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暂堵压裂技术服务方案822020年4月19日文档仅供参考八、技术服务方案一.暂堵重复压裂技术原理及特点暂堵技术简介位于鄂尔多斯盆地陕北地区延长油藏大多数储油层都属于特低渗透、低压、低产油藏，油层物性特别差，非均质性很强，油井自然产能也就相当低了。为了提高采收率，绝大多数油井都进行过压裂改造，可是由于各种原因，油井产量还是下降的特别快，油井依然处于低产低效的状态。因此，为了达到进一步提高油井产量的目的，我们必须做到以下两个方面的工作：一、针对性的选择有开发前景的油井进行二次或者多次压裂改造，以至于提高油井的单井产能；二、由于我们在注水开发过程中，注入水总是沿着老裂缝方向水窜，导致大部分进行过压裂改造过的老井含水上升特别快，水驱波及效率特别低。针对这部分老井，如果还是采用常规重复压裂方法进行延伸老裂缝，难以达到提高采收率的目的。为了探索这一部分老井的行之有效的增产改造措施，我公司借鉴了国内许多其它大油田的暂堵重复压裂的成功的现场试验经验，近两年来进行了多次油井暂堵压裂改造措施试验。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的现象很明显，部分老油井经过暂堵施工后，其加沙压力大幅度上升，暂堵重复压裂后，产油量大幅度上升。为了确保有效的封堵老裂缝，压开新裂缝，并保持裂缝有较高的导流能力，达到有较长时间的稳产期。该技术成果的成功研究与应用，不但能够提高油井的单井产量，而且能够提高整个区块的开采力度，从而为保持油田的增产稳产提供保障，可取得可观的经济效益和社会效益。堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术，即研究一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性的进入并封堵原有裂缝，但不能渗入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；然后采用定向射孔技术重新射孔，以保证重复压裂时使裂缝转向，也即形成新的裂缝；从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。水力压裂是低渗透油气藏改造的主要技术之一，但经过水力压裂后的油气井，在生产一段时间后，会由于诸多原因导致压裂失效。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，多数必须采取重复压裂进行改造。暂堵压裂技术主要用来解决油层中油水关系复杂、微裂缝十分发育的层位。注水油田经过一段时间的开采后，大多数低渗透油层已处于高含水状态，老裂缝控制的原油已接近全部采出，裂缝成了主要出水通道，但某些井在现有开采条件下尚控制有一定的剩余可采储量，为了控水增油，充分发挥油井的生产潜能，我们采用暂堵重复压裂技术，其实质是采用一种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，从而提供新的油流通道，以保障重复压裂时使裂缝改向，形成新的裂缝，从而采出最小应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的原油，实现控水增油。暂堵重复压裂技术就是重新构建泄油裂缝体系，为提高油井的产量提供了一种技术手段，最终的采油效果与所构建的新裂缝体系方向，裂缝的导流能力有很大关系。为此，在实施暂堵重复压裂技术时，除需要一定的暂堵压裂技术理论外，还要有能够改变裂缝导流能力的脱砂压裂工艺及强制闭合技术。暂堵重复压裂裂缝转向技术是一个多因素的复杂的压裂技术，从选井、选层、选剂到方案设计和优化都需要科学严谨的理论依据，其技术要求能达到高质量地为油田提供更有效的采油措施的目的。该技术理论和实际操作性都很强，主要是从转向压裂的理论着手，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区块的暂堵剂，以及相应的对进行过暂堵压裂的井进行地层压力和温度以及裂缝转向情况进行检测，以致最后准确得出暂堵压裂的现场实施效果。（1）利用最优化技术进行施工参数的最优化设计，并在单井施工过程中总结修正。我公司针对当前低孔低渗透油田的改造措施中存在的一些问题和不确定因素，综合考虑油藏地质特征以及开发现状，优选出了适合长庆延长油田的合适的暂堵剂，并完善了相应的配套技术。我公司自成立以来，看好老油田油井市场，致力研究老油田油井暂堵压裂技术，近两年对延长油田的地层岩石力学参数和地应力进行了理论和实际的研究和测试，作为下一步研究裂缝转向效果的基础。（2）结合对延长石油集团天然气公司老油田油井前期暂堵压裂施工情况，根据陕北油田储层特征、生产情况优选了适合陕北地区地质特征的暂堵剂和压裂液配方；（3）对优选出的暂堵剂进行了室内性能评价、施工参数和用量、级数及加入时机的优化，形成了适应延长油田暂堵压裂配套工艺体系；（4）采用配套的微地震裂缝检测技术对裂缝的压力、温度和裂缝状态进行了准确的检测，充分了解压后的地层变化情况以及裂缝转向情况；经过分析当前国内大部分油田针对暂堵重复压裂中的暂堵剂的选择情况以及现场实施效果，并结合贵单位油田的实际储层性质，优选出了适合贵单位老油田油井改造暂堵重复压裂现场施工中适用的暂堵剂，并对它一系列配套施工参数进行了最优化设计，并采用了当前市场上准确率最高的井下微地震裂缝监测技术对优选出的暂堵剂的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重复压裂裂缝转向的最优化体系。在低孔低渗油田的开发过程中，为了提高产量，最常见的措施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几个比较重要的参数，经过这几个参数能够很准确地计算施工泵压、压裂液的排量等参数，从而可很大程度地控制裂缝的长度、高度、宽度等，尽量避免目的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，由于层位不同，岩石的机械特性不同，在进行压裂改造措施时，对于岩石机械特性差异较大的地层不能合压，必须单压。因此，进行地层应力及岩石力学性质分析，在对储层压裂改造的施工参数、压裂规模及压裂方式进行设计方面具有很重要的意义。二 技术指标及检测评价结果1岩石力学参数测定以下是 我公司组织经过对延长油田的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930-11.920.182.340.182延4411.770.262.10.243延145-11.590.172.090.164安7-11.520.222.190.145安21.380.231.630.2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的5块岩心的静、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：=1.636x104MPa =0.212静态卸载：=2.07x104MPa =0.184动态：=2.03l10MPa =0.231把由测井数据求得的动态岩石力学参数与静态岩石力学参数相比后发现：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，因此在后面的应力计算中，能够根据实际资料情况来选定参数。2地应力测试下表2是 我公司组织专业队伍对延长油田的5口井的水力压裂基本数据及地应力计算结果。由表中能够看出：5口井的最大主应力和最小主应力差值在17MPa之间，差值很小，说明该油田的重复压裂裂缝转向的可行性很大。井名H(m)Vcl(%)E（MPa)St(MPa)Pf(MPa)Pp(MPa)Ps(MPa)H(MPa)h(MPa)延930-12157.619.26192007.718540.11124.16531.23937.15931.239延4411946.2022.44177007.795937.20121.79729.20736.41829.207延145-12162.8313.69159006.597343.77924.22334.02940.68134.029安7-12118.2124.31152006.777740.05823.72330.01233.03130.012安2 .0520.83138006.013425.41522.50121.32322.06621.323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现，要提高重复压裂改造效果，就必须突破原有裂缝方位和范围，产生新的支裂缝，沟通高含油区，要达到这种目的，重复压裂就必须克服地应力对压裂裂缝的控制作用，必须克服最大主应力的作用在原有裂缝壁面压开一条新的支裂缝，或沟通更多的微裂缝，从而实现扩大油井泄油面积，提高重复压裂改造效果的目的。由于当时的技术很难实现，因此提出了缝内转向压裂工艺。暂堵缝内转向压裂工艺技术主要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的桥堵作用，使裂缝内产生升压效应，达到沟通微裂缝或造新缝的目的，从而实现沟通“死油区”，扩大油井泄油面积的作用。同时促使压裂裂缝向注水水线方向靠近，缩短了注水见效时间，提高了注水见效效果，使油井在增产的同时能够保持稳产。实施转向重复压裂能够在储层中打开新的流体流动通道，更大范围地沟通老裂缝未动用的油气层，大幅度增加油气产量，进一步提高油藏的开发效果。根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，因此，重复压裂井中的应力场分布决定了重压新裂缝的启裂和延伸。垂直裂缝井中，张开的初次人工裂缝产生诱导应力以及生产活动引起的孔隙压力变化改变了油气井周围的应力分布状况，当诱导的应力差足以改变地层中的初始应力差，则在井筒和初始裂缝周围的椭圆形区域内应力重定向：初始最小水平应力的方向可能转变为当前最大水平应力方向，而初始最大水平应力的方向则变为当前最小水平应力方向。因此，重复压裂能够形成新的裂缝。把重复压裂前井筒及裂缝附近的总应力场看作以下四种应力场的叠加：(1)原地应力场也就是未扰动的原始地应力场；(2)初次人工裂缝所诱导的应力场；(3)孔隙压力变化所诱导的应力场；(4)温度场变化所诱导的应力场。由上可见，重复压裂井中的应力场分布决定了重复压裂新裂缝产生的最佳时机、起裂位置和方位、新裂缝延伸方向和延伸轨迹以及新裂缝的裂缝长度等。3 现阶段延长区域油田实现锋内转向压裂的地质条件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：5.0592108t，动用含油面积580km2，动用地质储量3.4189108t，可采储量0.8303108t，采收率24.6，剩余可采储量0.4451108t。2延长油藏低渗透储层微裂缝较为发育；经过对该油田33口井的岩石观察，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，出现水平缝的砂层厚度一般为5-lOcm，缝长小于1cm，开启缝宽0.3-0.6mm，裂缝密度2条/cm。在薄片观察中也发现有含量在0.1O.5的微裂缝。在油藏的形成过程中，裂缝提供了油气运移的通道。裂缝的存在控制了油气富集和油气的产量，而且改进了储层的储集性能。3延长油藏储层水平地应力差较小，仅1-7MPa左右。较小的水平应力差可使在较低的缝内净压力情况下产生新裂缝的开启；4该油藏低渗透储层上下泥岩层遮挡条件较好，从压裂前后井温测井、裂缝监测结果都可反映出，水力压裂所形成的裂缝高度基本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的技术基础。4影响缝内转向重复压裂效果的因素分析当前，随着延长油田的深入开发以及近几年的缝内转向重复压裂的实施，分析认为要提高缝内转向重复压裂效果，就必须从选井选层、方案设计、现场施工等多方面进行充分考虑，才能提高措施的有效率。经认真分析总结，认为影响缝内转向重复压裂效果的因素主要有以下几点：4.1油层物性和油层有效厚度是一口井地层状况的直接反映，是制约重复压裂效果的主要因素。对于低渗透油田来说，油层物性的好坏决定了流体在储层中的流动能力，同时对于同一区块油层有效厚度大的井，其地质储量也就比较丰富，剩余可采储量相对较高，其重复压裂增产的潜力也就越高。在 重复压裂井中，当前除延441和安7-1井实施暂堵重复压裂后无效以外，其它几口井措施后都保持较好的效果。下表3是 实施缝内转向重复压裂的6口井的油层基本情况。表3 实施缝内转向重复压裂的6口井的油层基本情况为了分析清楚以上6口井增产的效果，选取6口井措施后的月平均产量进行对比，如表4所示。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，当前除延441和安7-1井措施后产液量较措施前变化不明显外，其它4口井的产液量都有大幅度增加，其增油效果也比较明显。对以上6口井的油层物性进行对比，延441井的油层物性比较差，其渗透率仅为0.16mD，油层有效厚度为7.4m，从措施后的生产过程能够看出，该井措施后初期产量较好，后产量迅速下降，稳产时间短，当前日产液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重复压裂效果的一个重要因素。4.2油井措施前含水情况反映了该井的注采情况和重复压裂后裂缝的形态。我们有一口井在措施前含水达到了27.4%，因此造成重复压裂后该井的含水也比较高，影响了增油效果。下图是该井压裂井的井下实时监测时压裂全过程压力、温度随时间变化曲线图。从图中不难看出，该井在压裂过程中，压力上升幅度特别小，因而增产幅度也不是特别大，分析其原因主要是因为该压裂井在实施措施前油层含水太高，因而影响了压裂过程中暂堵压力的上升。因此重复压裂井在措施前选井时要充分考虑油井的含水高低，经过统计，一般油井含水率大于30的井，由于其井网的不规则性以及注水过程中水驱的特征，使裂缝主向和侧向的油井见水速度不同。对于措施前裂缝主向注水见效比较明显的井，在选井时要慎重选择。因而重复压裂选井时要充分考虑该井在重复改造前含水上升的问题，以提高措施效率。4.3油井的剩余可采储量是油井增产的物质基础。延长油田经过多年的开发，随着油井的采出程度的增加，剩余可采储量不断减少，对重复压裂的增产也带来的困难。当前延长油田总体上处于开发中期，可是由于各区块油井可采出程度的不同，也造成了各区块重复压裂效果上的差异。延441井是延长油田志丹县的一口重复压裂井，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的设计思路。图5是延441压裂井的压裂前期压力、温度随时间变化曲线，图6是延441压裂井的提高排量和加入暂堵剂后的压力、温度变化曲线。图5延441并压裂前期压力、温度随时问变化曲线图6 延441井提高排量和加入暂堵剂后的压力、温度随时问变化曲线对比图5和图6能够得出：由于排量的提高和暂堵剂的加入，压裂过程压力波动较大，出现多次压力峰值，提高排量和暂堵剂加入初期压力峰值为45.991MPa，结束二次峰值为46.788MPa、46.974MPa。提高排量和暂堵剂的加入井下压力变化明显，压力的提高和变化有利于改进人工裂缝和提高布砂质量。分析延441井实施暂堵压裂后，压力上升快的原因主要是因为该压裂井的地层压力系数比较大，油井的剩余可采储量比较丰富。经过计算，该井的地层压力系数达到了0.9504，因此经过改造措施后，增产幅度特别大，日增油达到了2.54t。延441压裂井的地层压力系数为0.9727，日增油也达到了2.94t。因此，油井的剩余可采储量是油井增产的物质基础。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的缝内转向材料，在重复压裂施工中加入暂堵剂后，由于水力压裂裂缝在井筒附近动态缝宽最大，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比例进入压裂裂缝后，在支撑剂刚性和暂堵剂塑性的共同作用下，暂堵剂固体颗粒粒径大于裂缝动态宽度的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的道路形成堆积，随着后续暂堵剂的继续加入，产生桥堵和堆积的暂堵剂颗粒越来越多，在裂缝主通道形成一定厚度和长度的堵塞带，阻碍和限制了裂缝的继续延伸和发展，处于井筒和堵塞带之间的裂缝体积内随后续携砂液的继续加入，裂缝净压力不断升高，当裂缝内净压力达到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，随后续携砂液的继续加入，微裂缝或新缝就会延伸和扩展成为新的支裂缝。颗粒材料桥堵原理认为，当架桥粒子粒径d与孔隙平均孔径D的1323匹配时，即：d13D23D地层孔喉处的桥堵最为稳定，如图7所示。图7桥堵示意图借用固相颗粒在地层孑L喉架桥的屏蔽桥堵原理，当固相粒子的尺寸为裂缝宽度尺寸的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的1/3时，固相粒子可深入裂缝内部堆积形成桥塞。两者结合，便能有效而牢固的桥堵住孔隙。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，从而实现提高水力压裂裂缝净压力的目的。5.2缝内暂堵剂的选择缝内暂堵剂是决定缝内转向压裂工艺是否成功的关键，依靠缝内暂堵剂实现裂缝延伸的暂时停止，达到在裂缝内某一位置实现裂缝转向的目标。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。即能与老裂缝中的残留固相、压裂液中的支撑剂一起形成理想封堵。(2)要求缝内暂堵剂有良好的粘弹性，可溶于原油或地层水，残余在缝中的暂堵剂易返排，保证泄油通道畅通。缝内暂堵剂是实现人工提升裂缝内压力的主要材料，经过大量的室内试验和材料研究，认为油溶性缝内暂堵剂比较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具有不粘泵、易泵送、封堵效果好、油溶性好、易返排无伤害的技术特点。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的暂堵剂进行了性能评价。缝内暂堵剂所要具备的主要物理性能是：(1)常温下缝内转向剂为固体颗粒，具有一定的硬度和强度，受力情况下呈现脆性破坏，不粘泵；(2)当温度达到一定值时，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的各项性能指标，在室内模拟地层条件下对它们进行了各个方面的性能测试，主要包括热稳定性、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，对三种暂堵剂的常规性能进行了测试，主要包括暂堵剂的密度、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，压裂液的性能是一项主要的性能指标，它的流变性和携砂性决定着裂缝内砂堤的形成时机及施工的规模能力。室内根据延长油田储层特点，改变油层的温度、物性及流体性质，研究出与该工艺技术相匹配的、适合延长油田储层压裂的低伤害压裂液配方体系。压裂施工表明该压裂液体系具有伤害率低、抗剪切的特性，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，一些老油井原来的人工压裂裂缝根本没有能够重新挖掘的可能，针对这类油井，只有在老油田进行转向重新压裂改造，压出新的裂缝，这样就能够扩大人工裂缝的扫油面积，最终才能提高产油量。近几年来国内外许多大型油田采用了一些新的压裂技术和施工方案以及裂缝和压力、温度观测手段，研究了转向重复压裂能够形成新裂缝的可能性。大量储层转向重复压裂的现场实验表明：有80的储油层形成了新的裂缝，而且增产效益特别显著。我公司在进行转向重复压裂时使用的裂缝监测技术都是采用北京派尼尔斯石油工程技术有限公司的嵌入式人工裂缝实时监测技术，经过多年的技术实施证明：该裂缝监测技术是可行的。6.1裂缝实时监测技术水力压裂是改造低渗透油气藏的重要手段，经过压裂可在地下形成人工裂缝，改进地层的渗流条件、疏通堵塞，提高油井的产能。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的水井连通，发生水淹、水窜现象，这些问题以前都无法即时直接地解决。水力压裂时，在射孔位置，当迅速升高的井筒压力超过岩石抗压强度，岩石遭到破坏，形成裂缝，裂缝扩展时，必将产生一系列向四周传播的微震波，微震波被布置在被监测井周围的A、B、C、D.等监测分站接收到，根据各分站的到时差形成一系列的方程组，求解这一系列方程组，就可确定微震震源位置，再由微震震源的空间分布能够描述人工裂缝轮廓，最后由计算机上配置的专门的数据采集软件(DAQ)、数据文件管理软件(BROW)和数据文件处理软件(DSP)来对收集到的微地震信号进行处理，进而给出裂缝的方位、长度、高度、产状及地应力方向等地层参数。如下图9和图10所示。图9压裂井裂缝实时监测技术原理图图10 分站布置图现场采用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受微地震信号的三分量拾震器，由地震波到达拾震器的时差能够确定震源到分站的距离。6.2监测工艺整个监测工程分三步，第一步为收集相关资料；第二步为现场监测；第三步为数据分析与处理，获得完整解释情况。6.2.1监测工程需以下资料：(1)构造井位图(2)地层倾角及井斜数据(3)基本数据(4)测井数据(5)压裂施工方案6.2.2现场监测流程如下图11所示。图11现场监测流程图6.2.3现场监测结束后根据监测数据，经过数据分析与处理，提供详尽的解释数据。7压力、温度监测技术7.1技术简介、特点及用途压裂是低渗油气藏提高油气井产能的重要手段，如何优化压裂设计方案、逐步提高压裂施工效果是每位地质、工程人员所关心的。而这就要求每口压裂井的现场压裂数据要齐全、真实、可信而且便于分析。当前用于压裂施工分析的主要是井口记录的压力等数据，然后经过估算摩阻获得井底的压力数据。实际上受压裂液、支撑剂、排量、砂比等的影响，摩阻是个动态值，是很难计算获得的，因此也很难获得井底真实压力，因此压裂分析的结果会出现偏差，进而影响到压裂工程的改进与提高。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括压力、温度测试及控制部分，耐高压、耐高温，而且具有大容量数据存储功能。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的采样频率开始采集井底压力、温度数据并存储起来。压裂结束取出该装置后，经过数据回放，可获得从下管柱开始到起管柱结束整个施工过程真实的井底压力、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各种参数录取的空白，可提高对储层的认识，可提供准确的参数用于压裂技术分析，对压裂设计参数的优化具有深远的意义。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)录取井底压力、温度的变化情况。特别对封上压下、C02泡沫、增能压裂井，能了解真实的井底温度、压力变化。用井底压力进行小型压裂测试解释，解释结果更加可靠。可对下压裂管、起压裂管、压裂施工、放喷的作业施工进行监督，准确的分析作业时效。分析不同的储层、不同的季节，特别是冬天压裂施工井底的温度变化情况，在压裂工艺制定措施时，采取合理的、必要的预防原油结蜡措施和破胶措施。压裂结束，抽吸后若未起压裂管柱继续进行井底压力监测，则获得的数据还可用于试井分析。7.2仪器的安装及技术指标(1)仪器长度：081Om主体为3”平式油管，两端配有25”外加厚油管变径接箍。(2)测试仪器为加拿大进口存储式压力温度计。压力量程：13Psi 0Psi；O1加Pa136MPa压力误差：士O03FS士6OPsi温度量程：0150()(12)温度误差：士05最大存储量：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压裂的基本情况8.1.1压裂基本数据该井该井位于安83致密油区， 6月投注长72层，与安平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导致安平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初期单井产能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，为了更好的动用剩余地质储量，有效提高采收率，现对该井实施前置酸压裂转采，提高致密油开发效果。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 油井的基本数据8.1.2本次施工油层数据层位 油层井段(m)厚度（m）渗透率(10-3m2)电阻率（m）孔隙度（%）声波时差（s/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式：油套同注压裂管柱结构（自下而上）：73mm斜尖（2284.00.5m）+ 27/8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95/8J558.94226.62244.553.57/24.313.951/2J557.72124.3139.725.3/36.733.9油管27/8N805.5162.073.09.67474.072.976.931/2N805.4977.9114.388.959.672.6 压裂施工参数预计破裂压力（MPa）30预计工作压力（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0.425-0.851.622.6440-70目石英砂长庆昌润0.243-0.4251.652.6516/30目固结砂/1.50/ 8.1.4措施要求（1）采用试压钻具对套管进行试压，按照10-15-20-25-30MPa的顺序逐步提升压力，每个阶段稳压3分钟，压降小于0.50MPa为合格，否则重新选井。（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）压裂后彻底排液。（4）措施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、井口采用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%KCL50.0滑溜水清水+0.08%CJ2-6+0.5%CF-5D+1.0%KCL +0.3%COP-1+0.1%CJSJ-3800.0基液清水+0.35%CJ2-6+0.5%CF-5D+1.0%KCL+0.3%COP-1+0.1%CJSJ-3300.0交联液清水+0.4%硼砂+0.4%APS30.0交联比100：8-12（最佳交联比现场确定）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KgCJ2-61690CF-5D5650硼砂120CJSJ-31100COP-13450APS120KCL115008.1.8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 起出原生产管柱检查，丈量油管核实数据，清刺干净。2通洗井作业通洗井前清洗储液罐，用118mm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,Q500L/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%KCL3套管试压采用套管试压钻具对全井套管进行试压，试验钻具结构如下：球座+ Y341-114封隔器（2280.0m）+73mm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10MPa15MPa20MPa25MPa30MPa，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，进行下步措施，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m/minm剂量%类型m/minmm低替活性水0.5-110.0 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