JH9P1井分段压裂设计方案1228Word文件下载.docx

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92.62°

井身

结构

钻头311.15mm×

271m+套管244.5mm×

269.73m

钻头215.9mm×

1688.00m+套管177.8mm×

1357.06m

钻头152mm×

2270m

套管

程序

尺寸

（mm）

钢级

壁厚

下入深度（m）

双级箍位置（m）

水泥返高深度（m）

出地高

表套

244.5

J55

8.94

269.73

地面

油套

177.8

N80

8.05

1357.06

0.18

说明

1、本井造斜点井深为940m；

2、本井套管鞋井深位置1357.06m；

3、A点：

斜深1368.47m（垂深：

1039.27m）；

4、B点：

斜深2270m（垂深：

1045.83m）；

5、水平段长：

901.53m；

2、水平井眼轨迹

该井从940m处开始造斜，实钻A靶点深度1368.47m，垂深1039.27m，完钻井深2270m，垂深1045.83m，水平段长度901.53m（1368.47m-2270m），井眼轨迹见图2-1。

图2-1JH9P1井全井段井眼轨迹图

3、井身结构

该井水平井段采用6”裸眼完井，具体数据详见图2-2。

三开：

Φ152.4mm×

2270.00m

一开：

井眼：

Φ311.15mm×

271m

套管：

Φ244.5mm×

二开：

Φ215.9mm×

1688.00m

Φ177.8mm×

图2-2JH9P1井井身结构示意图

（二）储层概况

1、地层层序

钻井揭示本区中生界自下而上主要发育有三叠系、侏罗系中下统、白垩系下统。

三叠系延长组为主要目的层系，据区域地质特征，参考前人地层划分方案，按照标志层控制的原则，长8油层组划分为4个小层：

长811、长812，长821、长822，长811主河道较发育部位砂体厚度大于12m（见图2-3，JH9井测井解释成果图）。

图2-3泾河9井测井解释成果图

2、构造特征

构造位置处于鄂尔多斯盆地西南部伊陕斜坡与渭北隆起的交汇处。

构造活动强烈,断层较为发育。

盆地南缘发育受北西向断裂控制形成南陡北缓的断坳，受榆林子南断层的影响，在断裂上盘形成鼻状隆起构造，泾河9井区长7底面构造高程：

-23.9m～-19.6m；

长811-1主砂体顶面构造高程：

-28.1m～-23.6m（图2-4、图2-5、图2-6）。

JH9P1井水平段位置构造发育宽缓，有利于水平井的实施（见2-7）。

图2-4泾河9井区长811-1油层组底面构造等值线图

图2-5泾河9井区长811-1油层组顶面构造等值线图

图2-6泾河9井区长811-1砂岩顶面构造等值线图

图2-7泾河9井区长811砂岩厚度等值线图

3、储层特征

⑴岩石学特征

长8小层储层砂岩岩性主要以细砂岩为主，次为粉细砂岩。

长石含量较高，为27～55%，成岩后生作用较强，物性差中有好，分布不均。

砂岩粒度以细粒、粉—细粒、细—中粒为主。

磨圆度以次圆状为主；

分选中等，成分成熟度中等，结构成熟度中等；

接触关系以点—线和点状为主，颗粒支撑类型。

⑵储层物性特征

含油砂岩储层一般孔隙度<

10%～17%，渗透率<

1～4.2×

10-3μm2。

压汞分析，含油储层一般排驱压力0.7～3.0MPa,中值压力3.02～32.36MPa，平均喉道半径0.04～0.32μm，孔隙类型以粒间、粒内溶及裂缝为主，属于低孔特低渗储层。

4、砂体展布特征

彬长区块泾河9井区长81砂体位于水下分流河道沉积，呈南西－北西展布，砂厚在4m～12m之间，JH9P1井位于砂体厚度较大，物性较好的有利部位。

（图2-6、图2-7）。

5、油层分布特征

彬长区块泾河9井区含油层系为三叠系延长组长81小层。

长81小层油层埋深海拔为-30m左右，有效厚度在12m。

泾河9井区在油层平面上呈南西－北西展布，JH9P1井位于油层展布范围内。

6、地层压力与温度

根据彬长区块邻井武4井压力温度测试资料，压力系数取1.01MPa/100m（340米以下），属正常压力系统；

温度梯度2.37℃/100m。

图2-8泾河9井～JH9P1井导眼～正2井长811-1油藏对比剖面图

7、油藏类型与驱动方式

彬长区块泾河9井区长811油藏油气分布主要受断层、沉积相带、构造、岩性及储层特征的综合控制，长811油藏为岩性油藏。

（图2-9）。

驱动方式主要为溶解气驱+弱弹性驱动。

图2-9泾河9井～JH9P1井导眼～JH9P1井A靶点～JH9P1井B靶点长811-1油藏剖面图

8、邻井、邻区流体、压力、产量统计

泾河9井长81油层投产后，初期最高日产水1.92m3，日产油6.53t，自2010年11月9日试油投产，截止2011年7月5日，已连续生产174天，累产油187.09t，目前平均日产液稳定在4.98m3，日产油1.08t，含水77.6%。

表2-2邻井、邻区流体、压力、产量统计

地层压力预测

序号

层位

井深（m）

压力系数

备注

1

1310

1.01

武4井资料（DST）

流体性质

钻井油气显示及试油结果

井号

砂厚（垂深）

录井显示（斜深）

试油结果

泾河9

长811-1

6.5m

油斑：

0.73m

油：

6.53t/d

水：

1.92m3/d

泾河13

6.8m

6.98m

油迹：

1m

正2

11.5m

油浸：

10.72m

0.03t/d

0.78m3/d

图2-10泾河9井区井位图

9、录井岩性和油气显示情况

根据JH9P1井录井成果，本井水平段总长度为901.53（1368.47m-2270m）；

钻遇砂岩635m，占水平段总长度的70.43%；

钻遇裂隙含油1层，视厚4.9m；

油斑1层，累计视厚67m；

油迹6层，累计视厚111m；

荧光12层，累计视厚136m（表2-3）。

表2-3JH9P1井水平段录井显示数据表

井段（m）

视厚（m）

岩性

发光岩屑占岩屑（%）

级别

全烃（%）

基值（%）

净增值（%）

1379.00

1382

3

灰色荧光粉砂岩

荧光

2.162

1.089

1.073

1399.00

1409

10

5%

5.05

2.462

2.588

1419

1429

5-10%

4.164

2.201

1.963

1430

1435

5

灰色油迹粉砂岩

10%

油迹

3.54

2.794

0.746

1436.00

1448

12

2.048

1.879

0.169

1486.00

1488

2

1.131

0.337

0.794

1523.00

1534

11

灰色荧光粉砂岩

1.143

0.418

0.725

1541.00

1549

8

灰褐色荧光粉砂岩

1.179

0.456

0.723

1577.00

1582

1.33

0.327

1.003

1613.00

1626

13

褐灰色荧光粉砂岩

3.752

0.367

3.385

1652.00

1666

14

褐灰色油迹粉砂岩

3.454

0.671

2.783

1670.00

1672

1.927

1.14

0.787

1674.00

1680

6

3.358

1.587

1.771

1687.00

1707

20

5.014

1.611

3.403

1710

1734

24

6.744

1.174

5.57

1771

37

7.07

1.645

5.425

1801

1841

40

10-15%

6.857

3.791

3.066

1908

67

褐灰色油斑粉砂岩

15-20%

油斑

20.228

4.926

15.302

1933

25

8.444

水平段长811油层测井综合解释裂隙含油层1层，累计视厚4.9m；

差油层4层，累计视厚83.1m；

干层4层，累计视厚22.8m（表2-4，图2-11）。

表2-4JH9P1井水平段测井综合解释成果数据表

层号

测量深度（m）

视厚度（m）

自然伽马（API）

深感应电阻率（Ω·

m）

声波时差（μs/m）

补偿中子（%）

泥质含量（%）

孔隙度（%）

渗透率（10-3μm2）

含油饱和度（%）

解释结论

1373.3

1380.5

7.2

88.8

59.4

199.5

15.6

11.8

4.3

0.03

干层

1401.5

1404.5

85.8

47.9

200.4

11.2

8.8

4.5

0.04

1473.4

1478.3

4.9

100.8

22.9

261.2

17.2

16.6

12.6

0.79

31.1

裂隙含油层

4

1481.2

1486.2

104.3

43.4

207.3

15.9

21

0.08

1510.3

1517.9

7.6

103.4

40.1

206.2

15.5

19.8

5.7

1641.7

1646.3

4.6

99.4

38.4

222.5

22.4

12.2

9.5

0.35

38.1

差油层

7

1802.6

1818.1

106.6

60.9

219.7

21.1

15.3

8.9

0.28

41.8

1827.3

1868.9

41.6

101.5

69.6

224.8

11.4

0.41

40.5

9

1869.3

1890.7

21.4

106.4

70.7

222.7

22.2

15

0.34

43.7

图2-11JH9P1井测井解释成果图

10、油气聚集的控制因素

JH9P1井位于位于分流河道沉积的主体部位，其位于砂岩厚14.0m处，位于构造较高部位有利于油气富集。

11、设计压裂段

根据水平段测、录井解释成果，确定对JH9P1井水平油层段分为9段投产。

（见表2-5）。

表2-5JH9P1井水平段压裂井段统计表

级数

长度（m）

压裂滑套位置范围（m）

上封隔器（m）

下封隔器（m）

2102

2250

148

2190-2195

TD

油页岩为主，气测全烃8.96～59.34％，平均41.2％

2000

102

2059-2064

油页岩为主，气测全烃7.74～53.96％，平均21.98％，如第一段压裂失败，则放弃

1920

80

1958-1963

泥质粉砂岩，物性差，防砂堵

1800

120

1849-1854

水平段显示油斑为主，细砂岩

1695

105

1747-1752

　泥质粉砂岩，物性差，防砂堵

1614

81

1655-1660

1515

99

1577-1582

1450

65

1473-1478

裂隙含油层，控制规模

1375

75

1401-1406

（三）压裂施工管柱组合及工具规格

1、实际裸眼分段压裂封隔器及滑套位置数据

表2-6JH9P1井实际裸眼分段压裂封隔器及滑套位置数据表

井段（测深）m

长度m

压裂滑套m

上封隔器m

下封隔器m

2099.67-2250

150.33

2194.46

2099.67

2002.18-2099.67

97.49

2063.03

2002.18

1921.19-2002.18

80.99

1962.60

1921.19

1800.97-1921.19

120.22

1850.72

1800.97

1691.03-1800.97

109.94

1752.02

1691.03

1616.05-1691.03

74.98

1654.53

1616.05

1518.40-1616.05

97.65

1579.41

1518.40

1450.48-1518.40

67.92

1477.69

1450.48

1375.33-1450.48

75.15

1402.54

1375.33

2、完井管柱组合

管柱组合：

水平井底部循环总成（2198.50m）+4½

″的套管+2.381″水力压裂滑套（2194.46m）+4½

″的套管+裸眼封隔器（2099.67m）+4½

″的套管+1.529″投球滑套（2063.03m）+4½

″的套管+裸眼封隔器（2002.18m）+4½

″的套管+1.649″投球滑套（1962.60m）+4½

″的套管+裸眼封隔器（1921.19m）+4½

″的套管1.769″投球滑套（1850.72m）+4½

″的套管+裸眼封隔器（1800.97m）+4½

″的套管+1.916″投球滑套（1752.02m）+4½

″的套管+裸眼封隔器（1691.03m）+4½

″的套管2.063″投球滑套（1654.53m）+4½

″的套管+裸眼封隔器（1616.05m）+4½

″的套管+2.357″投球滑套（1579.41m）+4½

″的套管+裸眼封隔器（1518.40m）+4½

″的套管+2.504″投球滑套（1477.69m）+4½

″的套管+裸眼封隔器（1450.48m）+4½

″的套管+2.651″投球滑套（1402.54m）+4½

″的套管+裸眼封隔器（1375.33m）+4½

″的套管+7”尾管悬挂封隔器（896.93m）+3½

″油管至井口。

（见图2-12）

3、完井工具参数

表2-7JH9P1井压裂完井工具参数

名称

公称尺寸

初始剪切压力

（打开压力）

完全坐封压力（MPa）

坐封球

外径（in）

内径（in）

浮鞋

0.402

4.511

锁定球座

0.423

5.015

0.680

12MPa

0.785

裸眼封隔器

3.080

5.750

3.961

11.75MPa

28

压差滑套

1.053

4.467

2.381

41MPa

投球压裂滑套stage7#

1.225

5.500

1.529

20.68MPa（3000Psi）

1.625

复合球密度1.8

投球压裂滑套stage8#

1.649

1.744

投球压裂滑套stage9#

1.769

1.891

投球压裂滑套stage10#

1.916

2.038

投球压裂滑套stage11#

2.063

2.185

投球压裂滑套stage13#

2.357

2.479

投球压裂滑套stage14#

2.504

2.625

投球压裂滑套stage15#

2.651

2.773

13

悬挂封隔器

1.474

5.905

4.134

脱手工具

0.590

5.472

2.047

液压坐封工具

1.925

6.063

1.969

15.05MPa

16

提升短节

1.500

17

回接插入密封

0.790

5.880

3.929

18

5.875"

扩孔器

1.520

5.875

2.250

2套

在该设计体系中，最大球为2.773″（70.4342mm），投球管线要保证能通过2.773″小球。

图2-12JH9P1井压裂分段压裂工具位置示意图

三、压裂优化设计

（一）压裂设计依据及思路

设计依据：

该井压裂地质方案及相关资料，根据压裂地质设计并确定的封隔器及滑套位置、工具位置。

设计思路：

1、对该井进行分段压裂，尽可能深度改造地层，提高油层导流能力；

采用3½

″油管注入，分段破胶技术，尽可能减小对地层的伤害。

2、根据地质解释该井靠近B点附近三段为油页岩，为保证施工顺利，压裂设计时需要坚持以下原则：

（1）适度提高施工排量3.5-4.0m3/min，施工过程中要根据压力变化进行排量调整；

（2）按照页岩压裂规律，增加前置液中设置3个段塞：

（3）适当提高前置液比例至40%-45%之间；

（4）控制最高施工砂比不超过32%；

平均砂比控制在20%以内；

综合砂比控制在11%左右。

3、压裂液采用0.35%的低浓度胍胶压裂液，加强压后破胶能力；

支撑剂根据该区块的闭合压力情况选择0.425-0.85mm石英砂；

施工规模按照有效支撑缝长120m左右进行设计。

4、该井压裂层为长811油层，建议压裂过程中适当控制缝高。

为正确评价该区长811油层产能，以常规压裂为主，适当控制压裂规模。

第一、二、三段压裂施工可能压力异常，现场施工高度注意压力变化，并根据现场实际施工情况灵活调整设计。

5、压裂过程中进行裂缝测试。

（二）裂缝方向

根据JH9P1的钻井数据，其水平段方位约为345°

，该区块的最大主应力方向75°

，因为在压裂中裂缝将沿最大主应力方向延伸，由此可以计算得到JH9P1井身方向与裂缝方向的夹角为90°

，压裂会出现近似正交缝。

（三）压裂规模优化

根据JH9P1井所处井区长811油层砂体厚度及其整个垂向应力剖面分布情况，结合该井长811油层物性参数，优化该井裂缝长度120m左右，具体计算结果见每段的裂缝模拟裂缝参数表。

优化方案如下：

1、由于地层压力低，从裂缝发育程度及渗流规律要求两个方面考虑，使用0.425-0.85mm石英砂作为支撑剂，加砂规模分别为20-30m3，最后一段加砂规模放大；

优化该井裂缝长度120m左右；

具体每段设计加砂量要根据物性参数进行优化；

2、控制缝高，设计排量为3.5-4m3/min（但要求施工车组按4.5m3/min、45MPa准备）；

如果前面三段施工顺利，后面几段降低排量施工；

3、地层温度低，考虑破胶返排，使用低浓度胍胶压裂液（0.35%），加砂过程加入APS破胶剂和激活剂，加快破胶速度；

4、前三段压裂前置段塞量占加砂量的15%，并判断加砂能力，以便于后期调整；

后面各段压裂前置液中加1.5m³

段塞打造近井裂缝，并提高每级压裂的液体效率；

（四）压裂材料选择

1、压裂液选择

（1）对压裂液的要求

①压裂层段温度42℃左右，要求采用中低温的压裂液体系，剪切速率170S-1下，90min剪切粘度大于45mPa.s。

②结合本井情况，精细调整交联比，确保压裂液交联性能良好；

（2）压裂液类型及配方优选

压裂液选择华北分公司压裂液体系。

配方如下：

原胶液：

0.35%HPG（一级）+0.5%CX-307+2%KCL+0.1%HCHO（杀菌剂）+0.3%低温