写在前面：来阿果石油也有一段时间了，感觉坛子内高手还是有很多的，特别是哪些在一线或者贴近一线的储层改造工作者们，你们的帖子或者回复的很有质量。学习了。此时，分享一个我们干的水平井裸眼分段压裂的案例，目前也在处理中，有详细的描述和下步的措施流程，欢迎补充和建议，以及讨论小球去哪了。当然，如果有更好的措施方法也请不要藏着哦，一起讨论，技术提高。-----------------------------------------
7段，水平段1000m，井深4500m。下裸眼完井工具在2013年12月份，下入时一处压37t通过，其它都很顺利。 今年3月初开泵压裂，第一段顺利加砂50方（203min套压不稳也是供液问题），并顶替5m3液后，投1.5″树脂球，送球12 m3后降低排量至1.2 m3/min，泵压22-25MPa，无滑套打开显示。 送球用液30m3（井筒容积15.8m3）后再次投1.5″树脂球，无滑套打开显示。降低排量后瞬间提排量至2m3/min时（冲击震荡球），无滑套打开显示，降低排量至0.5m3/min，亦无滑套打开显示。此时，送球累计用液65 m3。 继续泵液送球。排量0.5 m3/min（施工表中310min位置）、1 m/min 3、1.54 m/min 3，无滑套打开显示，送球累计用液80 m3（5个井筒容积）。停泵，关井。----------------------------------分析：水平段3寸半外加厚油管，直井段2寸7，裸眼封隔器内径100mm，第二段滑套内径35.71mm（配套树脂球1.5″），第三段滑套内径38.88mm（配套树脂球New Roman ">1.625″）。。。 1、第一次投1.5″树脂球（第二段），送液共30m3，观察油压曲线，在排量恒定1.2 m3/min时，无滑套打开显示；且油压成缓慢下降趋势，第二段滑套打开的可能性不大，推测为老层滤失。第二次投球，无滑套打开显示，压力缓慢下降。2、树脂球未到位讨论：坐封球1.0″，KCL溶液泵送，20m3液时球到位，起压明显。而压裂施工时投1.5″树脂球，且压裂液的携球性更好。因此，树脂球未到位可能性较小。3、地面管线藏球讨论：投球器（旋塞阀+旋塞阀+三通）至井口有一个液氮管线，投球无显示后拆开检查（液氮管线的单流阀至压裂主管线），未发现树脂球。同时，投第二个树脂球时，听到树脂球过管线至井口的撞击声，因此，地面管线藏球的可能性基本可以排除。4、第二段投球滑套球座磨损性分析：滑套球座内径35.7mm，球座全长180mm，剪钉位置在球座中部，此次压裂该球座共过砂50m3。1.5″树脂球通过该球座而压力无反应，只能球座磨损后内径超过38.1mm，该可能性显然比较小。且做过40方砂12方排量地面过球座试验，球座磨损0.03mm，因此基本可以排除球座磨损的可能性。5、回接管柱藏球可能性分析：停泵后套压放不掉且套管出口返天然气，考虑到回接时压重22t（参考国外3000m左右N80，2 7/8EUE回接压重8-12t），有可能压重过大造成回接插头上部油管弯曲，从而藏球。----------------------------措施：措施的原则，是对第一段减少损害，并查明滑套未打开的原因（如小球去哪了）。停泵后未放喷也是基于这一原则1、直井段通井：钢丝绳带通径规（直径55mm，长150mm）至悬挂器位置无遇阻现象，排除了直井段藏球的可能性。且通过计算，最大压力下回接管柱上顶力37t，对于2寸7管柱是安全的。2、由于现场的技术人员对滑套已打开的情况的可能性评价很低，因此没有采取第二段继续压裂，配合地面裂缝检测验证的方法。--------------------------下步措施： 目前讨论的可能性为第二段上部管柱油管扣脱扣或者油管破裂的情况比较大。下步准备采取连续油管探底加送球，如果存在上部管柱问题，会造成沙桥油管下不去。
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2014.4.18补充讨论1：
（1）若第二段以上存在漏点，且CT冲砂顺利，测井找漏确定漏点位置后，请大家讨论如何进行下步压裂施工？
抛砖引玉目前的方案有：
1-1：放弃漏点一下各段，对漏点及以上层段进行压裂。该法估计甲方不对通过，连我自己也通过不了。
1-2：考虑到暂堵剂失效时间1.5-2.5h，每压一段前，对漏点位置投暂堵剂 暂堵， 漏点以上位置正常压裂。无法确定漏点位置层段正常压裂，存在超压风险。且投暂堵剂不知道流向，对投球也有影响。风险很大。
1-3：钻磨所有球座，回接管柱改为3寸半，76mm通径内采取CT拖动压裂。费用好高好高，施工也超麻烦 。。。
讨论一下，再次基础上有没有更好的，完善的，在线等。。。。
