壓裂防砂技術(shù)項目總結(jié)

1、項目名稱：壓裂防砂技術(shù)研究與實驗負責單位：吐哈油田分公司開發(fā)事業(yè)部承擔單位：吐哈油田分公司吐魯番采油廠吐哈石油勘探開發(fā)指揮部鉆采工藝研究院2003 年 9 月負責單位負責人:金志鵬承擔單位負責人：周自武建偉兆江承擔單位具體負責人：王宇賓一、 問題的提出3二、 油井出砂狀況機理分析與評價 6三、 壓裂防砂技術(shù)原理及特點 8四、國外技術(shù)狀況 10五、 壓裂防砂工藝技術(shù)研究 11六、適合壓裂防砂的支撐劑優(yōu)選 17七、低傷害壓裂液的研究與優(yōu)選 18八、 前期壓裂防砂現(xiàn)場試驗總結(jié)分析 22九、壓裂防砂試驗下部工作安排 25、問題的提出吐哈油田雁木西油田和魯克沁稠油油田都存在一個共同的問題， 即油井出砂嚴

2、重，影響了正常生產(chǎn)。雁木西油田儲層中孔低滲，巖性 以細砂巖為主，中孔細喉道，平均孔徑58.2 mm,孔吼直徑均值8.04 mm膠結(jié)疏松。投產(chǎn)初期油井自噴產(chǎn)能低，出砂較嚴重，儲層 出砂造成了嚴重的地層傷害。采用燒結(jié)防砂篩管防砂后，見到了較好 的防砂效果，但不能完全滿足防砂穩(wěn)產(chǎn)要求。同時，采用防砂管防砂 其有效期一般都不長，粉細砂在井筒中逐漸堆積，使油井產(chǎn)量越來越 低。魯克沁稠油油田表現(xiàn)更加突出，由于地層出砂的影響，油井采油 時率低，檢泵周期很短，采用TBS防砂管有效期短，地層產(chǎn)能下降快。以魯2井為例，魯2井是魯克沁區(qū)塊的一口探井，試油時曾大量 出砂，其中目前生產(chǎn)層（23412377m）共出砂0.

3、56m3，日產(chǎn)稠油 23.3m3/d。而其上層（22902320m）出砂達4.3 m,日產(chǎn)稠油13.8m'/d , 日產(chǎn)水16.4m3/d。試油時累計出砂5.0m3。1998年擠水泥封堵（2290 2309.37m）, 1998年9月投產(chǎn)23412377m產(chǎn)量一直在18nVd以上， 不出砂。生產(chǎn)15個月之后，摻稀泵泵壓偏高，于1999年12月25日 進行第一次檢泵作業(yè)。發(fā)現(xiàn)單流閥入口4孔中有3孔被膠皮、碎石、油泥等雜質(zhì)嚴重堵塞。投產(chǎn)后由于某些原因不能正常生產(chǎn)，1月28日該井再次上修。檢查抽油泵被卡死，油井口袋沉地層砂約32升。從開始作業(yè)至此，共產(chǎn)液18.72m3，折算采油砂比0.17%

4、。試抽出液 后開井生產(chǎn)48h后由于抽油桿不下行，光桿再次變形。此間產(chǎn)液 37.76m3。2月14日起原井桿柱，在1300m處發(fā)現(xiàn)斷脫。改起油管，起完 管柱檢查發(fā)現(xiàn)泵座以上有5根油管被砂堵死，取砂樣為細粉砂，砂量 約200L。抽油泵被卡死，拉桿不能推入泵。下沖砂管柱探得砂面深度：2379.37m,已接近油層下界（2377m）,沖砂總進尺12.74m,砂3 量約253L,加上油管地層砂共453L。而此間共產(chǎn)液37.76m，折算采 油砂比1.2%。29日下入防砂管柱，接在管腳下部。3月1日開井， 出油量偏少，2日不出油停井，兩天合計出產(chǎn)稠油 8.8 m3。3月3日起管桿柱，檢查發(fā)現(xiàn)泵被砂卡，防砂管柱

5、未起到好的防 砂作用。沖砂后下入防砂管式泵生產(chǎn)。15日光桿突然不下行，被迫 再次停井。沖砂作業(yè)沖出地層砂約 500L，折算采油砂比0.9%。2000年4月6日在油管尾部接75m金屬球燒結(jié)防砂篩管完井， 并調(diào)小沖程至4m開井初期產(chǎn)量14-15卅加，后逐步降為5mT/d，功 圖測試表明供液不足，但液面測試顯示液面在500-600m,可見，防砂管存在堵塞，滲流能力下降，導致油管供液不足。為增大防砂管外 壓差，改善防砂管滲流能力，5月份又將沖程調(diào)回到5m結(jié)果并不理 想。產(chǎn)量仍徘徊在5-6m3/d。至5月23日，空心抽油桿突然堵塞，關(guān) 井。這一階段開井31天，生產(chǎn)稠油277.66m3，未發(fā)生卡泵現(xiàn)象。2

6、000年8月沖砂檢泵，下入TBS防砂管40m但生產(chǎn)不到一天發(fā) 生砂卡泵停井，最下部4根防砂管被砂子堵死，油井停產(chǎn)。出砂情況 統(tǒng)計見表1。魯2井自2000年4月采用粉末冶金防砂篩管防砂失敗后基本沒有生產(chǎn)。2000年8月采用TBS篩管防砂，但生產(chǎn)不到1天，又發(fā)生 砂卡泵，最后4根防砂管被堵死，再一次關(guān)井停產(chǎn)。分析認為，魯2井這次防砂失敗的主要原因是封隔器懸掛位置太低，上層出砂進入防砂管及抽油泵引起。表1魯2井出砂情況統(tǒng)計表開井日期生產(chǎn)周期d產(chǎn)稠油量m沖砂作業(yè)日期沖出砂量L采油砂比%2718.72320.17437.764531.22000%2.2970.06400.2455.365000.9200

7、0104.031277.6637861761346320合計55409.6632450.78因此，研究試驗新的防砂方法，在防砂的同時盡量不降低地層 產(chǎn)能，保持這類油田的高效開采。壓裂防砂是把水力壓裂的增產(chǎn)效果 與防砂充填的工藝優(yōu)點結(jié)合起來，同時完成水力壓裂與礫石充填作 業(yè)。其技術(shù)成功的關(guān)鍵在于采用“端部脫砂”(Tso： Tip Screenout ) 技術(shù)。此項技術(shù)的作業(yè)實施可以概括為兩個階段：形成水力裂縫并 促使其發(fā)生端部脫砂；裂縫擴展并進行再充填。壓裂防砂不僅有明 顯的增產(chǎn)作用，同時，壓裂防砂井的情況與單一防砂井不同，由于滲 流速度較低，按相同產(chǎn)率而言，壓裂防砂井可在壓差較小情況下生產(chǎn)，

8、而且在投產(chǎn)后地層應力并不釋放，所以壓裂防砂在增產(chǎn)的同時實現(xiàn)了 防砂；另外，壓裂防砂把增產(chǎn)措施與防砂作業(yè)結(jié)合在一體進行，與壓 裂增產(chǎn)措施和防砂作業(yè)比較不僅縮短了占井時間，同時降低了作業(yè)費用，提高了經(jīng)濟效益。雁木西油田雁 6塊油藏具第三系儲層巖性以細砂巖為主，占 50.5%,粉砂巖占24.8%。巖石類型為長石巖屑砂巖。碳酸鹽膠結(jié)物 含量9.7%，泥質(zhì)膠結(jié)物含量7.2%。膠結(jié)方式為孔隙式膠結(jié)(58%和 基底膠結(jié)(42%，點式接觸為主，膠結(jié)程度較弱，地面巖心用手稍微加壓即粉碎，預測認為地層極易出砂。儲層滲透率8.1 300 X 10-3卩m2空隙度22%為中孔中滲油藏。吐玉克油田自然產(chǎn)能低，玉東 2井

9、和玉東101井壓裂后裂縫導流能力低，增產(chǎn)效果不明顯，魯 2井 采用涂層陶粒防砂試驗，措施后地層仍然出砂，沒有取得預期防砂效 果。端部脫砂是水力壓裂提高裂縫導硫能力有效辦法，吐玉克油田地 層滲透率較高，膠結(jié)疏松，通過壓裂防砂既能實現(xiàn)壓裂增產(chǎn)目的，又 可達到防砂效果。二、油井出砂狀況機理分析與評價油層出砂是由于井底附近地帶的巖石結(jié)構(gòu)破壞所引起，與巖石的 膠結(jié)強度及開采條件等有關(guān)。巖石的膠結(jié)強度主要取決于膠結(jié)物的種 類、數(shù)量以及膠結(jié)方式，通常砂巖的膠結(jié)物主要為粘土、碳酸鹽和硅 質(zhì)三種，以硅質(zhì)膠結(jié)物的強度最大，碳酸鹽膠結(jié)次之，粘土膠結(jié)最差。 對于同一類型膠結(jié)，膠結(jié)物含量愈多、膠結(jié)強度越大，儲層越不易出

10、 砂。吐哈已開采油田均為低滲透砂巖儲層，以粘土膠結(jié)為主，膠結(jié)物 含量一般為15%左右。各油田在開米過程中油井不出砂。魯克沁和雁 目西油田儲層聲波時差 340370卩s/m，在地層出砂臨界聲波時差 295395卩s/m的圍之，地層存在出砂的可能性。尤其是油層見水后， 由于部分膠結(jié)物的溶解，巖石膠結(jié)強度降低，會造成油層出砂。用于預測儲層出砂的方法及經(jīng)驗公式較多，采用常用的出砂指數(shù)法、斯倫貝謝比法、聲波時差法等經(jīng)驗方法分析預測油井出砂狀況。 出砂指數(shù)法出砂指數(shù)法是在合理生壓差條件下，對油井出砂進行預測。計算公式為:B=X 105B出砂指數(shù)，X 104MPaP r巖石密度，g/cm3; t 縱波聲波時

11、差，口 s/m當B>2.0MPa時，儲層不會出砂；當1.5<B<2.0MPa時，儲層出砂;當B<1.5MPa時，儲層出砂嚴重。 斯倫貝謝比法斯倫貝謝比法也是在合理生壓差條件下，對油井出砂進行預測。計算公式為：D（1-2 卩）（1+ 卩）R=X （-）（1-D常數(shù)，1.65 X 1017 ； 泊松比;當R大時，表示巖石強度大，穩(wěn)定性好，不會出砂；反之，則易 出砂，對于一般砂巖 R大于37.1 X 106時，一般不會出砂。 聲波時差法近年來，常用聲波時差厶t來預測儲層出砂，當 t>295也s/m , 油層有可能出砂，現(xiàn)場經(jīng)驗對油層出砂時聲波時差臨界值定為 295 39

12、5卩s/m.魯克沁雁目西油田儲層聲波時差 340370卩s/m,儲層 存出砂的可能性。根據(jù)儲層出砂預測，結(jié)合試采井生產(chǎn)動態(tài)，認為魯克沁稠油井和 雁目西油田生產(chǎn)過程中將會出砂。 特別是大壓差生產(chǎn)時，將會造成油 井出砂。三、壓裂防砂技術(shù)原理及特點壓裂防砂技術(shù)是九十年代迅速發(fā)展起來的一種復合防砂技術(shù)。對膠結(jié)疏松的高滲透油（氣）層既進行水力壓裂，又進行礫石充填， 將二者的優(yōu)勢有機地結(jié)合，這是近年防砂工藝的最重要的進展突破了原來疏松砂巖地層不能進行壓裂的禁區(qū)。 它改變了傳統(tǒng)的防砂技 術(shù)無法增產(chǎn)的觀念。由于壓裂產(chǎn)生了高導流能力的裂縫，既能消除近 井地層損害，又能大大改善地層深部滲流條件同時，支撐劑（礫石）

13、 的充填又保留了了原有礫石充填防砂有效性的特點，使油（氣）井在 實施壓裂充填防砂后，不僅控制了出砂，而且還獲得顯著增產(chǎn)。壓裂充填防砂的基本原理是在井底形成短而寬的高導流能力裂縫，降低流動阻力，增加產(chǎn)能；在井底形成雙線性流模式，降低流體 的流速和攜砂能力，以減緩出砂；裂縫礫石支撐帶形成具有多級分選 過濾功能的人工井壁，起到擋砂濾砂作用，從而達到防砂目的。壓裂充填的目的是得到短而寬的高導流能力的支撐裂縫，既防 砂又增產(chǎn)，達到這一目的的關(guān)鍵技術(shù)是端部脫砂 (TSO)。主要技術(shù)原 理如下：(1) 壓后地層流體流動特征發(fā)生改變壓裂前，均質(zhì)地層流體進入井筒的流動為徑向流；壓裂后地層 流體的流動為兩種模式，

14、先是地層部向裂縫面流動的線性流， 然后是 流體沿裂縫直接進入井筒，形成雙線性流模式。(2) 水力裂縫可以避免和緩解巖石的破壞具有極高導流能力的壓裂裂縫將地層流體由原來的徑向流轉(zhuǎn)變 成雙線性流，在一定程度上降低了生產(chǎn)壓差和大幅度降低流動壓力梯 度。從而緩解或避免巖石骨架的破環(huán)，也就緩解了出砂趨勢和程度。(3) 裂縫可以降低流動沖刷攜帶砂粒的能力流體對顆粒的沖刷與攜帶能力主要取決于其流速，流速越大， 對地層的沖刷作用越厲害，出砂就越嚴重。由裂縫而產(chǎn)生的雙線性流 模式及巨大的裂縫表面積可以發(fā)揮良好的分流作用，使壓后流速大幅 降低，從而降低了對地層微粒的沖刷和攜帶作用， 大大減輕出砂程度。 表2中數(shù)據(jù)

15、清楚說明了這一點。表2存在裂縫時地層流體流速對比V/VrQ/Qr=1Q/Qr=2Q/Qr=3Lf=30mLf=50mLf=30mLf=50mLf=30mLf=50mr=0.10.00520.00310.01040.00620.01560.0093r=1.00.0520.0.1040.0620.1560.r=5.00.260.1550.520.310.780.465(4)裂縫充填的礫石對地層砂粒有阻擋作用作用原理與常規(guī)的礫石充填類似，裂縫充填的礫石對地層砂粒 有阻擋作用。有時可以使用樹脂復膜砂作為支撐劑或以復膜砂在井底 縫口段封口，以提高對地層砂的阻擋能力。四、國外技術(shù)狀況國外哥倫比亞采用石英砂

16、脫砂壓裂，加砂量11t，用液量32m3壓后采油指數(shù)由10提高到15,壓后正常生產(chǎn)沒有出砂。阿拉斯加海上McArthur油田Hemlock油藏，巖性弱膠結(jié)砂巖， 滲透率1-400 x 10-3mm2孔隙度5-15%，生產(chǎn)過程中出砂。壓裂 前置液60.3m3,攜砂液59m3,支撐劑20t,加砂濃度31t/m3,最大填砂 濃度9.76kg/m2,增產(chǎn)0.9倍，年遞減由12.5t/d/a 將到3t/d/a。防 砂效果也較好。大港港西油田在97年至98年，施工70余次，有效率81.4%, 措施后油井平均增產(chǎn)1-2倍，生產(chǎn)不出砂，有效期達500天。勝利油田脫砂壓裂在注汽采稠油 G17塊進行5 口井施工，平

17、均加砂11.52m3,總液量39.3m3,平均砂比46.8%,綜合砂比33.8%。涂層支撐劑壓裂防砂主要適用于地層極疏松，出砂嚴重，出現(xiàn)空 洞的地層，主要優(yōu)點是能夠增加井的產(chǎn)量，而且防止地層出砂，防砂 有效期長。由于涂層支撐劑較貴，一般采取最后高砂比尾追涂層支撐 劑封口技術(shù)。遼河油田稠油蒸汽吞吐井高3-6-0222井，儲層巖性為砂 礫巖，膠結(jié)較疏松，空氣滲透率0.5卩m,平均孔隙度12.7%。壓后返 排及生產(chǎn)過程中，無支撐劑返排現(xiàn)象，也無地層出砂現(xiàn)象發(fā)生，生產(chǎn)一直正常，截止，未進行任何沖砂或檢泵作業(yè)，樹脂涂層砂 封口能夠起到人工井壁作用，壓后增產(chǎn)明顯（表3）表3遼河油田高3-6-0222井壓裂

18、施工情況表壓裂井段,m1687.4 1745.0施工日期厚度m/層數(shù)54.6/2排量m3/min3.8壓裂液名稱HPG支撐劑砂 26m3用量137.2樹脂砂3m3壓前產(chǎn)量m3/d產(chǎn)液1.2壓后產(chǎn)量m3/d產(chǎn)液12.7產(chǎn)油0.5產(chǎn)油6.8五、壓裂防砂工藝技術(shù)研究（一）、壓裂防砂技術(shù)的選井條件根據(jù)現(xiàn)場施工經(jīng)驗，選擇進行壓裂防砂作業(yè)對象是：1、井筒明顯受污染的油藏，以往采取增產(chǎn)措施效果不佳，水力裂 縫能繞過污染帶而有效地把井眼與油層連通起來。2、膠結(jié)不良的油氣層可能出現(xiàn)微粒運移或出砂問題，水力裂縫可 以形成高滲透性滲流區(qū)，降低井眼流速，以減輕微粒運移或出砂，從 而獲得更多產(chǎn)量。3、多層的砂/泥巖層系

19、中，僅利用炮眼把砂巖透鏡體與井筒連通 起來是有限的，而水力裂縫可以形成有效地垂向連通。4、地層在近井地帶沒有跨塌，有開縫條件的井。（二）、控制縫高壓裂工藝技術(shù)研究在水力壓裂過程中，控制支撐裂縫在產(chǎn)層是非常重要的。當產(chǎn)層 較薄或隔層為弱應力層時，壓開的裂縫將會超出產(chǎn)層較多，造成水平 方向上延伸達不到設(shè)計要求，而且，當鄰層為水層時，不但起不到增產(chǎn)作用，還會引起暴性水淹，造成后期封水困難。因此，必須采用控 制縫咼技術(shù)?？刂瓶p咼技術(shù)一般米用控制射孔位置，降低排量和壓裂液粘度以及支撐劑加量來防止縫高延伸，但由于地應力的變化，有時仍不能有效控制縫高延伸。目前，國利用轉(zhuǎn)向劑控制縫高技術(shù)已經(jīng)比 較成熟。1、基

20、本原理：該技術(shù)是利用沉式轉(zhuǎn)向劑形成人工隔層達到抑制裂縫向下延伸。轉(zhuǎn)向劑在加砂壓裂前通過攜帶液注入，然后下沉聚集在產(chǎn)生的裂縫低部，形成一個壓實的低滲區(qū)。2、工藝過程：(1) 預前置液造縫；(2) 采用攜帶液(一般為活性水)攜帶轉(zhuǎn)向劑制造人工隔層；(3) 注入中頂液(一般為活性水)將攜帶液頂進裂縫；(4) 關(guān)井10 15min;使轉(zhuǎn)向劑進入新生裂縫垂向尖端，均勻分布和沉降，形成遮擋層。(5) 然后，開始正式加砂壓裂。3、沉式轉(zhuǎn)向劑評價：沉式轉(zhuǎn)向劑由粉砂、玻璃球等固體粉細顆粒組成。粒度一般0.135 0.45mm顆粒密度2.5g/cm3以上。篩選的XCJ沉式轉(zhuǎn)向劑評 價結(jié)果如表4。粒徑分布達到標準要

21、求，w 0.125mm占93.5%，顆粒 密度2.76g/cm3，下沉率98.37%。通過阻流試驗，對比了玻璃球、粉 砂及XCJ沉式轉(zhuǎn)向劑的阻流效果，同在1cm堆積厚度下，分別為67.43%、94.10%和96.85%。因此，最后選擇了 XCJ沉式轉(zhuǎn)向劑。表4 XCJ沉式轉(zhuǎn)向劑評價結(jié)果檢驗項目標準要求值實際測定值修約值單項結(jié)論夕卜觀松散顆粒松散顆扌粒合格水分，%< 21.8471.85合格粒徑分布%> 0.224mm2.4 43.4573.46合格0.224 0.15mm2.4 42.9842.98合格< 0.125mm92 9593.55893.56r合格：密度，g/cm3

22、2.5 2.82.7582.76合格下沉率，%> 9598.37298.37合格4、對導流能力影響:采用低密度陶粒，粒徑 0.450.9mm體積密度1.55g/cm3，支 撐劑鋪置濃度5kg/m2, XCJ混合加量為10%試驗結(jié)果如表5,可以 看出，該轉(zhuǎn)向劑在閉合壓力1040MPa下對裂縫導流能力影響為43.657.3%。由于施工時主要沉降在近裂縫的裂縫底部，因此，其 對裂縫導流能力遠小于試驗結(jié)果。該試驗結(jié)果可反映出其分流能力較 強，即形成的人工隔層性能很好。表5 XCJ沉式轉(zhuǎn)向劑對導流能力影響試驗閉合壓力MPa導流能力卩m2.cm滲透率卩m2導流能力降低率%滲透率降低率%陶粒陶粒10%

23、XCJ陶粒陶粒10%XCJ1020211463134543.645.3201406444919854.355.930994632214753.554.34068292299757.357.65045181556260605、應用效果：玉1井已射3328.4 3365.6m,上部隔層厚，遮擋 能力強，裂縫受到嚴格控制，但下部隔層距含油水層僅有4m不易控制裂縫向下延伸。因此，要防止壓竄下部水層。運用沉式轉(zhuǎn)向劑控 制裂縫向下延伸技術(shù)取得顯著效果， 裂縫高度得到了有效控制，并取 得良好的壓裂效果。（三）高砂比壓裂工藝技術(shù)研究通過高砂比（近似端部脫砂）壓裂，盡可能提高裂縫導流能力。 極大的提高壓后產(chǎn)量。

24、高砂比壓裂具有以下優(yōu)點：整條壓裂縫填充 更多的支撐劑；壓碎的支撐少，對由細粒造成導流能力下降的抵抗 力強；可形成橋塞而抑制裂縫向上、向下延伸，達到控制縫高的目 的；裂縫初期及穩(wěn)態(tài)導流能力更高；初期增產(chǎn)量更大，穩(wěn)定生產(chǎn) 期更長。主要通過以下措施，實現(xiàn)高砂比壓裂，保證壓后無因次裂縫導流 能力達到10以上。針對目前應用的 GRJ-B壓裂液進行配方調(diào)整， 采用膠囊破膠劑來保持粘度和減少裂縫傷害。在壓裂工藝上，設(shè)計 1-2個低砂比加砂段塞，以減弱近井筒裂縫彎曲及降低孔眼摩阻； 砂后期尾追60%-70%支撐劑，以提高砂比；應用三維壓裂優(yōu)化 設(shè)計技術(shù)，根據(jù)儲層實際情況，進行裂縫規(guī)模優(yōu)化，在裂縫規(guī)模 優(yōu)化的基

25、礎(chǔ)上，進行單井壓裂優(yōu)化設(shè)計，克服了以前人為定縫高 的弊端。（四）、施工參數(shù)優(yōu)化設(shè)計1、壓裂裂縫規(guī)模優(yōu)化影向壓裂效果的主要因素是支撐縫長和裂縫導流能力。利用 壓裂優(yōu)化數(shù)值模擬技術(shù)對吐玉克和雁目西油藏油井壓裂規(guī)模進 行優(yōu)化。模擬計算儲層厚度20m在裂縫導流能力一定（60d.cm）,不同滲透率條件下，裂縫長度與壓后產(chǎn)量關(guān)系可知（圖1），在有效滲透率在20-60md條件下，縫長在60m以，壓后日增油量隨支撐 縫長的增加而增加，但增加趨勢逐漸變緩，當支撐縫長超過60m以后，壓后日增油量隨支撐縫長的增加幅度很小。確定優(yōu)化支撐縫長為50-60m。5000 10 203040裂縫支撐縫長（m）50607080

26、圖5-1在裂縫導流能力一定（60d.cm），不同滲透率條件下，裂縫長度與壓后產(chǎn)量關(guān)系曲線403020O dit重油產(chǎn)日期初后壓2、導流能力：Fed' =KwWf/（ KeXf） 3510模擬計算儲層厚度 20m在支撐縫長一定（60m），不同滲透率 條件下，裂縫導流能力與壓后產(chǎn)量關(guān)系可知（圖2），在有效滲透率在20-60md條件下，當裂縫導流能力在20-60d.cm時，壓后 日增油量隨裂縫導流能力的增加幅度很小，當裂縫導流能力在 60d.cm以上時，壓后日增油量隨裂縫導流能力的增加而增加。最終確定裂縫導流能力在60d.cm以上，對應的施工平均砂比在 40%以上圖5-2在縫長一定(60m)

27、，不同滲透率條件下，裂縫導流能力與壓后產(chǎn)量關(guān)系曲線500102030405060708090裂縫導流能力(d.cm)20x10-3m240X10-3 im260X10-3 im240(30后201003、施工排量：根據(jù)儲層距離水層距離和隔層遮擋能力狀況，確定所需施工排量，施工排量在2.5-3m3/min之間，低于常規(guī)壓裂，主要目的是控制縫高和便于脫砂。4、前置液量：少于常規(guī)壓裂，目的是使砂漿前沿能在停泵前 到達周邊，一般為30 50%5、壓裂液：粘度低于常規(guī)壓裂，一是保證懸砂，二是利于脫 砂。6、施工砂比：高于常規(guī)壓裂，以提高有效支撐率。施工砂比 在45%以上。7、施工壓力：根據(jù)吐玉克油田前期

28、壓裂實際資料，分析區(qū)塊 地層破裂壓力梯度為，計算井底施工壓力55-65MPa,井口壓力在 25-45MP&根據(jù)雁目西油田前期壓裂實 際資料，分析區(qū)塊地層破裂壓力梯度為，計算井底施工壓力 27MPa井口壓力在10-15MPS。8壓裂井口：采用 KQ70/65型壓裂井口。六、適合壓裂防砂的支撐劑優(yōu)選吐玉克油田油層平均埋深 2300-3500m ,預根據(jù)玉東2井、玉 101井和玉1井實際壓裂資料分析，裂縫閉合壓力 4456MPa左 右，作用在支撐劑上閉合壓力為3446MPa要求支撐劑在此閉合壓力下提供最佳導流能力，同時還須考慮防嵌入、低密度、易 泵送、價格低等因素。從表6中可以看出，中密度高

29、強度宜興陶 粒的破碎率低于低密度中強度宜興陶粒，從表7中可以看出在閉和壓力為34-46MPa圍，中密度高強度宜興陶粒導流能力明顯高 于中強度低密度宜興陶粒， 在34MPa閉合壓力下，導流能力達到 100卩m cm綜合考慮陶粒的破碎率及在閉合壓力下的裂縫導 流能力，中密度高強度陶粒的性能優(yōu)于低密度中強度陶粒，選擇中密度高強度宜興陶粒作為吐玉克區(qū)塊壓裂用支撐劑。雁目西油田油層平均埋深 1500-1700m,預根據(jù)實際壓裂資料 分析，裂縫延伸壓力梯度 ，計算裂縫閉合壓 力2529MPa左右，作用在支撐劑上閉合壓力為2024MPa要求支撐劑在此閉合壓力下提供最佳導流能力，同時還須考慮防嵌入、低密度、易

30、泵送、價格低等因素。從表7中可以看出，在閉和壓力為20-24MPa圍，低密度中強度宜興陶粒導流能力達到100卩nbcm以上。滿足壓裂施工需要，同時具有密度低，價格便宜 的優(yōu)點，綜合考慮陶粒的破碎率及在閉合壓力下的裂縫導流能 力，選擇低密度中強度宜興陶粒作為雁目西油田壓裂用支撐劑。表6 陶粒主要物理性能對比表類別視密度(kg/m 3)真密度(kg/m 3)鋪置濃度(kg/m 2)閉合壓力(MPa)破碎率(%中密度咼強度東方陶粒:1.723.2621696.48低密度中強度宜興陶粒1.572.7419.1527.82表7陶粒導流能力對比表咼強度中密度東方陶粒中強度低密度宜興陶粒閉合壓力(Mpa)導

31、流能力(m cm)閉合壓力(MPa)導流能力(m cm)10157.4810158.5420.6520107.2330106.343072.264098.764046.875060.285035.366036.426024.72通常用于防砂的工業(yè)支撐劑的粒度中值應為防砂井地層粒度 中值的56倍D50= (56) dso，吐玉克油田和雁目西油田地層 砂粒度中值d50大致為0.11-0.17mm ,與此相對應的防砂用工業(yè)支撐劑的粒度中值 D5o應為0.550.66mm(2040目)左右。目前 吐哈油田使用的支撐劑主要為/0.450.9mm (2040目)的宜興陶粒和陶粒，粒度中值為 0.65mm因

32、此可以選用2040目陶 粒作防砂壓裂支撐劑。七、低傷害壓裂液的研究與優(yōu)選(一)吐玉克油藏壓裂液選擇由于吐玉克油藏儲層為等偏強水敏儲層，儲層膠結(jié)程度較弱，膠結(jié)類型以泥質(zhì)膠結(jié)為主，部分層段巖性較疏松，膠結(jié)物總量為6.8%,其中泥質(zhì)含量為5.58%，碳酸鹽膠結(jié)物含量為1.22%。泥質(zhì)膠結(jié)物中 以高嶺石、綠泥石為主，相對含量分別為 42.1%、25.6%,伊/蒙混層含量為20.3%。同時原油屬稠油，具有高密度、高粘度、高含蠟、膠 質(zhì)瀝青質(zhì)含量高特征，原油粘度高且隨溫度變化敏感性強，原油中 膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高，當溫度降低后，重組份結(jié)晶析出，沉淀、沉 積在孔喉或巖石壁面上或吸附于粘土礦物顆粒表面造成堵塞。

33、試驗 室模擬原油在地層中流動條件下，評價冷傷害程度。模擬地層溫度 條件下（78C）原油在巖芯中流動，測初始滲透率 Kf,然后使巖芯 降溫至30 C,再升溫至78 C，進行稠油流動試驗，冷傷害后滲透率 傷害率達36.33%。壓裂液必須具有防水敏，冷傷害性能。玉1區(qū)塊油藏埋深32803550m地溫梯度僅2.61 C /100m,油 層溫度97.85 C。玉東區(qū)塊油層深度 2700m地溫梯度2.44 C /100m, 油層溫度78 C。經(jīng)過幾年的深入研究和現(xiàn)場應用，目前GRJ-B水基中溫無機硼水 基壓裂液體系具有流變性能好、破膠快速徹底、殘渣少、傷害小等特 點。使用的溫度圍：6095 C。性能指標見

34、表 &可滿足吐玉克油田 中溫油藏度高砂比壓裂施工需要，圖 3為80C條件下壓裂液粘溫性 能。在170S-1剪切速率下，粘度仍可保持在100mpa.s以上。通過對 壓裂液性能調(diào)整，可減少粘土膨脹和微粒運移，降低壓裂液水敏對儲 層造成的傷害。為防止冷傷害，在施工前注入有機溶劑作預前置液。 起到隔離壓裂液與稠油的接觸，降低對儲層傷害。因此，GRJ-B水基中溫無機硼水基壓裂液體系可作為首選壓裂用液。為防稠油冷傷害， 在前置液中加入有機溶劑對壓裂儲層進行預處理。表8 中溫無機硼水基壓裂液性能指標項目中溫壓裂液密度，g/cm31.03耐溫抗剪切性能，mPa.s80濾失系數(shù)，m/V min4.28

35、X 10-4殘渣，mg/L502破膠水化液粘度，mPa.s2.57破膠水化液表面力，mN/m28n、k值0.5070,1.037Pa.s n1020時間(30min)4050C 度溫o o O8 7 650o o o O4 3 2 150O O30002001sap m 度粘9060圖380 C無機硼交聯(lián)壓裂液粘溫性能曲線玉1井于進行了壓裂改造，采用GRJ-B80中溫水基壓 裂液（膠囊），并用有機溶劑作為預前置液，玉 1井壓裂后油井平均 產(chǎn)油量為13 m3/d，為壓前的2-3倍，壓裂取得了非常好的效果。（二）雁目西油田壓裂液選擇雁目西油藏埋深1500-1700m油層溫度45-60 C。要求壓裂

36、液在 低溫條件下快速徹底破膠，同時要求與儲層具有很好的配伍性。目前已研究開發(fā)成功了 45 C 65 C等溫度下的水基低溫壓裂液配 方，該水基壓裂液是以羥丙基瓜膠為稠化劑，硼砂為交聯(lián)劑，過硫酸 銨為破膠劑，同時應用了以ZA-5為代表的10余種添加劑。具有攜砂性強、低摩阻、低濾失及破膠時間短、破膠液粘度低、低殘渣、低 傷害等特點。開發(fā)了低溫破膠劑，解決了低溫破膠時間長，不徹底的 難題。解決了常規(guī)破膠劑低溫60 C下破膠慢，破膠不徹底，壓裂液殘渣含量高的難題，可以實現(xiàn)30 60C地層的壓裂。壓裂液中應用膠囊延遲破膠劑，保證了壓裂液在施工過程中攜砂性能，同時，在壓后 裂縫閉合壓力作用下破碎，釋放高濃度

37、的破膠劑，達到裂縫壓裂液的 快速破膠，極大地減少了壓裂液對裂縫和地層孔隙的傷害。該壓裂液破膠時間可縮短到2小時，破膠液粘度小于3mP.s,殘渣含量443g/l， 巖心傷害小于20%壓后取返排樣，破膠液粘度小于 3mP.s，壓裂液 徹底破膠。表9為壓裂液綜合性能指標。圖4為低溫壓裂液粘溫性能 曲線，可以滿足低溫儲層壓裂施工需要。因此，雁目西油藏壓裂液選 擇水基低溫壓裂液體系。表9低溫無機硼水基壓裂液性能指標項目指標密度（g / cm 3）1.0360 C、170S1剪切60min耐溫抗剪切性能（mPa.s）> 80濾失系數(shù)（m / Vmin）6.19 x 10-4殘渣（mg / L ）63

38、8破膠水化液粘度（mPa.s）2.57水化液表面力（mN / m）27.6n、k值0.7113 , 4.448 x 10Pa.sn巖芯傷害率（%20%90060)s -ap m(度粘粘度溫度Z:圖4低溫壓裂液粘溫曲線（50 C）8050403020200100010020406080100 120140160時間(min)八、前期壓裂防砂現(xiàn)場試驗總結(jié)分析2002年在雁6-8井進行了壓裂防砂現(xiàn)場試驗。雁 6-8井1999年 9月24日投產(chǎn)轉(zhuǎn)抽，10月30日泵下懸掛114mm濾砂管防砂生產(chǎn)， 防砂井段1621-1633m距離下部水層12.5m,頂界距離上部水層9.4m, 隔層發(fā)育不明。2000年7

39、月9日檢泵，2001年9月3日沖砂、檢泵， 此前熱洗3次，2002年5月起出防砂管。措施前日產(chǎn)油 4.5t/d，不 含水。2002年9月24日進行壓裂充填防砂施工，采用了壓裂充填提 高儲層滲流能力，饒絲篩管礫石充填防砂，作業(yè)后初期日產(chǎn)液18m/d , 產(chǎn)油14t/d，后穩(wěn)定日產(chǎn)液16ni/d，產(chǎn)油12.4t/d，取得明顯效果。 雁6-8井壓裂的成功，打破了雁木西油田不能壓裂的誤區(qū)，為雁木西油田低效井的治理開辟了新途徑。2003年相繼在雁木西和魯克沁油田又進行了4 口井的實驗，表10為施工參數(shù)統(tǒng)計表，施工砂比在33-40%較低，加砂強度低（0.3-2.1m 3/m）,但壓后基本全部無效（表 11

40、）。針對單井進行了詳細分析。雁6-21井于2003223 日進行壓裂施工，壓裂層段為 1779-1783m,該層段于2002年8月21日射后自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)油13t/d， 不含水，于9月8日轉(zhuǎn)抽生產(chǎn)后，日產(chǎn)液僅1.2m3/d，含水98%嚴 重供液不足，之后于9月26日和10月17日進行了兩次酸化作業(yè)， 酸后無效，決定進行壓裂改造儲層。施工砂比38.3%,加砂強度2.15m3/m，入井液量89ni，壓后關(guān)井3小時后放噴排液，壓裂液返排 率僅8.4%,壓裂液返排不徹底，是導致壓后增液增油均較差的主要原 因。雁6-28井于進行壓裂施工，壓裂層段為 1596-1616m, 距離上部水層9m，距離下部油水

41、同層11m其中有2m的致密層。壓 裂施工采用低排量人工控制縫高壓裂，入井液量74.3m3，壓后關(guān)井3小時后放噴排液，壓裂液返排率 4.5%,壓裂液返排不徹底，嚴重影響 壓后效果。壓后效果差的主要原因是壓裂液對儲層造成嚴重傷害，此外，施工砂比低（36%），施工規(guī)模小，加砂強度0.3m3/m,對壓后效果 有一定影響。雁6-19于2003.3.18 施工，壓裂層段為1611-1618.38m和，距離上部水層 27m，距離下部儲層 6m，其中有 3.3m的致密層，上下水層均已擠封。壓裂施工采用低排量人工控制 縫高壓裂，入井液量68.8m3，壓后關(guān)井3小時后放噴排液，壓裂液返 排率20.3%,壓裂液返排

42、不徹底，嚴重影響壓后效果。壓后效果差的 主要原因是壓裂液對儲層造成嚴重傷害，此外，施工砂比低，施工規(guī) 模小，加砂強度0.56m3/m，對壓后效果有一定影響。魯4-7于200343 進行壓裂防砂施工，壓裂層段為 2366.0-2386.6m 和，距離上部油水同層 16m 壓裂 施工采用低排量人工控制縫高壓裂，施工沒有實現(xiàn)端部脫砂目的，之后進行饒絲篩管礫石充填防砂。入井液量176m，壓后關(guān)井8小時后放噴排液，壓裂液返排率 0.68%,壓裂液返排不徹底，嚴重影響壓后 效果。壓后效果差的主要原因是壓裂液對儲層造成嚴重傷害，此外， 施工砂比低（33.3%）,施工規(guī)模小，對壓后效果有一定影響。通過以上分析

43、得出以下結(jié)論：1、采用了壓裂充填提高儲層滲流能力，饒絲篩管礫石充填防砂 相結(jié)合的防砂壓裂思路是正確的，但實際施工砂比和加砂強度均較低，裂縫形成的導流能力與中滲儲層不匹配，嚴重影響壓后增產(chǎn)效果。2、導致壓后無效的主要原因是壓裂液在低溫條件下破膠不徹底，壓裂液返排不及時，同時壓裂液返排率極低（表12），壓裂液對儲層造成了嚴重傷害。表10 壓裂防砂施工參數(shù)統(tǒng)計表井號井別施工日期壓裂層位厚度施工排量前置液百分數(shù)施工泵壓總砂量最大砂比平均砂比加砂強度延伸梯度Y6-21油井k1s142-2.567.1521-428.617538.32.150.018Y6-28油井Esh22049.2620-556.0980360.300.015Y6-19油井Esh212.52-2.240.4920-307.0670400.560.015Lu4-7油井T2K220.618.6524.86033