试油工程技术服务方案及技术措施

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1、试油工程技术服务方案及技术措施2.1.1工程技术方案编制原则：以招标人（中国石油天然气股份冇限公司长庆油田分公司），2014年储层改造以提高单井产量为口标，坚持整体开发压裂的主体技术思路，针对区块储层物性变化，优化改造工艺参数；压裂设计向混合压裂设计思路转变，适度增加液量,捉高排量，釆用低粘、非交联/弱交联压裂液体系；采用先进的缝网模拟三维压裂软件，强化单井优化设计。2.1.2采油五厂采油井试油方案（1）定向井和直井试油方案以单井设计为依据，严格执行施工措施。2014年采油五厂采油井储层改造参数推荐表区块层位储隔层条件类型划分改

2、造方式改造参数砂量(m3)砂比（%）排量(m3/min)黄116、黄54等长6隔层厚度V5m边井前凰酸合压30〜4525〜303.5〜4.0角井25〜3525〜303.2〜3.6隔层厚度25m边井前置酸分压25〜35/层25〜302.8〜3.4角井20〜30/层25〜302.6〜3.2耿44〜耿60井区长6隔层厚度＜5ni边井110置酸合压30〜4525〜303.5〜4.0角井25〜3525〜303.0〜3.6隔层厚度25m边井110置酸分压25〜35/层25〜302.8〜3.4角井20〜30/层25〜302.6〜3.2黄3、盐

3、90等长8隔层厚&＜5m边井前置酸合压30〜4525〜303.5〜4.0角井25〜3525〜303.2〜3.6隔层厚度边井前置酸分压30〜4525〜302.8〜3.4角井25〜3525〜302.6〜3.2宁定、靖安浅层长2以上K＜油层与底水50mD直接接触/水力压裂1〜515〜250.8〜1.2油层与水层之间有•隔层5~1520〜251.2〜1.650WKW100mD/高能气体压裂药量20〜50KgK>100mD/射孔完井102枪127弹前置酸酸液配方：A%乙酸+B%甲酸+C%盐酸为主的侑机酸(2)、压裂液体系3液体体系以材料价

4、格低、来源广泛、性能稳定、可冋收为优选原则，特低渗、超低渗储层主体采用弧胶压裂液，致密油采用EM30滑溜水、超低浓度弧胶压裂液，并开展其它压裂液试验。b压裂液主要性能指标：基液表观粘度12-48mPa-s破乳率290%防膨率285%PH值:6.5-7.5界面张力^2mN/m破胶液粘度W5mPa•s配液用水：水质机杂＜0.2%在储层温度、170S-1下连续剪切60min,粘度保持在50mPa•s以上。2014年主要产建区块压裂液方案储层条件主力区块层位3前置液低砂比(小于15%)咼砂比(大于15%)井深范围(m)温度范围(°C)1

5、800以下W55长3以上及侏罗系2.4m3/min以下0.35%硼砂交联冻胶安塞加密长6、黄陵长6、胡尖山浅层长8等2.4m3/min以上0.08%滑溜水0.20%基液0.2%CJ2-6+JL-13交联冻胶1800~220055〜70宁定、靖安浅层长3以上、铁边城氏4+5、午86长4+5、铁边城区长2以上等2.4m3/min以下0.25%CJ2-6+JL-13交联冻胶南梁西区长8等2.4m3/min以±0.08%滑溜水0.2%基液0.2-0.25%CJ2-6+JL-13交联冻胶2200以上270安156井区长8、胡120井区长9

6、、姬嫄长2以上滚2.4m7min以下0.30%CJ2-6+JL-13交联冻胶动等马岭长8、黄116井区长6、黄36等井区长8、黄3井区长8、环江长8等2.4m3/min以上0.08%滑溜水0.25%基液0.25-0.30%CJ2-6+JL-13交联冻胶2014年EM30压裂液体系推荐方案主力区块工艺参数前置液低砂比（小于15%）高砂比（大于15%）安83长7、吴464长7、黄152长7、西233长7、合水长6、长74.Om3/min以上EM30滑溜水0.25-0.30%CJ2-6+JL-13交联冻胶（3）、支撑剂优选方案①姬嫄油

7、田长9、长8、长7、长6,压裂全部采用低密度陶粒；②其余区块严格执行开发技术政策，采用石英砂作为支撑剂可以满足优化压裂方案对导流能力的要求。支撑剂主耍性能指标支撑剂类型粒度分布425-850um酸溶解度浊度圆度球度铺置浓度kg/m2闭合压力MPa破碎率石英砂>90%5%100>0.60>0.602028W14%低密度陶粒>90%5%100>0.80>0.802028W8%（4）压后有关要求单层压裂压后关井15-30min,关井时间严禁超过30niim分层压裂由于考虑安全因素，一般来说压后立即放喷。（5）放喷要求（D压裂或诱喷结束

8、后就转入关放排液阶段，关放排液要根据井口压力情况采用汕嘴控制放喷，严格杜绝无控制放喷。②压裂施工结束30miri后开井，先采用4-8nmi油嘴控制放喷排液，油压8Mpa后再采用8-12mm油嘴逐渐放大油嘴放喷排液，通过控制系统控制初期排量在0.1-0.2m3/m