丁页1HF井压裂作业方案

TECHNICAL PROPOSAL 作业方案Prepared by编写人：陈宣百Reviewed by初审人： 高峻Approved by审批人：丁建锁3.2完井工艺优化3. 2. 1分段压裂完井技术优选目前页岩气藏水平井多段压裂配套管柱分为裸眼体系和套管体系本井采用139. 7mm（5.5”）套管完井。综合考虑国内岩气水平井工况及开发经验，结合目前页岩气分段压裂工艺，本井推荐泵送桥塞分段压裂，泵送桥塞，射孔并压裂，可实现所有段压后返排。3. 2. 2电缆射孔与桥塞压裂联作技术3.2.2.1第一层段的射孔本次推荐第一段采用1.75或2连续油管传输射孔，光套管进行压裂。建议第一段射两簇，簇数根据现场实际调整。为满足连续油管一次起下要求，第一段射孔若按2簇配备，每簇1.8nK射孔枪长度为1.8m、装弹长度为1.5心若按3簇配备，每簇1.3m （射孔枪长度为1.3m,装弹长度为Im）;枪型89枪、弹型102、射孔孔径412mm以上、一簇孔密为16孔/米、相位60、装弹48颗）3.2.2.2其他层段电缆射孔与桥塞压裂联作分析（I）工具技术参数其原理是:通过地面泵压推动桥塞管柱下行,把桥塞以下的流体挤入己射孔层段，联作管柱到达预定位置，先点火座封桥塞、同时去手，封隔己射孔层；上提电缆到指定射孔位置分3次点火射孔23簇，提出电缆后，进行压裂；通过上述方式对各段进行施工，施工完成后，组下磨饨管柱钻扫桥塞，进行合层测试。电缆射孔与下桥塞井下工具串总成（以为例）2簇射孔枪0. 07m马龙头+0. 62mCCL+0. 025m多级射孔接头+1.8m射孔枪（装 弹长度1. 5m）+0. 025m多级射孔接头+1. 8m射孔枪（装弹长度1.5m） +2. 12m电缆 桥塞坐封工具+0. 54m桥塞，共计长7m。3簇射孔枪0. 07m马龙头+0. 62mCCL+0. 025m多级射孔接头+1.3m射孔枪（装 弹度1. 0m）+0. 025m多级射孔接头+1. 3m射孔枪（装弹长度1. 0m）+0. 025m多级 射孔接头+1. 3m射孔枪（装弹长度1.0m）+2. 12m电缆桥塞坐封工具+0. 54m桥塞，共计长7. 325m,最大外径为桥塞外径，工具串长度根据最后选用的为准。电缆下射孔枪和桥塞的井下工具参数：工具参数仅供参考，最终以实际采用的工具为准。 马龙头长度：70mm；外径：57.2mm CCL外径：88.9mm；长度：0.62m；重量：22kg；最大抗压强度：20000psi；耐温210C/2 小时 多级点火接头：（用于射孔枪、桥塞连接使用）长度：25mm外径：88. 9mrn 射孔枪：两簇射孔时：外径：88. 9mm：长度：1.8m （装弹长度1. 5m）；射孔孔径：12mm以上 孔密：16spm；相位:60三簇射孔时：外径:88. 9mm：长度：1.3m（装弹长度1. 0m）:射孔孔径：12mm以上 孔密：16spm；相位：60表3-2射孔枪技术参数说明抗外压140MPa20300psi温度200*0392T抗拉强度84000kg1850221bs扣型3-l/16,z-6ACME盲区0. 36 m1. 18ft枪管单位重最21kg/m14.llb/ft桥塞坐封工具型号：标准自爵外径：96mm；长度:2. 12m（连接点火头）承压：15000psi；最大坐封推力：550001b。桥塞外径：104. 775mm；长度：0. 54m；承压:70MPa;耐温 100C。 打捞工具:（电缆下射孔枪和桥塞出现打捞情况时使用）长度：65mm；外径：88.9mm。（2）施工步骤： 泵送桥塞及射孔联作电缆工具至预定位置，桥塞泵送到位后不再泉送液体，尽量减少液体进入地层。根据焦页1HF、焦页1-3HF等井施工经验，要求泵送排量0. 5-1. 5m7min即可，每段泵送滑溜水约60-100m3,泵送压力34. 4-60MPa,本 井可借鉴。 先点火座封桥塞、同时丢手：上提脱手。 上提电缆工具至预定射孔位置，射孔（可根据要求射孔的层段选择采用多级点火射孔或者单层射孔的方式） 起出电缆工具串： 投球打压，排量l-2nf7min,待起压后，球落座空心桥塞球座，按照泵注设计对上层进行压裂；重复步骤，直至所有层完成压裂；根据情况决定是否卜入连续油管磨饨桥塞；清洗井筒后投入生产。若压裂后套管变形，无法磨铢掉全部桥塞，则利用空心桥塞的单向性，地层流体能够通过空心桥塞，直接放喷投产。3. 2. 3连续油管射孔技术（1）管柱结构射两簇连续油管+ROLL-on接头+双瓣式单流阀+液压丢手+变扣接头+压力开孔点火头+ P88.9mni射孔枪+压力开孔点火头+88.9mm射孔枪（包括接头及引鞋）射三簇连续油管+R0LL-on接头+双瓣式单流阀+液压丢手+变扣接头+压力开孔点火头+中88.9mm射孔枪+压力开孔点火头+688.9mm射孔枪+压力开孔点火头+中88.9nini射孔枪（包括接头及引鞋）（2）要求： 起下过程中，及时补液，保持套管内充满； 建议第一簇射孔枪起爆压力环空加压lOMpa,第二簇射孔枪油管内加压20-25MPa起爆，如有第三簇，则在油管内加压30-35MPao 如需要在第段连续油管传输射孔时，校正连续油管深度，连续油管接近人工井底时,下放速度2-3m/min,加压不超过500kg,避免损坏射孔枪。3. 2.4钻扫桥塞技术所有层段压裂完成后，采用连续油管组下磨快工具，钻扫桥塞；采用碎片磨鞋，可以最大程度地提高磨钦速度和延长使用寿命癖疑作业钻压低睡度快，非常适合井下马达作业。工具串及施工参数根据现场实际调整。管柱结构：如采用1.75连续油管，管柱结构为：1.75连续油管+1.75配接接头+27液压震市器+2/马达头总成含双闸板单流阀及液压脱手装置）+31/2磨洗马 达（扭矩600N/m）+57平底磨鞋。4如采用2连续油管L管柱结构为：2连续油管+2配接接头+2/液压震审器+2/马达头总成（含双闸板单流阀及液压脱手装置）+3-1/2磨洗马达（扭矩600N/m） +5/平底磨鞋。2施工参数：泵排量：0. 48-0. 64m7min,马达转速：100-120转每分钟；钻压：1. 8-3. 6吨；下入速度：12T8m/min；两种钻头（磨鞋尺寸）108mm、104. 5mmo3. 2. 5多段压裂完井工具优选可钻式桥塞产品系列是迄今最为可靠的桥塞装置之一可钻式桥塞所使用材料遵循严格的技术规范和质量程序从而使它们具有更高的可钻性和额定承压能力。桥塞斜面结构有利于以井下条件许可的尽可能快的速度下入。本井油层套管139.7X 12.34mm钢绷TP11OT扣型TP-CQ内径115.02mm,预测地层温度：81笆。因此选用适用于51/2”套管的可钻式专用空心桥塞。指标如下:表3-3桥塞技术参数油层套管桥塞外径（mm）内径（mm）外径(mm)长度(mm)通径(mm)耐温(C)耐压(MPa)139.7115.02104.77554045.710070设计中桥塞上下双向耐压70MPa,耐温100C。该桥塞可以通过传统磨饨工作迅速磨掉，并在欠平衡状况下通过一趟管柱来磨掉。本井共需要11只桥塞，分12段压裂。（2）桥塞座封工具桥塞座封工具座封原理是利用燃烧室产生的气体来提供逐渐增大的压力,再靠这个逐渐增大的力让坐封工具的各个部件能够运转起来从而让桥塞能够坐封成功。型号最大工作压力(MPa)最大座封力(KN)耐温CC)最大外径(mm)长度(mm)标准型103.4244.75204.4496.522123.19表3-4电缆桥塞座封工具技术参数表3. 2.6测试管柱选择丁页1HF井录井现场解释天然气中不含硫化氢。推荐采用1.75或2连续油管(由试气施工单位准备)。请施工单位与连续油管服务单位提前协调好，连续油管现场值班，确保输送桥塞、座封、射孔及钻塞等满足施工要求。由连续油管提供单位准备与井下工具技术服务公司入井工具相连接的ROLL-ON接头、单流阀、液压丢手器等工具，由井下工具技术服务公司负责编制连续油管磨桥塞、打捞射孔枪的施工方案，明确钻塞排量应满足的要求。表3-5连续油管数据表外径mm长度m壁厚mm内径mm工作压力MPa重星Kg内容枳m1最小屈服极限Kg抗拉强度KN44. 45(1.75”)N35003. 17538.1701148442600028150.8(2”)N35004.4541.97012352536410409原钻机配合期间，钻井队使用现场钻杆(P73XG105钻杆用于前期井筒处理及应急作业。表3-6钻杆数据表尺寸(mm)钢级壁厚(mm)重量(Kg/m)接头外/内径mm抗挤强度(MPa)抗内压(MPa)抗拉强度(kN)设计长度73G1059.1915.51104.8/54.6159.3159.613353400m要求：入井前必须对钻杆或油管进行检测，检测合格的钻杆才允许入井和使用。3. 3压裂方案设计3. 3. 3技术思路焦石坝与丁山区块同属龙马溪海相地层，岩石力学参数、储层特性等总体比较接近，焦页1HF井和丁页2HF井的压裂设计对丁页1HF井压裂施工有较好的借鉴意义。但与焦石坝储层相比，丁页1HF井储层含气性和压力系数偏低。较小的地应力差异系数(11.4%)虽有利于形成复杂裂缝，但若压裂过程中天然裂缝过早开启会降低造主缝的压裂液效率，受多缝滤失控制，网缝波及半径受限，影响改造效果。为了实现提高有效改造体积（ESRV）同时低伤害、高导流、全压开、促转向、小缝距的目标，采取如下措施：（I）优化段数、规模：提高压裂段数有效性，减少缝间干扰；适当增加每 段施工规模和加砂总量，提高改造效果。（2）优化射孔位置：根据测井数据等现场资料优选射孔甜点。（3）盐酸预处理：清洗炮孔，降低破裂压力。特别第一段压裂应考虑钻完井后井筒污染情况，适当增加酸液用量以解除炮眼及近井裂缝通道堵塞。（4）变排量：优化施工泵注程序，鉴于水平应力差异较小，前期中等排量通过控制净压力控缝高，主缝达到预期缝长后，尽可能提高排量、砂液比和压裂液粘度，克服纵向多层理对缝高的限制，促进裂缝转向最终形成复杂裂缝。（5）混合压裂液：压裂液以滑溜水为主，比例占总用液量的80%,为了打开弱面层理缝，同时扩展层理缝。（6）混合加砂：采用100目粉陶打磨，40/70目覆膜砂和30/50目覆膜砂支 撑主裂缝，以保持较高导流能力。（7）平衡顶替：减少顶替液量（采用悬砂性能好的活性胶液）（8）现场及时调整：根据已压裂井的施工经验，水平井水平段具有较强的非均质性，应根据现场施工情况灵活调整施工设计，如砂比、根据减阻率和粘度要求调整液体配方等。3. 3. 4压裂材料优选考虑到丁页1HF井储层物性、岩性、脆性等参数特征，采用混合压裂液体系压裂，即滑溜水+胶液体系。3.3.4.1滑溜水体系（1）主体配方SRFR-1滑溜水体系0.2%高效减阻剂SRFR-1+0.3%复合防膨剂+0.1 %复合增 效剂+0.02%消泡剂高效减阻剂为固体粉末，其他为液体。（2）产品特点 降阻率70%,伤害率10%,易返排，粘度可调； 滑溜水携砂比10%： 能够进行大型压裂连续混配施工(一天2-3段)； 性能达到国外同等水平，性价比优于国外产品。主要性能参数见表3-9。表3-9主要性能参数表名称pH值密度g/cm3表面张力mN/m实蚣降阻率%防膨率%伤害率%170sd粘度mPa.sSRFR-1滑溜水7.341.004590109-12图3-10滑溜水取样对比(3) 现场配液情况现场配液过程中，高效减阻剂、复合防膨剂能充分均匀的融入水中，配液方便快捷，经现场表观测试，滑溜水粘度约为912mPa.s,性能稳定。(4) 压后返排情况该体系表、界面张力相对较低，易于压后返排，可节省大量排采费用。33.4.2低粘活性胶液体系(1) 主体配方SRLG-2胶液体系：0.3%低分子稠化剂+().3%流变助剂+0.15%复合增效剂+0.05%粘度调节剂+0.02%消泡剂(2) 胶液性能胶液水化性好，基本无残渣，悬砂好，裂缝有效支撑好，返排效果好（低伤害、长悬砂、好水化，易返排从室内实验结果来看，加入流变助剂后液体体系粘度可增加12-18mPa.s,见图3-11。该体系在元页HF-1井现场施工最大携砂砂比为32%,在焦页IHF井现场施工最大携砂砂比为27%,性能稳定。3.3.43滑溜水、活性胶液配制丁贞1HF水平井入井液体分别有滑溜水和SRLG-2胶液，根据井场现有情况制定该井入井液体配制手册。（1）液体配制对水质要求低，不需要调节pH值，液体配制耗费时间短、人力少、物力少，配完循环若干分钟后就可施工。（2）具体配制方法见表3-10。表3-10滑溜水、胶液等入井液配制方法类型产品名称比例液体配置顺序SRFR-1滑溜水高效减阻剂SRFR-10.20%先将消泡剂溶于水中按比例依次吸入复合增效剂、高效减阻剂、复合防膨剂。复合增效剂0.10%复合防膨剂0.30%消泡剂0.02%SRLG-2胶液低分子稠化剂0.30%先将消泡剂溶于水中按比例依次加入低分子稠化剂、复合增效剂，循环3分钟完成配液。流变助剂施工时通过混砂车的比例泵按照设计加量吸入。粘度调节剂施工时通过混砂车按照设计加量添加。流变助剂0.30%粘度调节剂0.05%复合增效剂0.15%消泡剂0.02%酸液优选考虑到一般前3段施工难度高，引起施工压力高，适当增加酸液用量，建议采用20n?稀土酸预处理地层，后9段采用lOnF盐酸处理,可根据现场实际情况调整酸液配方。预处理盐酸配方：20%HCl+2.0%缓蚀剂+1.5%铁离子稳定剂预处理稀土酸配方：20%HCl+l%HF+2.0%缓蚀剂+1.5%铁离子稳定剂。其他液体采用滑溜水进行逐级泵送桥塞。支撑剂优选页岩储层压裂通常选择100目支撑剂在前置液阶段做段塞，封堵天然裂缝，减低滤失，为了增加裂缝导流能力，降低砂堵风险，中后期携砂液选择40/70目支撑剂+更大粒径30/50日。41.4MPaProppant Selection GuidelinesPSI/Closurc2.0004.0006.000A.OOO10.00012.000Raw Sand3.0005.0009.000Resin Coated2.0004.0006,0008.00010.00012.00014.000估计丁页1HF井闭合应力约4344MPa,支撑剂选择导图如图3-12所示，考虑支撑剂耐压性及价格等因素，丁页1HF井支撑剂选用强度69MPa的40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂组合，可有效降低支撑剂嵌入程度，而且树脂覆膜砂破 碎率小于5%可满足施工要求（表3-11）前期则采用100目粉陶打磨。所选支撑剂的体积密度见表3-12所示。表3-11不同类型支撑剂破碎率实验测定结果压力（MPa）支撑剂破碎率（%）30/50目树脂覆膜砂40/70目树脂覆膜砂35MPa3.31.052MPa3.81.669MPa4.32.486MPa5.43.4表3-12支撑剂体积密度支撑剂名称粒径（目）体积密度（g/cnF）粉陶1001.78树脂覆膜砂40/701.6树脂覆膜砂30/501.63.3. 5压裂工艺参数优化3.3.5.1分段及裂缝参数优化应用Eclipse油藏数值模拟器，建立丁页1HF井地质模型如图3-13所示。图3-13 丁页1HF井地质模型图示（I）压裂分段方案每段射孔簇设计为3簇（第一段2簇）每簇视为一条裂缝，假设缝高在有效页岩厚度内得到支撑，经优化（见图3-14图3-16。 分段数超过12段以上，产能增加幅度变小，故建议本井水平段分12-14段压裂;丁页1HF井压裂作业方案1钻井及目的层地质情况地理位置：位于重庆市恭江区打通镇吹角村8组构造位置：川东南地区林滩场-丁山北东向构造带丁山构造高部位井别：预探井目的层：上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组下部页岩气层段完钻井深斜深3336m垂深2233.68m水平段长966.32m人工井底3283im1.1钻井基本情况基本数据丁页1HF井导眼井于2013年10月28日开钻，侧钻水平井于2013年1月13日开钻，至2014年3月14日完钻，完钻斜深3336m,垂深2233.68m,人工 井底3283m,完钻层位中下奥陶统宝塔组（见表1-1） 丁页1HF井井身结构见图1-1。表1-1 丁页1HF井基础数据表井号丁页1HF井井别预探井井型水平井地理位置重庆市繁江区打通镇吹角村8组构造位置川东南地区林滩场一丁山北东向构造带井口坐标（实测）纵坐标（X）3163022.433横坐标（Y）18661244.544地面海拔（m） : 747.58补心海拔（m） : 756.58补心高（m） : 9.0 天然裂缝开启临界净压力为8.32MPa,由图3-16知距离裂缝剖面14m处仍位于天然裂缝张开的有效范围内有利于体积改造缝间干扰的最小距离为28m,按每段3簇来计算，本井压裂12段较好。 综合产量模拟结果及诱导应力场分析结果，确定丁页1HF井压裂12段。图3-14不同压裂段数下累产量随时间的变化曲线图3-15不同压裂段数对应的累产量图3-16不同净压力条件下的诱导应力场丁页1HF井总体分段原则：以水平段地层岩性特征、岩石矿物组成、油气显示、电性特征（GR、电阻率和三孔隙度测井）为基础，结合岩石力学参数、固井质量进行分段设计。（2）裂缝半长优化图3-17不同裂缝半长下累产量随时间的变化曲线90C030008000000600050004000250裂缝半长/m350400100图3-18不同裂缝半长对应的累产量压裂段数为12段，每段压裂3簇；裂缝半长取值范围：150350ni,以50m间隔取值。产量随裂缝半长增加而增大。裂缝半长大于250m时累产量递增减缓，综合考虑推荐最优裂缝半长为250-300m（3）布缝模式优化压裂段数为12段，每段压裂3簇，分别模拟裂缝均一分布、裂缝W型分布和两端裂缝较长分布三种布缝模式下的压后产量。由结果可知，裂缝W型分布模式较好，可获得更高产量。图3-19裂缝分布模式示意图图3-20不同布缝方式下累产量随时间的变化曲线（easel:裂缝均一分布，case2：裂缝W型分布，case3：两端裂缝较长分布）分布两端裂袭较K分布裂缱分布模式此000000痂0000007 6 5 4 3 27 7 7 7 -/ 7 7 7图3-21不同布缝方式对应的累产量射孔方案设计表3-13丁页1HF井分段及射孔方案分段井段（m）段长桥塞位置射孔簇位置顶深底深(m)(m)（顶深m）132353270353262323923175323560323631803200322033120317555317831273150316643050312070312330703090311252980305070306029943010304262860298012029852880293029667274028601202867278028152849826702740702771268426992720925802670902675260126302657102510258070257825202543256911244025107025002456247124911223702440702436239424122425为改善贝岩层段储层物性及沟通更大的地层体积，水平段采用簇式均匀射孔，按照以卜方面确定射孔位置： 录井气测显示好； TOC含量较高（主要参照密度） 天然裂缝发育部位； 地应力差异较小且低地应力部位; 高杨氏模量低泊松比； 测井解释孔隙度较高（主要参照声波） 固井质量好，避开接箍位置。依据实际情况，每段射孔簇数23簇（可根据实际情况调整）总孔数48孑单段射开2簇，每簇1.5m,孔密16孔/m：单段射开3簇，每簇分别Im。每簇为减少孔眼摩阻，采用较大的孔径射孔，孔径52mm, 60。相位角，以减少近井的裂缝扭曲摩阻；推荐采用89mm枪、102弹，孔密16孔/米，相位60。根据丁页1HF井录井、测井资料，提出分段及射孔位置方案（表3-13,附图1）规模优化设计Width Contours-1200 液 T5 方支撑剂(E0J)m M k Z个 XU(SCAXLength (m)Width Contours-1800方液+7S 方支撑剂(EOJ)3X 3Width Contours-1400方液+55 方支撑剂(E0J).olcwwwMcr英W: : 1 : etc)2aj图3-22不同液量对应支撑半缝长（三簇）以三簇进行模拟选取如卜压裂液用Ml200m31400m31600m3和1800m3,支撑剂规模分别为45、55、65、75m则不同压裂液用量对裂缝半长的影响如图3-22所示，波及裂缝半长在230-340m之间（支撑半缝长在220-310m之间）缝高75-88m。压裂规模设计主要考虑用液量和加砂规模对支撑缝长改造体积等参数的影响。为了确保改造效果，主体方案压裂12段，应考虑在井筒容积和施工限压等因素的影响下尽量加大规模。则根据产量数值模拟结果，优化一般施工规模为16（X）nP裂液量、65m3支撑剂的方案，以保证压裂支撑半缝长在280m左右，获得较好的生产效果。同时考虑部分层段加大规模为1700-1800m3 压裂液、75m3 支撑剂。结合实际施工情况，考虑第一段压裂可能受到水平段局部堆积污染、近井摩阻高等影响，引起施工压力高、加砂困难等问题，规模适当进行控制；同时，考虑到w型布缝对产能的有利影响（图3-20）设计规模按照-般规模和加大规模进行（其中第2、7、12段加大规模，见表3-14）布缝方式见图3-23,施工中可根据具体情况调整。Lil iiI) i页1:HF井段4I案H)）表3-14不同施工规模参数优化结果方案分段方案规模-般规模加大规模段数（级）93簇数（簇）2-33预处理酸（nf ）1010滑溜水（rr?）12701440胶液（n?）325295压裂液总量（nF ）16001750100目粉砂W ）7.97.940/70日石英砂（n?）49.4558.930/50目覆膜砂（n?）8.358.35支撑剂总量（m，）65.775.15施工参数优化表3-15丁页1HF井第一段施工压力预测延伸压力梯度(MPa/m)(清水/压裂液)不同排量(m/min)下的井口施工压力(MPa)89101112131415160.02139.7642.4245.3548.5351.9555.6359.5563.7068.100.02241.9144.5747.5050.6854.1057.7861.7065.8570.250.02344.0646.7249.6552.8356.2559.9363.8568.0072.40W2446,2148,8754,9858.4062.0866,0070,1574.55M2548.3651.0253.9557.1360.5564.2368.1572.3076.70M2650.5153.1756.1059.2862.7。66.3870.3074.4578.850.02752.6655.3258.2561.4364.8568.5372.4576.6081.000.02854.8157.4760.4063.5867.0070.6874.6078.7583.150.02956.9659.6262.5565.7369.1572.8376.7580.9085.30计算无E础：采月盯39.7mm X 3276m套管压裂;滑溜水、胶液均按降阻率60%计算，三簇孔眼摩阻按4-7MPa计算延伸压力(清水/压裂液)不同排M(m3/min) I、的井口施工压力(MPa)梯度(MPa/m)89101112131415160.02138.5640.9443.5546.4049.4652.7556.2659.9863.920.02240.7143.0945.7048.5551.6154.9058.4162.1366.070.02342.8645.2447.8550.7053.7657.0560.5664.2868.220.02445.0147.3950.0052.8555.9159.2062.7/66.4370.370.02547.1649.5452.1555.0058.0661.3564.8668.5872.520.02649.3151.6954.3057.1560.2163.5067.0170.7374.670.02751.4653.8456.4559.3062.3665.6569.1672.8876.820.02853.6155.9958.6061.4564.5167.8071.3175.0378.970.02955.7658.1460.7563.6066.6669.9573.4677.1881.12计算方，础：采F39.7mmX3276m 套管压裂；滑溜水、胶液均按降阻率65%计算，三簇孔眼摩阻按4-7MPa计算延伸压力梯度(清水/压裂液)不同排量(n/min)卜的井1 1施工压力(MPa)(MPa/m)89101112131415160.02137.3539.4541.7644.2746.9749.8752.9756.2659.740.02239.5041.6043.9146.4249.1252.0255.1258.4161.890.02341.6543.7546.0648.5751.2754.1757.2760.5664.040.02443.8045.9048.2150.7253.4256.3259.4262.7766.190.02545.9548.0550.3652.8755.5758.476L5764.8668.340.02648.1050.2052.5155.0257.7260.6263.7267.0170.490.02750.2552.3554.6657.1759.8762.7765.8769.1672.640.02852.4054.5056.8159.3262.0264.9268.0271.3174.790.02954.5556.6558.9661.4764.1767.0770.1773.4676.94计算霆:础：采户1139.7mm X 3276m 套管压裂；滑溜水、胶液均按降阻率70%计算，三簇孔眼摩阻按4-7MPa计算参考焦石坝区块，估计丁页1HF井龙马溪组页岩延伸梯度在0.024-0.026MPa/m该井生产套管为中139.7TP110T管材抗内压强度117.3MPa。考虑套管材质、施工安全限压压力安全窗口影响设计施工排量为12-15m3/min,预计施工压力为50-70MPa。经优化，确定丁页1HF井最终压裂施工参数见表3-16。表3-16 丁页1HF井最终压裂施工参数井名段数簇数3排量(m /min)胶液比例水马力（hhP）丁页 1HF122-312-1520%36800（1.2倍功率储备系数）主压裂泵注方案在第一段主压裂施工之前，开展小型压裂测试，以获得地层破裂压力数据、地层的延伸压力和近井地带中是否存在裂缝扭曲及孔眼问题。兼顾“W”型裂缝布局模式，主压裂泵注程序考虑分一般规模和加大规模进行设计。考虑到第一段潜在的施工难度，需要单独考虑，适当减少加砂规模。具体压裂施工泵注程序见表3-17表3-19。（1）第一段压裂泵注程序表3-17 丁页1HF井第一段压裂施工泵注程序阶段S排量m3/min净液体积m3累积净液量n?砂比%阶段砂量FT?累计砂景Hl，备注滑溜水23535.00替活性水测试压裂（约滑溜水4-6-8-10-12-145489.00每个排量稳1分钟40分滑溜水1515104.00稳1分钟钟）滑溜水14-12-10-8-6-4-2-014118.00每个排筮稳15秒停泉测压降/测30分钟120%HCI+l%HF1/22020酸预处理2滑溜水1/880100阶梯升3滑溜水10451454滑溜水10-15451901.000.450.45100目5滑溜水12-15402306滑溜水12-15402702.000.801.25100目7滑溜水12-15403108滑溜水12-154()3502.000.802.05100 R9滑溜水12-153538510滑溜水12-15404253.001.203.25100目11滑溜水12-153546012滑溜水12-15354953.001.054.30100目13滑溜水12-153553014滑溜水12-15355654.001.405.70100目15滑溜水12-154060516滑溜水12-15406455.002.007.70100目17滑溜水12-154068518滑溜水12-154()7252.000.8()8.5()40/70 目19滑溜水12-153576020滑溜水12-15357953.001.059.5540/70 目21滑溜水12-154083522滑溜水12-15358704.001.4010.9540/70 目23滑溜水12-154091024滑溜水12-15359455.001.7512.7040/70 目25滑溜水12-154098526滑溜水12-153510206.002.1014.8040/70 S27滑溜水12-1540106028滑溜水12-153510958.002.8017.6040/70 目29滑溜水12-154011353()滑溜水12-1535117010.003.5()21.1()40/70 目31滑溜水12-1540121032滑溜水12-1535124512.004.2025.3040/70 H33滑溜水12-1530127534胶液12-1515129035胶液12-1535132512.004.2029.5040/70 目36胶液12-1535136037胶液12-1540140013.005.2034.7040/70 目38胶液12-1540144039胶液12-1535147514.004.9039.6040/70 目4()胶液12-154()151541胶液12-1535155015.005.2544.8530/50 042胶液12-151()1560顶替滑溜水12-15351595合计(1) 测试压裂液量：118n?(2) 压裂施工总净液S 1595m3：酸液20m3；滑溜/R 1290m3；胶液285m (3)总支撑剂量44.85m3： 100 目7.7m3； 40/70 目31.9m3： 30/50 目5.25m，； (4)根据现场施工情况随时调整施工泉序。(2)正常压裂泵注程序(一般规模)表3-18 丁页1HF井正常压裂施工泵注程序阶段液体类型排量m/min净液体积m3累枳净液量n?砂比%阶段砂量n?累计砂量m3备注120%HCi1/21010酸预处理2滑溜水1/635453胶液620654滑溜水640105交普注入5胶液6201256滑溜水7/ 10401657滑溜水10-15452101.000.450.45100目8滑溜水12-15402509滑溜水12-15402902.000.801.25100目10滑溜水12-154033011滑溜水12-15403703.001.202.45100目12滑溜水12-153540513滑溜水12-15404454.001.604.05100目14滑溜水12-153548015滑溜水12-15355155.001.755.80100目16滑溜水12-153555017滑溜水12-15355856.002.107.90100目18滑溜水12-154062519滑溜水12-15406652.(X)().808.7040/70 H20滑溜水12-153570021滑溜水12-15407404.001.6010.3040/70 目22滑溜水12-153577523滑溜水12-15358106.002.1012.4040/70 目24滑溜水12-153584525滑溜水12-15358808.002.8015.2040/70 目26滑溜水12-154092027滑溜水12-153595510.003.5018.7040/70 目28滑溜水12-154099529滑溜水12-1535103012.004.2022.9040/70 目30滑溜水12-1540107031滑溜水12-1535110514.004.9027.8040/70 目32滑溜水12-1540114533滑溜水12-1535118()15.0()5.2533.0540/70 H34滑溜水12-1540122035滑溜水12-1535125516.005.6038.6540/70 日36滑溜水12-1530128537胶液12-1515130038胶液12-1535133516.005.6044.2540/70 目39胶液12-153513704()胶液12-1540141017.006.8051.0540/70 目41胶液12-1535144542胶液12-1535148018.006.3057.3540/70 目43胶液12-1535151544胶液12-1520153518.003.6060.9530/50 045胶液12-1525156019.004.7565.7030/50 046胶液12-15101570顶替滑溜水12-15351605、总净液虽1605m：酸液lOmL滑溜水1270m3：胶液325m： (2)总支撑剂合计量65.7m： 100 目7.9n/： 40/70 目49.45m 30/50 H8.35m5 ； (3)根据现场施工情况随时调整施工泵序。(3) 加大规模压裂泵注程序表3-19 丁页1HF井加大规模压裂施工泵注程序阶段液体类型排量mVmin净液体积村累积净液量n?砂比%阶段砂量妒累计砂量m3备注120%HCI1/21010酸预处理2滑溜水1/88090阶梯升3滑溜水10451354滑溜水10-15451801.000.450.45100目5滑溜水12-15402206滑溜水12-15402602.000.801.25100目7滑溜水12-15403008滑溜水12-15403403.001.202.45100目9滑溜水12-153537510滑溜水12-15404154.001.604.05100 H11滑溜水12-153545012滑溜水12-15354855.001.755.8010()目设计井深（m）3382.71A靶点测线位置距TTBDS-03-638 为272m,距TTBDS-03-63 为325.7mB靶点测线位置距TTBDS-03-638 为224m,距TTBDS-03-63 为430.8ni开钻日期2013-10-28施工队号中原钻井公司0602钻井队/河南录井公司04录井队/完钻日期2014-3-14完钻斜深（m）3336完钻垂深（ni）2233.68完井日期完井方式套管完井A靶点井深（m）B靶点井深（m）最大位移（m）水平段长（m）斜深：2369.68垂深：2125.76斜深：垂深：1362.34966.32钻头程序（mmxm）套管程序（mmxm）水泥返高（m）3A660.4mmX 54.00m476.25mm X 53.80m地面3A444.5mmX 1066.00m339.7mm X 1063.25m地面3A311.2mm X 1969.00m476.25mrnX 53.80m地面3A215.9mm X 2103.50m339.7mm X 1063.25m地面3A311.2mm X 2139.00m244.5mmX 2136.82m地面PDC215.9mm X 3336.00m139.7mm X 3333.95m地面套管数据设计套管尺寸及抗内压、外挤强度具体参数见表1-2和表1-3。表1-2套管柱强度校核数据表外径mm井段m段长m钢级壁厚mm扣型每米重屋kg/m累重t安全系数地层压力系数抗挤抗内压476.2505050N8012.7WSP-IT144.747.2410102.581.1339.70 994994HOT12.19WSP-IT101.29100.688.961.621.851.1244.50 2257225711011.99WSP-NF70.71159.64.691.262.431.3139.70 32643264TP110T12.34TP-CQ38.76126.524.084.24.381.3表1-3套管性能数据表外径mm钢级壁厚nini扣型每米重筮kg/m接箍外径mm抗拉强度kN抗挤强度MPa抗内压强度MPa476.25N8012.7WSP-1T144.74511.18101966.525.7339.7HO