外围难采储量体积压裂试验.pptx

1、外围难采储量体积压裂试验一、裂缝监测评价分析二、直井缝网压裂三、水平井体积压裂四、工厂化作业五、压裂返排液重复利用汇 报 提 纲一、裂缝监测评价分析 难采储量试验以来，进行微地震监测44口井326个压裂层段监测技术应用井数（口）应用段数（段）地面微地震26263井下微地震东方物探1448斯伦贝谢415从监测结果与实际现象的对应关系看，东方物探的监测结果符合实际5.4MPa199m257m925m779m葡平2葡平1323mp 地面微地震监测结果FI7/1-7/3号层监测结果长度：432m 宽度：198m高度：19m 方位：北东62p 东方物探监测结果源270-144井压裂F152层时源270-

2、140井窜通，压力上升8.2MPa，液面到井口葡扶160-352井裂缝监测结果源270-144井裂缝监测结果长度：508m 宽度：65m高度：25m 方位：北东0FI5/2号层监测结果p 三种监测结果对比，斯伦贝谢和地面微地震测试都不符合实际垣平1-5斯伦贝谢井下裂缝监测（缝高36-58m）监测缝高36-58m监测缝高32-52m垣平1-5地面四维裂缝监测（缝高32-52m）垣平1-5东方物探井下裂缝监测（缝高12-13m）缝高10m监测缝高12-13m分类施工井数（口）层段数（段）解释缝长（m）解释缝宽（m）解释缝高（m）隔层类别一类719290-550124-3368-44界面明显隔层泥岩

3、稳定二类39190-50831-9845-81隔层为过渡岩性三类24246-516124-19834-87天然裂缝发育p 裂缝监测结果分析W(x,t)L(t)GDK模模式式W(x,t)界面效应界面效应朔性效应朔性效应阻渗效应阻渗效应 pWpWpWP=fP=(-PW)fP=0 泵注时间(min)净压力KGD缝内净压力特征图PKN缝内净压力特征图泵注时间(min)净压力:双对数斜率1/6-1/4L(t)HPKN模式模式 类型一：界面明显隔层泥岩稳定，裂缝延伸为KGD模式377176m缝高缝高14m葡扶164-352井 综合地应力解释剖面图（大庆-井下）井径（cm）20 30 深侧向电阻率 0 70

4、 浅侧向电阻率 0 70 深度(m)射孔伽马（API）50 200 1720173017401760F172F173F232葡扶164-352井监测解释结果葡扶164-352井压裂曲线类型二：界面为过渡岩性，隔层是砂泥不稳定薄互储层，裂缝延伸为PKN模式35172m缝高52m龙116-11井综合地应力解释剖面图（大庆-井下）RMN 0 30 RMG 0 30 深度(m)射孔伽马 50 200 R250 0 15 1790180018101820183018401860GIII2GIII2GIII3GIII3GIII4-5GIII4-5GIII6GIII6GIII8GIII8GIII9GIII9

5、龙116-11井监测解释结果龙116-11井压裂曲线类型三：天然裂缝发育储层缝宽缝宽152m152m缝长缝长396m396m头台油田天然裂缝发育情况扶余油层共发育5组裂缝浅侧向电阻率-20 80 深侧向电阻率-20 80 伽马（API）50 200 深度(m)射孔微梯度 0 30 微电位 0 30 R250 0 150 1720173017401760F1茂54-斜24井测井曲线茂54-斜24井微地震解释结果缝高缝高87m87m茂54-斜24井压裂施工曲线p 不同类型储层施工规模与控制范围的关系储层施工规模与控制面积的关系储层施工规模与控制带宽的关系施工规模（m3）施工规模（m3）缝网面积（m

6、2）裂缝宽度（m）p 缝网体系延伸特征葡扶160-352井FII41-43砂体葡扶160-352井FII41-43层微地震解释结果58m58m123m123m120m120m州扶73-49井 F5层砂体州扶73-49井 F5层砂体微地震解释结果葡扶164-352井 FII4/1层砂体葡扶164-352井 FII4/1层微地震解释结果一、裂缝监测评价分析二、直井缝网压裂三、水平井体积压裂四、工厂化作业五、压裂返排液重复利用汇 报 提 纲1、效果对比齐家泥岩裂缝储层1口2层南屯组砂砾岩4口5层扶扬油层6口22层（一）探评井直井缝网压裂2、规律研究401230.000.10.2启动压力梯度MPa/m

7、4 扶杨油层启动压力与渗透率关系渗透率mD10%6%16%10%产量降低30%产量降低65%500m33000m3规模增加5倍产量增加10.8倍物性与产量和启动压力的关系，规律相近致密油改造规模对产量远大于物性对产量影响孔隙度5.8-10.2%0.6t/d7.08t/d3、设计优化产量目标优化全井规模力学评价释放缝启裂临界条件:释放缝延伸条件:选 层)90(2cos22ohHhHp二类：窄小河道砂占70%三类：席状砂占76.2%一类：河道砂占72.4%高扶高扶112-112-斜斜1212高扶高扶112-112-斜斜1414（二）新区块缝网开发试验高扶45-16区块常规压裂井累计产量分析一类储层

8、二类储层三类储层1、缝网压裂试验2、经济效益评价吨油利润3600元/吨投产2年净收益（万元）865.0498.2302.069.8一类二类三类类别井数压裂段数单层用液量平均压裂费用常规压裂15口4.27067缝网压裂1口河道1000196.1席状砂5001口席状砂1000缝网不同储层施工参数对比缝网压裂井累计增油动态曲线不同储层压裂累计增油动态曲线010002000300040000102030累计产油（吨）生产时间（月）高扶112-12高扶112-14 葡333区块2005年整体压裂开发，采用240100m矩形井网，地层不含水，按累计生产动态分两类二类井：非主力油层河道砂体71.4%（65口

9、）一类井：主力油层河道砂体69.7%（43口）葡333区块井网井位图（三）老区缝网挖潜试验总体方案试验目的：试验对比不同砂体类型、不同生产动态、不同采出程度等条件下措施增油潜力第二类第一类第一类井：以开采主体河道砂为主，投产5个月后陆续出现水淹，开采80个月均见水，裂缝性水淹井约占62.7%25%30%40%5%3口7口8口1口第二类井：非主体河道砂为主，投产5个月后陆续水淹，开采80个月见水及未见水两部分6口4口1口1、选层试验分析p 裂缝性水淹层试验该井投产9个月后裂缝性水淹，压前累计产油389吨，压后15个月累计增油87吨葡164-492井（2层水淹层完全重复）葡160-432井（2层水

10、淹层完全重复）该井投产24个月后裂缝性水淹，压前累计产油1186吨，压后15个月累计增油275吨葡164-S432井生产动态曲线(投产压裂未水淹层3层）葡162-412井生产动态曲线（投产未压裂3层）p未水淹层试验压裂3段，压后投产448天，累计增油496吨压裂6段，压后投产818天，累计增油1675吨p水驱前缘波及到油井见水层试验012345020406080100日产量（t/d）生产时间（月）日产油日产水葡扶152-392井生产动态曲线葡扶166-352井生产动态曲线用液4195m3，压后583天累增油1544吨用液5890m3，压后440天累增油309吨两口井累计生产动态对比曲线p油水同

11、层试验压裂1段，用液2642m3，投产699天，累计增油945吨，投入产出比例1:2.02p 注水未受效层试验葡扶170-斜392井生产动态曲线（压裂4段用液4280方）压裂1段用液2000方葡扶178-斜512井生产动态曲线（压裂6段用液1650方）两口井累计生产动态对比曲线2、施工规模优化分析区块井网渗透率孔隙度注入强度葡3332401001.012.0%54.6树23003001.012.3%74.9区块井网渗透率孔隙度注入强度树3223003001.913.3%40升3713003003.713.5%46葡333区块注入强度与初期产油关系曲线井网条件对效果影响 物性条件对效果影响树32

12、2区块升371区块p 注水受效未水淹层：采出程度是影响效果的主要因素，压前采出程度越高，压后累计增油越低3、未水淹层不同采出程度对累计产油量的影响采出程度采出程度(吨吨)井数井数(口口)累计增油累计增油(t)投入产出比投入产出比单井作业成本单井作业成本（万元）（万元）生产时间生产时间(月月)1500214951：1.10495.6132500212001：0.87300038861：0.64400014801：0.35不同采出程度缝网压裂井效益分析p 注水未受效压前未见水层压裂1段，用液1625m3，投产975天，累计增油1155吨，投入产出比例1:1.92该类井共4口，投产早期2口井，平均累

13、计增油达3375吨，投入产出比达到1:2.85连续产液剖面测试得出：在相同有效注入体积的情况下，主河道砂初期产能贡献较高，但递减快；非主河道砂体产能相对稳定葡扶148-372井产液剖面解释结果州扶96-54井产液剖面解释结果有效注入体积265m3有效注入体积270m3p 州6区块效果分析州6全区生产累计动态曲线BF71-49井生产动态曲线注水未受效井缝网压裂压裂5段，投产284天增油732吨压裂4段，投产182天增油638吨水淹井比例69.2%压前水淹井缝网压裂压裂3段，投产207天增油246吨压裂4段，投产147天增油235吨0.5MPa0.3MPa1.1MPa1.2MPa0.6t0.2t0

14、.9t0.7t1.0tBF92-52井组压后初期动态 5.8MPa0.3t0.1MPa5.6MPa0.1t0.2MPa4.0MPaBF77-49井组压后初期动态受效井压裂井p 茂503区块：天然裂缝性储层基质渗透率0.8md孔隙度11.7%发育三组天然裂缝70m线性井网开发5段8550m34段6000m32014年在总结规律的基础上，在8个区块36口井进行了现场试验区块井网(mm)渗透率(md)孔隙度(%)施工井数(口)葡333-4622401001.012.010芳1823003001.411.05齐家北3501702.713.53朝89三角形重心加密3.015.05长103001502.1

15、12.73树3223003001.913.32升3713003003.713.54台1054501201.211.74下步主要工作：p 目前老区裂缝性水淹层比例达到60%以上，累计采出300-1000吨的井占40%（葡333），研究这类储层的挖潜非常必要；p 下步选层还需要研究确定油井动用区域、水井驱替前缘p 开展不同储层物性条件下的裂缝监测与对比，评价不同施工规模缝网的有效波及范围油井水井一、裂缝监测评价分析二、直井缝网压裂三、水平井体积压裂四、工厂化作业五、压裂返排液重复利用汇 报 提 纲缝间距最大效益最小最佳最小缝间距（干扰）最大缝间距（渗流）最佳缝间距（一）缝间距优化思路（二）缝间距试

16、验方案确定 外围中浅层平均应力差3.5MPa，裂缝尖端平均净压力3.1MPa转向缝破裂压力：P(X)1 1+1 1+主裂缝延伸压力：P0=转向条件：3 3-1 11 1-3 3缝内压力 转向区P(X)P031P0Pt设计缝长550-650m监测缝长260-320m停泵压力最高增加2.2MPa1、建立模型，编制模拟分析软件单缝模型多缝模型YX121 21()cos(0.50.5)12orprr 23/2YX121 212 sin3()()sin()242orLpLrr23/2121 22 sin3()cos()42xyorLpLrr ZXY()单缝诱导应力表达式nixix1niyiy1多缝诱导应

17、力叠加取相同的数据与国外计算结果相同不同岩性岩石物理力学性质测试研究1岩石密度与抗张测试12块2单轴和三轴压缩测试25块3岩石强度曲线分析2岩性4断裂韧性测试6块5岩性脆性（塑性）测试3块6岩石脆性分析3块地应力特征研究1粘滞剩磁测试10块2波速各向异性4块3差应变测试4块2、外围中浅层不同岩性力学参数和地应力岩心测试测试的粉砂质泥岩和砂岩力学参数：岩石抗张强度：2.499-4.888MPa抗压强度：54.584-238.37MP弹性模量：0.765-2.519104MPa比松比：0.0191-0.235内聚力:15.732-36.83MPa内摩擦角：31.88-42.58断裂韧性：4.9-6

18、.37 MPa.m0.5脆性指数:42.85-51.12%测试的不同岩性的应力参数：最大主应力方位：NE86.7-110.8最大水平主应力:34.56-45.46MPa最小水平主应力：30.04-42.32MPa垂向主应力：38.76-50.28MPa水平应力差：2.5-4.52MPa垂直与水平最大主应力差：3.7-4.8MPa69块岩心，测试9项内容，获得了14个方面的参数距裂缝2m距井筒31m距裂缝26m距井筒35m距裂缝10m距井筒23m 计算取值：应力差3.5MPa，泊松比0.2，净压力3.1MPa 确定缝间距试验方案：50-80m缝间距50m缝间距65m缝间距80m 这段离检波器的距

19、离稍远点近500米，事件数少，左侧几何分布较明显 50m缝间距垣平垣平1-5井井第一段（第一段（2簇初期分簇延伸明显，后期出现重叠）簇初期分簇延伸明显，后期出现重叠）（三）缝间距试验分析垣平垣平1-5井井第二段（第二段（2簇延伸明显，缝长延伸同时出现重叠）簇延伸明显，缝长延伸同时出现重叠）该段和第一段有小部分重合，主要趋势在近东西向 50m缝间距垣平1-5井第七段（2簇延伸全过程均重叠较严重）该段裂缝网络方位总体趋势是在近东西向上 缝间距60m50-60m缝间距18-30m缝间距25天50天90天65-80m缝间距18-30m缝间距25天50天90天压裂23缝（缝间距22m）压裂22缝（缝间距

20、60m）高扶112-斜14井，k=1mD，=12%压裂2缝，压后下泵生产23个月起抽树19-45井，k=3mD，=13%38.020.05.93.018.1压裂3缝，自喷生产3个月，油压0.4MPa区域层位井号孔隙度%25天累计产量t50天累计产量t100天累计产量t200天累计产量t单井液量m3单井砂量m3平均单井压裂成本万元探井F葡平1、龙平1高26H、敖平113-9.87439961410211494927701269评价井F垣平1-4、垣平1-5垣平1-7、垣平1-813-11.56639971712272791788561122 对比分析可以看出，优化缝间距有利于提高累计产量55m缝

21、间距22m缝间距井号水平段长m与井轴夹角（）簇数平均间距m设计缝长m设计改造体积104m3目前采出程度%葡平1877412220750122.11.83葡平21221353022400124.42.18葡平1葡平2葡平2缝网22m缝间距374天累计5840t目前8.5t/d葡平1切割20m缝间距553天累计4728t目前3.4t/d压葡平2第四段葡平1井压力上升5.4MPa葡平2压后葡平1增油6t试采流压6-7MPa（四）工艺对比分析平平1 1井井120m120m间距缝网间距缝网平平2 2井井平平3 3井井60m60m间距切割间距切割平平4 4井井80m80m间距切割间距切割水平段长1438m

22、水平段长1651m 水平段长1860m龙26井区：进一步优化缝间距能保证产能效果和砂体控制井号层位水平段长m钻遇砂岩长度m含油砂岩长度m砂岩钻遇到率%含油砂岩钻遇率%孔隙度%渗透率mD储层厚度m缝间距m段数/簇数生产天数d目前产量t/d生产制度累计产量t平1GIII414381399126997.388.2100.6421206/136123.14mm自喷油压2.1MPa1562平4GIII416511601157697.095.5100.642809/186611.64mm自喷油压1.2MPa977龙26-平1缝网液量17225m3砂量505m3龙26-平4切割液量8488m3砂量820m3

23、区块井数平均水平段长度平均段数平均簇数平均初期产量t/d平均砂量m3平均液量m3平均压裂成本（万元）预测回收期d勘探910718.722.930.4865.7100831363.6278试验区1814509.920.334.3842.396991012.9126工艺井号段数簇数初期产量t/d目前产量/时间t/d砂量m3液量m3压裂成本（万元）预测回收期d切割葡平182234.23.5/51286784671583.4278缝网葡平2103074.029.4/333778234602418.6247切割龙26-平491821.119.8/258208488873(测算)88缝网龙26-平1613

24、29.825.7/2050517225830(测算)65相同工艺压裂成本回收期对比不同工艺压裂成本回收期对比（五）经济效益评价1、物性对产能的影响分析（取缝间距55-65m，抽油机生产50天的稳定产量分析）垣平1-2井360m，储层平均60API500m，储层平均85API65API85API产量下降29.3%3500m37000m3产量增加142%伽玛取值方法：对钻遇储层进行综合取值，钻遇不同储层时，取加权平均值，垣平1-2最终取值为74API垣平1-2井90天150天220天（六）规律研究2、厚度对产能的影响分析可以看出：产量与有效注入体积和物性相关，与厚度无关u 从试验分析结果可以看出，

25、常规产能预测方法不能用于体积压裂 致密油产能预测方法必须重新研究，需要建立产能与含油性、物性、缝间距和有效注入体积关系图版50-60m缝间距18-30m缝间距25天50天90天一、裂缝监测评价分析二、直井缝网压裂三、水平井体积压裂四、工厂化作业五、压裂返排液重复利用汇 报 提 纲 围绕难采储量动用应用的直井缝网和水平井体积压裂工艺特点，结合油田井场平坦、水资源丰富的特征，经过几年的探索试验，逐步形成了具有大庆特色的工厂化作业模式（一）大庆油田工厂化作业模式改造工艺水平井体积：复合桥塞分段排量14-16m3/min单段液量1500m3-2600m3单井7-14段直井缝网：逐层投球坐压排量6-8m

26、3/min单层液量1500m3-3000m3单井4-6层工厂化模式压裂井压裂车组缓冲罐水源井上水管2条输液管2条 蓄水池就近打远程借 储水罐管汇连续供水供液系统 配套45KW和90KW远程供水泵，1万米聚氨酯快速连接管线，轻便耐用，单根管线输水量为240m/h，最大输水距离达5公里。远程供水施工22口，少挖蓄水池18个、少打水源井40口、压前准备设备少用300多台次，最大输水距离3.8公里，直接经济效益2400万元 配备400m软体罐10个，满足4000m连续供水能力，已施工15口 改进上水及配液管线，由30条减为4条，拆、装时间由12小时减少到4小时远程抽水泵快速连接接头400m软体罐连续配

27、液系统 通过配套和完善，连续配液系统具备同时施工2口水平井体积压裂，2口直井缝网压裂，1口常规水平井压裂的边配边注能力设备配套：配套自动化配液设备5套，可实现精确计量和快速增粘，出口液体性能满足设计要求，设备总能力达到29m3/min 配液装置由撬装改为拖装，增强了机动灵活性，转运时间由3h缩短至1.5h，同时避免因运力不足及吊装设备相互制约造成等停压裂液体系改进：一是六种添加剂全部液化，其中助排剂、破乳剂和植物胶稳定剂合成为一种复合添加剂，减少设备(3台添加泵)及人员投入(3人)二是增稠剂采用速溶瓜胶，3min释放率提高814%，配液速度提高25%简化现场添加剂加入方式：由“单桶分散式”添加

28、转变为“大罐集中式”供给，保证添加剂连续加入连续泵注系统优选适合大型压裂施工的泵车41台，总水马力94500HHP考虑水马力与稳定设备稳定运行时间的关系，以满足工艺需求为目标，优化匹配泵车数量，提高设备利用率。具备同时施工2口水平井体积压裂，1口直井缝网压裂，1口常规水平井压裂的能力采用远距离、多管线油箱密闭连接加油技术，实现长时间连续泵注，目前最长连续施工时间达到8小时多管线油箱密闭连续加油装置哈里伯顿车组能力评估连续供砂系统 采用吨包成品砂吊装加入砂罐，实现排量14m3/min、砂比25%连续供砂一体化运行 实施顶层设计，合理匹配人员设备，全方位管控施工运行强化整体资源调配：对各类搬迁、转

29、运设备进行归口管理，依据不同施工作业需求，以井场为服务单元，打破各单位用车界限，车辆利用率提高18%强化专业化施工：细化工作单元、标准化作业工时、专业化队伍配套，实现施工优质高效。各单元施工时效平均提高23%强化流水线作业。加强泵注桥塞、射孔、挤酸、主压裂等关键工序优化对接，3口井交叉压裂5段等停时间由4小时降低为2小时垣平1-1、垣平1-2、垣平1-3平台井施工（二）工厂化时效及成本分析2014年，已累计完成大型压裂152口井(797层段)，是去年同期2.3倍，平均单井费用分别控制在350万和1100万元以内2014年大型压裂施工情况统计(截止8月25日)类型数量情况层段数单井液量(m3)单

30、井砂量(m3)累计液量(m3)累计砂量(m3)井数(口)勘探208961274061164197715评价20159842467916848913570开发直井缝网压裂501243031891485194360水平井压裂462911569125706105620极限压裂10941207174108661562天然气井33011270552338101657限流法31015172094550627总施工井数(口)152651402.31074.5495.6346.5水平井体积压裂费用(万元)直井缝网压裂费用(万元)2013年2014年1、探评井体积压裂施工时效主要采用独立井和平台井两种模式施工

31、独立井，平均单井施工周期由2013年17.4天降至2014年10.8天，缩短37.9%；日压裂段数由1.5段提高到2.4段总施工周期23.417.410.8973.87.46.44.6准备周期压裂周期742.4收尾周期2012年井2013年井2014年井平均单日压裂段数1.01.52.425.6%37.9%连续三年探评井体积压裂施工周期对比施工时效方面：平台井，2014年已施工4个平台12口井平台井井数(口)单井施工周期(天)单井准备周期(天)单井压裂周期(天)单井收尾周期(天)垣平1-1/2/334.40.92.70.7龙26-平8/平1226.723.71龙26-平7/平10/平1134.

32、5130.5龙26-平1/平2/平3/平442.90.520.42014年平台井体积压裂施工周期统计 平台3口井与2013年同比，平均单井施工周期由4.7天降至4.4天，降低6.4%；日压裂段数由3.3段提高到3.6段，提高8.3%总施工周期4.74.40.70.932.7准备周期压裂周期10.7收尾周期2013年2014年平均单日压裂段数3.33.66.4%平台井体积压裂施工周期对比垣平1-1/2/3垣平1-4/5/82、直井缝网压裂施工时效 平均施工周期由2013年20.8天降至2014年15.8天，降低24%；平均日压裂层数1.5层，与2013年基本持平总施工周期20.815.87.36

33、.75.62.2准备周期压裂周期7.96.9收尾周期2013年井2014年井24%2014年与2013年平均单井组施工周期对比8.2%60.7%12.7%平均单井费用1074.5万元。其中，材料费占46.7%，机械费占37.1%，人工费占4.6%，间接费用(管理费、安全环保费及利润)占11.6%1、水平井体积压裂成本分析序号项 目金额(万元)所占比例1人工费49.34.6%2材料费501.846.7%3机械费398.737.1%4间接费124.711.6%合计1074.5100%材料费46.7%机械费37.1%间接费11.6%人工费4.6%2014年水平井体积压裂单井费用构成施工成本方面：分析

34、准备阶段、压裂阶段、收尾阶段三个阶段的费用构成，去除材料费，机械费在三个阶段均占比例较大人工费机械费材料费间接费项目准备阶段压裂阶段收尾阶段合计费用费用比例费用比例费用比例人工费4.23.1%44.44.8%0.77.1%49.3机械费119.487.4%271.929.3%7.476.2%398.7材料费/501.854.1%/501.8间接费13.49.5%109.711.8%1.616.7%124.7合计137927.89.71074.5准 备 阶 段压 裂 阶 段收 尾 阶 段37.3%76.2%16.7%7.1%2014年水平井体积压裂费用构成(万元)3.1%9.5%87.4%29.

35、3%54.1%4.8%11.8%准备阶段机械费是下步挖潜方向，采取平台井施工可降低费用 平均单井费用346.5万元。其中，材料费占12.2%，机械费占61.9%，人工费占7.7%，间接费用(管理费、安全环保费及利润)占18.2%2、直井缝网成本分析序号项 目金额（万元）所占比例合计346.5100%1人工费26.87.7%2材料费42.412.2%3机械费214.561.9%4间接费63.418.2%2014年直井缝网单井费用构成74.4%8.1%17.2%人工费机械费材料费间接费项目准备阶段压裂阶段收尾阶段合计费用费用比例费用比例费用比例人工费5.611.5%18.46.6%1.68.1%2

36、5.6机械费29.460.3%170.461.3%14.774.4%214.5材料费/46.216.6%/46.2间接费13.728.2%43.115.5%3.417.2%60.2合计48.7278.119.7346.5准 备 阶 段压 裂 阶 段收 尾 阶 段2014年直井缝网单井费用构成(万元)分析准备阶段、压裂阶段、收尾阶段三部分费用构成，直井缝网机械费在三个阶段所占比例较高60.3%13.0%11.5%61.3%16.6%15.5%6.6%注：压裂阶段包含作业队费用应用远程供水(液)、增加井组内单井数量，可进一步降低费用（三）工厂化作业差距及下步重点工作作业水平对标与国内外对比，在连续

37、供砂、工厂化顶层设计方面存在差距作业成本对标与吉林、长庆、水平井多段压裂同比，大庆油田单井施工费用相对较低国内油田水平井体积压裂成本对比油田 工艺类型水平段(m)段数(段)排量(m3/min)单井液量(m3)单井砂量(m3)单井费用(万)吉林裸眼滑套100010-133-64000-8000300-500652.6按大庆价格体系测算，费用583.6万长庆复合桥塞800-12008-1010-158000-10000600-8001100环空加砂800-15008-218-107000-12000450-1400864大庆复合桥塞800-16008-1210-148000-12000700-11

38、001074环空加砂700-77010-124-82000-4200110-300601 下一步，重点开展六方面工作：一是建立完善的工厂化施工标准。细化工厂化作业施工模式的重要节点，以节点的专业化，节点衔接的流水化、人员设备时间的规范化为目标，制定施工标准，保质量、提时效、降成本 二是推进工厂化信息平台建设。按照“全流程时间节点管理”及“大数据实时分析”的思路搭建平台，提高信息反馈速度，实现实时管理，保障工厂化施工规范运行 三是配套车载供水供液设备远程供液模式保障流程供水模式保障流程 实现5KM远程供水供液，同时解决目前水泵吊装起下问题，远程供液单井节省施工周期2天，节约费用90万元管汇改进前

39、蓄水池吊车下入和起出泵组管汇改进后蓄水池地面集成式供水泵车 罐体折叠后体积小，单车可拉运5个，同比节省费用2万元，操作灵活性高，解决现有转运费用高、残液清理难的问题，目前已加工完成软体罐折叠后软体罐折叠前四是研制应用折叠软体罐 研究新型的速溶压裂液配方，其具有快速溶胀、起泡率低的优点，配液设备由2个箱体减为1个，缓冲罐可由10个降为2个，储配液系统设备准备周期降低60%压裂井水源井蓄水池地面集成水泵车新型单体设备管汇压裂车混砂车高压管汇新型配液系统简图目前压裂液体系室内评价试验已完成，配液系统正在设计五是改进速溶压裂液体系 六是建立现场连续供砂系统储砂输砂半挂车：满足6种不同类型支撑剂存储，单

40、套储砂能力75m3、最大输砂能力4m3/min输砂车：同时满足向立式砂罐(高度7米)、砂罐车(高度2.6米)输砂，单套设备输砂能力2m3/min输砂车行驶状态及工作状态 结合现场连续供砂需求，研制配套储砂、输砂装置，解决吊装砂罐倒运保障能力差的问题储砂输砂半挂车一、裂缝监测评价分析二、直井缝网压裂三、水平井体积压裂四、工厂化作业五、压裂返排液重复利用汇 报 提 纲 1、建立返排液重复利用处理工艺（一）大庆油田压裂液返排液重复利用进展两套处理再利用工艺工艺一：返排液经沉砂除油、初级氧化、絮凝气浮、砂滤后再次配制压裂液工艺二：返排液经粗滤后，混掺80%清水后再次配制压裂液返排液粗滤装置清水（80%

41、）处理液（20%）重复配制压裂液 2、开展重复利用现场试验工艺一：工艺一：在直井缝网（州扶77-49和州扶73-49）上开展试验，处理返排液160m3，处理速度20m/min，处理后配制滑溜水80m、基液40m，用于州扶75-47井压裂施工，工作液性能满足需要，回收利用率达75%基液0.35%配比：返排处理液配制粘度36mPa.s 清水配制粘度33mPa.s滑溜水0.2%配比：返排处理液配制粘度5.2mPa.s 清水配制粘度45mPa.s工艺二：工艺二：进行了返排液粗滤试验，过滤流速较稳定，处理速度约70m3/h，混掺80%清水可满足再次配液需求返排液处理原理 3级沉降+3级漂浮物去除+2级过

42、滤 1、继续开展返排液处理再利用试验五个分区五个分区返排液暂储区返排液暂储区集中处理区集中处理区处理液暂储区处理液暂储区平台平台井区井区齐平齐平2-2、3、8、9、远程供水区远程供水区 在齐平2井区的平台二上开展两个工艺的现场试验，预回收平台二的4口井返排液。经处理后用于平台一的2口井（齐平2-平6、齐平2-平7）和齐平2-平10的配液施工，探索两种工艺的成本和处理速度，验证适用性二、下步工作 2、完善返排液粗滤工艺装置粗滤装置内流程图入口+沉降 沉降+漂浮物去除 漂浮物去除+过滤 过滤+出口 根据齐平2井区返排液粗滤后再利用试验情况，以处理工艺简单，处理速度高，安装方便快捷为目标，完善粗滤装

43、置的结构，设计处理速度达到100m3/h开发具有耐盐、耐矿化度、耐离子和破胶更彻底特点的新型压裂液体系 3、新型压裂液体系研究离子成分滑溜水返排液离子均值g/mL低分子返排液离子均值g/mL胍胶返排液离子均值g/mL备注B-24961.942.052.24B、Fe、Ca、Mg离子对重新配制压裂液影响大Ca3968376576576Fe25999.612.611.6Mg28524.93.96.9K-769811.410.411.8Na5895675875775S-182027.247.328.6Si28812.53.53.5Zn20620.410.330.52 为简化压裂返排液处理工艺、降低处理成本和提高返排液利用率提供有力的技术支撑