压裂防砂技术项目总结

1、项目名称：压裂防砂技术研究与实验负责单位：吐哈油田分公司开发事业部承担单位：吐哈油田分公司吐鲁番采油厂吐哈石油勘探开发指挥部钻采工艺研究院2003 年 9 月负责单位负责人:金志鹏承担单位负责人：周自武刘建伟承担单位具体负责人：王宇宾 刘兆江目录一、问题的提出 . 二、油井出砂状况机理分析与评价三、压裂防砂技术原理及特点 四、国内外技术状况 五、压裂防砂工艺技术研究 六、适合压裂防砂的支撑剂优选 .七、低伤害压裂液的研究与优选 .错误 !未定义书签 错误 !未定义书签 错误 !未定义书签 错误 !未定义书签 错误 !未定义书签 错误 !未定义书签 错误 !未定义书签 错误 !未定义书签八、前期

2、压裂防砂现场试验总结分析九、压裂防砂试验下部工作安排错误 !未定义书签、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，孔吼直径均值，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

3、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（23412377m）共出砂，日产稠油 d。而其 上层（22902320n）出砂达m3,日产稠油d,日产水d。试油时累 计出砂。 1998年挤水泥封堵（2290），1998年9 月投产 23412377m， 产量一直在 18m3/d 以上,不出砂。生产 1 5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

4、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,折算采油砂 比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。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 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：,已接近油层下界（2377m，冲砂总进尺，砂量约253L,加上 油管内地层砂共453L。而此间共产液，折算采油砂比% 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 m3。3月3日起管杆柱，检查发现

5、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%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14-15n/d，后逐步降为5nT/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，未发生卡泵现象。2

6、000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。表1鲁2井出砂情况统计表开井日期生产周期d产稠油量m冲砂作业日期冲出砂量L采油砂比%合计553245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

7、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：形成水力裂缝并 促使其发生端部脱砂；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

8、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 % 粉砂岩占%岩石类型为长石岩屑砂岩。碳酸盐胶结物含量 %泥质胶 结物含量%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。储层渗透率一300X10-3卩m2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

9、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 340370卩s/m，在地层出砂临界声波时差 295395卩s

10、/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 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。 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：B=X 105B出砂指数，X 104MPaP r岩石密度，g/cm3; t 纵波声波时差，口 s/m当B>0寸，储层不会出砂；当<B，储层出砂；当B<寸，储层出 砂严重。 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（1-2

11、卩）（1+ 卩）R=X（1-tD一一常数，X 1017 ；卩 泊松比;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X 106时，一般不会出砂。 声波时差法近年来，常用声波时差厶t来预测储层出砂，当 t>295卩s/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 295 395卩s/m.鲁克沁雁目西油田储层声波时差 340370卩s/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

12、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，而且还获得显着增产。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 的流速和携砂能

13、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

14、。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/VrQ/Qr=1Q/Qr=2Q/Qr=3Lf=30mLf=50mLf=30mLf=50mLf=30mLf=50mr=r=r=(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

15、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 x 10-3mm2孔隙度5-15%，生产过程中出砂。压裂前 置液，携砂液59m3支撑剂20t,加砂浓度31t/m3,最大填砂浓度m2, 增产倍，年递减由 d/a 将到 3t/d/a 。防砂效果也较好。大港港西油田在 97 年至 9

16、8 年，施工 70 余次，有效率 %，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,总液量, 平均砂比%，综合砂比 %。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 砾岩，胶结较疏松，空气渗透率卩m,平均孔隙度%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,

17、截止,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?施工日期厚度m/层数2排量m3/min压裂液名称HPG支撑剂兰州砂26m3用量树脂砂3m3压前产量m3/d产液压后产量m3/d产液产油产油五、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

18、，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 控制缝咼技术。控制缝咼技术一般米用控制射孔位置， 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

19、 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?，颗粒密度cm3以上。筛

20、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，w占%颗粒密度cm3,下沉率%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% %和%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标准要求值实际测定值修约值单项结论夕卜观松散颗粒松散颗粒合格水分，%w 2合格粒径分布%4合格14合格92 95合格密度，g/cm3合格下沉率，%> 95P合格：4、对导流能力影响:采用低密度陶粒，粒径，体积密度 亦，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1040M

21、Pa下对裂缝导流能力影响为 %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导流能力卩渗透率卩m2导流能力降低率%渗透率降低率%陶粒陶粒10%XCJ陶粒陶粒10%XCJ102021146313452014064449198309946322147406829229975045181556260605、应用效果：玉1井已射一，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

22、用沉式转向剂控制裂缝向下延伸 技术取得显着效果，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：整条压裂缝填充 更多的支撑剂；压碎的支撑少，对由细粒造成导流能力下降的抵抗 力强；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；裂缝初期及稳态导流能力更高；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。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。在压裂工艺

23、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；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。模拟计算储层厚度20m在裂缝导流能力一定，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

24、50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10 20304050607080403020O/量油产日期初后压增加而增加，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。2、导流能力：Fed' =KwWf/( KeXf) 3510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，当裂缝导流能力在以上时， 压

25、后日增油量随裂缝导流能力的增加而增加。最终确定裂缝导流能力在以上，对应的施工平均砂比在40浓上。5010 2030405060裂缝导流能力(d.cm)708090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403020O)twu5压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 min之间，低于常规压裂，主要 目的是控制缝咼和便于脱砂。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

26、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，计算井底施工压力55-65MPQ井口压力在25-45MPS。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，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。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4456MPa左右，作用在支撑剂上闭合压力为 3446MPa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

27、 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100卩吊 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，计算裂缝闭合压力2529MPa左右，作用在支撑剂上闭合压力为 2024MPa要求支撑剂在此闭

28、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100卩m 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剂。表6 陶粒主要物理性能对比表类别视密度(kg/m 3)真密度(kg/m 3)铺置浓度(kg/m 2)闭合压力(MPa)破碎率(%中密度咼强度东方陶粒:2169低密度中强度宜兴陶粒52表7陶粒导流能力对比表咼强度中密度东方陶粒中强度低密度宜兴陶粒闭合压力

29、(Mpa)导流能力(m cm)闭合压力(MPa)导流能力(m cm)101020203030404050506060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56倍D50= （56） dso，吐玉克油田和雁目西油田地层 砂粒度中值d50大致为，与此相对应的防砂用工业支撑剂的粒度 中值C5。应为（2040目）左右。目前吐哈油田使用的支撑剂 主要为/（2040目）的宜兴陶粒和成都陶粒，粒度中值为。 因此可以选用 20 40 目陶粒作防砂压裂支撑剂。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

30、，部分层段岩性较疏松，胶结物总量为 %，其 中泥质含量为 %，碳酸盐胶结物含量为 %。泥质胶结物中以高岭石、 绿泥石为主，相对含量分别为 %、%，伊/ 蒙混层含量为 %。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（ 78C）原油在 岩芯中流动，测初始渗透率 Kf,然后使岩芯降温至30C，再升温至 78 C，进行稠油流动试验，冷伤害后渗透率伤害率达

31、 %压裂液必须 具有防水敏,冷伤害性能。玉1区块油藏埋深32803550m地温梯度仅C /100m,油层温 度C。玉东区块油层深度2700m地温梯度C /100m,油层温度78C。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：6095C。性能指标见表 &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80C条件下压裂液粘温 性能。在170S-1剪切速率下，粘度仍可保持在以上。通过对压裂液 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

32、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（ 度 粘10080706050403020100图380 C无机硼交联压裂液粘温性能曲线)C( 度 温GRJ-B8 0中温水基压裂液（胶囊），液中加入有机溶剂对压裂储层进行预处理。项目中温压裂液密度，g/cm3耐温抗剪切性能，80滤失系数，m/V minX 10-4残渣，mg/L502破胶水化液粘度，破胶水化液表面张力，mN/m28n、k值J表8 中温无机硼水基压裂液性能指标90玉1井于进行了压裂改造，采用并用有机溶剂作为预前置液，玉1井压裂后油

33、井平均产油量为13m3/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 C。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 45C ?65C等温度下的水基低温压裂液配 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 C下破胶慢，破胶不彻底，压

34、裂液 残渣含量高的难题，可以实现 30?60C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，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，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指标密度（g / cm 3）60

35、C、170S1剪切60min耐温抗剪切性能（）> 80滤失系数（m / Vmin）x 10-4残渣（mg / L ）638破胶水化液粘度（）水化液表面张力（mN / m）n、k值,x岩芯伤害率（%20%图4低温压裂液粘温曲线（50 C）200100080o O o O7 6o O o O5 4)s -apm(® 粘粘度温度0204060 80100时间(min)120140160504。）C30 L度温100八、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114mn滤砂管防砂生产，防砂井

36、段1621-1633m,距离下部水层，顶界距离上部水层，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16mVd ,产油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

37、在 33-40%较低,加砂强度低（）,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井于日进行压裂施工，压裂层段为 1779-17830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 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3裂改造储层。施工砂比，加砂强度m入井液量89m，压后关井3小 时后放喷排液， 压裂液返排率仅 %,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井于进行压裂施工，压裂层段为 15

38、96-1616m,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，压后关井 3 小时后放喷排液， 压裂液返排率 %,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 m对压后效果有一定影响。雁6-19于施工，压裂层段为和，距离上部水层 27m距离下部储 层6m其中有的致密层，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，压后关井 3小时后放喷排液，压裂液 返排率压裂液返排不彻底，严重影响压后效果。压后效果差的主要 原因

39、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m对压后效果有一定影响。鲁4-7于进行压裂防砂施工，压裂层段为和，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176m，压后关井8小时后放喷排液，压裂液返排率，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，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井号井别施工日期压裂层位厚度施工排量前置液百分数施工泵压总砂量最大砂比平均砂比加砂强度延伸梯度Y6-21油井油井油井油井表11压裂防砂压裂效果统计表井号井别压前产液(m3/d)压前产油(t/d