1、 編號 密級： 井控危害級別：級XXX盆地井壓裂及舉升設計施工井段：中國石油天然氣股份有限公司X年X月 X日XXX井第A-B段壓裂及舉升設計審查、審批意見設計單位：設 計 人：參加設計人： 初審人意見：初審人： 年 月 日審核人意見：審核人：年 月 日設計單位意見：審批人： 年 月 日主管部門意見： 批準人： 年 月 日公司領導意見： 批準人： 年 月 日XXX井壓裂設計概要XXX井位于AAA，屬松BBB構造區。本井是針對CCC油藏部署的采用多級壓裂開發的水平井，目的是通過水平井多級壓裂體積改造技術，最大限度使儲層改造體積最大化，提高儲層動用程度，從而提高單井產量，以尋求其經濟有效開發低滲透致

2、密油藏模式。XXX井完鉆井深HHHm,垂JJJ深m, 水平段長UUUm，砂巖長度JJJm，砂巖鉆遇率TY%，油層長度HHHm，油層鉆遇率ERT%，地層溫度GHY。目的層平均滲透率SDXMD,孔隙度AWD%。采用套管固井完井方式。根據測、錄井顯示及固井質量資料，確定采用套管內滑套分段多級多簇體積改造壓裂工藝設計。主體壓裂設計思路和技術路線：(1)本井動用水平段長約DFGm，通過DF級壓裂改造最大限度增加水平井筒與地層的接觸面積；射孔A段、第A、第S段等等(2)本井儲層物性較好，根據井網及儲層物性進行裂縫模擬產能預測軟件優化設計，第1和第AA段優化合理的半縫長為m，第2至第6段優化半縫長130-1

3、50米；壓裂施工排量FEDm3/min；全井AA段設計加陶粒370m3，配置總液量FCVm3。W-GB級設計加砂規模分別為：DFGm3； DFm3；等等(3)壓裂液采用締合壓裂液體系，施工過程中追加過硫酸鈉；(4) A-S段支撐劑需 目 MPa陶粒 m3；(5)壓裂方案調整本著造長縫、滿足最低裂縫導流能力要求、確保縫口高導流能力的原則；(6)施工指揮和控制以安全第一為原則，確保施工順利進行；(7)本井段壓裂施工最大排量為 m3/min，要求采用二次供液工藝流程；(8)本井采用套內滑套多段壓裂一次施工，共壓裂7段/21簇，工藝采取：油管加壓，所有封隔器漲封，提高壓力等級，打開第一段壓裂通道，投球

4、，上部封隔器丟手，起出上部油管，進行套管逐級壓裂。施工每一段通過投送輕質合金球實現滑套的開啟。目 錄第一部分：WER井壓裂施工設計2一、壓裂井基礎數據2二、周圍直井儲層物性及壓裂情況5三、壓裂目標和技術路線8四、壓裂方式及地面工藝9五、壓裂材料11六、壓裂規模及裂縫模擬計算結果12七、主壓裂施工泵注程序設計17八、壓裂材料及車輛配置24九、施工前準備工作25十、施工步驟及要求25十一、壓裂后返排及其它作業25十二、安全及環保要求27十三、壓裂施工應急處理預案29十四、突發事件及應急措施30十五、現場組織管理機構31第二部分：GFB井舉升設計35附圖1 BGD井井位示意圖37附圖2 FGH井實鉆

5、井眼軌跡示意圖38附圖3 GHB井壓裂工藝管柱示意圖39附表1 NBVC井實鉆連斜數據40第一部分：FGH井壓裂施工設計一、壓裂井基礎數據 1、鉆井數據鉆井數據見表1-1。表1-1 FDG井鉆井基本數據表2、井身結構井深結構見圖1-1。393.0 圖1-1 黑H平14壓裂完井井身示意圖3、實鉆軌跡見(附圖2)4、完井套管系列黑H平14井完井套管見表1-2表1-2 FGH井完井套管套管程序下深(m)尺寸(mm)鋼級壁厚抗內壓(MPa)人工井底油層套管5、巖屑油氣顯示數據見表1-3表1-3 巖屑油氣顯示序號層位井 段（米）厚 度（米）巖 性熒光顏色產狀溶劑熒光顏色系列級別含油（發光）巖屑占巖屑含油

6、（發光）巖屑占定名1n3.2n3.2FT3n36、氣測異常數據見表1-4表1-4 氣測異常數據序號層位井 段m厚度m巖 性組份含量CH4C2H6C3H8iC4H10nC4H10iC5H12nC5H12CO21n30.492n30.463n30.44 7、井底落物數據井底無落物記錄。8、套管損壞情況無套管損壞。9、射孔方案優化JKH井采用TT內盲孔，95型槍、95彈，序17-20射孔段采取四相位射孔，其余射孔段采取六相位射孔，孔密16孔/米。射孔位置見表1-6。表1-6 黑H平14井射孔位置序號深度深度厚度孔密相位方向分段11166相位第一段21166相位30.5166相位40.5166相位第二

7、段51166相位60.5166相位70.5166相位第三段81166相位90.5166相位100.5166相位第四段111166相位120.5166相位130.5166相位第五段141166相位150.5166相位160.5166相位第六段171164相位向上181164相位向上192164相位向上第七段201164相位向上211166相位二、周圍直井儲層物性及壓裂情況1、GHJ井周圍直井井位圖GHJ井周圍直井井位圖見(附圖1)2、GHF井周圍直井儲層物性情況GHJ井周圍直井儲層物性情況見表2-1、圖2-2。表2-1 LKJ井周圍直井儲層物性情況井號層號層位井段厚度(m)孔隙度(%)滲透率(m

8、D)含油飽和度(%)泥質含量(%)聲波時差(s/m)圖2-2 FGH井解釋圖3、GHN井周圍鄰井壓裂施工情況(1)GHF井壓裂施工分析： 本井設計五級15簇壓裂,于2011年6月18日施工兩級，在壓裂完第2段后，準備進行第三級壓裂施工時發現套管頭短接漏，決定停止施工，投入第三、第四個膠塞，打開反洗通道，當投入第四個膠塞，以1 m3/min排量送膠塞，投球壓力為17.1 Mpa，送球4分鐘時發現造成死區，判斷為井底變絲內徑小(55.59mm)造成死區，現場決定防噴起管柱。后期又進行第三級施工，三級共加支撐劑135m3。黑平1井壓裂施工曲線見圖2-3,2-4。 圖2-3SDF第一級壓裂施工曲線 圖

9、2-4 SDCC第二級壓裂施工曲線在整個施工過程中，排量為4m3/min，平均砂比為23.9%，破裂壓力為32.4-47.7Mpa之間，施工壓力為29-34Mpa，停泵壓力為11.7-13.4Mpa，閉合壓力為25.6Mpa，閉合壓力梯度為0.0164 MPa/m，閉合時間為3.4分鐘，壓裂液有效率為45.5%，計算前置液百分比，為37%與設計量相當。(2)GTY井壓裂施工分析： 該井井設計15級30簇壓裂，2089年3月21日至3月23日成功的完成對DCX水平井套內不動管柱15段壓裂改造任務，使用液量4850方，砂量563方。黑H平2井壓裂施工曲線見圖2-5圖2GHJ井壓裂施工曲線在整個施工

10、過程中排量為4m3/min，平均砂比為26-33%，破裂壓力為30Mpa，施工壓力為25-43Mpa，停泵壓力為11.5Mpa，閉合壓力為27.1MPa，閉合壓力梯度為0.0171 MPa/m。(3)DFGBV井周圍直井壓裂施工分析：VBN井周圍直井壓裂施工參數表見表2-2表2-2 DFGC井周圍直井壓裂施工參數表井號層號層位厚度(m)排量砂量(m3)砂比(%)前置液(m3)攜砂液(m3)頂替液(m3)破裂壓力(MPa)施工壓力(MPa)停泵壓力(MPa)從DFGD井周圍直井施工數據分析可得，泵注排量為357m3/min，前置液百分比平均為32.9%，砂比平均為24.2%，破裂壓力平均為36.

11、7Mpa，施工壓力平均為28.7MPa，停泵壓力平均為10.5Mpa，單層平均厚度3.1m,平均單層加砂規模為14.4m3，閉合壓力為25.7Mpa，閉合壓力梯度為0.0166Mpa/m，施工壓力不高，裂縫延伸所需凈壓力屬正常范圍，敏感砂比較高。4、FGH井鄰井試油成果表GHBV井周圍水平井試油成果表見表2-3，黑H平14井周圍直井試油成果表見表2-4。表2-3 GVCX井周圍水平井試油成果表井號抽油機型號工作制度日產量累產量泵深(m)泵徑(mm)沖程(m)沖次(次/min)時間油(t)含水(%)液(t)油(t)60.94469248069.5955191表2-4 黑H平14井周圍直井試油成果

12、表井號層位層號試油井段(m)厚度(m)求產方式日產量結論油(t)氣(103m3)水(m3)18.5800油層2.0900.33油層3.7501.00油水同層6.6500.76油層2.5600.58油層三、壓裂目標和技術路線FGH井相鄰探井黑平1井、開發井FVB，初期日產油達9t，本井采用套管固井射孔、封隔器滑套分級、油管注入、體積壓裂技術路線，水平井不動管柱一次性壓裂七級最大限度增加水平井筒與地層的接觸面積，實現水平井段充分改造，提高單井產能，為該區域提交儲量提供依據。1、DFG井體積壓裂的意義黑SDF井作為吉林油田大情字井的水平井，在認識油藏、試驗水平井體積壓裂工藝方面意義重大，主要體現在以

13、下二個方面。提高泄油面積，為未動用儲量區做準備；認識下限層，提高產能，樹立產能形象；2、體積壓裂的預期目標通過多級、多簇壓裂改造，最大限度增加水平井筒和地層的接觸面積；增加泄油面積，提高儲層的動用程度；減少儲層污染，提高單井產量和長期穩產，以尋求黑帝廟油層經濟有效的低滲油藏改造模式。3、主體壓裂設計思路和技術路線(1)采用體積壓裂工藝技術實現水平井充分改造目的；(2)實現多級、多簇壓裂，分7級壓裂改造使水平井筒與地層的接觸面積最大化，增加泄油面積；(3)根據確定的最優裂縫半長和導流能力設計壓裂施工程序，并提出壓裂方案；(4)根據測試壓裂和實時裂縫監測的結果以及施工情況不斷改進設計模型，優化后續

14、泵入的施工程序；(5)方案調整本著造長縫、滿足最低裂縫導流要求、確保縫口高導流能力、降低儲層傷害的原則，以最大化水平井段的動用程度和提高單井產能原則；(6)施工指揮和控制以安全第一為原則，確保施工順利進行。四、壓裂方式及地面工藝1、壓裂方式：采取套管加油管注入壓裂。 2、井口管線連接：井口管線連接示意圖見圖4-1。圖4-1 井口管線連接示意圖73、射孔及井下管柱結構(見附圖3)射孔及井下管柱結構情況表分級設計參數解釋層號小層號底(m)頂(m)厚度(m)相位封隔器型號封隔器位置(±0.5m)滑套位置(±0.5m)第一級第二級第三級第四級第五級第六級第七級116頂封位置Y445

15、-1141725 備注：封隔器位置丈量按膠筒上端計算，請現場作業人員避開套管接箍。4、井口：700型壓裂井口，700型壓裂彎頭。5、地面管線：從井口兩個側翼接高壓彎頭，再接2 7/8高壓管匯兩組，其中一組地面管線接帶旋塞閥可隨時防噴的三通，錨定,兩組活動彎頭落地。說明：(1)在直井段采用磁性定位器對封隔器下深進行校核；(2)封隔器避開接箍：1718.5；1798；1899.5；1978；2067.5；2125；2249.8 m(3)壓前必須通洗井，由壓準作業單位負責；(4)嚴格控制管柱起下速度(不超過10m/min)，保證井下工具不受損害；(5)要求全井壓裂管柱必須采用新油管，壓準時管柱絲扣連

16、接必須牢固；(6)壓準完成時間與壓裂時間間隔不超過12小時；(7)由壓裂施工單位負責封隔器坐封、解封，封隔器廠家負責指導封隔器座封解封；(8)壓裂之前用防膨液灌滿井筒，壓后排液要連續；(9)地面管線與車輛連接(見圖4-3)。圖4-3地面管線與車輛連接圖五、壓裂材料根據等井完井地質總結報告中黑帝廟油層測溫資料，計算其平均地溫梯度為3.45/100m。黑168區塊黑帝廟油層平均埋深，計算油層溫度為，屬正常的溫度系統，綜合本井情況預測本井井底溫度為50-62。1、壓裂液本井目的層溫度53.82，選用締合壓裂液體系，其配方為： 壓裂液配方：基液：0.35%ZX-108稠化劑交聯液：30%ZX-100交

17、聯劑+15%ZX-30交聯比：50：1基液粘度mPa·S，該壓裂液在溫度100，剪切速率1-1下剪切1h，粘度為0 mPaS。 注:現場施工時,用1%的KCL灌井筒。2、壓裂支撐劑從鄰井的閉合壓力結合本井應力分析、考慮水平井復雜裂縫、長期裂縫導流能力，支撐劑選用粒徑20-40目52MPa陶粒，體積密度1.6g/cm3，視密度2.19g/cm3，該支撐劑在閉合壓力52MPa下，鋪置濃度為5kg/m2時，破碎率小于5%。六、壓裂規模及裂縫模擬計算結果1、人工裂縫方位 本地區人工裂縫方位： (1)鄰井井主裂縫方位為NE42°，東翼長度3m，西翼長度OP.7m，裂縫總長JK.0m，

18、裂縫高度為Gm，有利于形成橫切縫(見圖6-1) 黑88-1井裂縫方位擬合圖 黑88-1井裂縫高度圖圖6-1 區塊裂縫方位測試結果圖及黑88-1井裂縫方位分析結果(2)GH井主裂縫方位為NE108°，東翼長度D8.6m，西翼長度1D.7m，裂縫總長204.3m，裂縫高度為21m，有利于形成橫切縫(見圖6-2)HF圖6-2 區塊裂縫方位測試結果圖及黑88-3井裂縫方位分析結果從鄰井兩口測人工裂縫解釋的結果與本井沿井筒方向儲層對比可以看出儲層連通性較好,有利于本井的裂縫擴展；有利于形成近東西向斜交縫或橫切縫。2、隔層分析根據本井應力分布及鄰井施工情況分析，施工層與隔層應力差值為5.3MPa

19、，說明隔層具備較好的遮擋能力。壓裂井段上下隔層情況參考本井測井解釋成果結合鄰井黑88-1(見表6-1)、黑88-3(見表6-2)上下隔層情況，本井壓裂層段上下部有泥巖遮擋層，能起到較好的遮擋能力。表6-1 DFG井隔層特征隔層類別井段m聲波時差(us/m)自然伽瑪(API)說明起止厚上隔層泥巖下隔層泥巖表6-2GFGH井隔層特征隔層類別井段m聲波時差(us/m)自然伽瑪(API)說明起止厚上隔層LK77泥巖下隔層156076泥巖4、裂縫參數的優化(1)裂縫條數的優化通過軟件分析,對儲層水平段最優的裂縫條數進行優化模擬，本井為7級壓裂。根據本次改造水平段長度，采取體積壓裂方式，油管注入壓裂不動管

20、柱一次完成21個射孔段的壓裂，從而達到最大限度提高單井產能的目的。(2)裂縫方位的優化ASD井井深方向為南北向，通過對該區塊裂縫方位的分析可以得出，本井壓裂利于形成橫向裂縫，進一步提高儲層動用程度。從本井的基礎資料分析結合FGG油田水平井開發資料統計(見表6-3)，得到本井水平段與水力裂縫方向垂直或斜交，油井產量高、穩產期長。表6-3 水平井開發產量對比表水平段方向第一個月產量第四個月產量兩年平均產量油(t/d)油(t/d)油(t/d)平行于裂縫104.23.9斜交于裂縫66.34.8 垂直于裂縫6.565.5(3)裂縫長度的優化根據最大化改造程度和施工能力利用該軟件對最優的裂縫半長進行優化模

21、擬，根據儲層物性條件，受泄油半徑、斷層、鄰井等的限制，SSA井第1和第7段優化合理的半縫長為140-160m，第2至第6段優化半縫長130-AA米。5、壓裂裂縫參數優化設計從鉆井穿層情況上看，SDC井本次改造層段上下部隔層有較強的遮擋能力。PT軟件模擬(見圖6-11)該井施工參數為：施工排量4-4.5-5m3/min , 第1和第7段優化合理的半縫長為136m，第2至第6段優化半縫長121米。圖6-11 第2至第6段裂縫剖面圖圖6-12 第1和第7段裂縫剖面圖6、施工壓力預測(1)施工壓力模擬預測結果(見表6-8)表6-8 井口壓力預測井口壓力排量 m3/min2.533.544.55延伸壓力

22、梯度=0.01722.80625.66228.89632.5536.5440.95 延伸壓力梯度=0.01824.90627.76230.99634.6538.6443.05延伸壓力梯度=0.01927.00629.86233.09636.7540.7445.15延伸壓力梯度=0.02029.10631.96235.19638.8542.8447.25延伸壓力梯度=0.02131.20634.06237.29640.9544.9449.35延伸壓力梯度=0.02233.30636.16239.39643.0547.0451.45井口壓力：2545Mpa 水馬力：18753375KW7、施工參數

23、設計第一段第二段第三段第四段第五段第六段第七段前置液 m3攜砂液 m3替置液 m3總液量 m3砂量 m3排量 m3/min砂比 %注入方式：采取直井段套管水平段油管注入方式。40七、主壓裂施工泵注程序設計1、壓裂施工泵注程序SDFA井第一級壓裂施工輸砂程序SDFA井第二級壓裂施工輸砂程序SAFAF井第三級壓裂施工輸砂程序SDFC井第四級壓裂施工輸砂程序SDFF井第五級壓裂施工輸砂程序ASDFD井第六級壓裂施工輸砂程序SDFFG井第七級壓裂施工輸砂程序八、壓裂材料及車輛配置壓裂施工參數:支撐劑備料：20-40目52Mpa陶粒共計370方，締合壓裂液3091m3。九、施工前準備工作1、按設計深度準

24、備內徑 62 mm油管，入井前應丈量單根油管長度、編號并通內徑。2、按設計管串結構順序下壓裂管柱。3、壓裂井口用 700 型采油樹并加固，加四道鋼絲繩并用地錨固定，地面高壓管線與井口試壓 65 MPa。4、備料：(1)運到現場的各種添加劑要求質量合格，包裝完好。(2)配液用水必須清潔。(3)配液罐、配液設備清潔無污染。5、壓裂液配置程序與方法：(1)壓裂液罐必須清潔、干凈、無雜質，特別是鐵屑、鐵銹；(2)所有添加劑必須經過質檢部門按行業標準檢驗合格后方可使用；(3)壓裂液所用添加劑要準確計量；(4)壓裂液配制完成后，作好登記；(5)經監督檢驗合格后，方可現場使用。6、壓準作業要求：(1)必須保

25、證自井口投球器至封隔器管柱內徑大于60mm；(2)必須使用新的N80油管進行壓準作業；(3)必須保證油管內無雜物；(4)工具廠家現場負責壓準作業指導。十、施工步驟及要求1、施工步驟(1)擺車，接管線；(2)地面管線循環；(3)高壓管線試壓 65 MPa，穩壓5分鐘不刺不漏為合格；(4)泵注(見泵注程序表)。2、施工要求(1)施工過程中井口限壓 60 MPa；(2)若施工過程中出現壓力突然升高，應立即停止加砂并適當提高施工排量；若壓力失去控制，超過泵車限壓值，則中止施工，并按照施工要求,進行操作；(3)若砂堵，則立即開排空反排；(4)根據實際情況采取相應對策；(5)現場監督人員有權根據現場施工情

26、況調整壓裂輸砂工序。十一、壓裂后返排及其它作業1、放噴(1)放噴要求：采取快速返排技術，壓后關井時間1小時，進行快速返排。(2)放噴程序：現場施工單位依據放噴壓力自行選擇合適油嘴進行放噴。(3)快速返排管線連接示意圖見圖12-1。錨定排液量計量裝置閥門壓力表井口圖11-1 快速返排管線連接示意圖2、其它作業(1)停噴后起出壓裂管柱，下探砂面管柱；(2)若砂面高，則用1%濃度的優質防膨液(必須用清水配液)沖砂。3、工具操作規程(1)工具下井前通井、洗井、刮削。(2)工具地面識別方法：93單孔壓裂滑套外表面加工有標志槽，第一級為一道環槽、第二級為二道環槽、第三級為三道環槽、第四級為四道環槽、第五級

27、為五道環槽、第六級為六道環槽、第七級為七道環槽、第八級為八道環槽、第九級為九道環槽、103三孔壓裂滑套外表面加工有標志槽，第一級為一道環槽、第二級為二道環槽、第三級為三道環槽、第四級為四道環槽、第五級為五道環槽。(3)當管柱多級封隔器配套使用時，一定要確定壓裂滑套外表面環槽數從上至下依次下級大于上級環槽數。4、井上技術服務人員在工具下井前一定要檢驗并記錄：(1)工具內通徑；(2)與工具所對應輕質球外徑；(3)壓裂滑套外表面環槽數與所在工具是否對應；(4)工具在管柱配接時順序及位置。5、下井：根據施工設計按管柱下井示意圖所標明的順序聯接工具。聯接好后下井到設計位置。6、座封：用泵車采用一檔位小油

28、門小排量緩慢向油管內注水打壓，當壓力達到10MPa時穩壓2分鐘，當壓力達到20MPa時穩壓3分鐘，當壓力達到25MPa時穩壓3分鐘，當壓力達到30MPa時穩壓3分鐘，繼續加壓，地面觀察表壓迅速下降，表明工具完成座封，下層壓裂通道打開。7、丟手：油管內投35輕質球，用泵車向油管內注水打壓，當壓力達到10-15MPa時，地面觀察表壓迅速下降，上提管柱懸重不增加， 表明工具已經丟手，提出送封管柱，坐好井口，壓裂第一層段。8、壓裂其它層：1號層壓裂完成后，向井內投入與工具對應的輕質球，送球排量0.5-1方/min，將輕質球送到與工具對應的壓裂滑套處，繼續加壓到10-15MPa，將壓裂通道打開，進行壓裂

29、。9、限流放噴后投產。10、后期起壓裂管柱：(1)用2 7/8" UPTBG油管下井到水平段，排量0.5方/min反洗至魚頂，起出光油管; (2)用2 7/8UPTBG油管連接Y445-114丟手封隔器專用可退打撈工具下井到魚頂以上1米，正洗沖魚頂，下放管柱與魚頂對接再上提懸重上升，繼續上提懸重突然下降，表明Y445-114丟手封隔器解封，解封后排量0.5方/min反洗到出液口無壓裂砂為止，提出管柱;(3)如果與Y441-114封隔器脫開，用2 7/8UPTBG油管連接Y441-114封隔器專用可退打撈工具下井，重復以上步驟。用2 7/8UPTBG油管下井到水平段，排量0.5方/mi

30、n反洗至魚頂，起出光油管;用2 7/8UPTBG油管連接Y445-114丟手封隔器專用可退打撈工具下井到魚頂以上1米，正洗沖魚頂，下放管柱與魚頂對接再上提懸重上升，繼續上提懸重突然下降，表明Y445-114丟手封隔器解封，解封后排量0.5方/min反洗到出液口無壓裂砂為止，提出管柱;如果與Y441-114封隔器脫開，用2 7/8UPTBG油管連接Y441-114封隔器專用可退打撈工具下井，重復以上步驟。十二、安全及環保要求1、壓準作業隊伍和壓裂施工隊伍應配備SY/T6088-94標準文件和中國石油吉林油田分公司2011年下發的石油與天然氣井下作業井控實施細則文件。2、壓裂井口安全質量技術要求:

31、按SY/T6088-94第9項相關標準執行(1)所選壓裂井口的銘牌耐壓強度應大于設計施工最高井口壓力。(2)套管升高短節組配要與油層套管規格、鋼級、壁厚相符，并用密封帶上緊。 (3)壓裂管柱質量載荷大于400kN時應對套管頭進行加固。(4)井下有壓裂封隔器可采用井口保護器保護井口。(5)壓裂井口要全部裝齊，螺絲對稱上緊，以確保耐壓，閥門應開關靈活，井口用鋼絲繩固定繃緊。(6)放噴管線一律用硬管線連接，并固定牢靠。3、壓裂設備管匯安裝安全要求:按SY/T6088-94第10項相關標準執行(1)按設計要求配齊壓裂主機及輔機，數量應滿足設計功率要求。(2)壓裂施工前，壓裂主機及輔機的技術性能應符合下

32、列要求：壓裂泵車，以壓裂泵為核心的各個系統的工作狀況良好。混砂車，以混砂罐為核心的各個部位協同動作技術狀況良好。管匯車，低壓管匯密封好，高壓管匯耐高壓。儀表車、監控儀、微機、壓裂泵車及遙控操作臺應性能良好。由壓裂泵車、地面高壓管匯、井口傳送來的訊號及數據資料可信。對遙控操作臺發出的訊號、二次執行機構動作正常，報話機對話清晰。砂罐車，按設計要求備齊合格的壓裂支撐劑，按時送給輸砂器。(3)壓裂施工后，對設備的氣路系統、液壓系統、吸入排出系統、散裝系統、儀表及執行機構系統、混合系統、三缸柱塞泵、卡車、燃料系統、設備故障等十個系統進行檢查處理。4、壓裂井筒安全質量要求:按SY/T6088-94第8項相

33、關標準執行(1)對完井套管程序中各種套管的規格、鋼級、壁厚、下入深度等各種數據清楚。(2)油管及油管聯頂節選型應符合本井設計安全抗內壓、抗拉技術要求，油管聯接應使用密封脂。(3)要下封隔器的井，一定要先用雙面套管刮削器通井，然后用優質洗井液徹底洗井。(4)壓裂下井工具系列選型，其抗拉、耐壓差、耐溫應符合本井壓裂設計要求，下井連接正確，座封載荷及深度準確，驗封合格。5、壓裂現場安全施工要求：按SY/T6088-94第11項相關標準執行(1)在壓裂設備出發前，應對道路、井場進行勘察。(2)設備擺放時，應安排好混砂車與管匯車、管匯車與壓裂泵車、壓裂泵車距井口的距離。儀表車應安放在能看到井口，視野開闊

34、的地點。(3)高低壓管匯低壓管匯安裝a.每個壓裂罐應有兩個出口，接兩根膠管入混砂車吸入泵管匯。b.混砂車排出泵管匯到管匯車至少接三根專用膠管。c.管匯車到壓裂泵車的上水管線必須用纏有鋼絲的膠管，并盡可能減少彎曲。 高壓管匯安裝管匯車到壓裂泵車的高壓管線應接成平行四邊形。所有高低壓管匯由壬頭均應清洗干凈，涂機油，戴好并砸緊。(4)壓裂泵車排空及地面高壓管匯試壓壓裂泵車循環的排空液應返回混砂罐。 應采用靜試壓方法試壓。(5)召開施工前安全、分工、技術交底會，明確最高限壓指標。(6)疏通炮眼(清孔)攜球液的性能、數量應按設計要求準備。按設計要求進行清孔，注意壓力變化，及時分析清孔效果。頂替完攜球液后

35、，停泵15- 20min，等球下沉。(7)測試壓裂應進行一次以上瞬時停泵。測壓力降落時間應為泵注時間兩倍以上。(8)壓裂施工泵前置液：應采用能為攜砂液預造縫，并能觀察裂縫延伸狀況的凍膠壓裂液。泵攜砂液a.按設計要求，用選擇好的混砂車加砂模式進行階段加砂。b.用儀表車監控儀、密度計監控攜砂液砂比、密度，及時調整加砂速度，定期對攜砂液進行取樣監控。c.注意支撐劑輸送時的壓力變化，若裂縫脫砂砂堵，應及時停泵處理。加砂階段故障處理a.加砂階段發現交聯劑或原膠中任一種液體不足時，均不能繼續加砂施工，應提前頂替。b.加砂階段裂縫脫砂砂堵時若要繼續加砂，則應立即開井放噴一個頂替量，將裂縫中濃砂團反沖開后停止

36、放噴，重新再泵前置液、攜砂液，將設計砂量加完。重新泵入的前置液作為隔離液，不計入攜砂液總量。泵頂替液a.當攜砂液密度降到壓裂液本身密度時，開始計頂替液。頂替不能過量。b.頂替階段正是最后階段攜砂液進入裂縫階段，要特別精心觀察高砂比段能否順利進入裂縫。(9)記錄壓裂后壓力降落開始記錄壓力降落10-15min以前應加密記錄。測壓力降落時間應為泵注時間的兩倍以上。(10)壓裂后油井管理關井時間應不少于壓裂液破膠時間。除設計要求強制裂縫提前閉合外，均應等裂縫閉合后，再開井放噴。開井放噴停噴后，要及時連續返排壓裂液。壓裂井投產應單獨計量，應及時調整油井工作制度，充分挖掘壓裂后油井的生產潛力。 壓裂后應測

37、壓力恢復曲線，并對比壓裂前、后的效果。6、井控執行中國石油SFASF油田分公司2011年下發的石油與天然氣井下作業井控實施細則。7、壓裂入井材料要求：入井材料要求必須經檢測符合標準，配液質量符合標準。8、注意保護環境：剩余壓裂液嚴禁隨處亂排亂放；車輛要按指定的路線行駛，嚴禁隨意開路、壓地和破壞植被；施工過程中產生的工業垃圾、生活垃圾必須集中存放，統一處理；施工結束后清理現場，恢復地貌，必須達到工完料凈場地清。9、有毒有害氣體風險提示：本井無有毒有害氣體監 測資料。十三、壓裂施工應急處理預案為了充分預見可能出現的異常情況和圓滿完成本次壓裂施工，實現獲得最大產能的改造目標，制定以下措施作業方案，作

38、為現場施工時對施工作業參數的控制依據。1、壓裂施工出現問題應急預案(1)壓裂壓力高、壓不開若無法壓開，則可采用震蕩法(快速加壓、快速瀉壓)嘗試。提高限壓等級，繼續施工反復起車，疲勞壓裂，如果仍壓不開則停止施工。(2)壓裂時壓力波動大若遇到壓力快速上升，則停止加砂，進行頂替。(3)壓力上升過快或壓力急劇下降：停止加砂，開始頂替。2、砂堵時應急預案下層壓堵：須大排量頂替(控制好施工壓力)無效后，應立即打開地面管線進行油管內返吐，返吐出油管內積砂后，繼續進行下層壓裂施工作業；中間層壓堵：須大排量頂替(控制好施工壓力)無效后，應立即打開地面管線進行油管內返吐，返吐出油管內積砂后，繼續進行下層壓裂施工作

39、業；上層壓堵：須大排量頂替(控制好施工壓力)無效后，應立即打開地面管線進行油管內返吐，返吐出油管內積砂后，根據實際情況采取相應對策，判斷是否繼續進行壓裂施工作業。 十四、突發事件及應急措施序號突發事件現場診斷應急措施1施工壓力高判斷是否能在設備限定壓力之內(55pa)按設計排量完成施工-調整施工排量和最高支撐劑濃度。2近井筒摩阻高近井筒摩阻是否在可允許范圍(6.0Mpa)- 在前置液結束時加入20/40目支撐劑段塞；- 根據近井筒摩阻的嚴重情況，適當延長低砂比階段。4加砂過程中壓力出現異常根據壓力出現異常的時間、上升斜率以及當時的累計加砂量- 提前頂替；- 延長該砂比階段并密切注意壓力變化情況

40、；- 實時調整后續加砂程序。5設計液量注完后設計加砂量未達到當時施工壓力是否正常- 延長該加砂階段繼續施工以達到設計加砂量，并密切注意施工壓力；- 進入頂替，停止施工。6施工主管線刺漏在前置液或加砂階段出現刺漏- 在前置液階段出現刺漏，立即停泵進行整改，然后試壓后繼續施工；- 在加砂階段出現刺漏，視刺漏嚴重程度決定是否頂替到位后停泵整改。7泵車支管線刺漏- 立即關閉刺漏泵車的隔離閥，并啟動備用泵車。8井口管線刺漏在前置液或加砂階段出現刺漏- 在前置液階段出現刺漏，立即停泵進行整改，然后試壓后繼續施工；- 在加砂階段出現刺漏，視刺漏嚴重程度決定是否頂替到位后停泵整改。9井口部件刺漏- 視刺漏情況

41、，決定是否完成頂替后停泵；- 確定刺漏位置，啟動相應井控應急預案。10壓裂車出現故障- 立即關閉故障泵車的隔離閥，并啟動備用泵車。11混砂車出現故障- 啟動備用系統；- 如果不具備備用系統，停止施工進行整改。12施工出現砂堵-啟動砂堵應急預案。十五、現場組織管理機構黑H平14井采用套管固井完井方式，采用套內不動管柱一次性多段多簇壓裂工藝。以獲取最大的泄油面積和最高產能。由于此種壓裂方式涉及到諸多部門和多個非常規施工作業環節，為保證鉆井、完井和壓裂施工順利進行，特成立由油田公司領導牽頭，生產運行處、開發部、油藏評價處、研究院、采油院、鉆井院、采油廠、作業單位等組成的領導小組，形成現場指揮決策制度

42、及程序，明確各單位人員分工，密切配合，全力保障重點水平井現場施工的順利實施。1、領導小組F工作職責：組織召開施工前的技術交底工作，下達施工指令，對發生的復雜情況，下達處理意見。2、現場執行、監管、協調組FSD工作職責：1、負責監管各項目組施工進展；2、全面推進所有工程項目的進度；3、負責督促各關鍵工序進度及工程材料，確保工程質量；4、做好各項工作的監督；5、做好鄰井生產跟蹤檢測級匯報工作；6、做好碰頭會的組織、資料收集整理工作。3、技術保障組DSFG技術保障組下設六個職能組：地質保障技術組、鉆完井技術指導組、壓裂技術指導組、井筒工藝組、壓裂實施組、質量監督組。(1)地質保障技術組SFFS工作職

43、責：1、負責編寫地質方案設計，跟蹤執行；2、負責現場跟蹤地質導向，及時調整鉆井井眼軌跡。(2)壓裂技術指導組FSGFSG工作職責：1、負責下井工具的質量檢查，完井管柱串的設計，并做好記錄；2、配合鉆井院和鉆井公司順利下入完井管柱串；3、負責編寫方案設計，跟蹤執行；4、根據地質設計進行壓裂設計，監督完成壓裂設計實施；5、施工前組織相關技術人員進行施工技術交底，對壓前準備情況進行檢查，達到施工設計要求，方可施工；6、按壓裂設計要求進行現場施工，根據實際對設計施工進行調整，必須及時向項目經理部請示，同意后方可實施方案調整；7、若現場出現異常情況，進行措施決策。(3)井筒工藝組FSGGS工作職責：1、

44、負責井口閥門開關靈活、試壓合格；2、負責各部件連接符合安全要求并試壓合格；3、地面錨定合格、符合安全要求；4、負責保證技術方案有效實施，壓裂工藝技術流暢；5、負責組織緊急張臺下的井口搶險。(4)壓裂實施組DSGSDSG工作職責：1、負責技術交底，壓裂施工準備、試壓、壓裂材料準備等工作；2、全面落實壓裂設備、工藝、配制等全過程的組織協調；3、嚴格落實監督執行方案設計及各項生產指令；4、如遇突發事件，提出相應防治對策。(5)質量監督組SGDSGGSD工作職責：1、檢查壓裂支撐劑數量、質量，包括支撐劑雜質、粒徑檢查，現場混砂車漏斗是否飽和檢查；2、負責壓裂液現場配置過程監督，包括基液粘度、PH值、壓

45、裂液交聯實驗等并對實驗數據進行分析；3、負責水源水樣分析(水樣PH值、Fe2+含量)；4、負責地面管匯及井口探傷監督；5、負責投球工藝過程監督，包括球直徑大小核實。4、協調保障組SDGSDGDS協調保障組下設四個職能組：生產運行組、安全監督組、衛生消防組、后勤保障組。(1)生產運行組SDGSDG工作職責：1、負責協調土地、保障道路、經常暢通；2、負責水源井供水、供電，數據傳輸管理保證；3、負責生產隊伍、施工設備、車輛按節點到位；4、負責保衛、警戒工作，負責保障現場施工安全；5、如遇突發事件、負責按應急預案組織應急處理。(2)安全監督組SDFGS工作職責：1、依據壓裂設計相關細則要求，對所有工程

46、項目及現場監督實施檢查，按合同和標準進行考核；2、負責安全環保監督，全面抓好井控管理，確保安全平穩運行；3、監督工程設計，對違反標準的技術下達書面整改意見，并按照相關規定督促完成；4、負責開工驗收及工程技術指導，杜絕工程事故的發生；5、做好監督工作階段總結并及時反饋工程信息。(3)衛生消防組SDGSDFSD工作職責：1、負責現場可燃有毒氣體檢測及施工現場監護；2、現場施工人員人身傷害，中暑等突發事件的應急處理救護；3、現場火災隱患排查及突發事件的應急處理。(4)后勤保障組SDGSD工作職責：負責壓裂施工人員的食宿保障。第二部分：SDFGSD井舉升設計1、 產液量預測前期實踐表明，水平井大規模壓

47、裂加入壓裂液高達幾千方，排液初期日產液能達30-50m3。因此，與常規壓裂直井相比，水平井大規模壓裂后初期存在排液問題。目前采油工程有兩種排液方式，一是利用水力射流泵排液，水力射流泵日排液能力可達100方，能夠有效解決水平井初期排液問題；二是在排液初期增大泵徑和沖次，待排液期結束后，再更換成方案設計的泵徑。但由于增大了泵徑，在抽油桿組合不變的情況下，這種排液方式限制了下泵深度。在實際實施時，需要根據具體情況合理組合工作制度。2、下泵深度的確定綜合考慮水平井的合理流壓的保持及井斜因素，設計黑H平14井下泵深度為1420米，距油層中部150米。表1SDFSG井鉆井測斜數據3、抽油泵抽油泵的選擇既要滿足不同區塊油井產液量的要求，又要滿足油田開發生產在不同時期排液的需要。根據前期水平井大規模壓裂經驗，排液初期日產液為40m3左右，根據表2，采用44mm泵，4.2米×6次/分的工作制度，即可滿足排液需求并具有較高的泵效。考慮水平井下泵處的井斜因素，如果使用普通抽油泵，抽油泵處井斜過大進可能出現