壓裂防砂技術(shù)項(xiàng)目總結(jié)

壓裂防砂技術(shù)項(xiàng)目總結(jié)壓裂防砂技術(shù)項(xiàng)目總結(jié)壓裂防砂技術(shù)項(xiàng)目總結(jié)xxx公司壓裂防砂技術(shù)項(xiàng)目總結(jié)文件編號(hào)：文件日期：修訂次數(shù)：第1.0次更改批準(zhǔn)審核制定方案設(shè)計(jì)，管理制度項(xiàng)目名稱：壓裂防砂技術(shù)研究與實(shí)驗(yàn)負(fù)責(zé)單位：吐哈油田分公司開發(fā)事業(yè)部承擔(dān)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(fù)責(zé)單位負(fù)責(zé)人：金志鵬承擔(dān)單位負(fù)責(zé)人：周自武劉建偉承擔(dān)單位具體負(fù)責(zé)人：王宇賓劉兆江

目錄TOC\o"1-3"\h\z一、問(wèn)題的提出 3二、油井出砂狀況機(jī)理分析與評(píng)價(jià) 6三、壓裂防砂技術(shù)原理及特點(diǎn) 8四、國(guó)內(nèi)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(chǎng)試驗(yàn)總結(jié)分析 22九、壓裂防砂試驗(yàn)下部工作安排 25

一、問(wèn)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(gè)共同的問(wèn)題，即油井出砂嚴(yán)重，影響了正常生產(chǎn)。雁木西油田儲(chǔ)層中孔低滲，巖性以細(xì)砂巖為主，中孔細(xì)喉道，平均孔徑，孔吼直徑均值，膠結(jié)疏松。投產(chǎn)初期油井自噴產(chǎn)能低，出砂較嚴(yán)重，儲(chǔ)層出砂造成了嚴(yán)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(shí)，采用防砂管防砂其有效期一般都不長(zhǎng)，粉細(xì)砂在井筒中逐漸堆積，使油井產(chǎn)量越來(lái)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(shí)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(shí)曾大量出砂，其中目前生產(chǎn)層（2341～2377m）共出砂，日產(chǎn)稠油d。而其上層（2290～2320m）出砂達(dá)m3，日產(chǎn)稠油d，日產(chǎn)水d。試油時(shí)累計(jì)出砂。1998年擠水泥封堵（2290～），1998年9月投產(chǎn)2341～2377m，產(chǎn)量一直在18m3/d以上，不出砂。生產(chǎn)15個(gè)月之后，摻稀泵泵壓偏高，于1999年12月25日進(jìn)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(yán)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，油井口袋內(nèi)沉地層砂約32升。從開始作業(yè)至此，共產(chǎn)液，折算采油砂比%。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。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(xì)粉砂，砂量約200L。抽油泵被卡死，拉桿不能推入泵內(nèi)。下沖砂管柱探得砂面深度：，已接近油層下界（2377m），沖砂總進(jìn)尺，砂量約253L，加上油管內(nèi)地層砂共453L。而此間共產(chǎn)液，折算采油砂比%。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(jì)出產(chǎn)稠油m3。3月3日起管桿柱，檢查發(fā)現(xiàn)泵被砂卡，防砂管柱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%。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14-15m3/d，后逐步降為5m3/d，功圖測(cè)試表明供液不足，但液面測(cè)試顯示液面在500-600m，可見，防砂管存在堵塞，滲流能力下降，導(dǎo)致油管內(nèi)供液不足。為增大防砂管內(nèi)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，未發(fā)生卡泵現(xiàn)象。2000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(jì)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(méi)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(rèn)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(jìn)入防砂管及抽油泵引起。表1魯2井出砂情況統(tǒng)計(jì)表開井日期生產(chǎn)周期d產(chǎn)稠油量m3沖砂作業(yè)日期沖出砂量L采油砂比%合計(jì)553245因此，研究試驗(yàn)新的防砂方法，在防砂的同時(shí)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(diǎn)結(jié)合起來(lái)，同時(shí)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：TipScreenout）技術(shù)。此項(xiàng)技術(shù)的作業(yè)實(shí)施可以概括為兩個(gè)階段：①形成水力裂縫并促使其發(fā)生端部脫砂；②裂縫擴(kuò)展并進(jìn)行再充填。壓裂防砂不僅有明顯的增產(chǎn)作用，同時(shí)，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)，而且在投產(chǎn)后地層應(yīng)力并不釋放，所以壓裂防砂在增產(chǎn)的同時(shí)實(shí)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(jìn)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(shí)間，同時(shí)降低了作業(yè)費(fèi)用，提高了經(jīng)濟(jì)效益。雁木西油田雁6塊油藏具第三系儲(chǔ)層巖性以細(xì)砂巖為主，占%，粉砂巖占%。巖石類型為長(zhǎng)石巖屑砂巖。碳酸鹽膠結(jié)物含量%，泥質(zhì)膠結(jié)物含量%。膠結(jié)方式為孔隙式膠結(jié)（58%）和基底膠結(jié)（42%），點(diǎn)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(yù)測(cè)認(rèn)為地層極易出砂。儲(chǔ)層滲透率—300×10-3μm2，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井和玉東101井壓裂后裂縫導(dǎo)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(yàn)，措施后地層仍然出砂，沒(méi)有取得預(yù)期防砂效果。端部脫砂是水力壓裂提高裂縫導(dǎo)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(guò)壓裂防砂既能實(shí)現(xiàn)壓裂增產(chǎn)目的，又可達(dá)到防砂效果。二、油井出砂狀況機(jī)理分析與評(píng)價(jià)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(qiáng)度及開采條件等有關(guān)。巖石的膠結(jié)強(qiáng)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(qiáng)度最大，碳酸鹽膠結(jié)次之，粘土膠結(jié)最差。對(duì)于同一類型膠結(jié)，膠結(jié)物含量愈多、膠結(jié)強(qiáng)度越大，儲(chǔ)層越不易出砂。吐哈已開采油田均為低滲透砂巖儲(chǔ)層，以粘土膠結(jié)為主，膠結(jié)物含量一般為15%左右。各油田在開采過(guò)程中油井不出砂。魯克沁和雁目西油田儲(chǔ)層聲波時(shí)差340～370μs/m，在地層出砂臨界聲波時(shí)差295～395μs/m的范圍之內(nèi)，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(qiáng)度降低，會(huì)造成油層出砂。用于預(yù)測(cè)儲(chǔ)層出砂的方法及經(jīng)驗(yàn)公式較多，采用常用的出砂指數(shù)法、斯倫貝謝比法、聲波時(shí)差法等經(jīng)驗(yàn)方法分析預(yù)測(cè)油井出砂狀況。①出砂指數(shù)法出砂指數(shù)法是在合理生壓差條件下，對(duì)油井出砂進(jìn)行預(yù)測(cè)。計(jì)算公式為：ρrB=×105Δt2B——出砂指數(shù)，×104MPa；ρr——巖石密度，g/cm3；Δt——縱波聲波時(shí)差，μs/m當(dāng)B>時(shí)，儲(chǔ)層不會(huì)出砂；當(dāng)<B<時(shí)，儲(chǔ)層出砂；當(dāng)B<時(shí)，儲(chǔ)層出砂嚴(yán)重。②斯倫貝謝比法斯倫貝謝比法也是在合理生壓差條件下，對(duì)油井出砂進(jìn)行預(yù)測(cè)。計(jì)算公式為：D(1-2μ)(1+μ)ρrR=×()2(1-μ)2Δt2D——常數(shù)，×1017；μ——泊松比；當(dāng)R大時(shí)，表示巖石強(qiáng)度大，穩(wěn)定性好，不會(huì)出砂；反之，則易出砂，對(duì)于一般砂巖R大于×106時(shí)，一般不會(huì)出砂。③聲波時(shí)差法近年來(lái)，常用聲波時(shí)差Δt來(lái)預(yù)測(cè)儲(chǔ)層出砂，當(dāng)Δt>295μs/m,油層有可能出砂,現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)對(duì)油層出砂時(shí)聲波時(shí)差臨界值定為295～395μs/m.魯克沁雁目西油田儲(chǔ)層聲波時(shí)差340～370μs/m，,儲(chǔ)層存出砂的可能性。根據(jù)儲(chǔ)層出砂預(yù)測(cè)，結(jié)合試采井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，認(rèn)為魯克沁稠油井和雁目西油田生產(chǎn)過(guò)程中將會(huì)出砂。特別是大壓差生產(chǎn)時(shí)，將會(huì)造成油井出砂。三、壓裂防砂技術(shù)原理及特點(diǎn)壓裂防砂技術(shù)是九十年代迅速發(fā)展起來(lái)的一種復(fù)合防砂技術(shù)。對(duì)膠結(jié)疏松的高滲透油（氣）層既進(jìn)行水力壓裂，又進(jìn)行礫石充填，將二者的優(yōu)勢(shì)有機(jī)地結(jié)合，這是近年防砂工藝的最重要的進(jìn)展——突破了原來(lái)疏松砂巖地層不能進(jìn)行壓裂的禁區(qū)。它改變了傳統(tǒng)的防砂技術(shù)無(wú)法增產(chǎn)的觀念。由于壓裂產(chǎn)生了高導(dǎo)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(shí)，支撐劑（礫石）的充填又保留了了原有礫石充填防砂有效性的特點(diǎn)，使油（氣）井在實(shí)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(dǎo)流能力裂縫，降低流動(dòng)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；裂縫內(nèi)礫石支撐帶形成具有多級(jí)分選過(guò)濾功能的人工井壁，起到擋砂濾砂作用，從而達(dá)到防砂目的。壓裂充填的目的是得到短而寬的高導(dǎo)流能力的支撐裂縫，既防砂又增產(chǎn)，達(dá)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(dòng)特征發(fā)生改變壓裂前，均質(zhì)地層流體進(jìn)入井筒的流動(dòng)為徑向流；壓裂后地層流體的流動(dòng)為兩種模式，先是地層內(nèi)部向裂縫面流動(dòng)的線性流，然后是流體沿裂縫直接進(jìn)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(dǎo)流能力的壓裂裂縫將地層流體由原來(lái)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(dòng)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(shì)和程度。(3)裂縫可以降低流動(dòng)沖刷攜帶砂粒的能力流體對(duì)顆粒的沖刷與攜帶能力主要取決于其流速，流速越大，對(duì)地層的沖刷作用越厲害，出砂就越嚴(yán)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(duì)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)清楚說(shuō)明了這一點(diǎn)。表2存在裂縫時(shí)地層流體流速對(duì)比V/VrQ/Qr=1Q/Qr=2Q/Qr=3Lf=30mLf=50mLf=30mLf=50mLf=30mLf=50mr=r=r=(4)裂縫內(nèi)充填的礫石對(duì)地層砂粒有阻擋作用作用原理與常規(guī)的礫石充填類似，裂縫內(nèi)充填的礫石對(duì)地層砂粒有阻擋作用。有時(shí)可以使用樹脂復(fù)膜砂作為支撐劑或以復(fù)膜砂在井底縫口段封口，以提高對(duì)地層砂的阻擋能力。四、國(guó)內(nèi)外技術(shù)狀況國(guó)外哥倫比亞采用石英砂脫砂壓裂，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(méi)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--400×10-3mm2，孔隙度5--15%，生產(chǎn)過(guò)程中出砂。壓裂前置液,攜砂液59m3,支撐劑20t,加砂濃度31t/m3,最大填砂濃度m2,增產(chǎn)倍，年遞減由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%，措施后油井平均增產(chǎn)1-2倍，生產(chǎn)不出砂，有效期達(dá)500天。勝利油田脫砂壓裂在注汽采稠油G17塊進(jìn)行5口井施工，平均加砂,總液量,平均砂比%，綜合砂比%。涂層支撐劑壓裂防砂主要適用于地層極疏松，出砂嚴(yán)重，出現(xiàn)空洞的地層，主要優(yōu)點(diǎn)是能夠增加井的產(chǎn)量，而且防止地層出砂，防砂有效期長(zhǎng)。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(chǔ)層巖性為砂礫巖，膠結(jié)較疏松，空氣滲透率μm2，平均孔隙度%。壓后返排及生產(chǎn)過(guò)程中，無(wú)支撐劑返排現(xiàn)象，也無(wú)地層出砂現(xiàn)象發(fā)生，生產(chǎn)一直正常，截止，未進(jìn)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井壓裂施工情況表壓裂井段,m施工日期厚度m/層數(shù)2排量m3/min壓裂液名稱HPG支撐劑蘭州砂26m3用量樹脂砂3m3壓前產(chǎn)量m3/d產(chǎn)液壓后產(chǎn)量m3/d產(chǎn)液產(chǎn)油產(chǎn)油五、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(chǎng)施工經(jīng)驗(yàn)，選擇進(jìn)行壓裂防砂作業(yè)對(duì)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(guò)污染帶而有效地把井眼與油層連通起來(lái)。2、膠結(jié)不良的油氣層可能出現(xiàn)微粒運(yùn)移或出砂問(wèn)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(yùn)移或出砂，從而獲得更多產(chǎn)量。3、多層的砂/泥巖層系中，僅利用炮眼把砂巖透鏡體與井筒連通起來(lái)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(méi)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(guò)程中，控制支撐裂縫在產(chǎn)層內(nèi)是非常重要的。當(dāng)產(chǎn)層較薄或隔層為弱應(yīng)力層時(shí)，壓開的裂縫將會(huì)超出產(chǎn)層較多，造成水平方向上延伸達(dá)不到設(shè)計(jì)要求，而且，當(dāng)鄰層為水層時(shí)，不但起不到增產(chǎn)作用，還會(huì)引起暴性水淹，造成后期封水困難。因此，必須采用控制縫高技術(shù)?？刂瓶p高技術(shù)一般采用控制射孔位置，降低排量和壓裂液粘度以及支撐劑加量來(lái)防止縫高延伸，但由于地應(yīng)力的變化，有時(shí)仍不能有效控制縫高延伸。目前，國(guó)內(nèi)利用轉(zhuǎn)向劑控制縫高技術(shù)已經(jīng)比較成熟。1、基本原理：該技術(shù)是利用沉式轉(zhuǎn)向劑形成人工隔層達(dá)到抑制裂縫向下延伸。轉(zhuǎn)向劑在加砂壓裂前通過(guò)攜帶液注入，然后下沉聚集在產(chǎn)生的裂縫低部，形成一個(gè)壓實(shí)的低滲區(qū)。2、工藝過(guò)程：(1)預(yù)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(jìn)裂縫；(4)關(guān)井1015min；使轉(zhuǎn)向劑進(jìn)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(píng)價(jià)：沉式轉(zhuǎn)向劑由粉砂、玻璃球等固體粉細(xì)顆粒組成。粒度一般，顆粒密度cm3以上。篩選的XCJ沉式轉(zhuǎn)向劑評(píng)價(jià)結(jié)果如表4。粒徑分布達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求，≤占%，顆粒密度cm3，下沉率%。通過(guò)阻流試驗(yàn)，對(duì)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%、%和%。因此，最后選擇了XCJ沉式轉(zhuǎn)向劑。表4XCJ沉式轉(zhuǎn)向劑評(píng)價(jià)結(jié)果檢驗(yàn)項(xiàng)目標(biāo)準(zhǔn)要求值實(shí)際測(cè)定值修約值單項(xiàng)結(jié)論外觀松散顆粒松散顆粒合格水分，%≤2合格粒徑分布%≥～4合格～～4合格≤92～95合格密度，g/cm3～合格下沉率，%≥95合格4、對(duì)導(dǎo)流能力影響：采用低密度陶粒，粒徑～，體積密度cm3，支撐劑鋪置濃度5kg/m2，XCJ混合加量為10%。試驗(yàn)結(jié)果如表5，可以看出，該轉(zhuǎn)向劑在閉合壓力10～40MPa下對(duì)裂縫導(dǎo)流能力影響為～%。由于施工時(shí)主要沉降在近裂縫的裂縫底部，因此，其對(duì)裂縫導(dǎo)流能力遠(yuǎn)小于試驗(yàn)結(jié)果。該試驗(yàn)結(jié)果可反映出其分流能力較強(qiáng)，即形成的人工隔層性能很好。表5XCJ沉式轉(zhuǎn)向劑對(duì)導(dǎo)流能力影響試驗(yàn)閉合壓力MPa導(dǎo)流能力μ滲透率μm2導(dǎo)流能力降低率%滲透率降低率%陶粒陶粒10%XCJ陶粒陶粒10%XCJ102021146313452014064449198309946322147406829229975045181556260605、應(yīng)用效果：玉1井已射—，上部隔層厚，遮擋能力強(qiáng)，裂縫受到嚴(yán)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(yùn)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(guò)高砂比（近似端部脫砂）壓裂，盡可能提高裂縫導(dǎo)流能力。極大的提高壓后產(chǎn)量。高砂比壓裂具有以下優(yōu)點(diǎn)：①整條壓裂縫填充更多的支撐劑；②壓碎的支撐少，對(duì)由細(xì)粒造成導(dǎo)流能力下降的抵抗力強(qiáng)；③可形成橋塞而抑制裂縫向上、向下延伸，達(dá)到控制縫高的目的；④裂縫初期及穩(wěn)態(tài)導(dǎo)流能力更高；⑤初期增產(chǎn)量更大，穩(wěn)定生產(chǎn)期更長(zhǎng)。主要通過(guò)以下措施，實(shí)現(xiàn)高砂比壓裂，保證壓后無(wú)因次裂縫導(dǎo)流能力達(dá)到10以上。①針對(duì)目前應(yīng)用的GRJ-B壓裂液進(jìn)行配方調(diào)整，采用膠囊破膠劑來(lái)保持粘度和減少裂縫傷害。②在壓裂工藝上，設(shè)計(jì)1--2個(gè)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；③應(yīng)用三維壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)，根據(jù)儲(chǔ)層實(shí)際情況，進(jìn)行裂縫規(guī)模優(yōu)化，在裂縫規(guī)模優(yōu)化的基礎(chǔ)上，進(jìn)行單井壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)，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(jì)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(zhǎng)和裂縫導(dǎo)流能力。利用壓裂優(yōu)化數(shù)值模擬技術(shù)對(duì)吐玉克和雁目西油藏油井壓裂規(guī)模進(jìn)行優(yōu)化。模擬計(jì)算儲(chǔ)層厚度20m，在裂縫導(dǎo)流能力一定，不同滲透率條件下，裂縫長(zhǎng)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(zhǎng)在60m以內(nèi)，壓后日增油量隨支撐縫長(zhǎng)的增加而增加，但增加趨勢(shì)逐漸變緩，當(dāng)支撐縫長(zhǎng)超過(guò)60m以后，壓后日增油量隨支撐縫長(zhǎng)的增加幅度很小。確定優(yōu)化支撐縫長(zhǎng)為50-60m。2、導(dǎo)流能力：Fcd’=KwWf/（KeXf）35—10模擬計(jì)算儲(chǔ)層厚度20m，在支撐縫長(zhǎng)一定(60m)，不同滲透率條件下，裂縫導(dǎo)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(dāng)裂縫導(dǎo)流能力在時(shí)，壓后日增油量隨裂縫導(dǎo)流能力的增加幅度很小，當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力在以上時(shí)，壓后日增油量隨裂縫導(dǎo)流能力的增加而增加。最終確定裂縫導(dǎo)流能力在以上，對(duì)應(yīng)的施工平均砂比在40%以上。3、施工排量：根據(jù)儲(chǔ)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(dá)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)吐玉克油田前期壓裂實(shí)際資料，分析區(qū)塊地層破裂壓力梯度為，計(jì)算井底施工壓力55-65MPa，井口壓力在25-45MPa。根據(jù)雁目西油田前期壓裂實(shí)際資料，分析區(qū)塊地層破裂壓力梯度為，計(jì)算井底施工壓力27MPa，井口壓力在10-15MPa。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(yù)根據(jù)玉東2井、玉101井和玉1井實(shí)際壓裂資料分析，裂縫閉合壓力44～56MPa左右，作用在支撐劑上閉合壓力為34～46MPa，要求支撐劑在此閉合壓力下提供最佳導(dǎo)流能力，同時(shí)還須考慮防嵌入、低密度、易泵送、價(jià)格低等因素。從表6中可以看出，中密度高強(qiáng)度宜興陶粒的破碎率低于低密度中強(qiáng)度宜興陶粒，從表7中可以看出在閉和壓力為34-46MPa范圍內(nèi)，中密度高強(qiáng)度宜興陶粒導(dǎo)流能力明顯高于中強(qiáng)度低密度宜興陶粒，在34MPa閉合壓力下，導(dǎo)流能力達(dá)到100μm2·cm。綜合考慮陶粒的破碎率及在閉合壓力下的裂縫導(dǎo)流能力，中密度高強(qiáng)度陶粒的性能優(yōu)于低密度中強(qiáng)度陶粒，選擇中密度高強(qiáng)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(yù)根據(jù)實(shí)際壓裂資料分析，裂縫延伸壓力梯度，計(jì)算裂縫閉合壓力25～29MPa左右，作用在支撐劑上閉合壓力為20～24MPa，要求支撐劑在此閉合壓力下提供最佳導(dǎo)流能力，同時(shí)還須考慮防嵌入、低密度、易泵送、價(jià)格低等因素。從表7中可以看出，在閉和壓力為20-24MPa范圍內(nèi)，低密度中強(qiáng)度宜興陶粒導(dǎo)流能力達(dá)到100μm2·cm以上。滿足壓裂施工需要，同時(shí)具有密度低，價(jià)格便宜的優(yōu)點(diǎn)，綜合考慮陶粒的破碎率及在閉合壓力下的裂縫導(dǎo)流能力，選擇低密度中強(qiáng)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(duì)比表類別視密度(kg/m3)真密度(kg/m3)鋪置濃度(kg/m2)閉合壓力(MPa)破碎率（%）中密度高強(qiáng)度東方陶粒2169低密度中強(qiáng)度宜興陶粒52表7陶粒導(dǎo)流能力對(duì)比表高強(qiáng)度中密度東方陶粒中強(qiáng)度低密度宜興陶粒閉合壓力（Mpa）導(dǎo)流能力（μm2·cm）閉合壓力（MPa）導(dǎo)流能力（μm2·cm）101020203030404050506060通常用于防砂的工業(yè)支撐劑的粒度中值應(yīng)為防砂井地層粒度中值的5～6倍D50=（5～6）d50，吐玉克油田和雁目西油田地層砂粒度中值d50大致為，與此相對(duì)應(yīng)的防砂用工業(yè)支撐劑的粒度中值D50應(yīng)為～（20～40目）左右。目前吐哈油田使用的支撐劑主要為∮～（20～40目）的宜興陶粒和成都陶粒，粒度中值為。因此可以選用20～40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(chǔ)層為等偏強(qiáng)水敏儲(chǔ)層，儲(chǔ)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%，其中泥質(zhì)含量為%，碳酸鹽膠結(jié)物含量為%。泥質(zhì)膠結(jié)物中以高嶺石、綠泥石為主，相對(duì)含量分別為%、%，伊/蒙混層含量為%。同時(shí)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(qiáng)，原油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高，當(dāng)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。試驗(yàn)室模擬原油在地層中流動(dòng)條件下，評(píng)價(jià)冷傷害程度。模擬地層溫度條件下（78℃）原油在巖芯中流動(dòng)，測(cè)初始滲透率Kf，然后使巖芯降溫至30℃，再升溫至78℃，進(jìn)行稠油流動(dòng)試驗(yàn)，冷傷害后滲透率傷害率達(dá)%。壓裂液必須具有防水敏，冷傷害性能。玉1區(qū)塊油藏埋深3280～3550m，地溫梯度僅℃/100m，油層溫度℃。玉東區(qū)塊油層深度2700m，地溫梯度℃/100m，油層溫度78℃。經(jīng)過(guò)幾年的深入研究和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，目前GRJ-B水基中溫?zé)o機(jī)硼水基壓裂液體系具有流變性能好、破膠快速?gòu)氐?、殘?jiān)佟π〉忍攸c(diǎn)。使用的溫度范圍：60～95℃。性能指標(biāo)見表8。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80℃條件下壓裂液粘溫性能。在170s-1剪切速率下，粘度仍可保持在以上。通過(guò)對(duì)壓裂液性能調(diào)整，可減少粘土膨脹和微粒運(yùn)移，降低壓裂液水敏對(duì)儲(chǔ)層造成的傷害。為防止冷傷害，在施工前注入有機(jī)溶劑作預(yù)前置液。起到隔離壓裂液與稠油的接觸，降低對(duì)儲(chǔ)層傷害。因此，GRJ-B水基中溫?zé)o機(jī)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(jī)溶劑對(duì)壓裂儲(chǔ)層進(jìn)行預(yù)處理。表8中溫?zé)o機(jī)硼水基壓裂液性能指標(biāo)項(xiàng)目中溫壓裂液密度，g/cm3耐溫抗剪切性能，80濾失系數(shù)，m/√min×10-4殘?jiān)?，mg/L502破膠水化液粘度，破膠水化液表面張力，mN/m28n、k值,玉1井于進(jìn)行了壓裂改造，采用GRJ-B80中溫水基壓裂液（膠囊），并用有機(jī)溶劑作為預(yù)前置液，玉1井壓裂后油井平均產(chǎn)油量為13m3/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℃。要求壓裂液在低溫條件下快速?gòu)氐灼颇z，同時(shí)要求與儲(chǔ)層具有很好的配伍性。目前已研究開發(fā)成功了45℃65℃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(guò)硫酸銨為破膠劑，同時(shí)應(yīng)用了以ZA-5為代表的10余種添加劑。具有攜砂性強(qiáng)、低摩阻、低濾失及破膠時(shí)間短、破膠液粘度低、低殘?jiān)?、低傷害等特點(diǎn)。開發(fā)了低溫破膠劑，解決了低溫破膠時(shí)間長(zhǎng)，不徹底的難題。解決了常規(guī)破膠劑低溫〈60℃下破膠慢，破膠不徹底，壓裂液殘?jiān)扛叩碾y題，可以實(shí)現(xiàn)3060℃地層的壓裂。壓裂液中應(yīng)用膠囊延遲破膠劑，保證了壓裂液在施工過(guò)程中攜砂性能，同時(shí)，在壓后裂縫閉合壓力作用下破碎，釋放高濃度的破膠劑，達(dá)到裂縫內(nèi)壓裂液的快速破膠，極大地減少了壓裂液對(duì)裂縫和地層孔隙的傷害。該壓裂液破膠時(shí)間可縮短到2小時(shí)，破膠液粘度小于，殘?jiān)?43g/l，巖心傷害小于20%。壓后取返排樣，破膠液粘度小于，壓裂液徹底破膠。表9為壓裂液綜合性能指標(biāo)。圖4為低溫壓裂液粘溫性能曲線，可以滿足低溫儲(chǔ)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?zé)o機(jī)硼水基壓裂液性能指標(biāo)項(xiàng)目指標(biāo)密度（g/cm3）60℃、170S-1剪切60min耐溫抗剪切性能（）≥80濾失系數(shù)（m/√min）×10-4殘?jiān)╩g/L）638破膠水化液粘度（）水化液表面張力（mN/m）n、k值，×巖芯傷害率（%）〈20%八、前期壓裂防砂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)總結(jié)分析2002年在雁6-8井進(jìn)行了壓裂防砂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。雁6-8井1999年9月24日投產(chǎn)轉(zhuǎn)抽，10月30日泵下懸掛Φ114mm濾砂管防砂生產(chǎn)，防砂井段1621-1633m，距離下部水層，頂界距離上部水層，隔層發(fā)育不明。2000年7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d，不含水。2002年9月24日進(jìn)行壓裂充填防砂施工，采用了壓裂充填提高儲(chǔ)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18m3/d，產(chǎn)油14t/d，后穩(wěn)定日產(chǎn)液16m3/d，產(chǎn)油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(jìn)行了4口井的實(shí)驗(yàn)，表10為施工參數(shù)統(tǒng)計(jì)表，施工砂比在33-40%較低，加砂強(qiáng)度低（），但壓后基本全部無(wú)效（表11）。針對(duì)單井進(jìn)行了詳細(xì)分析。雁6-21井于日進(jìn)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d，含水98%，嚴(yán)重供液不足，之后于9月26日和10月17日進(jìn)行了兩次酸化作業(yè)，酸后無(wú)效，決定進(jìn)行壓裂改造儲(chǔ)層。施工砂比%,加砂強(qiáng)度m，入井液量89m3，壓后關(guān)井3小時(shí)后放噴排液，壓裂液返排率僅%,壓裂液返排不徹底，是導(dǎo)致壓后增液增油均較差的主要原因。雁6-28井于進(jìn)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，壓后關(guān)井3小時(shí)后放噴排液，壓裂液返排率%,壓裂液返排不徹底，嚴(yán)重影響壓后效果。壓后效果差的主要原因是壓裂液對(duì)儲(chǔ)層造成嚴(yán)重傷害，此外，施工砂比低(36%)，施工規(guī)模小，加砂強(qiáng)度m，對(duì)壓后效果有一定影響。雁6-19于施工，壓裂層段為和，距離上部水層27m，距離下部?jī)?chǔ)層6m，其中有的致密層，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，壓后關(guān)井3小時(shí)后放噴排液，壓裂液返排率%,壓裂液返排不徹底，嚴(yán)重影響壓后效果。壓后效果差的主要原因是壓裂液對(duì)儲(chǔ)層造成嚴(yán)重傷害，此外，施工砂比低，施工規(guī)模小，加砂強(qiáng)度m，對(duì)壓后效果有一定影響。魯4-7于進(jìn)行壓裂防砂施工，壓裂層段為和，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(méi)有實(shí)現(xiàn)端部脫砂目的，之后進(jìn)行饒絲篩管礫石充填防砂。入井液量176m3，壓后關(guān)井8小時(shí)后放噴排液，壓裂液返排率%,壓裂液返排不徹底，嚴(yán)重影響壓后效果。壓后效果差的主要原因是壓裂液對(duì)儲(chǔ)層造成嚴(yán)重傷害，此外，施工砂比低（%），施工規(guī)模小，對(duì)壓后效果有一定影響。通過(guò)以上分析得出以下結(jié)論：1、采用了壓裂充填提高儲(chǔ)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(shí)際施工砂比和加砂強(qiáng)度均較低，裂縫形成的導(dǎo)流能力與中滲儲(chǔ)層不匹配，嚴(yán)重影響壓后增產(chǎn)效果。2、導(dǎo)致壓后無(wú)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(shí)，同時(shí)壓裂液返排率極低（表12），壓裂液對(duì)儲(chǔ)層造成了嚴(yán)重傷害。表10壓裂防砂施工參數(shù)統(tǒng)計(jì)表井號(hào)井別施工日期壓裂層位厚度施工排量前置液百分?jǐn)?shù)施工泵壓總砂量最大砂比平均砂比加砂強(qiáng)度延伸梯度Y6-21油井