暂堵压裂关键技术服务专项方案.doc

八、技术服务方案
一.暂堵反复压裂技术原理及特点
暂堵技术介绍
在鄂尔多斯盆地陕北地域延长油藏大多数储油层全部属于特低渗透、低压、低产油藏，油层物性尤其差，非均质性很强，油井自然产能也就相当低了。为了提升采收率，绝大多数油井全部进行过压裂改造，不过因为多种原因，油井产量还是下降尤其快，油井仍然处于低产低效状态。所以，为了达成深入提升油井产量目标，我们必需做到以下两个方面工作：一、针对性选择有开发前景油井进行二次或数次压裂改造，以至于提升油井单井产能；二、因为我们在注水开发过程中，注入水总是沿着老裂缝方向水窜，造成大部分进行过压裂改造过老井含水上升尤其快，水驱波及效率尤其低。针对这部分老井，假如还是采取常规反复压裂方法进行延伸老裂缝，难以达成提升采收率目标。为了探索这一部分老井行之有效增产改造方法，我企业借鉴了中国很多其它大油田暂堵反复压裂成功现场试验经验，近两年来进行了数次油井暂堵压裂改造方法试验。现场施工结果表明：在压裂施工前先挤入暂堵剂后，人工裂缝压力再次上升现象很显著，部分老油井经过暂堵施工后，其加沙压力大幅度上升，暂堵反复压裂后，产油量大幅度上升。为了确保有效封堵老裂缝，压开新裂缝，并保持裂缝有较高导流能力，达成有较长时间稳产期。该技术结果成功研究和应用，不仅能够提升油井单井产量，而且能够提升整个区块开采力度，从而为保持油田增产稳产提供保障，可取得可观经济效益和社会效益。
堵老裂缝压新裂缝反复压裂技术，即研究一个高强度裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性进入并封堵原有裂缝，但不能渗透地层孔隙而堵塞岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼；然后采取定向射孔技术重新射孔，以确保反复压裂时使裂缝转向，也即形成新裂缝；从而采出最小主应力方向或靠近最小主应力方向泄油面积油气，实现控水增油。
水力压裂是低渗透油气藏改造关键技术之一，但经过水力压裂后油气井，在生产一段时间后，会因为很多原因造成压裂失效。另外，还有些压裂作业实施后对产层造成污染，也会使压裂打不到预期效果。对这类油气井，想要增加产能，多数必需采取反复压裂进行改造。
暂堵压裂技术关键用来处理油层中油水关系复杂、微裂缝十分发育层位。注水油田经过一段时间开采后，大多数低渗透油层已处于高含水状态，老裂缝控制原油已靠近全部采出，裂缝成了关键出水通道，但一些井在现有开采条件下尚控制有一定剩下可采储量，为了控水增油，充足发挥油井生产潜能，我们采取暂堵反复压裂技术，其实质是采取一个封堵剂有选择性地进入并有效封堵原有压裂裂缝和射孔孔眼，再在新孔眼中进行压裂开新缝；或部分封堵老裂缝，在老裂缝封面再开新裂缝，从而提供新油流通道，以保障反复压裂时使裂缝改向，形成新裂缝，从而采出最小应力方向或靠近最小主应力方向泄油面积原油，实现控水增油。
暂堵反复压裂技术就是重新构建泄油裂缝体系，为提升油井产量提供了一个技术手段，最终采油效果和所构建新裂缝体系方向，裂缝导流能力有很大关系。为此，在实施暂堵反复压裂技术时，除需要一定暂堵压裂技术理论外，还要有能够改变裂缝导流能力脱砂压裂工艺及强制闭合技术。
暂堵反复压裂裂缝转向技术是一个多原因复杂压裂技术，从选井、选层、选剂到方案设计和优化全部需要科学严谨理论依据，其技术要求能达成高质量地为油田提供更有效采油方法目标。该技术理论和实际操作性全部很强，关键是从转向压裂理论着手，从研究地层岩石力学参数和地应力情况开始，落实到优选适合当地域块暂堵剂，和对应对进行过暂堵压裂井进行地层压力和温度和裂缝转向情况进行检测，以致最终正确得出暂堵压裂现场实施效果。
（1）利用最优化技术进行施工参数最优化设计，并在单井施工过程中总结修正。我企业针对现在低孔低渗透油田改造方法中存在部分问题和不确定原因，综合考虑油藏地质特征和开发觉实状况，优选出了适合长庆延长油田适宜暂堵剂，并完善了对应配套技术。我企业自成立以来，看好老油田油井市场，致力研究老油田油井暂堵压裂技术，近两年对延长油田地层岩石力学参数和地应力进行了理论和实际研究和测试，作为下一步研究裂缝转向效果基础。
（2）结合对延长石油集团天然气企业老油田油井前期暂堵压裂施工情况，依据陕北油田储层特征、生产情况优选了适合陕北地域地质特征暂堵剂和压裂液配方；
（3）对优选出暂堵剂进行了室内性能评价、施工参数和用量、级数及加入时机优化，形成了适应延长油田暂堵压裂配套工艺体系；
（4）采取配套微地震裂缝检测技术对裂缝压力、温度和裂缝状态进行了正确检测，充足了解压后地层改变情况和裂缝转向情况；
经过分析现在中国大部分油田针对暂堵反复压裂中暂堵剂选择情况和现场实施效果，并结合贵单位油田实际储层性质，优选出了适合贵单位老油田油井改造暂堵反复压裂现场施工中适用暂堵剂，并对它一系列配套施工参数进行了最优化设计，并采取了现在市场上正确率最高井下微地震裂缝监测技术对优选出暂堵剂实施效果进行现场监测，形成了一系列整套适合长庆油田区块老油井暂堵反复压裂裂缝转向最优化体系。
在低孔低渗油田开发过程中，为了提升产量，最常见方法就是对地层进行压裂改造。弹性模量、泊松比、水平地层主应力等是设计井下压裂施工方案中多个比较关键参数，经过这多个参数能够很正确地计算施工泵压、压裂液排量等参数，从而可很大程度地控制裂缝长度、高度、宽度等，尽可能避免目标层压不开或隔层被压开，还能够避免发生水窜现象，造成损失。同时，因为层位不一样，岩石机械特征不一样，在进行压裂改造方法时，对于岩石机械特征差异较大地层不能合压，必需单压。所以，进行地层应力及岩石力学性质分析，在对储层压裂改造施工参数、压裂规模及压裂方法进行设计方面含有很关键意义。
二 技术指标及检测评价结果
1岩石力学参数测定
以下是我企业组织经过对延长油田5块岩心进行了静态岩石力学参数测试得出了岩心静态力学参数数据：
序号
岩心号
加 载
卸 载
弹性模量（x104MPa）
泊松比
弹性模量（x104MPa）
泊松比
1
延930-1
1.92
0.18
2.34
0.18
2
延441
1.77
0.26
2.1
0.24
3
延145-1
1.59
0.17
2.09
0.16
4
安7-1
1.52
0.22
2.19
0.14
5
安2
1.38
0.23
1.63
0.2
表1延长油田部分岩心静态岩石力学参数测定结果表
经过对该油田5块岩心静、动态力学参数测试得出该区块静、动态弹性模量和泊松比平均值为：
静态加载：ē=1.636x104MPa ū=0.212
静态卸载：ē=2.07x104MPa ū=0.184
动态：ē=2.03l×10MPa ū=0.231
把由测井数据求得动态岩石力学参数和静态岩石力学参数相比后发觉：动态岩石力学参数普遍比静态岩石力学参数要大，但相差不多，所以在后面应力计算中，能够依据实际资料情况来选定参数。
2地应力测试
下表2是我企业组织专业队伍对延长油田5口井水力压裂基础数据及地应力计算结果。由表中能够看出：5口井最大主应力和最小主应力差值在1～7MPa之间，差值很小，说明该油田反复压裂裂缝转向可行性很大。
井名
H
(m)
Vcl
(%)
E
（MPa)
St
(MPa)
Pf
(MPa)
Pp
(MPa)
Ps
(MPa)
σH
(MPa)
σh
(MPa)
延930-1
2157.61
9.26
19200
7.7185
40.111
24.165
31.239
37.159
31.239
延441
1946.20
22.44
17700
7.7959
37.201
21.797
29.207
36.418
29.207
延145-1
2162.83
13.69
15900
6.5973
43.779
24.223
34.029
40.681
34.029
安7-1
2118.21
24.31
15200
6.7777
40.058
23.723
30.012
33.031
30.012
安2
.05
20.83
13800
6.0134
25.415
22.501
21.323
22.066
21.323
表2延长油田水力压裂数据及地应力计算结果
经过研究发觉，要提升反复压裂改造效果，就必需突破原有裂缝方位和范围，产生新支裂缝，沟通高含油区，要达成这种目标，反复压裂就必需克服地应力对压裂裂缝控制作用，必需克服最大主应力作用在原有裂缝壁面压开一条新支裂缝，或沟通更多微裂缝，从而实现扩大油井泄油面积，提升反复压裂改造效果目标。因为当初技术极难实现，所以提出了缝内转向压裂工艺。
暂堵缝内转向压裂工艺技术关键是综合考虑岩石力学参数和地应力特征分布，经过在压裂过程中，加入油溶性暂堵剂，利用暂堵剂在裂缝中桥堵作用，使裂缝内产生升压效应，达成沟通微裂缝或造新缝目标，从而实现沟通“死油区”，扩大油井泄油面积作用。同时促进压裂裂缝向注水水线方向靠近，缩短了注水见效时间，提升了注水见效效果，使油井在增产同时能够保持稳产。
实施转向反复压裂能够在储层中打开新流体流动通道，更大范围地沟通老裂缝未动用油气层，大幅度增加油气产量，深入提升油藏开发效果。依据弹性力学理论和岩石破裂准则，裂缝总是沿着垂直于最小水平应力方向启裂，所以，反复压裂井中应力场分布决定了重压新裂缝启裂和延伸。垂直裂缝井中，张开首次人工裂缝产生诱导应力和生产活动引发孔隙压力改变改变了油气井周围应力分布情况，当诱导应力差足以改变地层中初始应力差，则在井筒和初始裂缝周围椭圆形区域内应力重定向：初始最小水平应力方向可能转变为现在最大水平应力方向，而初始最大水平应力方向则变为现在最小水平应力方向。所以，反复压裂能够形成新裂缝。
把反复压裂前井筒及裂缝周围总应力场看作以下四种应力场叠加：
(1)原地应力场也就是未扰动原始地应力场；
(2)首次人工裂缝所诱导应力场；
(3)孔隙压力改变所诱导应力场；
(4)温度场改变所诱导应力场。
由上可见，反复压裂井中应力场分布决定了反复压裂新裂缝产生最好时机、起裂位置和方位、新裂缝延伸方向和延伸轨迹和新裂缝裂缝长度等。
3 现阶段延长区域油田实现锋内转向压裂地质条件
1．延长油田地层储量丰富；
延长油田截止底探明含油面积：989.86km2，探明地质储量：5.0592×108t，动用含油面积580km2，动用地质储量3.4189×108t，可采储量0.8303×108t，采收率24.6％，剩下可采储量0.4451×108t。
2．延长油藏低渗透储层微裂缝较为发育；
经过对该油田33口井岩石观察，有14口井见到裂缝。其中有8口井见到垂直缝，多数为一条缝，缝长30-lOOcm，开启缝宽0.3-1.Omm。水平缝多为成岩缝，呈组合出现，出现水平缝砂层厚度通常为5-lOcm，缝长小于1cm，开启缝宽0.3-0.6mm，裂缝密度2条/cm。在薄片观察中也发觉有含量在0.1～O.5％微裂缝。在油藏形成过程中，裂缝提供了油气运移通道。裂缝存在控制了油气富集和油气产量，而且改善了储层储集性能。
3．延长油藏储层水平地应力差较小，仅1-7MPa左右。较小水平应力差可使在较低缝内净压力情况下产生新裂缝开启；
4．该油藏低渗透储层上下泥岩层遮挡条件很好，从压裂前后井温测井、裂缝监测结果全部可反应出，水力压裂所形成裂缝高度基础被控制在储层范围内。
以上这些储层条件为实现缝内转向提供了较为有利技术基础。
4影响缝内转向反复压裂效果原因分析
现在，伴随延长油田深入开发和近几年缝内转向反复压裂实施，分析认为要提升缝内转向反复压裂效果，就必需从选井选层、方案设计、现场施工等多方面进行充足考虑，才能提升方法有效率。经认真分析总结，认为影响缝内转向反复压裂效果原因关键有以下几点：
4.1油层物性和油层有效厚度是一口井地层情况直接反应，是制约反复压裂效果关键原因。对于低渗透油田来说，油层物性好坏决定了流体在储层中流动能力，同时对于同一区块油层有效厚度大井，其地质储量也就比较丰富，剩下可采储量相对较高，其反复压裂增产潜力也就越高。在反复压裂井中，现在除延441和安7-1井实施暂堵反复压裂后无效以外，其它几口井方法后全部保持很好效果。下表3是实施缝内转向反复压裂6口井油层基础情况。
表3 实施缝内转向反复压裂6口井油层基础情况
为了分析清楚以上6口井增产效果，选择6口井方法后月平均产量进行对比，如表4所表示。
表4 延长油田实施缝内转向压裂效果统计表
从上表4能够看出，现在除延441和安7-1井方法后产液量较方法前改变不显著外，其它4口井产液量全部有大幅度增加，其增油效果也比较显著。
对以上6口井油层物性进行对比，延441井油层物性比较差，其渗透率仅为0.16mD，油层有效厚度为7.4m，从方法后生产过程能够看出，该井方法后早期产量很好，后产量快速下降，稳产时间短，现在日产液1.73m3，日产油1.22t，日增油0吨，说明油层物性和油层有效厚度是影响反复压裂效果一个关键原因。
4.2油井方法前含水情况反应了该井注采情况和反复压裂后裂缝形态。
我们有一口井在方法前含水达成了27.4%，所以造成反复压裂后该井含水也比较高，影响了增油效果。下图是该井压裂井井下实时监测时压裂全过程压力、温度随时间改变曲线图。

从图中不难看出，该井在压裂过程中，压力上升幅度尤其小，所以增产幅度也不是尤其大，分析其原因关键是因为该压裂井在实施方法前油层含水太高，所以影响了压裂过程中暂堵压力上升。
所以反复压裂井在方法前选井时要充足考虑油井含水高低，经过统计，通常油井含水率大于30％井，因为其井网不规则性和注水过程中水驱特征，使裂缝主向和侧向油井见水速度不一样。对于方法前裂缝主向注水见效比较显著井，在选井时要慎重选择。所以反复压裂选井时要充足考虑该井在反复改造前含水上升问题，以提升方法效率。
4.3油井剩下可采储量是油井增产物质基础。
延长油田经过多年开发，伴随油井采出程度增加，剩下可采储量不停降低，对反复压裂增产也带来困难。现在延长油田总体上处于开发中期，不过因为各区块油井可采出程度不一样，也造成了各区块反复压裂效果上差异。
延441井是延长油田志丹县一口反复压裂井，于6月30日进行了现场施工，加入暂堵剂后压力上升了7MPa，实现了缝内转向压裂工艺设计思绪。图5是延441压裂井压裂前期压力、温度随时间改变曲线，图6是延441压裂井提升排量和加入暂堵剂后压力、温度改变曲线。
图5延441并压裂前期压力、温度随时问改变曲线

图6 延441井提升排量和加入暂堵剂后压力、温度随时问改变曲线
对比图5和图6能够得出：因为排量提升和暂堵剂加入，压裂过程压力波动较大，出现数次压力峰值，提升排量和暂堵剂加入早期压力峰值为45.991MPa，结束二次峰值为46.788MPa、46.974MPa。提升排量和暂堵剂加入井下压力改变显著，压力提升和改变有利于改善人工裂缝和提升布砂质量。分析延441井实施暂堵压裂后，压力上升快原因关键是因为该压裂井地层压力系数比较大，油井剩下可采储量比较丰富。经过计算，该井地层压力系数达成了0.9504，所以经过改造方法后，增产幅度尤其大，日增油达成了2.54t。延441压裂井地层压力系数为0.9727，日增油也达成了2.94t。所以，油井剩下可采储量是油井增产物质基础。
5暂堵剂优选
5.1暂堵剂堵桥原理
暂堵剂是以颗粒材料桥堵原理为依据开发缝内转向材料，在反复压裂施工中加入暂堵剂后，因为水力压裂裂缝在井筒周围动态缝宽最大，距离井越远裂缝宽度越来越小，当暂堵剂和支撑剂同时以一定百分比进入压裂裂缝后，在支撑剂刚性和暂堵剂塑性共同作用下，暂堵剂固体颗粒粒径大于裂缝动态宽度1/3-2/3时，暂堵剂固体颗粒就会在该处形成桥堵，并挡住后续暂堵剂颗粒前进道路形成堆积，伴随后续暂堵剂继续加入，产生桥堵和堆积暂堵剂颗粒越来越多，在裂缝主通道形成一定厚度和长度堵塞带，阻碍和限制了裂缝继续延伸和发展，处于井筒和堵塞带之间裂缝体积内随即续携砂液继续加入，裂缝净压力不停升高，当裂缝内净压力达成微裂缝开启压力或新缝破裂压力时，微裂缝或新缝就会开启，随即续携砂液继续加入，微裂缝或新缝就会延伸和扩展成为新支裂缝。颗粒材料桥堵原理认为，当架桥粒子粒径d和孔隙平均孔径D1／3~2／3匹配时，即：d>1／3D~2／3D地层孔喉处桥堵最为稳定，图7所表示。
图7桥堵示意图
借用固相颗粒在地层孑L喉架桥屏蔽桥堵原理，当固相粒子尺寸为裂缝宽度尺寸2/3时，可稳定架桥于堵塞裂缝，当固相粒子尺寸为裂缝宽度1/3时，固相粒子可深入裂缝内部堆积形成桥塞。二者结合，便能有效而牢靠桥堵住孔隙。依据桥堵原理，结合水力压裂实际情况，利用暂堵剂塑性和支撑剂刚性，经过水力压裂施工参数控制，实现水力压裂缝内桥堵，从而实现提升水力压裂裂缝净压力目标。
5.2缝内暂堵剂选择
缝内暂堵剂是决定缝内转向压裂工艺是否成功关键，依靠缝内暂堵剂实现裂缝延伸临时停止，达成在裂缝内某一位置实现裂缝转向目标。缝内暂堵剂性能应满足以下条件：
(1)缝内暂堵剂能在一定温度下软化，在一定压力下易变形。即能和老裂缝中残留固相、压裂液中支撑剂一起形成理想封堵。
(2)要求缝内暂堵剂有良好粘弹性，可溶于原油或地层水，残余在缝中暂堵剂易返排，确保泄油通道通畅。
缝内暂堵剂是实现人工提升裂缝内压力关键材料，经过大量室内试验和材料研究，认为油溶性缝内暂堵剂比较适适用于长庆油田中低温地层条件下使用。因为油溶性缝内暂堵剂含有不粘泵、易泵送、封堵效果好、油溶性好、易返排无伤害技术特点。
5.3暂堵剂优选室内评价
室内对A、B和C三种用于缝内转向压裂暂堵剂进行了性能评价。
缝内暂堵剂所要含相关键物理性能是：
(1)常温下缝内转向剂为固体颗粒，含有一定硬度和强度，受力情况下展现脆性破坏，不粘泵；
(2)当温度达成一定值时，转向剂颗粒软化，在受力时出现塑性变形；
(3)随水力压裂排液和抽汲过程，缝内暂堵剂可完全溶解后排出。
为了明确这三种暂堵剂各项性能指标，在室内模拟地层条件下对它们进行了各个方面性能测试，关键包含热稳定性、配伍性、压力模拟、溶解性、返排能力及封堵能力等。
5.4常规性能测试
首先，对三种暂堵剂常规性能进行了测试，关键包含暂堵剂密度、软化点、熔化点、溶解能力及颜色等，所测结果见表4和图8所表示。

表4三种暂堵剂常规性能表

图8暂堵剂外观图
为了实现油层保护，降低压裂伤害，并能成功实现缝内转向压裂工艺技术，压裂液性能是一项关键性能指标，它流变性和携砂性决定着裂缝内砂堤形成时机及施工规模能力。室内依据延长油田储层特点，改变油层温度、物性及流体性质，研究出和该工艺技术相匹配、适合延长油田储层压裂低伤害压裂液配方体系。压裂施工表明该压裂液体系含有伤害率低、抗剪切特征，完全可满足水力压裂施工要求。
6暂堵压裂技术指标
老油田经过多年开采以后，部分老油井原来人工压裂裂缝根本没有能够重新挖掘可能，针对这类油井，只有在老油田进行转向重新压裂改造，压出新裂缝，这么就能够扩大人工裂缝扫油面积，最终才能提升产油量。近几年来中国外很多大型油田采取了部分新压裂技术和施工方案和裂缝和压力、温度观察手段，研究了转向反复压裂能够形成新裂缝可能性。大量储层转向反复压裂现场试验表明：有80％储油层形成了新裂缝，而且增产效益尤其显著。
我企业在进行转向反复压裂时使用裂缝监测技术全部是采取北京派尼尔斯石油工程技术嵌入式人工裂缝实时监测技术，经过多年技术实施证实：该裂缝监测技术是可行。
6.1裂缝实时监测技术
水力压裂是改造低渗透油气藏关键手段，经过压裂可在地下形成人工裂缝，改善地层渗流条件、疏通堵塞，提升油井产能。压裂以后是否产生裂缝，产生裂缝有多长，裂缝朝哪个方向延伸，压裂井是否会和周围水井连通，发生水淹、水窜现象，这些问题以前全部无法即时直接地处理。水力压裂时，在射孔位置，当快速升高井筒压力超出岩石抗压强度，岩石遭到破坏，形成裂缝，裂缝扩展时，必将产生一系列向四面传输微震波，微震波被部署在被监测井周围A、B、C、D…….等监测分站接收到，依据各分站到时差形成一系列方程组，求解这一系列方程组，就可确定微震震源位置，再由微震震源空间分布能够描述人工裂缝轮廓，最终由计算机上配置专门数据采集软件(DAQ)、数据文件管理软件(BROW)和数据文件处理软件(DSP)来对搜集到微地震信号进行处理，进而给出裂缝方位、长度、高度、产状及地应力方向等地层参数。以下图9和图10所表示。

图9压裂井裂缝实时监测技术原理图

图10 分站部署图
现场采取A、B、C、D、E、F六个监测分站对微地震信号进行监测，每个监测分站专门安设一个接收微地震信号三分量拾震器，由地震波抵达拾震器时差能够确定震源到分站距离。
6.2监测工艺
整个监测工程分三步，第一步为搜集相关资料；第二步为现场监测；第三步为数据分析和处理，取得完整解释情况。
6.2.1监测工程需以下资料：
(1)结构井位图
(2)地层倾角及井斜数据
(3)基础数据
(4)测井数据
(5)压裂施工方案
6.2.2现场监测步骤以下图11所表示。

图11现场监测步骤图
6.2.3现场监测结束后．依据监测数据，经过数据分析和处理，提供详尽解释数据。
7压力、温度监测技术
7.1技术介绍、特点及用途
压裂是低渗油气藏提升油气井产能关键手段，怎样优化压裂设计方案、逐步提升压裂施工效果是每位地质、工程人员所关心。而这就要求每口压裂井现场压裂数据要齐全、真实、可信而且便于分析。现在用于压裂施工分析关键是井口统计压力等数据，然后经过估算摩阻取得井底压力数据。实际上受压裂液、支撑剂、排量、砂比等影响，摩阻是个动态值，是极难计算取得，所以也极难取得井底真实压力，所以压裂分析结果会出现偏差，进而影响到压裂工程改善和提升。
为此，我们研制开发了井下实时监测系统。井下实时监测系统包含压力、温度测试及控制部分，耐高压、耐高温，而且含有大容量数据存放功效。将井下实时监测系统进行设置后，随管柱下入井中，在软件控制下，该装置在预先设定时间按预定采样频率开始采集井底压力、温度数据并存放起来。压裂结束取出该装置后，经过数据回放，可取得从下管柱开始到起管柱结束整个施工过程真实井底压力、温度数据，从而便于工程技术人员分析并优化压裂工艺设计，便于管理人员监督施工全过程，分析施工时效。
压裂井下实时监测技术填补了水力压裂工艺井下多种参数录用空白，可提升对储层认识，可提供正确参数用于压裂技术分析，对压裂设计参数优化含有深远意义。压裂井下监测技术，井下工具简单，不产生节流，可满足大排量施工，不影响测井、测试施工。该技术能够全过程(下压裂管柱、等压裂、压裂、关井恢复、放喷、求产起压裂管柱)录用井底压力、温度改变情况。尤其对封上压下、C02泡沫、增能压裂井，能了解真实井底温度、压力改变。用井底压力进行小型压裂测试解释，解释结果愈加可靠。可对下压裂管、起压裂管、压裂施工、放喷作业施工进行监督，正确分析作业时效。分析不一样储层、不一样季节，尤其是冬天压裂施工井底温度改变情况，在压裂工艺制订方法时，采取合理、必需预防原油结蜡方法和破胶方法。压裂结束，抽吸后若未起压裂管柱继续进行井底压力监测，则取得数据还可用于试井分析。
7.2仪器安装及技术指标
(1)仪器长度：0．8～1．Om
主体为3”平式油管，两端配有2．5”外加厚油管变径接箍。
(2)测试仪器为加拿大进口存放式压力温度计。
压力量程：13Psi~0Psi；O．1加Pa~136MPa
压力误差：士O．03％FS士6．OPsi
温度量程：0～150(℃)('12)
温度误差：士0．5℃
最大存放量：50万组
(3) 仪器安装：(见图12)

图12 温度、压力监测仪器安装图
8 现场应用实例-安246-27井
8.1压裂基础情况
8.1.1压裂基础数据
该井该井在安83致密油区，6月投注长72层，和安平13注采对应，5月观察安平13含水停注，10月恢复周期注水后仍造成安平13见水停注至今，累计注水5131m3。
　　该井长72层测井解释油层12.3m，油层厚度大，含油性好，对该区26口注水井实施体积压裂注采早期单井产能2.6t，180天后平均单井产能1.15t，转采井180天阶段平均单井累产油323t，效果好。从整体开发效果来看，该区井网适应性较差，同时，为了愈加好动用剩下地质储量，有效提升采收率，现对该井实施前置酸压裂转采，提升致密油开发效果。
完井日期
-06-06
水泥返深(m)
75.00
最大井斜(o)
28.63
最大井斜下深(m)
1035.00
完钻井深(m)
2347.00
套补距(m)
5.00
投注日期
-07-12
固井质量
合格
人工井底(m)
2335.00
套管深度(m)
2335.38
累计注水(m3)
5131
套管外径 139.70 (mm) 壁厚 7.72 (mm) 内径 124.26 (mm) 钢级 J55
套管接箍位置(m)
2188.38 2190.86 2201.94 2213.03 2224.25 2235.52 2246.94 2258.41 2269.60 2280.81
2292.32 2303.50 2314.97
油井基础数据
8.1.2此次施工油层数据
层位
油层井段(m)
厚度
（m）
渗透率
(10-3μm2)
电阻率
（Ωm）
孔隙度
（%）
声波时差
（μs/m）
泥质含量
（%）
含油饱和度
（%）
综合解释
射孔段(m)
厚度
(m)

顶深
底深

顶深
底深

长72
2286.5
2289.3
2.8
0.20
57.90
10.80
220.90
14.84
66.35
油层
2286.5
2289.5
3.0

2291.3
2300.8
9.5
0.13
50.90
9.51
212.99
11.19
62.96
油层
2292.0
2300.0
8.0

2301.8
2302.7
0.9
0.11
53.40
8.85
209.79
14.81
63.07
差油层

2307.1
2311.0
3.9
0.21
43.20
10.83
221.55
15.92
62.84
差油层

8.1.3压裂施工参数
压裂方法：油套同注
压裂管柱结构（自下而上）：Φ73mm斜尖（2284.0±0.5m）+ 2"7/8外加厚油管至井口
管柱
类型
尺寸
钢级
壁厚
(mm)
内径
(mm)
接箍外径
外径
(mm)
重量
(Kg/m)
抗拉
强度
(kN)
抗内压
强度
(MPa)
抗外挤
强度
(MPa)
套管
95/8〞
J55
8.94
226.62

244.5
53.57
/
24.3
13.9
51/2〞
J55
7.72
124.3

139.7
25.3
/
36.7
33.9
油管
27/8〞
N80
5.51
62.0

73.0
9.67
474.0
72.9
76.9
31/2〞
N80
5.49
77.9
114.3
88.9

59.6
72.6

压裂施工参数
估计破裂压力（MPa）
30
估计工作压力（MPa）
15-20
施工最高限压（MPa）
油45，套30
试泵压力（MPa）
45
支撑剂类型及规格
支撑剂类型
生产厂家
粒径（mm）
视密度
真密度
20-40目石英砂
长庆昌润
0.425-0.85
1.62
2.64
40-70目石英砂
长庆昌润
0.243-0.425
1.65
2.65
16/30目固结砂
/
/
1.50
/
8.1.4方法要求
（1）采取试压钻具对套管进行试压，根据10-15-20-25-30MPa次序逐步提升压力，每个阶段稳压3分钟，压降小于0.50MPa为合格，不然重新选井。
（2）缝内暂堵压裂长72层2286.5-2289.5m，2292.0-2300.0m，加砂80m3（40-70目10方，20-40目65方，16-30目固结砂5方），排量8.0m3/min（油管排量3.0m3，套管排量5.0m3）,砂比12.7%；暂堵剂量：600kg。
（3）压裂后根本排液。
（4）方法前后取全取准各项地质资料，便于效果分析。
8.1.5施工准备
1、50m3储液罐23具，30m3交联罐1具,清水1180m3,（其中胍胶基液300m3，滑溜水800m3，活性水50m3，交联剂30m3。）
2、井口采取KQ65-70型采油井口，油管用上法兰悬挂式联接。
3、施工车辆：2500型主压车6台，HSC-60B混砂车2台，运砂车8台拉砂80m3（40-70目10方，20-40目65方，16-30目固结砂5方），ACF-700型1台。
8.1.6工作液准备：
液体类型
配 方
数量(m3)
活性水
清水+0.3%CF-5D+0.3%COP-1+1.0%KCL
50.0
滑溜水
清水+0.08%CJ2-6+0.5%CF-5D+1.0%KCL +0.3%COP-1+0.1%CJSJ-3
800.0
基液
清水+0.35%CJ2-6+0.5%CF-5D+1.0%KCL+0.3%COP-1+0.1%CJSJ-3
300.0
交联液
清水+0.4%硼砂+0.4%APS
30.0
交联比
100：8-12（最好交联比现场确定）
8.1.7化工料准备:
名称
设计量Kg
名称
设计量Kg
名称
设计量Kg
CJ2-6
1690
CF-5D
5650
硼砂
120
CJSJ-3
1100
COP-1
3450
APS
120
KCL
11500

8.1.8支撑剂数量：
40-70目石英砂 10(M3)
20-40目石英砂 65(M3)
16-30目固结砂 5(M3)
暂堵剂量： 600（kg）
8.1.9施工步骤及要求
1起原井管柱
起出原生产管柱检验，丈量油管核实数据，清刺洁净。
2通洗井作业
通洗井前清洗储液罐，用Ф118mm通洗规通至井底，若中途遇阻，先处理井筒至合格。然后用活性水大排量反循环洗井,Q≥500L/min，洗至井口进出口水质一致为合格。
活性水：清水+0.3%CF-5D+0.3%COP-1+1.0%KCL
3套管试压
采取套管试压钻具对全井套管进行试压，试验钻具结构以下：球座+ Y341-114封隔器（2280.0m）+φ73mm工具油管至井口，投球打压，油管憋压45MPa，从油套环空试压，压力分别由10MPa→15MPa→20MPa→25MPa→30MPa，每一阶段3分钟压力下降小于0.5MPa。试压至30MPa合格后，起出管柱，进行下步方法，若试压不成功停止施工，重新选井。
4下施工管柱
按要求下好施工管柱。
5压裂作业
（1）压裂队按设计配好施工液体，检验合格。
（2）摆好压裂车辆，连接高低压管汇，分别试压45MPa和0.5MPa不刺不漏为合格。
（3）用活性水低排量正循环灌满井筒后按设计泵注程序实施暂堵+混合水压裂作业。压裂长72层2286.5-2289.5m，2292.0-2300.0m，加砂80m340-70目10方，20-40目55方，16-30目固结砂5方），排量8.0m3/min（油管排量3.0m3，套管排量5.0m3）,砂比8.0%。；暂堵剂量：600kg。
泵注阶段
油管注入系统
套管注入系统
阶段
支撑剂

时间
类型

液体
排量
液量
支撑
砂比
液体
排量
液量
min

类型
m³/min
m³
剂量
%
类型
m³/min
m³

m³

低替
活性水
0.5-1
10.0

注前置液
滑溜水
2.0
20.0

滑溜水
3.0
30.0
10.0
打开套管闸门
注携砂液
交联液
2.0
10.0
2.0
20
/
/
/
5.7
20/40目石英砂

交联液
2.0
8.0
2.0
25
/
/
/
4.7
20/40目石英砂加入暂堵剂YBZD-1：300kg

交联液
2.0
13.3
4.0
30
/
/
/
6.6
20/40目石英砂

交联液
2.0
10.0

/
/
/
5.0
/

滑溜水
3.0
18.8
1.5
8
滑溜水
5.0
32.9
6.6
40/70目石英砂

滑溜水
3.0
10.0

滑溜水
5.0
16.7
3.3
/

滑溜水
3.0
35.0
3.5
10
滑溜水
5.0
62.1
12.4
40/70目石英砂

滑溜水
3.0
10.0

滑溜水
5.0
16.7
3.3
/

基液
3.0
16.7
2.0
12
滑溜水
5.0
29.9
6.0
40/70目石英砂

基液
3.0
20.0
3.0
15
滑溜水
5.0
36.6
7.3
40/70目石英砂

交联液
3.0
30.0
6.0
20
滑溜水
5.0
56.5
11.3
20/40目石英砂

交联液
3.0
44.0
11.0
25
滑溜水
5.0
85.3
17.1
20/40目石英砂

加入暂堵剂

YBZD-1：300kg

交联液
3.0
46.7
14.0
30
滑溜水
5.0
92.9
18.6
20/40目石英砂

交联液
3.0
45.7
16.0
35
滑溜水
5.0
93.5
18.7
20/40目石英砂
交联胍胶泵注阶段从环空锲型追加过硫酸铵（APS）15千克
注：1.20/40目石英砂计算按体积密度1.62 g/cm3,视密度2.64g/cm3；
40/70目石英砂计算按体积密度1.65 g/cm3,视密度2.65g/cm3。
16/30目固结砂计算按体积密度1.50 g/cm3。
2.施工井口油管限压45 MPa，套压最高限压30MPa。
3.泵注程序、暂堵剂加入速度立即机由