试油工程技术服务方案及技术措施.docVIP

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有限公司长庆油田分公司），2014年储层改造以提高单井产量为目标，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，提高排量，采用低粘、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＜5m 边井 前置酸合压 30～45 25～30 3.5～4.0 角井 25～35 25～30 3.2～3.6 隔层厚度≥5m 边井 前置酸分压 25～35/层 25～30 2.8～3.4 角井 20～30/层 25～30 2.6～3.2 耿44～耿60井区 长6 隔层厚度＜5m 边井 前置酸合压 30～45 25～30 3.5～4.0 角井 25～35 25～30 3.0～3.6 隔层厚度≥5m 边井 前置酸分压 25～35/层 25～30 2.8～3.4 角井 20～30/层 25～30 2.6～3.2 黄3、盐90等 长8 隔层厚度＜5m 边井 前置酸合压 30～45 25～30 3.5～4.0 角井 25～35 25～30 3.2～3.6 隔层厚度≥5m 边井 前置酸分压 30～45 25～30 2.8～3.4 角井 25～35 25～30 2.6～3.2 宁定、靖安浅层 长2 以上 K＜ 50mD 油层与底水直接接触 / 水力压裂 1～5 15～25 0.8～1.2 油层与水层之间有隔层 5～15 20～25 1.2～1.6 50≤K≤100mD / 高能气体压裂 药量20～50Kg K100mD / 射孔完井 102枪127弹 前置酸酸液配方：A%乙酸+B%甲酸+C%盐酸为主的有机酸 （2）、压裂液体系 a液体体系以材料价格低、来源广泛、性能稳定、可回收为优选原则，特低渗、超低渗储层主体采用胍胶压裂液，致密油采用EM30滑溜水、超低浓度胍胶压裂液，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 界面张力≤2mN/m 破乳率≥90% 破胶液粘度≤5mPa·s 防膨率≥85% 配液用水：水质机杂＜0.2% PH值：6.5-7.5 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 工艺 参数 前置液 低砂比 （小于15%） 高砂比 （大于15%） 井深范围 （m） 温度范围 （℃） 1800以下 ≤55 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 1800~2200 55~70 宁定、靖安浅层长3以上、铁边城长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以上 0.08%滑溜水 0.2%基液 0.2-0.25%CJ2-6+JL-13交联冻胶 2200以上 ≥70 安156井区长8、胡120井区长9、姬塬长2以上滚动等 2.4m3/min以下 0.30%CJ2-6+JL-13交联冻胶 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7 4.0m3/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 姬塬油田长9、长8、长7、长6，压裂全部采用低密度陶粒； 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