沁水盆地南部煤层气田枣园煤层气开发示范工程项目煤层气井压裂总体技术方案中联煤层气有限责任公司沁水盆地南部煤层气田枣园煤层气开发示范工程项目压裂总体技术方案设计人：审核人：审批人：中联煤层气有限责任公司目录前言一、地质概况二、基本数据三、地质设计四、施工工艺技术要求五、安全环保及质量要求六、应提交的资料报告七、附录：附录1、主要施工工序预测附录2、压裂施工应上主要设备、材料附录3、井身结构示意图前言枣圆煤层气开发试验区总体布置40口井，1999年首先实施第一批井—“9+1方案”，即以TL-003井为基础，再打9口井，组成10口井的井网。

井网呈菱形分布（图3），菱形的短轴/长轴约为0.6；井网井距沿主裂缝方向（以TL-003井压裂资料为依据，主裂缝方位为N45°E。

）约400m，垂直主裂缝方向不小于300m 。

“9+1方案”菱形井网周边上共布置有7口井，中心位置布有三口井。

井网其它各井钻井工程全部结束后，统一对煤层进行射孔压裂和排水采气试验。

以整体改造，面积降压为基础，采取同步实施，单井监测，综合评估的方法评价煤层在井间干扰条件下的地层压力变化，吸附气的脱附情况以及出水产气能力。

在压裂工艺上，选取不同类型的压裂液，目的是通过压裂改造和测试手段，评价不同液体对煤层的改造程度和增产效果，从中优化出适合本地区储层特征的压裂液体系。

一、地质概况沁水南部-该区为煤田普查区、详查区和精查区。

西部和北部主要为普查区和远景区。

目前共有煤层气井20口，其中16口排采井。

已完成的煤田勘探（87口井）和煤层气勘探（21口井）能够比较好的控制了煤层的分布、主要煤层的厚度变化、埋深和煤岩煤质的变化；煤层气井资料比较好地揭示了煤层含气量渗透率和储层压力的分布特征。

勘探结果表明，该区总体上为一个高渗富集区。

该区主要地质特征如下：1、煤层分布与沉积环境勘探结果表明，该区煤层厚度大，区域上分布稳定，3号煤层厚度5~7m，平均6m；15号煤层厚度2~4m，平均厚度3m。

煤田地质勘探所获得的煤层厚度及分布特征基本是可靠的。

煤层分布状态与其沉积环境密切相关。

C3t早期主要为大范围的分流间湾相环境，P1s 早期主要为湖泊~沼泽相环境，上述沉积环境有利于成煤。

2、煤层实际含气量近期煤层气井实测气含量资料表明，采用现代方法测得的含气量结果比煤田勘探提供的瓦斯含量高1/3~3/5。

根据TL-003井、TL-006井、TL-007井、晋试1井、潘2井和CQ-9井的实测结果，一般在20~30m3/t，平均23~25m3/t之间。

在寺头断层以东地区，煤层含气量高，表现出由北向南含气量逐渐增高的趋势。

煤层实际含气量高于煤田勘探成果。

3、含气饱和度根据目前所掌握的资料，该区自北向南含气饱和度由低向高。

TL-003井3号煤的含气饱和度只有85.6%，到潘庄地区则呈饱和或超饱和状态。

这种变化规律，主要受控于保存条件。

对于这种构造特别稳定的煤层，煤层顶板的封盖性起到不可忽视的作用，高含气量井的3号煤层直接顶板主要为泥岩。

沁水南部3号煤层顶板岩性4、地层能量与排采该区地层处于欠压状态，压力系数0.5-0.76。

测试结果表明，该区煤层临界解吸压力比较高，如：TL-003井3号煤为2.49(Mpa)，15号煤为1.6(Mpa)；TL-007井3号煤为1.74(Mpa)，15号煤为1.35(Mpa)，比较高的临界解吸压力对产气有利。

实际排采结果表明，TL-003井3号煤临界产气井底压力为1.732(Mpa)；预计TL-007井3号煤临界产气井底压力为 1.24~1.63(Mpa)，液面深度260~300m，均表现出较高的地层能量，对产气有利。

5、良好的煤体结构——原生结构近年的煤层气勘探时实践取得了许多初步认识，从TL-003井~ TL-004井~ TL-007井~ 潘庄井组，煤的硬度由弱到强。

TL-003井煤层较南边的煤层软一些，成芯率低一些；而TL-007井煤层成芯率非常高。

煤体结构往往对煤层的裂隙渗透率影响很大。

6、煤层渗透率总的看来，沁水盆地南部勘探区煤层渗透率都很高，除个别情况外（TL-004井，3煤0.06md，15煤，0.0265md），大多数在1~2md之间，显示出高渗的特点。

沁水盆地南部3号煤层渗透率统计表综上所述，沁水盆地南部是我国目前得天独厚的煤层气勘探开发有利区。

主要表现在地层能量高、煤层厚度大（总厚7~8 ）,分布稳定，埋藏深度浅（<1000m），构造简单，煤层顶板封闭性好（泥岩，粉沙质泥岩等），煤层含气量高（20~30m3/t），煤层渗透性能好（一般>1.0md），含气饱和度高，煤体结构好（原生结构煤），是我们公司近期开发的首选区。

其中，寺头断层以东地区约550km2的含气范围，已初步得到控制，是准备立项的重点区块。

二、基本数据（一）钻井基本数据见表1。

表1 钻井基本数据表（二）煤层数据见表2。

表2煤层深度、厚度表（三）室内分析数据见表3。

表3 解吸/吸附分析成果表（四）注入/压降测试及原地应力测试数据表4 注入/压降测试及原地应力测试数据表（五）煤层顶底板数据表5 煤层顶底板岩性表：（六）地球物理测井解释数据表6 地球物理测井解释数据表三、地质设计（一）压裂目的：1、通过压裂改造煤层，有效地将煤层天然裂隙系统与井孔连通起来；2、解除井眼附近因钻井、固井可能造成的储层污染，增加产气能力；3、通过压裂后排采，进一步认识煤层气储层特征。

（二）压裂射孔层位：见表7。

表7 煤层射孔基本数据表（三）压裂施工要求：目的层：m；压裂液：；支撑剂：天然石英砂四、施工工艺程序及技术要求（一）通井1、目的检查井筒质量2、要求（1）通井规外径小于套管内径6～８mm，大端长度不小于0.5m，射孔完成的井应通至人工井底；裸眼、筛管完成的井，用通井规通至套管鞋以上10～15m，然后用油管通至井底。

（2）通井时要平稳操作，下管柱速度控制为10～20m/min，下到距离设计位置或人工井底100m时下放速度不得超过5～10m/min。

当通到人工井底悬重下降10～20kN时，重复两次，使测得人工井底深度误差下于0.5m。

（3）通井时，若中途遇阻，悬重下降控制不超过20～30Kn，并平稳活动管柱、循环冲洗，严禁猛礅、硬压。

（4）对遇阻井段应分析情况或实测打印证实遇阻原因，并经整修后再进行通井。

（二）洗井1、目的清洗井筒,为后序工作准备良好的井筒条件2、要求（1）洗井液水质要求a.固体悬浮物含量小于2mg/L；b.总含铁量小于0.5mg/L；c.含油量小于30mg/L；d.pH值为6.5～8.5。

e.洗井液的相对密度、粘度、pH值和添加剂应符合施工设计要求。

（2）洗井液储备量为井筒容积的两倍以上。

（3）洗井开泵时应注意观察泵注压力变化，控制排量由小到大，同时注意观察出口返出液情况。

若正常洗井，排量一般控制在25～３0m3/h。

（4）洗井过程中，随时观察并记录泵压、排量、出口量及漏失量等数据。

泵压升高，洗井不通时，应停泵及时分析原因进行处理，不得强行憋泵。

（5）洗井过程中加深或上提管柱时，洗井液必须循环两周以上方可动管柱，并迅速连接好管柱，直到洗井至设计深度。

（6）进出口相对密度应一致，出口液体干净无杂质污物。

（7）洗井液不得漏入地层，最大限度地减少对地层的污染和损害。

（8）洗井施工中，提升动力设备要连续运转不得熄火。

（9）出口管线连接应平直，末端用地锚固定。

（三）射孔1、目的射穿套管、水泥环,射开煤层,沟通产层与井筒2、要求（1）认真选择射孔压井液，应采用对地层无伤害的无固相优质压井液。

（2）射孔时应连续施工，并采取防喷、防掉、防卡、防火等安全措施。

（3）以综合测井图为准,用自然伽玛和磁性定位进行较深.（四）刮削：1、目的刮削套管内壁,清除套管内壁上水泥、炮眼毛刺等2、要求（1）下管柱时要平稳操作，下管柱速度控制为20～30m/min，下到距离设计要求刮削井段前50m左右时，下放速度控制为5～10m/min。

接近刮削井段并开泵循环正常后，边缓慢顺螺纹紧扣方向旋转管柱边缓慢下放，然后再上提管柱反复多次刮削，直到下放悬重不再下降为止。

（2）若中途遇阻，当悬重下降20～30kN时，应停止下管柱，接洗井管汇，边顺螺纹紧扣方向下放管柱，反复刮削直到管柱悬重恢复正常为止，再继续下管柱。

（3）刮削器作业完毕按洗井标准充分洗井。

（五）换井口装置1、检查、丈量，并记录好新换井口装置的法兰短节、四通和油管头等有关数据及规格。

2、重新校核套补距和油补距。

3、拆换井口装置时，按要求应自上而下拆除原井口装置，再自下而上安装好新的井口装置。

（六）压裂施工准备1、压裂现场要求（1）在压裂设备出发前，应对道路、井场进行勘察。

（2）设备摆放时，应安排好混砂车与管汇车、管汇车与压裂泵车、压裂泵车踞井口的距离。

液氮泵车应对称摆放。

仪表车应安放在能看到井口，视野开拓的地点。

2、压裂液、支撑剂选择要求（1）压裂用液及入井液要清洁。

（2）压裂储液罐清洁无残存液体及杂质，检查合格后方可使用。

（3）添加剂够量,支撑剂型号和数量附和设计要求,并检查其清洁程度和大小。

（4）施工同时取压裂液及支撑剂样品。

3、压裂井口要求（1）所选压裂井口的铭牌耐压强度应大于设计施工最高井口压力。

（2）套管升高短节组配要与油层套管规格、钢级、壁厚相符，并用密封带上紧。

（3）压裂管柱质量载荷大于400kN时应对套管头进行加固。

（4）压裂封隔器上部有出砂射孔段，井口应加装液压封井器。

（5）压裂井口要全部装齐，螺丝对称上紧，以确保耐压，阀门应开关灵活，井口用钢丝绳将四角绷住地锚固定送往井场之前要全部装齐试压合格。

（6）生产闸门出口接一条硬放喷管线，端部接120 0弯头入排污坑内，并固定牢靠。

4、压裂设备技术要求（1）按设计要求配齐压裂主机及辅机，数量应满足设计功率要求；（2）根据井场条件，压裂设备距井口尽可能远一些，仪表车应摆放在视野开阔地点。

5、高低压管汇（1）低压管汇a.混砂车排出泵管汇到主管汇至少接三根专用胶管。

b.管汇到压裂泵车的上水管线必须用缠有钢丝的胶管，并尽可能减少弯曲。

（2）高压管汇安装a.管汇车到压裂泵车的高压管线应接成平行四边形。

b.对于Φ88.9mm高压管线，由井口到管汇车的连接顺序应为：井口、弯头、压力传感器、放空三通、单流阀、管汇车，接成Z字形。

c.所有高低压管汇由壬头均应清洗干净，敷机油，戴好并砸紧。

6、测试压裂（1）应进行一次以上瞬时停泵。

（2）测压力降落时间应为泵注时间两倍以上。

7、压裂施工（1）压裂泵车排空及地面高压管汇试压a．压裂泵车循环的排空液应返回混砂罐。

b．应采用静试压方法试压。

c．对于试压指标，设计施工压力小于70MPa时，增加6MPa试压；施工设计压力大于70MPa 时，按设计要求执行。