管 砂环空注 环空 阶段 砂浓度 排量 量 入液量 排量 时间 3kg/m m3/min m3 m3 m3/min min 1.0 1.0 2.8 2.6 1.6 119 139 0.5 1.8 8.0 阶 段 低替 液体 类型 线性胶 线性胶 线性胶 线性胶 线性胶 支撑剂类型 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂 3.2 喷砂射孔 10.00 19

喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。

降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

压裂施工程序：

压裂液量240.8m3，其中线性胶35.9m3，交联胶204.9m3；单级总砂量42.4t(26.2m3，配备28 m3)，砂比15.2%。泵注时间约91.7min。

表4-27 压裂泵注程序表 油管注 油管 砂浓环空注 环空 阶段 砂量 液体 入液量 排量 度 入液量 排量 时间 支撑剂类型 3类型 m/mikg/mm3 m3 m3 m3/min min 3n 前置液 交联胶 32.0 2.5 0 0.0 3.8 0.3 12.8 - 交联胶 9.7 2.5 180 0.5 1.2 0.3 4.0 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 51.8 2.5 479 7.0 6.7 0.3 22.4 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 62.7 2.5 599 10.4 8.3 0.3 27.6 20/40目低密陶粒 交联胶 29.5 2.5 719 5.8 4.0 0.3 13.2 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 8.4 2.5 0 0.0 1.0 0.3 3.4 - - - - - - 合计 213.3 26.2 27.5 91.7 33关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用56.0m活性水以0.6m/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m3/min。

(26) 起钻，换钻具，确保满足施工要求后下入，使喷嘴到达2737.0m，同时按设计要求配压裂液。

(27) 地面管线、井口及设备试压65 MPa，环空管线试压45 MPa。 (28) 第十一段喷砂射孔（喷点2737.0m），压裂施工。 喷砂射孔施工程序：

用液量57.3m3，20/40目石英砂2.3m3。

油管注 入液量 m3 8.0 7.6 17.5 8.2 表4-24 喷砂射孔泵注程序表 油管 砂环空注 环空 阶段 砂浓度 排量 量 入液量 排量 时间 kg/m3 333m/min m m m3/min min 1.0 1.0 2.8 2.6 119 139 20

阶 段 低替 液体 类型 线性胶 线性胶 支撑剂类型 0.5 1.8 8.0 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂 3.2 喷砂射孔 线性胶 线性胶

10.00 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。 降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

线性胶 15.7 1.6 压裂施工程序：

压裂液量203.7m3，其中线性胶31.5m3，交联胶172.2m3；单级总砂量35.9t(22.2m3，配备24 m3)，砂比15.1 %。泵注时间约103.3min。

表4-25 压裂泵注程序表 油管注 油管 砂浓环空注 环空 阶段 砂量 液体 入液量 排量 度 入液量 排量 时间 支撑剂类型 3类型 m/mikg/mm3 m3 m3 m3/min min 3n 前置液 交联胶 25.0 2.5 0 0.0 3.0 0.3 10.0 - 交联胶 9.7 2.5 180 0.5 1.2 0.3 4.0 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 38.8 2.5 479 5.3 5.0 0.3 16.8 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 55.4 2.5 599 9.2 7.3 0.3 24.4 20/40目低密陶粒 交联胶 24.1 2.5 719 4.7 3.2 0.3 10.8 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 8.2 2.5 0 0.0 1.0 0.3 3.3 - 合计 - 180.4 - - 22.2 23.3 - 77.6 - 关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用56.0m3活性水以0.6m3/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m/min。

3

(29) 起钻，换冲砂抽汲钻具，探砂面，采用冲砂洗井液冲至人工井底，起钻至斜井段，抽汲试油，起下钻过程中，注意做好相关井控措施。

21

4.6.2压裂油管承压计算

井口压力计算表 排量 3(m/min) 1.6 1.8 2.0 2.5 3.0 管柱摩阻 (MPa) 12.0 13.8 15.5 19.3 25.0 闭合压力 (MPa) 32 32 32 32 32 液柱压力 (MPa) 24.5 24.5 24.5 24.5 24.5 近井筒摩阻 (MPa) 5 5 5 5 5 净压力 (MPa) 7 7 7 7 7 泵压 (MPa) 31.5 33.3 35.0 38.8 44.5 假设在720kgPA时发生砂堵，油管限压为65MPa，套管限压45MPa； （油管内400m尾追段密度1360 kg/m3 +2936m最后一个脉冲段密度（1360+1011）/2=1186 kg/m3）

油管内液柱压力为：9.8 ×（1360 kg/m3 ×400 m+1186 kg/m3 ×2074 m ） = 29.4MPa；

环空液柱压力为：9.8 ×1011 kg/m3 ×2474m =24.5 MPa； 油管井底压力为：65MPa + 29.4MPa = 94.4MPa； 假设套管压力接近限压45MPa

套管井底压力为： 45MPa + 17MPa= 62MPa； 油管受力为：

油管压差：94.4MPa + 62MPa= 32.4MPa 油管安全系数：72.89MPa / 32.4MPa =2.25 套管受力为：

井底套管压差：62MPa – 18MPa= 44MPa 套管安全系数：53.37MPa / 44MPa =1.2

由计算可知套管和压裂管柱在发生砂堵时都能满足压力安全要求。

4.6.2放喷和排液

按照前面改造措施中要求进行放喷和排液。

4.6.3求产

采用抽汲方式求产。

4.6.4完井

22

配备31 m3)，砂比15.3%。泵注时间约104min。

表4-11 压裂泵注程序表 油管注 油管 砂浓环空注 环空 阶段 砂量 度 入液量 排量 时间 液体 入液量 排量 支撑剂类型 3类型 m/mikg/mm3 m3 m3 m3/min min 3n 前置液 交联胶 40.0 2.5 0 0.0 4.8 0.3 16.0 - 交联胶 8.7 2.5 180 0.5 1.1 0.3 3.6 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 59.2 2.5 479 8.0 7.7 0.3 25.6 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 70.0 2.5 599 11.6 9.2 0.3 30.8 20/40目低密陶粒 交联胶 34.9 2.5 719 6.8 4.7 0.3 15.6 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 10.3 2.5 0 0.0 1.2 0.3 4.1 - 合计 - 242.3 - - 29.4 31.2 - 104.0 - 关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用60.0m3活性水以0.6m3/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m/min。

3

(6) 起钻，换钻具，确保满足施工要求后下入，使喷嘴到达3347.0m，同时按设计要求配压裂液。

(7) 地面管线、井口及设备试压65 MPa，环空管线试压45 MPa。 (8) 第三段喷砂射孔（喷点3347.0m），压裂施工。 喷砂射孔施工程序：

用液量58.8m3，20/40目石英砂2.3m3。

阶 段 低替 液体 类型 线性胶 线性胶 线性胶 喷砂射孔 线性胶 油管注 入液量 3m 8.0 7.6 17.5 10.0 表4-12 喷砂射孔泵注程序表 油管 排量 3m/min 1.0 1.0 2.8 2.6 砂砂浓度 量 3kg/m 3m 119 139 0.5 1.8 环空注 环空 阶段 入液量 排量 时间 33m m/min min 8.0 支撑剂类型 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂 3.8 线15.7 1.6 10.00 性胶 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。 降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

压裂施工程序：

3333

压裂液量273.2m，其中线性胶41.2m，交联胶232m；单级总砂量47.6t(29.4m，配备31 m3)，砂比15.3%。泵注时间约103.9min。

液体 类型 油管注 入液量 m3 表4-13 压裂泵注程序表 油管 砂浓环空注 环空 砂量 排量 度 入液量 排量 33m/mikg/mm m3 m3/min 33

阶段 时间 min 支撑剂类型

3n 前置液 交联胶 40.0 2.5 0 0.0 4.8 0.3 16.0 - 交联胶 8.7 2.5 180 0.5 1.1 0.3 3.6 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 59.2 2.5 479 8.0 7.7 0.3 25.6 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 70.0 2.5 599 11.6 9.2 0.3 30.8 20/40目低密陶粒 交联胶 34.9 2.5 719 6.8 4.7 0.3 15.6 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 10.0 2.5 0 0.0 1.2 0.3 4.0 - 合计 - 242.0 - - 29.4 31.2 - 103.9 - 33关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用60.0m活性水以0.6m/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m/min。

3

(9) 上提工具使喷嘴到达3285.0m。上提工具过程中，注意做好相关井控措施。 (10) 第四段喷砂射孔（喷点3285.0m），压裂施工。 喷砂射孔施工程序：

用液量58.7m3，20/40目石英砂2.3m3。

表4-14 喷砂射孔泵注程序表 阶 段 低替 液体 类型 线性胶 线性胶 线性胶 喷砂射孔 线性胶 油管注 入液量 m3 8.0 7.6 17.5 9.9 油管 排量 m3/min 1.0 1.0 2.8 2.6 砂浓度 kg/m3 119 139 砂量 m3 0.5 1.8 环空注 环空 阶段 入液量 排量 时间 3m m3/min min 8.0 支撑剂类型 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂 3.8 线15.7 1.6 10.00 性胶 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。 降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

压裂施工程序： 压裂液量205.6 m3，其中线性胶33.4m3，交联胶172.2m3；单级总砂量35.9t(22.2 m3，配备24 m3)，砂比15.1%。泵注时间约78.3 min。

油管注 入液量 m 3液体 类型 前置液 交联胶 交联胶 交联胶 携砂液 交联胶 交联胶 交联胶 25.0 9.7 17.9 38.8 55.4 24.1 表4-15 压裂泵注程序表 油管 砂浓环空注 环空 砂量 排量 度 入液量 排量 3m/mikg/mm3 m3 m3/min 3n 2.5 0 0.0 3.0 0.3 2.5 180 0.5 1.2 0.3 2.5 359 1.9 2.3 0.3 2.5 479 5.3 5.0 0.3 2.5 599 9.2 7.3 0.3 2.5 719 4.7 3.2 0.3 34

阶段 时间 min 支撑剂类型 - 20/40目低密陶粒 20/40目低密陶粒 20/40目低密陶粒 20/40目低密陶粒 20/40目低密陶粒 10.0 4.0 7.6 16.8 24.4 10.8

交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 9.9 2.5 0 0.0 1.2 0.3 4.0 - 合计 - 182.1 - - 22.2 23.5 - 78.3 - 33关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用58.0m活性水以0.6m/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m/min。

3

(11) 起钻，换钻具，确保满足施工要求后下入，使喷嘴到达3075.0m，同时按设计要求配压裂液。

(12) 地面管线、井口及设备试压65 MPa，环空管线试压45 MPa。 (13) 第五段喷砂射孔（喷点3075.0m），压裂施工。 喷砂射孔施工程序：

用液量58m3，20/40目石英砂2.3m3。

表4-16 喷砂射孔泵注程序表 阶 段 低替 液体 类型 线性胶 线性胶 线性胶 喷砂射孔 线性胶 油管注 入液量 m3 8.0 7.6 17.5 9.2 油管 排量 m3/min 1.0 1.0 2.8 2.6 砂浓度 kg/m3 119 139 砂量 m3 0.5 1.8 环空注 环空 阶段 入液量 排量 时间 m3 m3/min min 8.0 支撑剂类型 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂 3.5 线15.7 1.6 10.00 性胶 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。 降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

压裂施工程序：

3

压裂液量204.8m，其中线性胶32.6m3，交联胶172.2m3；单级总砂量35.9t(22.2m3，配备24 m3)，砂比15.1%。泵注时间约78.0min。

表4-17 压裂泵注程序表 油管注 油管 砂浓环空注 环空 阶段 砂量 度 入液量 排量 时间 液体 入液量 排量 支撑剂类型 类型 m3/mikg/m3333m m m m/min min 3n 前置液 交联胶 25.0 2.5 0 0.0 3.0 0.3 10.0 - 交联胶 9.7 2.5 180 0.5 1.2 0.3 4.0 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 38.8 2.5 479 5.3 5.0 0.3 16.8 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 55.4 2.5 599 9.2 7.3 0.3 24.4 20/40目低密陶粒 交联胶 24.1 2.5 719 4.7 3.2 0.3 10.8 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 9.2 2.5 0 0.0 1.1 0.3 3.7 - 合计 - 181.4 - - 22.2 23.4 - 78.0 - 33关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用58.0m活性水以0.6m/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m3/min。

35

(14) 上提工具使喷嘴到达3016.0m。上提工具过程中，注意做好相关井控措施。 (15) 第六段喷砂射孔（喷点3016.0m），压裂施工： 喷砂射孔施工程序：

用液量58m3，20/40目石英砂2.3m3。

表4-18 喷砂射孔泵注程序表 阶 段 低替 液体 类型 线性胶 线性胶 线性胶 喷砂射孔 线性胶 油管注 入液量 m3 8.0 7.6 17.5 9.0 油管 排量 m3/min 1.0 1.0 2.8 2.6 砂浓度 kg/m3 119 139 砂量 m3 0.5 1.8 环空注 环空 阶段 入液量 排量 时间 3m m3/min min 8.0 支撑剂类型 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂 3.8 线15.7 1.6 10.00 性胶 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。 降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

压裂施工程序：

3333

压裂液量241.5m，其中线性胶36.6m，交联胶204.9m；单级总砂量42.4t(26.2m，配备28 m3)，砂比15.2%。泵注时间约91.9min。

表4-19 压裂泵注程序表 油管注 油管 砂浓环空注 环空 阶段 砂量 度 入液量 排量 时间 液体 入液量 排量 支撑剂类型 3类型 m/mikg/mm3 m3 m3 m3/min min 3n 前置液 交联胶 32.0 2.5 0 0.0 3.8 0.3 12.8 - 交联胶 9.7 2.5 180 0.5 1.2 0.3 4.0 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 51.8 2.5 479 7.0 6.7 0.3 22.4 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 62.7 2.5 599 10.4 8.3 0.3 27.6 20/40目低密陶粒 交联胶 29.5 2.5 719 5.8 4.0 0.3 13.2 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 9.0 2.5 0 0.0 1.1 0.3 3.6 - 合计 - 213.9 - - 26.2 27.6 - 91.9 - 关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用58.0m3活性水以0.6m3/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0m3/min。

(16) 起钻，换钻具，确保满足施工要求后下入，使喷嘴到达2965.0m，同时按设计要求配压裂液。

(17) 地面管线、井口及设备试压65 MPa，环空管线试压45 MPa。 (18) 第七段喷砂射孔（喷点2965.0m），压裂施工。 喷砂射孔施工程序：

用液量57.7m3，20/40目石英砂2.3m3。

表4-20 喷砂射孔泵注程序表

36

油管注 入液量 m3 8.0 7.6 17.5 8.9 油管 排量 m3/min 1.0 1.0 2.8 2.6 砂量 m3 0.5 1.8 环空注 环空 阶段 入液量 排量 时间 3m m3/min min 8.0 阶 段 低替 液体 类型 线性胶 线性胶 线性胶 砂浓度 kg/m3 119 139 支撑剂类型 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂 3.4 喷砂射孔 线性胶 线15.7 1.6 10.00 性胶 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。 降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

压裂施工程序：

3333

压裂液量271.9m，其中线性胶39.9m，交联胶232m；单级总砂量47.6t(29.4m，配备31 m3)，砂比15.3%。泵注时间约103.5min。

表4-21 压裂泵注程序表 油管注 油管 砂浓环空注 环空 阶段 砂量 度 入液量 排量 时间 液体 入液量 排量 支撑剂类型 3类型 m/mikg/m3333m m m m/min min 3n 前置液 交联胶 40.0 2.5 0 0.0 4.8 0.3 16.0 - 交联胶 8.7 2.5 180 0.5 1.1 0.3 3.6 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 59.2 2.5 479 8.0 7.7 0.3 25.6 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 70.0 2.5 599 11.6 9.2 0.3 30.8 20/40目低密陶粒 交联胶 34.9 2.5 719 6.8 4.7 0.3 15.6 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 8.9 2.5 0 0.0 1.1 0.3 3.6 - 合计 - 240.9 - - 29.4 31.0 - 103.5 - 33关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用56.0m活性水以0.6m/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m3/min。

(19) 上提工具使喷嘴到达2902.0m。上提工具过程中，注意做好相关井控措施。 (20) 第八段喷砂射孔（喷点2902.0m），压裂施工： 喷砂射孔施工程序：

用液量57.5m3，20/40目石英砂2.3m3。

表4-22 喷砂射孔泵注程序表 阶 段 低替 液体 类型 线性胶 线性胶 喷砂射孔 线性胶 线性胶 油管注 入液量 m3 8.0 7.6 17.5 8.7 油管 排量 m3/min 1.0 1.0 2.8 2.6 砂浓度 kg/m3 119 139 37

砂量 m3 0.5 1.8 环空注 环空 阶段 入液量 排量 时间 m3 m3/min min 8.0 支撑剂类型 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂 3.3

线15.7 1.6 10.00 性胶 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。 降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

压裂施工程序：

压裂液量271.7m3，其中线性胶39.7m3，交联胶232m3；单级总砂量47.6t(29.4m3，配备31 m3)，砂比15.3%。泵注时间约103.4min。

表4-23 压裂泵注程序表 油管注 油管 砂浓环空注 环空 阶段 砂量 度 入液量 排量 时间 液体 入液量 排量 支撑剂类型 类型 m3/mikg/m3333m m m m/min min 3n 前置液 交联胶 40.0 2.5 0 0.0 4.8 0.3 16.0 - 交联胶 8.7 2.5 180 0.5 1.1 0.3 3.6 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 59.2 2.5 479 8.0 7.7 0.3 25.6 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 70.0 2.5 599 11.6 9.2 0.3 30.8 20/40目低密陶粒 交联胶 34.9 2.5 719 6.8 4.7 0.3 15.6 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 8.7 2.5 0 0.0 1.0 0.3 3.5 - 合计 - 240.7 - - 29.4 31.0 - 103.4 - 33关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用56.0m活性水以0.6m/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m/min。

3

(21) 起钻，换钻具，确保满足施工要求后下入，使喷嘴到达2838.0m，同时按设计要求配压裂液。

(22) 地面管线、井口及设备试压65 MPa，环空管线试压45 MPa。 (23) 第九段喷砂射孔（喷点2838.0m），压裂施工。 喷砂射孔施工程序：

用液量57.3m3，20/40目石英砂2.3m3。

表4-24 喷砂射孔泵注程序表 阶 段 低替 液体 类型 线性胶 线性胶 线性胶 喷砂射孔 线性胶 油管注 入液量 m3 8.0 7.6 17.5 8.5 油管 排量 m3/min 1.0 1.0 2.8 2.6 砂浓度 kg/m3 119 139 砂量 m3 0.5 1.8 环空注 环空 阶段 入液量 排量 时间 3m m3/min min 8.0 支撑剂类型 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂 3.2 线15.7 1.6 10.00 性胶 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。

降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

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压裂施工程序：

压裂液量271.5m3，其中线性胶39.5m3，交联胶232m3；单级总砂量47.6t(29.4m3，配备31 m3)，砂比15.3 %。泵注时间约103.3min。

表4-25 压裂泵注程序表 油管注 油管 砂浓环空注 环空 阶段 砂量 度 入液量 排量 时间 液体 入液量 排量 支撑剂类型 类型 m3/mikg/m3333m m m m/min min 3n 前置液 交联胶 40.0 2.5 0 0.0 4.8 0.3 16.0 - 交联胶 8.7 2.5 180 0.5 1.1 0.3 3.6 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 59.2 2.5 479 8.0 7.7 0.3 25.6 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 70.0 2.5 599 11.6 9.2 0.3 30.8 20/40目低密陶粒 交联胶 34.9 2.5 719 6.8 4.7 0.3 15.6 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 8.5 2.5 0 0.0 1.0 0.3 3.4 - 合计 - 240.5 - - 29.4 31.0 - 103.3 - 33关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用56.0m活性水以0.6m/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m/min。

3

(24) 上提工具使喷嘴到达2790.0m。上提工具过程中，注意做好相关井控措施。 (25) 第十段喷砂射孔（喷点2790.0m），压裂施工： 喷砂射孔施工程序：

用液量57.2m3，20/40目石英砂2.3m3。

表4-26 喷砂射孔泵注程序表 阶 段 低替 液体 类型 线性胶 线性胶 线性胶 喷砂射孔 线性胶 油管注 入液量 m3 8.0 7.6 17.5 8.4 油管 排量 m3/min 1.0 1.0 2.8 2.6 砂浓度 kg/m3 119 139 砂量 m3 0.5 1.8 环空注 环空 阶段 入液量 排量 时间 3m m3/min min 8.0 支撑剂类型 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂 3.2 线15.7 1.6 10.00 性胶 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。 降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

压裂施工程序：

压裂液量240.8m3，其中线性胶35.9m3，交联胶204.9m3；单级总砂量42.4t(26.2m3，配备28 m3)，砂比15.2%。泵注时间约91.7min。

油管注 入液量 m3 表4-27 压裂泵注程序表 油管 砂浓环空注 环空 砂量 排量 度 入液量 排量 3m/mikg/mm3 m3 m3/min 3n 39

液体 类型 阶段 时间 min 支撑剂类型

前置液 交联胶 32.0 2.5 0 0.0 3.8 0.3 12.8 - 交联胶 9.7 2.5 180 0.5 1.2 0.3 4.0 20/40目低密陶粒 交联胶 17.9 2.5 359 1.9 2.3 0.3 7.6 20/40目低密陶粒 交联胶 51.8 2.5 479 7.0 6.7 0.3 22.4 20/40目低密陶粒 携砂液 交联胶 62.7 2.5 599 10.4 8.3 0.3 27.6 20/40目低密陶粒 交联胶 29.5 2.5 719 5.8 4.0 0.3 13.2 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 8.4 2.5 0 0.0 1.0 0.3 3.4 - 合计 - 213.3 - - 26.2 27.5 - 91.7 - 关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用56.0m3活性水以0.6m3/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m3/min。

(26) 起钻，换钻具，确保满足施工要求后下入，使喷嘴到达2737.0m，同时按设计要求配压裂液。

(27) 地面管线、井口及设备试压65 MPa，环空管线试压45 MPa。 (28) 第十一段喷砂射孔（喷点2737.0m），压裂施工。 喷砂射孔施工程序：

用液量57.3m3，20/40目石英砂2.3m3。

表4-24 喷砂射孔泵注程序表 阶 段 低替 液体 类型 线性胶 线性胶 线性胶 喷砂射孔 线性胶 油管注 入液量 m3 8.0 7.6 17.5 8.2 油管 排量 m3/min 1.0 1.0 2.8 2.6 砂浓度 kg/m3 119 139 砂量 m3 0.5 1.8 环空注 环空 阶段 入液量 排量 时间 3m m3/min min 8.0 支撑剂类型 7.6 20/40目石英砂 6.3 20/40目石英砂 3.2 线15.7 1.6 10.00 性胶 喷砂射孔阶段施工步骤和参数由油气院技术人员根据压力变化情况进行调整。 降排量至1.6m3/min，关闭套放闸门，套管限压45MPa，若顺利压开地层，并按设计迅速进行油管环空注入（在保障安全条件下），若套管压力超过45MPa，则立即停泵，正挤酸液进行预处理，直至压开地层方可进行套管注入。

压裂施工程序：

压裂液量203.7m3，其中线性胶31.5m3，交联胶172.2m3；单级总砂量35.9t(22.2m3，配备24 m3)，砂比15.1 %。泵注时间约103.3min。

油管注 入液量 m 3液体 类型 前置液 交联胶 交联胶 交联胶 携砂液 交联胶 交联胶 25.0 9.7 17.9 38.8 55.4 表4-25 压裂泵注程序表 油管 砂浓环空注 环空 砂量 排量 度 入液量 排量 m3/mikg/mm3 m3 m3/min 3n 2.5 0 0.0 3.0 0.3 2.5 180 0.5 1.2 0.3 2.5 359 1.9 2.3 0.3 2.5 479 5.3 5.0 0.3 2.5 599 9.2 7.3 0.3 40

阶段 时间 min 支撑剂类型 - 20/40目低密陶粒 20/40目低密陶粒 20/40目低密陶粒 20/40目低密陶粒 10.0 4.0 7.6 16.8 24.4

交联胶 24.1 2.5 719 4.7 3.2 0.3 10.8 20/40目低密陶粒 交联胶 1.3 2.5 719 0.6 0.2 0.3 0.7 20/40目低密陶粒 顶替液 线性胶 8.2 2.5 0 0.0 1.0 0.3 3.3 - 合计 - 180.4 - - 22.2 23.3 - 77.6 - 关井2小时，采用6-8mm油嘴控制放喷，放压完毕后，用56.0m3活性水以0.6m3/ min反循环洗井，根据井口返出液含砂情况，可适当增加冲砂洗井液量。

*注：施工时密切观察施工压力，如果油管加砂遇到困难，可以降低砂比或降低油管排量到2.0 m/min。

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(29) 起钻，换冲砂抽汲钻具，探砂面，采用冲砂洗井液冲至人工井底，起钻至斜井段，抽汲试油，起下钻过程中，注意做好相关井控措施。

八、特殊施工要求

1、压裂施工前认真查看水平段固井质量解释图，根据固井质量对喷点进行必要的调整。

2、施工前配备KQ70/65型上悬挂井口及350型防喷器（防喷器安装在四通和井口之间），确保其可正常使用，套管闸门要求带旋塞。

3、压裂管柱：采用27/8\N-80 外加大新油管。地面管汇试压要求：油管注入系统试压65MPa，环空注入系统试压55MPa，压裂设备要满足施工压力和注入排量的要求。

4、提供环空注入系统。

5、要求每部泵车配备一个单流阀，油管注入系统和环空注入系统均配备自动泄压阀。

6、混砂车各吸入端均安装一个20目滤网，以防止大的固体颗粒进入油管堵塞喷嘴。 7、为了确保井下工具的装配质量，需配备一个有底台架（或者一张防渗布）。 8、配备2个压力传感器，1个3\流量计在主管线，1个2\的流量计在环空，1个密度计。（注：可使用现有混砂车出口的8\流量计、4\流量计代替）。

9、准备油管旋塞阀，起油管时配用。

10、配备仪表指挥车一辆，可使3名技术人员在车内指挥施工。

11、井场要满够施工要求，要求压裂队准备足够的压裂管汇以确保施工顺利。 12、严格按方案配方及配液要求配制压裂液，要求基液粘度在170S-1下大于15mPa.s。

13、根据喷嘴实际磨损情况由油气院技术人员调整钻具更换。 九、抽汲作业质量及安全要求

1、按要求安装合格的采油树及防喷盒、地滑轮等，保证天车、防喷盒、井口在同一垂线；

2、通井机距井口距离必须大于井架高度；

3、抽汲钢丝绳绳直径为φ16mm，抽子胶皮直径要求为φ59mm（2 7/8〞油管）； 4、抽汲作业开始前将抽汲绳在通井机滚筒上排列整齐，下到最深点时，滚筒上钢丝绳至少留25圈，必须计算准确每层、每圈钢丝绳的长度；并先用空抽子（无胶皮或无钢球）试通井，检查油管是否畅通，抽子下深至少要达到设计抽汲的最大深度；

5、抽汲时下放速度要慢而均匀，快到液面时要控制速度，严防钢丝绳打扭，每次抽子沉没度不超过150m；上提时应相对快，中途不得停止，抽子快到井口时应控制速度；

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6、抽汲时要经常对所用设备、工具进行检查保养。若发现井涌或井喷，应迅速将抽子起出，关闭清蜡闸门，关井。 十、冲砂完井要求

完井前探砂面，若砂面高度不符合要求必须进行反循环冲砂，冲至合格后装简易井口完井。

十一、组织分工及施工注意事项

1、作业队一定要在地面检查好所有入井钻具（入井油管、接头及短节等井下工具），检查好丝扣，按设计要求准确下钻。下钻前必须丈量和记录入井工具的型号、内外径、长度等数据，并做好记录；钻具位置必须符合设计要求；井口紧固，不刺不漏，压力表、指重表齐备完好；配下压裂钻具：压裂钻具要检查好工具及附件，绘制草图，下钻严格控制速度在8-10m/min，遇阻不得强行加压，严防封隔器胶筒受损。

2、拉液配液前必须彻底洗好所有储液罐；施工前按设计要求配制好工作液。所有施工用水要求PH在6-7之间。配液时要记录用水量及所有添加剂量，并做好交联试验，保证液体性能满足施工要求，所有配液参数及试验结果都要提交给施工单位

3、压裂队要按设计配备所有上井施工的车辆、设备和仪表。

4、施工前开好安全会及施工交底会，做到五清楚（即施工设计清楚；油层特性清楚；管串结构清楚；安全措施清楚；岗位及分工清楚）；五稳（即封隔器坐封稳、降压稳；加砂稳、交联比稳；操作稳）和六不（即不卡不堵、不憋不掉、不刺不漏）。

5、施工所有单位在确保施工质量要求的前提下一律听从压裂队统一指挥；坚守岗位，听从指挥，不得随意进入高压区。

6、压裂施工资料由压裂队统一整理，及时上交。

7、工作人员要戴好劳保用品，非工作人员不得进入现场。

8、施工中如发生意外情况，由现场施工领导小组共同研究决定措施。

9、严格按照中国石油天然气集团公司“石油与天然气井下作业井控规定”和长庆油田试油气作业井控实施细则作好井控工作，作业队应制定应急预案，加强与当地政府联系沟通。 十二、HSE要求

1、配液作业按Q/SYCQZ 279-2009 《压裂酸化液体配制及质量检验要求》执行；

2、起下压裂管柱按Q/SY CQ0157-2000《压裂、酸化管柱通用技术条件》（Q/CJX0229－1996《压裂、酸化钻具通用技术条件》）的要求执行；

3、压裂施工按SY6443-2000《压裂酸化作业安全规定》及Q/SY CQ0158-2000《油气井酸化压裂作业及质量评定标准》（Q/CJX0228-1996《油气井水力压裂工艺规程及质量要求》、Q/CJX0253-1996《油气井酸化工艺规程及质量要求》）的要求执行；

4、现场管理按CJX/HC5.5.03-01<<压裂酸化作业指导书>>有关规定执行； 5、压裂施工中出现的意外情况按SY6443-2000《压裂酸化作业安全规定》的要求执行，防止意外事故发生；

6、洗井液、压裂液和排出的地层液体，都必须进入井场的排污池，排污池必须有

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防渗措施，防倒灌措施，防外流措施；

7、排液抽汲防喷盒密封性能必须可靠，油污不能污染井场及井场周围环境。 8、环保工作符合国家和地方政府的相关法律、法规；

9、防火、防爆、井控、检测和防护有毒有害气体等安全工作措施必须落实。 10、预防H2S、CO等有害气体： ⑴设备摆放在上风方向；

⑵作业区使用H2S、CO气体检测仪； ⑶配备治疗H2S、CO中毒的药品和氧气瓶； ⑷放喷遇到H2S、CO时，必须点火燃烧；

⑸H2S浓度大于30mg/m3(20PPM)、CO浓度大于 30mg/m3(24PPM)时，配备正压式呼吸器才能进行井口作业。

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