压裂防砂技术研究与实验

项目名称：压裂防砂技术研究与实验

目 录

一、问题的提出 ......................................................................... 2 二、油井出砂状况机理分析与评价 ......................................... 5 三、压裂防砂技术原理及特点 ................................................. 7 四、国内外技术状况 ................................................................. 9 五、压裂防砂工艺技术研究 ................................................... 10 六、适合压裂防砂的支撑剂优选 ........................................... 16 七、低伤害压裂液的研究与优选 ........................................... 18 八、前期压裂防砂现场试验总结分析 ................................... 21 九、压裂防砂试验下部工作安排 ........................................... 24

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一、问题的提出

吐哈油田雁木西油田和鲁克沁稠油油田都存在一个共同的问题，即油井出砂严重，影响了正常生产。雁木西油田储层中孔低渗，岩性以细砂岩为主，中孔细喉道，平均孔径58.2mm，孔吼直径均值8.04mm，胶结疏松。投产初期油井自喷产能低，出砂较严重，储层出砂造成了严重的地层伤害。采用烧结防砂筛管防砂后，见到了较好的防砂效果，但不能完全满足防砂稳产要求。同时，采用防砂管防砂其有效期一般都不长，粉细砂在井筒中逐渐堆积，使油井产量越来越低。鲁克沁稠油油田表现更加突出，由于地层出砂的影响，油井采油时率低，检泵周期很短，采用TBS防砂管有效期短，地层产能下降快。

以鲁2井为例，鲁2井是鲁克沁区块的一口探井，试油时曾大量出砂，其中目前生产层（2341～2377m）共出砂0.56m3，日产稠油23.3m3/d。而其上层（2290～2320m）出砂达4.3 m3，日产稠油13.8m3/d，日产水16.4m3/d。试油时累计出砂5.0m3。1998年挤水泥封堵（2290～2309.37m），1998年9月投产2341～2377m，产量一直在18m3/d以上，不出砂。生产15个月之后，掺稀泵泵压偏高，于1999年12月25日进行第一次检泵作业。发现单流阀入口4孔中有3孔被胶皮、碎石、油泥等杂质严重堵塞。投产后由于某些原因不能正常生产，1月28日该井再次上修。检查抽油泵被卡死，油井口袋内沉地层砂约32升。从开始作业至此，共产液18.72m3，折算采油砂比0.17%。试抽出液后开井生产48h后由于抽油杆不下行，光杆再次变形。此间产液37.76m3。

2月14日起原井杆柱，在1300m处发现断脱。改起油管，起完管柱检查发现泵座以上有5根油管被砂堵死，取砂样为细粉砂，砂量

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约200L。抽油泵被卡死，拉杆不能推入泵内。下冲砂管柱探得砂面深度：2379.37m，已接近油层下界（2377m），冲砂总进尺12.74m，砂量约253L，加上油管内地层砂共453L。而此间共产液37.76m3，折算采油砂比1.2%。29日下入防砂管柱，接在管脚下部。3月1日开井，出油量偏少，2日不出油停井，两天合计出产稠油8.8 m3。

3月3日起管杆柱，检查发现泵被砂卡，防砂管柱未起到好的防砂作用。冲砂后下入防砂管式泵生产。15日光杆突然不下行，被迫再次停井。冲砂作业冲出地层砂约500L，折算采油砂比0.9%。

2000年4月6日在油管尾部接75m金属球烧结防砂筛管完井，并调小冲程至4m，开井初期产量14-15m3/d，后逐步降为5m3/d，功图测试表明供液不足，但液面测试显示液面在500-600m，可见，防砂管存在堵塞，渗流能力下降，导致油管内供液不足。为增大防砂管内外压差，改善防砂管渗流能力，5月份又将冲程调回到5m，结果并不理想。产量仍徘徊在5-6m3/d。至5月23日，空心抽油杆突然堵塞，关井。这一阶段开井31天，生产稠油277.66m3，未发生卡泵现象。

2000年8月冲砂检泵，下入TBS防砂管40m，但生产不到一天发生砂卡泵停井，最下部4根防砂管被砂子堵死，油井停产。出砂情况统计见表1。

鲁2井自2000年4月采用粉末冶金防砂筛管防砂失败后基本没有生产。2000年8月采用TBS筛管防砂，但生产不到1天，又发生砂卡泵，最后4根防砂管被堵死，再一次关井停产。分析认为，鲁2井这次防砂失败的主要原因是封隔器悬挂位置太低，上层出砂进入防砂管及抽油泵引起。

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表1 鲁2井出砂情况统计表

开井日期 2000.01.02 2000.01.30 2000.02.22 2000.03.11 2000.04.06 合计 生产周期d 7 4 9 4 31 55 产稠油量m3 18.72 37.76 70.06 55.36 277.66 409.66 冲砂作业日期 2000.01.28 2000.02.14 2000.02.14 2000.03.05 2000.03.19 2000.8.10 2000.9.30 2001.2.16 2001.4.7 冲出砂量L 32 453 40 500 378 176 1346 320 3245 采油砂比% 0.17 1.2 0.2 0.9 0.78 因此，研究试验新的防砂方法，在防砂的同时尽量不降低地层产能，保持这类油田的高效开采。压裂防砂是把水力压裂的增产效果与防砂充填的工艺优点结合起来，同时完成水力压裂与砾石充填作业。其技术成功的关键在于采用“端部脱砂”（Tso：Tip Screenout）技术。此项技术的作业实施可以概括为两个阶段：①形成水力裂缝并促使其发生端部脱砂；②裂缝扩展并进行再充填。压裂防砂不仅有明显的增产作用，同时，压裂防砂井的情况与单一防砂井不同，由于渗流速度较低，按相同产率而言，压裂防砂井可在压差较小情况下生产，而且在投产后地层应力并不释放，所以压裂防砂在增产的同时实现了防砂；另外，压裂防砂把增产措施与防砂作业结合在一体进行，与压裂增产措施和防砂作业比较不仅缩短了占井时间，同时降低了作业费用，提高了经济效益。

雁木西油田雁6块油藏具第三系储层岩性以细砂岩为主，占50.5%，粉砂岩占24.8%。岩石类型为长石岩屑砂岩。碳酸盐胶结物

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含量9.7%，泥质胶结物含量7.2%。胶结方式为孔隙式胶结（58%）和基底胶结（42%），点式接触为主，胶结程度较弱，地面岩心用手稍微加压即粉碎，预测认为地层极易出砂。储层渗透率8.1—300×10-3μm2，空隙度22%，为中孔中渗油藏。吐玉克油田自然产能低，玉东2井和玉东101井压裂后裂缝导流能力低，增产效果不明显，鲁2井采用涂层陶粒防砂试验，措施后地层仍然出砂，没有取得预期防砂效果。端部脱砂是水力压裂提高裂缝导硫能力有效办法，吐玉克油田地层渗透率较高，胶结疏松，通过压裂防砂既能实现压裂增产目的，又可达到防砂效果。

二、油井出砂状况机理分析与评价

油层出砂是由于井底附近地带的岩石结构破坏所引起，与岩石的胶结强度及开采条件等有关。岩石的胶结强度主要取决于胶结物的种类、数量以及胶结方式，通常砂岩的胶结物主要为粘土、碳酸盐和硅质三种，以硅质胶结物的强度最大，碳酸盐胶结次之，粘土胶结最差。对于同一类型胶结，胶结物含量愈多、胶结强度越大，储层越不易出砂。

吐哈已开采油田均为低渗透砂岩储层，以粘土胶结为主，胶结物含量一般为15%左右。各油田在开采过程中油井不出砂。鲁克沁和雁目西油田储层声波时差340～370μs/m，在地层出砂临界声波时差295～395μs/m的范围之内，地层存在出砂的可能性。尤其是油层见水后，由于部分胶结物的溶解，岩石胶结强度降低，会造成油层出砂。

用于预测储层出砂的方法及经验公式较多，采用常用的出砂指数

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法、斯伦贝谢比法、声波时差法等经验方法分析预测油井出砂状况。

① 出砂指数法

出砂指数法是在合理生压差条件下，对油井出砂进行预测。计算公式为：

ρr

B=--------------×105 Δt2

B——出砂指数，×104MPa； ρr——岩石密度，g/cm3； Δt——纵波声波时差，μs/m

当B>2.0MPa时，储层不会出砂；当1.5② 斯伦贝谢比法

斯伦贝谢比法也是在合理生压差条件下，对油井出砂进行预测。计算公式为：

D(1-2μ) (1+μ) ρr R=-----------------×(-------)2

(1-μ)2 Δt2 D——常数，1.65×1017； μ——泊松比；

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当R大时，表示岩石强度大，稳定性好，不会出砂；反之，则易出砂，对于一般砂岩R大于37.1×106时，一般不会出砂。

③ 声波时差法

近年来，常用声波时差Δt来预测储层出砂，当Δt>295μs/m ,油层有可能出砂,现场经验对油层出砂时声波时差临界值定为295～395μs/m. 鲁克沁雁目西油田储层声波时差340～370μs/m，,储层存出砂的可能性。

根据储层出砂预测，结合试采井生产动态，认为鲁克沁稠油井和雁目西油田生产过程中将会出砂。特别是大压差生产时，将会造成油井出砂。

三、压裂防砂技术原理及特点

压裂防砂技术是九十年代迅速发展起来的一种复合防砂技术。对胶结疏松的高渗透油（气）层既进行水力压裂，又进行砾石充填，将二者的优势有机地结合，这是近年防砂工艺的最重要的进展——突破了原来疏松砂岩地层不能进行压裂的禁区。它改变了传统的防砂技术无法增产的观念。由于压裂产生了高导流能力的裂缝，既能消除近井地层损害，又能大大改善地层深部渗流条件同时，支撑剂（砾石）的充填又保留了了原有砾石充填防砂有效性的特点，使油（气）井在实施压裂充填防砂后，不仅控制了出砂，而且还获得显著增产。

压裂充填防砂的基本原理是在井底形成短而宽的高导流能力裂缝，降低流动阻力，增加产能；在井底形成双线性流模式，降低流体

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的流速和携砂能力，以减缓出砂；裂缝内砾石支撑带形成具有多级分选过滤功能的人工井壁，起到挡砂滤砂作用，从而达到防砂目的。

压裂充填的目的是得到短而宽的高导流能力的支撑裂缝，既防砂又增产，达到这一目的的关键技术是端部脱砂(TSO)。主要技术原理如下：

(1)压后地层流体流动特征发生改变

压裂前，均质地层流体进入井筒的流动为径向流；压裂后地层流体的流动为两种模式，先是地层内部向裂缝面流动的线性流，然后是流体沿裂缝直接进入井筒，形成双线性流模式。

(2)水力裂缝可以避免和缓解岩石的破坏

具有极高导流能力的压裂裂缝将地层流体由原来的径向流转变成双线性流，在一定程度上降低了生产压差和大幅度降低流动压力梯度。从而缓解或避免岩石骨架的破环，也就缓解了出砂趋势和程度。

(3)裂缝可以降低流动冲刷携带砂粒的能力

流体对颗粒的冲刷与携带能力主要取决于其流速，流速越大，对地层的冲刷作用越厉害，出砂就越严重。由裂缝而产生的双线性流模式及巨大的裂缝表面积可以发挥良好的分流作用，使压后流速大幅降低，从而降低了对地层微粒的冲刷和携带作用，大大减轻出砂程度。表2中数据清楚说明了这一点。

表2 存在裂缝时地层流体流速对比

V/Vr r=0.1

Q/Qr=1 Lf=30m Lf=50m 0.0052 0.0031 Q/Qr=2 Lf=30m Lf=50m 0.0104 0.0062 8

Q/Qr=3 Lf=30m Lf=50m 0.0156 0.0093 r=1.0 r=5.0 0.052 0.26 0.031 0.155 0.104 0.52 0.062 0.31 0.156 0.78 0.093 0.465 (4)裂缝内充填的砾石对地层砂粒有阻挡作用

作用原理与常规的砾石充填类似，裂缝内充填的砾石对地层砂粒有阻挡作用。有时可以使用树脂复膜砂作为支撑剂或以复膜砂在井底缝口段封口，以提高对地层砂的阻挡能力。

四、国内外技术状况

国外哥伦比亚采用石英砂脱砂压裂，加砂量11t，用液量32m3，压后采油指数由10提高到15，压后正常生产没有出砂。

阿拉斯加海上McArthur油田Hemlock油藏，岩性弱胶结砂岩，渗透率1--400×10-3mm2，孔隙度5--15%，生产过程中出砂。压裂前置液60.3m3,携砂液59m3,支撑剂20t,加砂浓度31t/m3,最大填砂浓度9.76kg/m2,增产0.9倍，年递减由12.5t/d/a将到3t/d/a。防砂效果也较好。

大港港西油田在97年至98年，施工70余次，有效率81.4%，措施后油井平均增产1-2倍，生产不出砂，有效期达500天。

胜利油田脱砂压裂在注汽采稠油G17块进行5口井施工，平均加砂11.52m3,总液量39.3m3,平均砂比46.8%，综合砂比33.8%。 涂层支撑剂压裂防砂主要适用于地层极疏松，出砂严重，出现空洞的地层，主要优点是能够增加井的产量，而且防止地层出砂，防砂有效期长。由于涂层支撑剂较贵，一般采取最后高砂比尾追涂层支撑剂封口技术。辽河油田稠油蒸汽吞吐井高3-6-0222井，储层岩性为砂

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砾岩，胶结较疏松，空气渗透率0.5μm2，平均孔隙度12.7%。压后返排及生产过程中，无支撑剂返排现象，也无地层出砂现象发生，生产一直正常，截止1997.7.2，未进行任何冲砂或检泵作业，树脂涂层砂封口能够起到人工井壁作用，压后增产明显(表3)。

表3 辽河油田高3-6-0222井压裂施工情况表

压裂井段,m 厚度m/层数 名称 压裂液 用量 压前产量m3/d 137.2 产液1.2 产油0.5 压后产量m3/d 1687.41745.0 54.6/2 HPG 支撑剂 树脂砂3m3 产液12.7 产油6.8 施工日期 排量m3/min 1996.12.5 3.8 兰州砂26m3 五、压裂防砂工艺技术研究

(一)、压裂防砂技术的选井条件

根据现场施工经验，选择进行压裂防砂作业对象是：

1、井筒明显受污染的油藏，以往采取增产措施效果不佳，水力裂缝能绕过污染带而有效地把井眼与油层连通起来。

2、胶结不良的油气层可能出现微粒运移或出砂问题，水力裂缝可以形成高渗透性渗流区，降低井眼流速，以减轻微粒运移或出砂，从而获得更多产量。

3、多层的砂/泥岩层系中，仅利用炮眼把砂岩透镜体与井筒连通起来是有限的，而水力裂缝可以形成有效地垂向连通。 4、地层在近井地带没有跨塌，有开缝条件的井。 （二）、控制缝高压裂工艺技术研究

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在水力压裂过程中，控制支撑裂缝在产层内是非常重要的。当产层较薄或隔层为弱应力层时，压开的裂缝将会超出产层较多，造成水平方向上延伸达不到设计要求，而且，当邻层为水层时，不但起不到增产作用，还会引起暴性水淹，造成后期封水困难。因此，必须采用控制缝高技术。控制缝高技术一般采用控制射孔位置，降低排量和压裂液粘度以及支撑剂加量来防止缝高延伸，但由于地应力的变化，有时仍不能有效控制缝高延伸。目前，国内利用转向剂控制缝高技术已经比较成熟。

1、基本原理：该技术是利用沉式转向剂形成人工隔层达到抑制裂缝向下延伸。转向剂在加砂压裂前通过携带液注入，然后下沉聚集在产生的裂缝低部，形成一个压实的低渗区。 2、工艺过程： (1)预前置液造缝；

(2)采用携带液(一般为活性水)携带转向剂制造人工隔层； (3)注入中顶液(一般为活性水)将携带液顶进裂缝；

(4)关井1015min；使转向剂进入新生裂缝垂向尖端，均匀分布和沉降，形成遮挡层。

(5)然后，开始正式加砂压裂。 3、沉式转向剂评价：

沉式转向剂由粉砂、玻璃球等固体粉细颗粒组成。粒度一般0.1350.45mm，颗粒密度2.5g/cm3以上。筛选的XCJ沉式转向剂评价结果如表4。粒径分布达到标准要求，≤0.125mm占93.5%，颗粒

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密度2.76g/cm3，下沉率98.37%。通过阻流试验，对比了玻璃球、粉砂及XCJ沉式转向剂的阻流效果，同在1cm堆积厚度下，分别为67.43%、94.10%和96.85%。因此，最后选择了XCJ沉式转向剂。

表4 XCJ沉式转向剂评价结果

检验项目 外 观 水分，% 粒径 分布 % ≥0.224mm 0.224～0.15mm ≤0.125mm 下沉率，% 标准要求值 松散颗粒 ≤2 2.4～4 2.4～4 92～95 2.5～2.8 ≥95 实际测定值 修约值 松散颗粒 1.847 3.457 2.984 93.558 2.758 98.372 1.85 3.46 2.98 93.56 2.76 98.37 单项结论 合格 合格 合格 合格 合格 合格 合格 密度，g/cm3 4、对导流能力影响：

采用低密度陶粒，粒径0.45～0.9mm，体积密度1.55g/cm3，支撑剂铺置浓度5kg/m2，XCJ混合加量为10%。试验结果如表5，可以看出，该转向剂在闭合压力10～40MPa下对裂缝导流能力影响为43.6～57.3%。由于施工时主要沉降在近裂缝的裂缝底部，因此，其对裂缝导流能力远小于试验结果。该试验结果可反映出其分流能力较强，即形成的人工隔层性能很好。

表5 XCJ沉式转向剂对导流能力影响试验

闭合压力MPa 10 20 30 40 50 导流能力渗透率降低率% 陶粒 陶粒10%XCJ 陶粒 陶粒10%XCJ 降低率% 202 140 99 68 45 114 64 46 29 18 631 449 322 229 155 345 198 147 97 62 43.6 54.3 53.5 57.3 60 45.3 55.9 54.3 57.6 60 导流能力μm2.cm 渗透率μm2 5、应用效果：玉1井已射3328.4—3365.6m，上部隔层厚，遮挡能力强，裂缝受到严格控制，但下部隔层距含油水层仅有4m，不易控制裂缝向下延伸。因此，要防止压窜下部水层。运用沉式转向剂控

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制裂缝向下延伸技术取得显著效果，裂缝高度得到了有效控制，并取得良好的压裂效果。

（三）、高砂比压裂工艺技术研究

通过高砂比（近似端部脱砂）压裂，尽可能提高裂缝导流能力。极大的提高压后产量。高砂比压裂具有以下优点：①整条压裂缝填充更多的支撑剂；②压碎的支撑少，对由细粒造成导流能力下降的抵抗力强；③可形成桥塞而抑制裂缝向上、向下延伸，达到控制缝高的目的；④裂缝初期及稳态导流能力更高；⑤初期增产量更大，稳定生产期更长。

主要通过以下措施，实现高砂比压裂，保证压后无因次裂缝导流能力达到10以上。①针对目前应用的GRJ-B压裂液进行配方调整，采用胶囊破胶剂来保持粘度和减少裂缝伤害。②在压裂工艺上，设计1--2个低砂比加砂段塞，以减弱近井筒裂缝弯曲及降低孔眼摩阻；砂后期尾追60%--70%支撑剂，以提高砂比；③应用三维压裂优化

设计技术，根据储层实际情况，进行裂缝规模优化，在裂缝规模优化的基础上，进行单井压裂优化设计，克服了以前人为定缝高的弊端。

（四）、施工参数优化设计

1、压裂裂缝规模优化

影向压裂效果的主要因素是支撑缝长和裂缝导流能力。利用压裂优化数值模拟技术对吐玉克和雁目西油藏油井压裂规模进行优化。

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模拟计算储层厚度20m，在裂缝导流能力一定(60d.cm)，不同渗透率条件下，裂缝长度与压后产量关系可知（图1），在有效渗透率在20-60md条件下，缝长在60m以内，压后日增油量随支撑缝长的增加而增加，但增加趋势逐渐变缓，当支撑缝长超过60m以后，压后日增油量随支撑缝长的增加幅度很小。确定优化支撑缝长为50-60m。

图5-1在裂缝导流能力一定(60d.cm)，不同渗透率条件下，裂缝长度与压后产量关系曲线5020×10-3μm24040×10-3μm260×10-3μm230压后初期日产油量(t/d)20100010203040裂缝支撑缝长(m)50607080

2、导流能力：Fcd’=KwWf/（KeXf）³5—10

模拟计算储层厚度20m，在支撑缝长一定(60m)，不同渗透率条件下，裂缝导流能力与压后产量关系可知（图2），在有效渗透率在20-60md条件下，当裂缝导流能力在20-60d.cm时，压后日增油量随裂缝导流能力的增加幅度很小，当裂缝导流能力在60d.cm以上时，压后日增油量随裂缝导流能力的增加而增加。

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最终确定裂缝导流能力在60d.cm以上，对应的施工平均砂比在40%以上。

图5-2在缝长一定(60m)，不同渗透率条件下，裂缝导流能力与压后产量关系曲线5040压后日产油量(t/d)20×10-3μm240×10-3μm260×10-3μm230201000102030405060708090裂缝导流能力(d.cm)3、施工排量：根据储层距离水层距离和隔层遮挡能力状况，确定所需施工排量，施工排量在2.5-3m3/min之间，低于常规压裂，主要目的是控制缝高和便于脱砂。

4、前置液量：少于常规压裂，目的是使砂浆前沿能在停泵前到达周边，一般为30—50%。

5、压裂液：粘度低于常规压裂，一是保证悬砂，二是利于脱砂。

6、施工砂比：高于常规压裂，以提高有效支撑率。施工砂比在45%以上。

7、施工压力：根据吐玉克油田前期压裂实际资料，分析区块地层破裂压力梯度为0.016-0.02MPa/m，计算井底施工压力55-65MPa，井口压力在25-45MPa。根据雁目西油田前期压裂实际资料，分析区块地层破裂压力梯度为0.015-0.016MPa/m，计算井底施工压力27MPa，井口压力在10-15MPa。

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8、压裂井口：采用KQ70/65型压裂井口。

六、适合压裂防砂的支撑剂优选

吐玉克油田油层平均埋深2300--3500m，预根据玉东2井、玉101井和玉1井实际压裂资料分析，裂缝闭合压力44～56MPa左右，作用在支撑剂上闭合压力为34～46MPa，要求支撑剂在此闭合压力下提供最佳导流能力，同时还须考虑防嵌入、低密度、易泵送、价格低等因素。从表6中可以看出，中密度高强度宜兴陶粒的破碎率低于低密度中强度宜兴陶粒，从表7中可以看出在闭和压力为34-46MPa范围内，中密度高强度宜兴陶粒导流能力明显高于中强度低密度宜兴陶粒，在34MPa闭合压力下，导流能力达到100μm2·cm。综合考虑陶粒的破碎率及在闭合压力下的裂缝导流能力，中密度高强度陶粒的性能优于低密度中强度陶粒，选择中密度高强度宜兴陶粒作为吐玉克区块压裂用支撑剂。 雁目西油田油层平均埋深1500-1700m，预根据实际压裂资料分析，裂缝延伸压力梯度0.015-0.017MPa/m，计算裂缝闭合压力25～29MPa左右，作用在支撑剂上闭合压力为20～24MPa，要求支撑剂在此闭合压力下提供最佳导流能力，同时还须考虑防嵌入、低密度、易泵送、价格低等因素。从表7中可以看出，在闭和压力为20-24MPa范围内，低密度中强度宜兴陶粒导流能力达到100μm2·cm以上。满足压裂施工需要，同时具有密度低，价格便宜的优点，综合考虑陶粒的破碎率及在闭合压力下的裂缝导流能力，选择低密度中强度宜兴陶粒作为雁目西油田压裂用支撑

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剂。

表6 陶粒主要物理性能对比表

类别 中密度高强度东方陶粒 低密度中强度宜兴陶粒 视密度(kg/m3) 1.72 1.57 真密度(kg/m3) 3.26 2.74 铺置浓度(kg/m2) 21 19.1 闭合压力(MPa) 69 52 破碎率 （%） 6.48 7.82 表7 陶粒导流能力对比表

高强度中密度东方陶粒 闭合压力 （Mpa） 10 20 30 40 50 60 导流能力 （μm2·cm） 157.48 138.65 106.34 98.76 60.28 36.42 中强度低密度宜兴陶粒 闭合压力 （MPa） 10 20 30 40 50 60 导流能力 （μm2·cm） 158.54 107.23 72.26 46.87 35.36 24.72 通常用于防砂的工业支撑剂的粒度中值应为防砂井地层粒度中值的5～6倍 D50=（5～6）d50，吐玉克油田和雁目西油田地层砂粒度中值d50大致为0.11-0.17mm，与此相对应的防砂用工业支撑剂的粒度中值D50应为0.55～0.66mm（20～40目）左右。目前吐哈油田使用的支撑剂主要为∮0.45～0.9mm（20～40目）的宜兴陶粒和成都陶粒，粒度中值为0.65mm。因此可以选用20～40目陶粒作防砂压裂支撑剂。

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七、低伤害压裂液的研究与优选

（一）吐玉克油藏压裂液选择

由于吐玉克油藏储层为等偏强水敏储层，储层胶结程度较弱，胶结类型以泥质胶结为主，部分层段岩性较疏松，胶结物总量为6.8%，其中泥质含量为5.58%，碳酸盐胶结物含量为1.22%。泥质胶结物中以高岭石、绿泥石为主，相对含量分别为42.1%、25.6%，伊/蒙混层含量为20.3%。同时原油属稠油，具有高密度、高粘度、高含蜡、胶质沥青质含量高特征，原油粘度高且随温度变化敏感性强，原油中胶质、沥青质含量高，当温度降低后，重组份结晶析出，沉淀、沉积在孔喉或岩石壁面上或吸附于粘土矿物颗粒表面造成堵塞。试验室模拟原油在地层中流动条件下，评价冷伤害程度。模拟地层温度条件下（78℃）原油在岩芯中流动，测初始渗透率Kf，然后使岩芯降温至30℃，再升温至78℃，进行稠油流动试验，冷伤害后渗透率伤害率达36.33%。压裂液必须具有防水敏，冷伤害性能。

玉1区块油藏埋深3280～3550m，地温梯度仅2.61℃/100m，油层温度97.85℃。玉东区块油层深度2700m，地温梯度2.44℃/100m，油层温度78℃。

经过几年的深入研究和现场应用，目前GRJ-B水基中温无机硼水基压裂液体系具有流变性能好、破胶快速彻底、残渣少、伤害小等特点。使用的温度范围：60～95℃。性能指标见表8。可满足吐玉克油田中温油藏度高砂比压裂施工需要，图3为80℃条件下压裂液粘温性能。在170s-1剪切速率下，粘度仍可保持在100mpa.s以上。通

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过对压裂液性能调整，可减少粘土膨胀和微粒运移，降低压裂液水敏对储层造成的伤害。为防止冷伤害，在施工前注入有机溶剂作预前置液。起到隔离压裂液与稠油的接触，降低对储层伤害。因此，GRJ-B水基中温无机硼水基压裂液体系可作为首选压裂用液。为防稠油冷伤害，在前置液中加入有机溶剂对压裂储层进行预处理。

表8 中温无机硼水基压裂液性能指标

项 目 密度，g/cm 耐温抗剪切性能，mPa.s 滤失系数，m/√min 残渣，mg/L 破胶水化液粘度，mPa.s 破胶水化液表面张力，mN/m n、k值 3中温压裂液 1.03 80 4.28×10 502 2.57 28 0.5070,1.037Pa.s 图3 80℃无机硼交联压裂液粘温性能曲线n-4600500粘度(mPa.s)温度(℃)100908060粘度（mPa.s）40030020010000102030时间（min）40506050403020100温度（℃）70

玉1井于2003.3.26进行了压裂改造，采用GRJ-B80中温水基压裂液（胶囊），并用有机溶剂作为预前置液，玉1井压裂后油井平均产油量为13 m3/d，为压前的2-3倍，压裂取得了非常好的效果。

（二）雁目西油田压裂液选择

雁目西油藏埋深1500-1700m，油层温度45-60℃。要求压裂液在低温条件下快速彻底破胶，同时要求与储层具有很好的配伍性。 目前已研究开发成功了45℃65℃等温度下的水基低温压裂液配

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方，该水基压裂液是以羟丙基瓜胶为稠化剂，硼砂为交联剂，过硫酸铵为破胶剂， 同时应用了以ZA-5为代表的10余种添加剂。具有携砂性强、低摩阻、低滤失及破胶时间短、破胶液粘度低、低残渣、低伤害等特点。开发了低温破胶剂，解决了低温破胶时间长，不彻底的难题。解决了常规破胶剂低温〈60℃下破胶慢，破胶不彻底，压裂液残渣含量高的难题，可以实现3060℃地层的压裂。压裂液中应用胶囊延迟破胶剂，保证了压裂液在施工过程中携砂性能，同时，在压后裂缝闭合压力作用下破碎，释放高浓度的破胶剂，达到裂缝内压裂液的快速破胶，极大地减少了压裂液对裂缝和地层孔隙的伤害。该压裂液破胶时间可缩短到2小时，破胶液粘度小于3mP.s，残渣含量443g/l，岩心伤害小于20%。压后取返排样，破胶液粘度小于3mP.s，压裂液彻底破胶。表9为压裂液综合性能指标。图4为低温压裂液粘温性能曲线，可以满足低温储层压裂施工需要。因此，雁目西油藏压裂液选择水基低温压裂液体系。

表9 低温无机硼水基压裂液性能指标 项 目 密度（g / cm3） 60℃、170S-1 剪切60min耐温抗剪切性能（mPa.s） 滤失系数（m /√min） 残渣（mg / L） 破胶水化液粘度（mPa.s） 水化液表面张力（mN / m） n、k值 岩芯伤害率（%）

1.03 ≥80 6.19×10-4 638 2.57 27.6 0.7113，4.448×10Pa.sn 〈20% 指 标

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图4 低温压裂液粘温曲线（50℃）900800700605040粘度温度粘度(mPa.s60050030400300200101000020406080100120140016020时间(min)

八、前期压裂防砂现场试验总结分析

2002年在雁6-8井进行了压裂防砂现场试验。雁6-8井1999年9月24日投产转抽，10月30日泵下悬挂Φ114mm滤砂管防砂生产，防砂井段1621-1633m，距离下部水层12.5m，顶界距离上部水层9.4m，隔层发育不明。2000年7月9日检泵，2001年9月3日冲砂、检泵，此前热洗3次，2002年5月起出防砂管。措施前日产油4.5t/d，不含水。2002年9月24日进行压裂充填防砂施工，采用了压裂充填提

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温度(℃)高储层渗流能力，饶丝筛管砾石充填防砂，作业后初期日产液18m3/d，产油14t/d，后稳定日产液16m3/d，产油12.4t/d，取得明显效果。雁6-8井压裂的成功，打破了雁木西油田不能压裂的误区，为雁木西油田低效井的治理开辟了新途径。

2003年相继在雁木西和鲁克沁油田又进行了4口井的实验，表10为施工参数统计表，施工砂比在33-40%较低，加砂强度低（0.3-2.1m3/m），但压后基本全部无效（表11）。针对单井进行了详细分析。

雁6-21井于2003.2.23日进行压裂施工，压裂层段为1779-1783m，该层段于2002年8月21日射后自喷生产，日产油13t/d，不含水，于9月8日转抽生产后，日产液仅1.2m3/d，含水98%，严重供液不足，之后于9月26日和10月17日进行了两次酸化作业，酸后无效，决定进行压裂改造储层。施工砂比38.3%,加砂强度2.15m3/m，入井液量89m3，压后关井3小时后放喷排液，压裂液返排率仅8.4%,压裂液返排不彻底，是导致压后增液增油均较差的主要原因。

雁6-28井于2003.3.3进行压裂施工，压裂层段为1596-1616m，距离上部水层9m，距离下部油水同层11m，其中有2m的致密层。压裂施工采用低排量人工控制缝高压裂，入井液量74.3m3，压后关井3小时后放喷排液，压裂液返排率4.5%,压裂液返排不彻底，严重影响压后效果。压后效果差的主要原因是压裂液对储层造成严重伤害，此外，施工砂比低(36%)，施工规模小，加砂强度0.3m3/m，对压后效果有一定影响。

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雁6-19于2003.3.18施工，压裂层段为1611-1618.38m和1618.98-1624.10m，距离上部水层27m，距离下部储层6m，其中有3.3m的致密层，上下水层均已挤封。压裂施工采用低排量人工控制缝高压裂，入井液量68.8m3，压后关井3小时后放喷排液，压裂液返排率20.3%,压裂液返排不彻底，严重影响压后效果。压后效果差的主要原因是压裂液对储层造成严重伤害，此外，施工砂比低，施工规模小，加砂强度0.56m3/m，对压后效果有一定影响。

鲁4-7于2003.4.3进行压裂防砂施工，压裂层段为2366.0-2386.6m和2387.6-2390.0m，距离上部油水同层16m，压裂施工采用低排量人工控制缝高压裂，施工没有实现端部脱砂目的，之后进行饶丝筛管砾石充填防砂。入井液量176m3，压后关井8小时后放喷排液，压裂液返排率0.68%,压裂液返排不彻底，严重影响压后效果。压后效果差的主要原因是压裂液对储层造成严重伤害，此外，施工砂比低（33.3%），施工规模小，对压后效果有一定影响。

通过以上分析得出以下结论：

1、采用了压裂充填提高储层渗流能力，饶丝筛管砾石充填防砂相结合的防砂压裂思路是正确的，但实际施工砂比和加砂强度均较低，裂缝形成的导流能力与中渗储层不匹配，严重影响压后增产效果。

2、导致压后无效的主要原因是压裂液在低温条件下破胶不彻底，压裂液返排不及时，同时压裂液返排率极低（表12），压裂液对储层造成了严重伤害。

表10 压裂防砂施工参数统计表

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井号 井别 施工日期 压裂层位 Y6-21 油井 2003.2.23 Y6-28 油井 2003.3.3 Y6-19 油井 2003.3.18 Lu4-7 油井 2003.4.6 k1s1 Esh2 Esh2 T2K2 厚度 4 20 12.5 20.6 施工排前置液百分量 2-2.5 1.3-2.2 2-2.2 2.5-3.01 数 67.15 49.26 40.49 18.65 施工泵压 总砂量 21-42 20-55 20-30 22.3-28.1 8.61 6.09 7.06 24.8 最大砂平均砂加砂强比 75 80 70 60 比 38.3 36 40 33.3 度 2.15 0.30 0.56 1.20 延伸梯度 0.018 0.015 0.015 /

表11 压裂防砂压裂效果统计表

压前产液压前产油压前含水压后产液压后产油压后含水前后产液对井号 井别 (m3/d) （t/d) (%) (m3/d) （t/d) (%) 比(m3/d) 前后产油对比（t/d) 前后含水对比(%) 有效期 Y6-21 油井 Y6-28 油井 Y6-19 油井 Lu4-7 油井 0.71 2.52 0 / 0.57 1.43 0 4 0 31 0 / 0.77 8.7 5.45 / 0.41 2.14 0.09 4 35 70 98 / 0.06 6.18 5.45 / -0.16 0.71 0.09 0 35 39 98 / 无效 低效 无效 无效 表12 压裂防砂压后返排统计表

井号 Y6-21 Y6-28 Y6-19 Lu4-7 井别 油井 油井 油井 油井 施工日期 2003.2.23 2003.3.3 2003.3.18 2003.4.6 入井液量(m3) 89 74.3 68.8 176 关井时间(h) 3 3 3 8 压裂液返排率(%) 8.4 4.5 20.3 0.68 九、压裂防砂试验下部工作安排

（一）技术思路

在充分结合最新研究成果和前期防砂压裂试验的成功经验和存在问题的基础上，提出压裂防砂试验下部工作技术思路。

①、选择储层垮塌不严重但有出砂历史的油井进行压裂防砂试验，并根据吐玉克油藏和雁目西油藏特征，进行有针对性的选择压裂液体系，同时保证压后快速彻底破胶，努力使压裂液对储层伤害降到最低，是保证压后效果的关键。

②、对距离上下水层较近和无明显隔层的储层压裂，采用人工隔

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层控制缝高技术，对于边底水油藏在压前进行预处理，把携带有沉式转向剂的预处理液注入地层，并关井10—30min，然后进行正常的压裂施工，有效地控制了裂缝的延伸，同时应用三维压裂优化设计技术，根据储层实际情况，确定合适裂缝规模和施工排量，保证不压窜上下层。

③、进一步提高施工砂比和压裂规模，施工平均砂比在45-55%之间，实现真正意义上的端部脱砂压裂，满足储层对裂缝导流能力要求，实现压裂防砂与油层增产的双重目的。

④、针对压裂液自喷返排率较低的情况，根据压裂液破胶时间和裂缝闭合时间，将压后关井时间由目前的3-8小时缩短到1小时，同时研究应用压后气举快速排液技术，减少对地层的伤害。 （二）、具体施工参数

①、支撑缝长：吐玉克和雁目西油藏油井优化支撑缝长50-60m。 ②、导流能力：Fcd’=KwWf/（KeXf）在10以上。 ③、施工砂比：施工砂比在45-55%。

④、施工排量：根据储层距离水层距离和隔层遮挡能力状况，确定是否需要进行人工隔层控制缝高技术，以及压裂施工所需排量，施工排量通常控制在2.5-3m3/min之间，低于常规压裂，主要目的是控制缝高和便于脱砂。

⑤、前置液量：少于常规压裂，目的是使砂浆前沿能在停泵前到达周边，一般为30—45%。

⑥、压裂液：粘度低于常规压裂，一是保证悬砂，二是利于脱砂。吐玉克油藏采用中温水基无机硼压裂液体系，同时压前采用有机溶剂

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对储层进行预处理，降低对储层冷伤害；雁目西油藏采用应用成熟的低温水基无机硼压裂液体系。

⑦、施工压力：根据吐玉克油田前期压裂实际资料，分析区块地层破裂压力梯度为0.016-0.02MPa/m，计算井底施工压力55-65Mpa，井口压力在25-45MPa。根据雁目西油田前期压裂实际资料，分析区块地层破裂压力梯度为0.015-0.016MPa/m，计算井底施工压力27MPa，井口压力在10-15MPa。

⑧、压裂井口：采用KQ70/65型压裂井口。 (三)具体安排

① 技术研究及试验方案（二季度初9月20日） ② 试验合同签定（9月21日至10月1日） ③ 第二轮现场试验（10月2日至10月31日）

④ 效果跟踪评价、项目总结、报告编写和归档（11月1日至11月20日）

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