SY/T 6463-2024 采气工程方案设计编写要求

　　ICS 75.020CCSE14

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T6463—2024

　　代替SY/T 6463—2012

　　采气工程方案设计编写要求

　　Requirements for drafting gas production engineering plan

　　2024-09-24发布2025-03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/T 6463—2024

　　目次

　　前言 Ⅲ

　　1范围 1

　　2 规范性引用文件 1

　　3 术语和定义 1

　　4 方案设计总体要求 1

　　5 方案设计基础 2

　　6储层保护 3

　　7完井 3

　　8 老井利用与废弃 4

　　9储层改造 4

　　10排液采气 5

　　11防腐 5

　　12 防砂、防垢、防水合物、防蜡和防复合堵塞 6

　　13 气田水回注 6

　　14生产监测 7

　　15物联网信息化建设 7

　　16新技术、新工艺试验 7

　　17 健康、安全与环境保护要求 7

　　18 投资概算 7

　　19推荐方案 8

　　附录A (资料性)方案设计附表格式 9

　　SY/T6463—2024

　　前言

　　本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

　　本文件代替SY/T6463—2012《采气工程方案设计编写规范》,与SY/T 6463—2012相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：

　　a)更改了标准名称为《采气工程方案设计编写要求》;

　　b) 将“方案设计原则”更名为“方案设计总体要求”(见第4章，2012年版的第3章),并修改了条款中的部分内容(见4.1、4.2、4.5、4.7和4.8,2012年版的3.1、3.2、3.5、3.7和3.8);

　　c)增加了“地质储量”和“气藏工程关键参数表”,并调整了条款顺序(见5.1,2012年版的

　　4.1);

　　d) 增加了“已投产井分析”和“采气工程难点分析”(见5.4、5.5);

　　e) 将“储层伤害因素”更名为“储层伤害因素分析评价”(见6.1,2012年版的5.1);

　　f)增加了凝析气藏储层伤害分析要求(见6.1.3);

　　g)更改了完井方式选择、生产管柱设计、生产套管要求、采气井口装置要求(见7.1、7.2、7.3和7.6,2012年版的6.1、6.2、6.3和6.6);

　　h) 增加了“筛管工艺设计”和“井完整性”要求(见7.5、7.7);

　　i)将“老井利用”更名为“老井利用与废弃”,并更改了老井利用要求(见第8章，2012年版的

　　第7章);

　　j)增加了“储层改造必要性”(见9.1);

　　k) 将“工艺设计”更名为“储层改造工艺”(见9.2,2012年版的8.1);

　　1)更改了酸液性能要求(见9.3.12,2012年版的8.2.1.2);

　　m)保留气藏主体改造工艺类型内容在“储层改造工艺”中，其余内容移至“施工参数”内容中(见9.4,2012年版的8.1);

　　n)更改了施工参数要求(见9.4.1、9.4.5,2012年版的8.1.2、8.1.6);

　　o) 删除了“装备及井下工具”(见2012年版的8.3);

　　p) 更改了气藏动态研究及生产动态特征资料，增加了排液采气工艺适应性评价要求，增加了“工艺管柱”和“化学药剂”(见第10章，2012年版的第9章),将“新工艺试验方案”纳入新工艺、新技术试验中(见第16章，2012年版的9.3);

　　q)增加了抗应力开裂腐蚀评价要求(见11.1.2,2012年版的10.1.2);

　　r) 删除了“腐蚀监测”(见2012年版的10.2.2);

　　s)将“防砂、防垢、防水合物”更名为“防砂、防垢、防水合物、防蜡和防复合堵塞”(见第12章，2012年版的第11章);

　　t)增加了“出砂监测工艺及出砂井生产设施定期检查要求”(见12.1.2.1);

　　u)增加了防蜡、防复合物堵塞要求(见12.4、12.5);

　　v) 删除了“节流器尺寸”,增加了抑制剂加注要求，并将井下节流工艺设计纳入水合物防治措施中(见12.3.2,2012年版的11.3.3);

　　w)更改了生产监测内容要求(见14.1,2012年版的13.1);

　　x)增加了“物联网信息化建设”(见第15章);

　　SY/T6463—2024

　　y) 增加了“新技术、新工艺试验”(见第16章);

　　z)更改了健康、安全与环境保护要求(见第17章，2012年版的第14章);

　　aa)增加了表A.1、表A.6、表A.7、表A.8, 更改了表A.2、表A.3、表A.4、表A.5、表A.11、表A.15、表A.16、表A.17、表A.21、表A.22、表 A.24及 图A.1的内容(见附录A,2012年版的附录A)。

　　请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

　　本文件由石油工业标准化技术委员会采油采气专业标准化委员会(CPSC/TC6)提出并归口。

　　本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司工程技术研究院、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司气田开发管理部、中国石油化工股份有限公司西南油气分公司石油工程技术研究院、中海油研究总院有限责任公司钻采研究院、中海石油(中国)有限公司湛江分公司。

　　本文件主要起草人：谭昊、杨健、雷炜、白璐、李金穗、王珏皓、倪杰、于继飞、袁辉。

　　本文件及其所替代文件的历次版本发布情况为：

　　——2000年首次发布为SY/T 6463—2000,2012年第一次修订;

　　——本次为第二次修订。

　　采气工程方案设计编写要求

　　1 范围

　　本文件规定了编制天然气田(藏)采气工程方案设计的总体要求、基础、内容及技术要求。

　　本文件适用于天然气田(藏)采气工程方案设计的编制。

　　2 规范性引用文件

　　下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

　　GB/T 20972.1石油天然气工业 油气开采中用于含硫化氢环境的材料 第1部分：选择抗裂纹材料的一般原则

　　GB/T 20972.2石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁

　　GB/T 20972.3 石油天然气工业 油气开采中用于含硫化氢环境的材料 第3部分：抗开裂耐蚀 合金和其他合金

　　GB/T22513石油天然气钻采设备井口装置和采油树

　　AQ2012石油天然气安全规程

　　SY/T5107 水基压裂液性能评价方法 SY/T5108 水力压裂和砾石充填作业用支撑剂性能测试方法 SY/T5273 油田采出水处理用缓蚀剂性能指标及评价方法 SY/T 5358 储层敏感性流动实验评价方法 SY/T 5727 井下作业安全规程 SY/T 5886 酸化工作液性能评价方法 SY/T5911 射孔优化设计规范 SY/T6125 气井试气、采气及动态监测工艺规程 SY/T6276 石油天然气工业健康、安全与环境管理体系 SY/T 6610 硫化氢环境井下作业场所作业安全规范 3术语和定义

　　本文件没有需要界定的术语和定义。

　　4方案设计总体要求

　　4.1以满足地质与气藏工程方案为依据，以气田(藏)类型、储层岩性、物性、流体特征为基础，

　　SY/T 6463—2024

　　与钻井工程、地面工程紧密结合。

　　4.2应充分合理利用地层能量，应用先进适用、安全可靠、经济可行的成熟工艺技术以有利于提高气田开发总体经济效益。

　　4.3开发概念设计中的采气工程方案应优选以提高单井产量及储量动用程度为目的的采气主体工艺和技术。

　　4.4试采方案中的采气工程方案应对概念设计中提出的采气主体工艺进行适应性评价。

　　4.5开发方案中的采气工程方案应充分应用前期评价筛选的成熟且经济可行的采气工艺技术，并提出采气工艺新技术的应用方案和攻关方向。

　　4.6开发调整方案中的采气工程方案应论证开发方案中的采气工程方案的适应性及调整的可行性， 并提出工艺调整方案、工作量及实施步骤。

　　4.7应提出健康、安全、环境风险分析及防护措施。

　　4.8应为设备装置选型、地面工程方案设计和经济评价等提供相关基础数据。

　　5方案设计基础

　　5.1气田(藏)地质概况

　　气田(藏)地质概况包括：

　　a) 地理位置及环境条件;

　　b) 构造位置及构造特征;

　　c)地质储量;

　　d) 油气水关系;

　　e) 储层分布特征、岩性及物性特征;

　　f)岩石力学及地应力特征;

　　g)流体性质;

　　h) 地层压力、温度系统;

　　i) 气藏工程关键参数，见表A.1。

　　5.2气藏工程方案要点

　　气藏工程方案要点包括：

　　a) 开发层系;

　　b) 开发方式;

　　c)产能评价;

　　d) 开发指标;

　　e)气井配产;

　　f)地质与气藏工程对采气工程提出的要求。

　　5.3试气、试采情况

　　5.3.1试气情况。

　　5.3.2试采情况。

　　5.4 已投产井分析

　　5.4.1储层改造工艺分析：通过工艺类型、施工材料、施工规模、施工排量、施工泵压、生产效果等

　　SY/T6463—2024

　　关键性参数分析，评价前期已改造井改造效果。

　　5.4.2生产特征分析。

　　5.4.3 采气工艺适应性分析。

　　5.5 采气工程难点分析

　　根据试气、试采情况与已投产井分析，提出采气工程难点。

　　6储层保护

　　6.1储层伤害因素分析评价

　　6.1.1储层敏感性实验(水敏、碱敏、盐敏、酸敏、速敏及应力敏等)应符合SY/T 5358的规定。

　　6.1.2试气、试井资料和试采动态分析。

　　6.1.3对于凝析气藏，开展反凝析伤害评价。

　　6.2 储层保护措施

　　筛选与储层配伍的入井液，提出完井、措施作业及采气生产等过程中经济有效的储层保护措施。

　　7完井

　　7.1完井方式选择

　　综合地层条件、试油完井、储层改造、措施作业、生产开发等需求，优选并提出合理的完井方式。

　　7.2生产管柱设计

　　7.2.1生产管柱结构：生产管柱结构应满足储层改造和生产开发需求，涉及高温高压、含硫化氢、二氧化碳的气井，应符合AQ2012的规定。

　　7.2.2生产管柱尺寸：综合完井、试气、措施作业及采气生产等要求确定，见表A.2～表A.5。

　　7.2.3 油管材质：含硫化氢及二氧化碳气井油管应满足抗腐蚀要求，材质选择应符合GB/T20972.1、GB/T 20972.2和GB/T 20972.3的规定。

　　7.2.4螺纹形式及强度校核：螺纹形式应结合储层压力温度、流体性质、试油完井、储层改造、采气等方面要求综合选择;油管强度应满足试油、完井作业及后续生产要求，油管强度校核见表A.6、表A.7, 不同工况下油管强度校核见表A.8。

　　7.2.5 井下工具：主要参数见表A.9。井下工具材质选择应符合GB/T 20972.1、GB/T 20972.2和GB/T 20972.3的规定，高温、高压气井井下工具性能应满足耐高温、高压的要求。

　　7.3生产套管要求

　　7.3.1生产套管尺寸：应满足生产管柱下入要求，同时兼顾后期储层改造要求。

　　7.3.2 生产套管材质：含硫化氢及二氧化碳气井生产套管应满足抗腐蚀要求，材质选择应符合GB/T20972.1、GB/T20972.2和GB/T 20972.3的规定。

　　7.3.3套管强度：套管承压强度应满足纯气关井要求，利用生产套管改造的井应满足储层改造要求。

　　7.3.4螺纹形式：应满足气密封要求。

　　SY/T6463—2024

　　7.4射孔工艺设计

　　7.4.1 射孔方式、射孔枪及射孔弹：应符合SY/T5911的规定。

　　7.4.2 射孔参数优化设计：应符合SY/T5911的规定。

　　7.4.3射孔液：应符合SY/T5911的规定执行。

　　7.4.4射孔管柱尺寸、结构、强度及材质：应符合SY/T 5911的规定。

　　7.4.5 推荐工艺及参数见表A.10。

　　7.5筛管工艺设计

　　7.5.1筛管类型优选。

　　7.5.2筛管参数设计。

　　7.6采气井口装置

　　7.6.1 采气井口装置选择应符合GB/T 22513的规定，主要参数包括型号、压力等级、温度、材料、规范与性能级别等，见表A.11。

　　7.6.2高温、高压、高产及含硫化氢气井应配置井口安全控制系统和测温、测压装置。

　　7.7井完整性

　　分析由地层、套管、井下管柱、井口装置和水泥环等井屏障部件组成的封闭空间，确保在井全生命周期有足够的、合适的井屏障防止井筒泄漏风险。

　　8老井利用与废弃

　　老井转生产井、老井转注水井和老井转监测井，应对井口装置、井身结构、套管状况及固井质量进行井况调查及适应性评价，提出利用方案等。不满足利用条件的井，应提出处置方案。

　　9储层改造

　　9.1储层改造必要性

　　综合储层地质特征、产能要求、储层污染伤害程度等，提出储层改造必要性。

　　9.2储层改造工艺

　　气藏主体改造工艺类型，见表A.12。

　　9.3施工材料

　　9.3.1液体体系

　　9.3.1.1 压裂液或酸液类型。

　　9.3.1.2 性能要求：压裂液性能参数应符合SY/T 5107的规定，酸液性能参数应符合SY/T 5886的规定。压裂液、酸液性能及残酸伤害率测定见表A.13～表A.15。

　　9.3.2支撑剂

　　9.3.2.1 支撑剂类型。

　　9.3.2.2 性能要求：支撑剂性能指标应符合SY/T 5108的规定，支撑剂性能测定见表A.16。

　　9.4施工参数

　　9.4.1施工管柱、工具类型及注入方式：见表A.17。

　　9.4.2施工井口装置承压能力要求：见表A.18。

　　9.4.3施工排量范围要求。

　　9.4.4施工规模：包括压裂液、酸液及支撑剂量。加砂压裂工艺施工规模选择见表A.19, 酸压裂工艺施工规模选择见表A.20, 解堵酸化工艺施工规模选择见表A.21。

　　9.4.5分段改造应提出分段工艺、分压段数及段间距，其中体积压裂工艺技术应提出簇间距，见表A.22。

　　9.5排液措施

　　应提出施工后排液制度及返排液处理措施等。

　　10排液采气

　　10.1气藏工程研究及生产动态资料

　　产液层位、井深、液体性质、产液量、水层压力、排液量及产液指数等。

　　10.2排液采气工艺适应性评价

　　应对各项成熟排液采气工艺进行技术适应性和经济可行性评价，提出适宜的排液采气工艺类型及应用时机。

　　10.3排液采气工艺措施

　　应针对推荐的排液采气工艺，提出工艺管柱、井下工具、配套装置、化学药剂、主要技术参数优化等。

　　11防腐

　　11.1腐蚀预测

　　11.1.1腐蚀环境、腐蚀因素分析。

　　11.1.2 腐蚀评价实验：腐蚀率及缓蚀率测定方法应符合SY/T 5273的规定，抗应力开裂评价应符合GB/T20972.2的规定。

　　11.2防腐措施

　　提出防腐方法和防腐工艺。

　　12 防砂、防垢、防水合物、防蜡和防复合堵塞

　　12.1防砂

　　12.1.1气井出砂预测

　　12.1.1.1出砂因素分析。

　　12.1.1.2出砂临界生产压差预测。

　　12.1.2防砂及清砂措施

　　12.1.2.1防砂方法、防砂工艺、出砂监测工艺及出砂井生产设施定期检查要求。

　　12.1.2.2气井生产压差控制范围。

　　12.1.2.3清砂工艺。

　　12.2防垢

　　12.2.1结垢因素。

　　12.2.2 防垢措施。

　　12.2.3 除垢措施。

　　12.3防水合物

　　12.3.1水合物形成预测

　　分析不同产量条件下井筒内水合物形成位置，见表A.23和 图A.1。

　　12.3.2水合物防治措施

　　提出防治水合物方法及工艺，采用井下节流工艺应提出井下节流器类型、下入深度、节流工艺配套装置等，采用抑制剂加注应提出抑制剂类型等。

　　12.4防蜡

　　12.4.1结蜡因素。

　　12.4.2防蜡措施。

　　12.4.3除蜡措施。

　　12.5防复合堵塞

　　12.5.1复合物形成因素分析。

　　12.5.2 防复合堵塞措施。

　　12.5.3 除复合堵塞措施。

　　13气田水回注

　　13.1回注井完井

　　13.1.1应提出井身结构、生产套管尺寸、材质及强度、井口装置及完井要求等。

　　13.1.2应优选管柱结构，并对油管及井下工具的尺寸、强度及材质等提出要求。

　　13.2 回注工艺

　　13.2.1回注方式及水处理方法。

　　13.2.2增注措施。

　　13.2.3资料录取要求。

　　14生产监测

　　14.1监测内容

　　应包括压力、温度、油气水产量、产出剖面、流体性质与组分、油气水界面、井筒内液面与砂面、井口出砂情况、返排情况、裂缝形态、井口装置、油套管及井下设施的腐蚀和运行情况、井筒完整性及屏障单元等监测。

　　14.2监测要求

　　监测方法及工艺，仪器仪表，工具规格、型号及性能，资料录取等要求，应符合SY/T 6125的规定。

　　15物联网信息化建设

　　15.1应包括对生产监控、数据采集与传输、数据质量与管理、优化决策、智能控制等要求。

　　15.2应包括对泡排自动加注、柱塞运行等特定采气工艺装置的控制要求。

　　16新技术、新工艺试验

　　对新技术、新工艺进行论证，并提出新技术、新工艺试验内容与工作量。

　　17健康、安全与环境保护要求

　　17.1采气工程实施过程中的健康、安全、环境影响因素分析及防护措施。

　　17.2采气工程的健康、安全与环境管理体系要求应符合SY/T 6276的规定。

　　17.3试气、采气的健康、安全与环境控制要求应符合SY/T 6125的规定。

　　17.4井下作业的安全要求应符合SY/T5727的规定。

　　17.5含硫化氢和二氧化碳气井的防护应符合AQ2012的规定。

　　17.6含硫化氢气井井下作业安全要求应符合SY/T 6610的规定。

　　17.7储层改造作业后压裂液、酸液排放及处理过程中的环境管理措施。

　　18投资概算

　　18.1投资概算范围

　　包括前期试验、完井投产、生产监测、新工艺、新技术试验、采气工程特殊装备及采气工程方案编制等费用。

　　SY/T 6463—2024

　　18.2投资编制依据

　　应以采气工程相关工作量和所需装备数量、价格及工程定额为主要依据。

　　18.3投资概算项目

　　18.3.1 前期试验费用：见表A.24。

　　18.3.2 完井投产费用：见表A.25。

　　18.3.3生产监测费用：见表A.26。

　　18.3.4 采气工程特殊装备费用：见表A.27。

　　18.3.5 新工艺、新技术试验费用。

　　18.3.6采气工程方案编制费用。

　　18.3.7投资概算汇总：见表A.28。

　　19推荐方案

　　19.1主体工艺方案推荐。

　　19.2新工艺、新技术试验方案推荐。

　　SY/T6463—2024

　　附录 A

　　(资料性)

　　方案设计附表格式

　　方案设计附表格式见表A.1～表A.28,井筒内水合物形成预测图如图A.1所示。

　　表A.1气藏工程关键参数表 开发

　　层位 产层

　　垂深

　　m 地层压力MPa 地层

　　温度℃ 孔隙度

　　% 渗透率

　　mD

　　井型 产能评价10⁴m³/d 配产10⁴m³/d 产水规模m³/d 硫化氢含量

　　g/m³ 二氧化

　　碳含量g/m³

　　表A.2生产管柱理论最大产气量预测表

　　井口压力

　　MPa

　　地层压力

　　MPa 不同内径油管对应的理论最大产气量10⁴m³/d 油管内径1;mm 油管内径2:mm 油管内径3: mm

　　表A.3生产管柱压力损失预测表

　　产气量10^m³/d 不同内径油管压力损失

　　MPa 油管内径1: mm 油管内径2:mm 油管内径3: mm

　　表A.4生产管柱冲蚀临界流量预测表

　　压力

　　MPa

　　温度

　　℃

　　气体相对密度 不同内径油管冲蚀临界流量

　　104m³/d 油管内径1: mm 油管内径2:mm 油管内径3: mm

　　SY/T 6463—2024

　　表A.5生产管柱携液临界流量预测表

　　压力

　　MPa

　　温度℃

　　气体相对密度 不同内径油管气体携液临界流量10°m³/d 油管内径1: mm 油管内径2:mm 油管内径3:mm

　　表A.6油管压力控制表

　　外径

　　mm

　　壁厚

　　mm 计算

　　深度

　　m

　　钢级

　　抗内压

　　MPa

　　抗外挤

　　MPa 改造液，油

　　压为0时，

　　最高套压

　　MPa 改造液，套压为0时，最高油压

　　MPa 纯气，套压

　　为0时，井

　　口最高油压

　　MPa 纯气，套压

　　为0时，井

　　口最低油压

　　MPa 清水时，最大掏

　　空深度

　　m 综合控制参数(最小值)

　　表A.7油管抗拉强度校核表 油管

　　外径

　　mm 规格或

　　扣型

　　壁厚

　　mm 下入

　　井深

　　m 段长m 单位长

　　度重量

　　N/m 钢级 抗内压

　　MPa 抗外挤

　　MPa 抗拉

　　强度

　　kN

　　自重

　　kN

　　累重

　　kN 剩余

　　拉力

　　kN 抗拉

　　安全系数

　　表A.8不同工况下的管柱三轴力学校核表

　　工况 油压

　　MPa 套压

　　MPa 最低安全系数 最低安全系数位置

　　表A.9井下工具主要参数表 名称 规格型号 材质 螺纹形式 压力等级

　　MPa 温度等级

　　℃ 最大外径

　　mm 最小内径

　　mm

　　SY/T 6463—2024

　　表A.10射孔工艺及主要参数表 产层 套管尺寸

　　mm 射孔

　　方式 射孔枪型 射孔

　　弹型 孔密

　　孔/m 相位角

　　(·) 布孔

　　方式 射孔压差

　　MPa 射孔液类型

　　表A.11井口装置主要参数选择表 井口参数 参数类别 选择依据 备注 通径 46mm、52mm、65mm、78mm、130mm、180mm 满足储层改造及采气作业要求 压力等级 14MPa、21MPa、35MPa、

　　70MPa、105MPa、140MPa 井口最大关井压力、储层改造及气井作业井口最大施工压力 取三者压力的最大值 温度级别 K、L、P、R、S、T、U、V、X、Y、Z 最高井口流体温度、最低环境温度

　　材料类别

　　AA、BB、CC、DD、EE、FF、HH 封存流体中酸性介质和腐蚀性介质含量、pH值、井口压力、温度、冲蚀及安全要求 产品规范级别 PSL1、PSL2、PSL3、PSLA 酸性环境、高浓度硫化氢、井口装置的潜在影响(环境因素)

　　产品性能级别

　　PR1、PR2 推荐高温、高压、高产、含硫化氢及处于环境敏感区和安全要求高的气井采用PR2级别，其他气井采用PR1级别

　　表A.12压裂酸化工艺分类表

　　解堵酸化 井筒酸洗 解堵酸化

　　酸压裂 普通酸压 前置液酸压 多级交替注入酸压 多级交替注入闭合酸压 酸液携砂压裂

　　水力加砂压裂 常规加砂压裂 体积压裂

　　SY/T 6463—2024

　　表A.13压裂液滤液或残酸对岩心基质渗透率伤害实验分析表 井号 层位 配方号 井深m 温度℃ 伤害前岩心渗透率10-³μm² 伤害后岩心渗透率10-³μm² 伤害率

　　%

　　表A.14 压裂液性能测定表

　　井号

　　层位

　　配方号

　　温度℃ 压裂液性能 表观黏度

　　mPa·s 稠度系数

　　Pa·s" 流态指数 造壁性滤失系数

　　降阻率

　　%

　　表A.15酸液性能测定表

　　井号

　　层位

　　配方号

　　温度℃

　　密度g/cm³ 稠度

　　系数Pa-s”

　　流态

　　指数

　　造壁性滤失系数

　　2

　　m min

　　降阻率%

　　酸盐反应速率mg/(cm²·s) 酸蚀裂缝导流能力μm²·m 酸液动态腐

　　蚀速率g/(m²·h) 注1:泡沫酸包括半衰期的测定。

　　注2:固体酸包括释放速度的测定。

　　表A.16支撑剂性能测定表 支撑剂类型 粒径规格

　　mm 圆度 球度 浊度 酸溶解度 视密度g/cm³ 真密度g/cm³ 围压

　　MPa 破碎率

　　% NTM % 注：对于覆膜支撑剂，性能参数测定包括固化时间、固化温度及与压裂液的配伍性。

　　表A.17压裂酸化施工管柱、工具类型及注入方式表

　　改造方式 施工管柱 工具类型 注入方式

　　笼统改造 油管 一 油管注入或油套环空注入 一 一 套管注入 连续油管 一 连续油管和连油小环空或油套环空同时注入 油管+套管封隔器 套管封隔器 油管注入 油管+裸眼封隔器 裸眼封隔器 油管注入 表A.17(续) 改造方式 施工管柱 工具类型 注入方式

　　分层(段)改造

　　分层

　　改造 连续油管+底封工具 连续油管带底封工具 连续油管与套管的环空注入 油管+水力喷射工具 水力喷射工具 油管与环空同时注入 连续油管+水力喷射工具 水力喷射工具 连续油管与环空同时注入 油管+裸眼封隔器 裸眼封隔器 油管注入 一 可钻桥塞 套管注入 一 可溶桥塞 套管注入 油管+套管封隔器 套管封隔器 油管注入或油套环空注入

　　分段

　　改造 油管+水力喷射工具 水力喷射工具 油管与环空同时注入 连续油管+水力喷射工具 水力喷射工具 连续油管与环空同时注入 油管+裸眼封隔器 裸眼封隔器 油管注入 一 可钻桥塞 套管注入 一 可溶桥塞 套管注入 油管+套管封隔器 套管封隔器 油管注入或油套环空注入 一 套管滑套 套管注入

　　表A.18储层改造施工井口压力预测表 管径

　　mm

　　注入方式 施工排量m³/min 预测井口最高压力

　　MPa 油压 套压

　　表A.19加砂压裂工艺规模选择表 参数 规模1 规模2 规模3 施工规模 压裂液量，m³ 支撑剂量，m³

　　裂缝参数 动态缝宽，mm 支撑缝宽，mm 动态缝长，m 支撑缝长，m 裂缝高度，m 无因次导流能力 增加产能，10′m³/d

　　SY/T 6463—2024

　　表A.20酸压裂工艺规模选择表 参数 规模1 规模2 规模3

　　施工规模 压裂液量，m³ 酸液量，m³ 支撑剂量，m³

　　裂缝参数 动态缝宽，mm 酸蚀缝宽，mm 动态缝长，m 酸液有效作用距离，m 支撑缝长，m 支撑缝宽，mm 裂缝高度，m 无因次导流能力 增加产能，10°m³/d

　　表A.21解堵酸化工艺规模选择表 层位 酸液量m³ 酸化前表皮系数 酸化后表皮系数 增加产能10⁴m³/d

　　表A.22水平井分压段数选择表

　　层位 渗透率10-³μm² 裂缝长度

　　m 簇间距

　　m 簇数簇 裂缝条数

　　条 增加产能10⁴m³/d

　　表A.23井筒内水合物形成预测表 产气量10⁴m³/d 井深

　　m 流动温度

　　℃ 流动压力

　　MPa 水合物形成温度℃ 表A.24前期实验费用预测表 序号 项 目 单项费用万元 实验套次 费用万元 1 敏感性实验 2 岩石力学和地应力实验 3 腐蚀评价实验 4 入井液体与地层配伍性实验 5 压裂液、酸液评价实验 6 支撑剂评价实验 7 其他 合计

　　表A.25单井完井投产费用预测表 序号 项 目 单项费用万元 项数 费用万元 1 采气井口装置及配套 2 油管 3 井下工具

　　4

　　储层改造 压裂液，m³ 酸液， m³ 支撑剂， t或m³ 施工设备、施工及安全环保费用 裂缝监测 5 射孔 6 投产测试 7 井队作业费用 8 防砂 9 防垢 10 防水合物 11 老井利用 12 其他 合计

　　SY/T 6463—2024

　　表A.26 生产监测费用预测表

　　序号 项 目 单井(项)费用

　　10⁴元 井(项)数 费用10⁴元 1 压力温度监测 2 产出剖面监测 3 流体性质监测 4 增产措施井对比监测 5 井下腐蚀状况监测 6 完井质量监测 7 其他 合计

　　表A.27采气工程特殊装备费用预测表 序号 项 目 单项费用

　　10⁴元 项数 费用10⁴元 1 不压井作业装置 2 制氮车 3 天然气压缩机 4 其他 合计

　　表A.28采气工程投资概算汇总表 序号 项 目 单井(项)费用104元 井(项)数 小计10⁴元 1 前期实验费用 2 单井完井投产工程费用 3 生产监测费用 4 特殊装备费用 5 新工艺、新技术试验费用 6 方案编制费用 7 其他 合计

　　SY/T6463—2024

　　温度，℃

　　流动温度 -0一水合物形成温度

　　图A.1井筒内水合物形成预测图