米登区块米气7H侧井压裂防砂工艺研究

题目：米登区块米气7H侧井压裂防砂工艺研究摘要吐哈油田老区油藏多以复杂多断块油气藏为主，在微构造的高点及井间滞留区的剩余油气难以有效动用，针对复杂断块油气藏开发后期，侧钻技术就可以有效的挖掘剩余油气，因此，米气7H侧井是在米气7H井的基础上打了1口侧钻井。然而，米气7H侧井的储层低孔、低渗但高含油饱和度气层，所以只有通过压裂改造才能有效提高单井产量，但是在前期压裂施工中的位于米气7H侧井东南方向上的米侧26井在压裂后地层出现出砂现象不得不停井。为此，开展米气7H侧井压裂防砂工艺研究很有必要。本论文从地层条件出发，开展压裂工艺参数优化设计，裂缝规模优化、导流能力优化等，确保压裂效果。针对储层物性差以及油气水三相同出，容易产生水锁伤害的问题，采用有机硼延迟交联压裂液体系降低液体伤害；优选尾追20/40目树脂覆膜砂压裂防砂支撑剂，控制储层压后出砂对生产的影响。压裂后该井产量倍数增加非常可观，最高日产气3.8万方，日产油5.5t/d。通过米气7H侧井的成功增产表明防砂+压裂改造的方式，说明米登区块侧钻井防砂压裂技术是挖掘吐哈老油区剩余油的有效增产措施，具有非常大的实用价值。关键词：米登区块，米气7侧井，防砂方式优选，压裂优化设计AbstractOldreservoiroftuhaoilfieldisgivenprioritytowithcomplicatedfaultblockreservoirs,morestrandedbetweenthepeakofthemicrostructureandtheremainingoilandgasisdifficulttouseeffectively,forcomplexfaultblockreservoirsdevelopmentlater,sidetrackingtechnologycaneffectivelyexcavateremainingoilandgas,sogasmeters7hsideisin7hmgasWellsonthebasisofthe1mouthsidedrilling.However,thereservoirsinthe7Hsideofmgasarelowporosity,lowpermeabilitybuthighoilsaturation.Therefore,onlythroughfracturingcansinglewellproductionbeeffectivelyimproved.However,inthepreviousfracturingoperation,sandproductionintheformationofthe26msidelocatedinthesoutheastofthe7Hsideofmgasoccurscontinuously.Basedontheformationconditions,thispapercarriesoutoptimizationdesignoffracturingtechnologyparameters,optimizationoffracturescale,optimizationofconductivity,etc.,toensurefracturingeffect.Itiseasytocausewaterlockdamage,theorganicborondelayedcross-linkedfracturingfluidsystemisadoptedtoreducetheliquiddamage.The20/40meshresincoatedsandfracturingproppantisselectedtocontroltheimpactofsandproductionafterreservoirpressure.Afterfracturing,theproductionmultipleofthewellissignificantlyincreased,withamaximumdailygasproductionof38,000cubicmetersandadailyoilproductionof5.5t/d.ThesuccessfulstimulationofthemiGas7Hsidewellshowsthatthesandcontrol+fracturingmethod,whichshowsthatthelateraldrillingsandcontrolfracturingtechnologyinMidengblockisaneffectivestimulationmeasuretoexcavatetheremainingoilintuhaoldoilarea,andhasgreatpracticalvalue.Keywords:MidengWellBlock,Miqi7Hsidetrackingwell,Sandcontrolmodeoptimization,Fracturingoptimizationdesign目录11885第1章前言 111103第2章国内外研究现状 1309982.1吐哈油田技术发展趋势 1112542.2国外压裂液技术发展趋势 1169562.3防砂技术发展趋势 210734第3章研究内容 23514第4章米气7H侧井概况 36004.1研究区地理位置 3129034.2区域地质概况 4283414.3研究区开发现状 512753第5章米气7H侧井储层特征 5102665.1沉积特征 5203095.2储层岩性及敏感性特征 683345.3物性特征 7267735.4地层压力和温度特征 727669本章小结 725290第6章防砂原理研究 8325766.1出砂现象 8234376.2出砂原因分析 922347（1）内在因素 9268（2）外在因素 986.3防砂原理研究 10217036.4尾追树脂砂防砂原理 1020000本章小结 1130021第7章压裂工艺优化设计 1162657.1裂缝优化设计 11118757.2裂缝导流能力优化 12209357.3前置液优化 13197537.4支撑剂优化 13111437.5压裂液优化 1423377本章小结 1530202第8章压裂效果 1618392本章小结 1719678结论 1827994参考文献 1924302致谢 21第1章前言米气7H侧井是位于温吉桑构造带西端的米登区块的一口侧钻井，从井筒条件来分析该井侧钻尾管采用5in的P110套管固井完井，侧钻深度3265.53m，最大井斜14.8°，因此增加近井地带弯曲摩阻，加大了改造难度。测井解释数据表明，需要进行压裂改造的层段为低孔、低渗、高含油饱和度气层，通过压裂才能获得产能，同时，从测井曲线看出压裂层段的顶部和底部GR/SP曲线呈现低值，说明隔层条件较好，有利于控制裂缝的缝高。从米侧26井施工结果看，地层有出砂现象，因此通过压裂防砂工艺研究挖掘剩余油潜力。本次论文将针对本区块西山窑组储层物性较差，在前期改造的效果及认识基础上，提高储层的改造效果，为以后在吐哈油田的老油区寻找剩余油提供一定的依据。第2章国内外研究现状2.1吐哈油田技术发展趋势随着吐哈油田的开发，储层物性和地层压力发生变化，油藏开发由Ⅰ类储层转变成Ⅱ、Ⅲ类储层、地层压力系数逐年下降、储层厚度的选择逐年变薄，据统计，5年内油田压裂平均厚度下降了52.0%、丘东气藏地层压力系数下降了46.5%，且储层物性及地层压力情况呈逐年下降趋势[1]，压裂对象的转变需要研究更低伤害、适合薄互层施工的压裂液体系。吐哈油田新出现的储层特点变化情况：（1）目前储层物性逐年变差，厚度逐年变薄（较2007年储层厚度下降了48.5%），薄互层压裂造缝困难，易出现砂堵现象的发生。薄互层要求压裂液要有良好的造缝能力，能够在粘度较低的条件下拥有较好的携砂能力以便控制缝高延伸，同时储层物性的变差，要求压裂液在中等排量施工的条件下满足高砂比施工的要求，建立一条高导流能力的裂缝通道。（2）地层压力系数逐年降低，一方面要求压裂液能够压后实现快速破胶，并匹配伴注液氮、气举等工艺实现快速返排；一方面要求压裂液低伤害，破胶后残渣含量少，清洁无污染，降低压裂液对储层的伤害；同时，由于地层矿化度较高要求压裂液拥有较好的抗盐性能，并与地层配伍性好，不会引起其他伤害。2.2国外压裂液技术发展趋势目前国外替代瓜胶压裂液主要采用清洁压裂液体系[2]。该压裂液自1997年以来在全球范围内进行的压裂作业已经超过2100多井次。清洁压裂液最早在美国的墨西哥湾的压裂充填作业中使用[3]，其效果比用常规压裂液作业的油井效果好。后来，加拿大、美国、意大利、墨西哥湾的众多油田的常规压裂施工中广泛应用[4]，取得了良好效果。该压裂液配制容易，施工简单，摩阻小，携砂能力强，施工效果良好。将这些特种表面活性剂称为粘弹性表面活性剂，简称“VES”。低聚物压裂液稠化剂是一种合成聚合物，通过多价金属交联形成高粘度冻胶的压裂液。压裂液稠化剂的合成采用了微波、紫外线、与催化剂间断聚合工艺，采用三种聚合工艺的主要原理是想通过微波和紫外线发射的不同波长的电磁波和光波，用以激发具有不同竞聚率的双键单体，以达到功能单体均匀聚合的目的。向分子内引入特种聚合单体，包括：疏水单体、抗盐单体等。可逆交联压裂液是目前比较流行的一种压裂液体系[3]，稠化剂也是一种合成聚合物，分子间通过多元弱键结合，形成布满整个溶液体系的三维立体网状结构[5]。2.3防砂技术发展趋势随着石油开采业的飞速发展，油气井出砂问题早己是不容忽视的问题。出砂危害之大，使得如何进行准确的出砂预测，有效地进行防砂，使地下油气能顺利采出成为石油界一直探究的问题[6]。几十年来，防砂技术不断完善，日趋成熟，逐步形成了以机械防砂、化学防砂两大类防砂技术为主的防砂工艺技术，以及系统的出砂预测技术和防砂综合配套技术[7]。第3章研究内容米登区块压裂出砂一直是制约压裂高效开发的一个关键因素，如米侧26井压裂效果好，增产倍数客观，但是该井压裂后不久就出现了地层出砂现象，造成了很多气井停井。针对侧钻井压裂后出砂次数的增多暴露了许多问题，包括压裂液体系的优选、无防砂施工成功率低以及“水锁”现场影响压裂效果等。经分析其主要原因为老油区块侧钻井压裂施工没有合理的压裂液体系、地层温度低、压裂施工没有防砂措施，造成地层出砂，影响了压裂效果。以米登区块米气7H侧井为例，通过压裂+防砂手段挖潜老油区剩余油。以往米气26井压后地层出砂现象，是由于没有进行压裂设计的优选，也没有进行压裂防砂措施。从压裂技术的发展来看，这种设计方式已不能满足科学压裂的需要。本文针对以往压裂设计的不足，对压裂技术行了优化研究。主要内容包括通过研究盆地构造背景、储层特征和侧钻井特征开展优化米气7H侧井压裂工艺和控制储层压后出砂对压裂效果的影响，分别从以下几个方面进行了研究：1、通过相关资料的查询，对地质概况进行研究。米登区块是吐哈油田的老油区属于低渗透油藏，由于其渗透率低、渗流阻力大、连通性差、有的单井产能也较低，满足不了经济开发的要求，为了提高单的产量和最终的采收率，改善其开采的经济效益，所以要对油气井进行水力压裂，而且通常需要压开多条裂缝来增加油气渗流通道，提高单井产能。2、针对储层特征，进行数据分析，从而设计合理的压裂参数，并优化压裂液体系，针对储层物性差以及油气水三相同出，容易产生水锁伤害的问题，优化了液体配方，采用有机硼延迟交联压裂液体系降低液体伤害。3、针对以往地层压后出砂情况，采用尾追树脂砂进行防砂，采用30-50目+20-40目支撑剂，获得较高的导流能力，其中，针对本井可能存在的出砂情况，20-40目陶粒采用压裂树脂砂；4、通过使用裂缝模拟软件，对不同裂缝的长度确定加砂浓度、加砂程序等参数进行优选，并确定合理的施工参数，控制储层压裂后出砂对生产的影响。通过以上压裂计划的优化研究，提高侧钻井防砂的成功率，延长有效期，降低综合成本，提高综合效益。确保油井的正常生产和最大限度的挖掘剩余油气井的产能，为油田稳产提供技术保障。第4章米气7H侧井概况4.1研究区地理位置米气7H侧井位于吐哈油田吐鲁番盆地温吉桑构造带西端的米登区块，北临博格达山山前带，东北与丘东气田相邻，南接温西十区块。全区地形较为平坦，地表为戈壁滩，地面海拔500-600m。该地区油田北侧有兰新铁路通过，距鄯善火车站约14km，油区有多条公路穿过，交通便利，具良好的地面开发条件（图4-1）。图4-1米登区块构造区划分图Fig.4-1LocationandtechnologyroadmapofMidengwellblock4.2区域地质概况米登区块位于温吉桑构造带西端，温吉桑构造带位于吐鲁番坳陷台北凹陷中部，向北紧邻丘东中下侏罗统煤系烃源岩生油次凹中心，南与七克台断褶带相望，是油气运移和聚集的指向所在，具有良好的油气成藏条件，油气田分布于构造带的西段，构造由南向北成排展布，纵向上多层系叠合成藏，是复式油气聚集带。温吉桑构造带中、下侏罗统油气藏在纵向上叠置，其中中侏罗统以构造-岩性油气藏为主，七克台-三间房组以带气顶的油藏为主，西山窑组以气藏为主。温吉桑构造带呈南西—北东方向展布，构造带受四组与构造带走向一致的逆断层控制。构造带由三排八个局部圈闭组成，自北向南依次为：第一排构造：温西十断鼻、米登和丘东背斜；第二排构造：由温西一、温八断背斜组成；第三排构造：由温西六、温西三、温西七断背斜、温五、红胡断鼻组成。该构造带中燕山期开始活动并形成构造雏形，喜马拉雅期以断褶作用为主，构造幅度加强定型。圈闭类型以背斜、断鼻为主，保存条件较好。构造带从北而南、自西向东，构造高点逐级抬升。米登构造与丘东构造整体是一个向南爬升的断背斜构造，两者以宽缓的鞍部相连，米登区块为一依附于南断层的断背斜圈闭。西山窑组顶面圈闭长轴4.6km，短轴2.3km，圈闭面积4.968km2，闭合高度90m。米登区块紧长期处于构造上倾方向，为油气运移的主要通道之一，其凸起上发育的不整合面与深层逆断裂构成了油气运移的良好通道。4.3研究区开发现状1991年9月4日米登构造米1井开钻，该井于92年4月8日完钻，完钻层位为西山窑组，完钻井深3670m。七克台组-西山窑组地层中见到了大量的油气显示层，该井1992年6月16日射开西山窑组3074.5-3082.7m井段试油，酸化压裂后，日产油6.09吨，日产气15460方，随后1992年3月14日、18日相继开钻米2、米3井。1992年5月9日-5月18日米3井三间房组2742.82-2844.50m井段中途测试获得低产油流，1992年8月11日-9月2日三间房组2764.4-2798.0m井段完井试油，获得日产6.95吨的工业油流，2002年11月28日到12月15日西山窑下3582.0-3606.0m/3735.0-3751.0m抽汲求产，在钻探中后期，钻井过程中，测试有天然气，最高瞬间产量2000方/天，认为米3井下气藏3581-3608.8m为气层。研究认为米3井区具备提高西山窑组上气藏储量动用程度及探索西山窑组下气藏储量规模的潜力。截止2019年4月底米登区块西山窑气藏共有气井19口，开井19口，平均日产气5.2×104m3，平均日产凝析油16.7t，历年累计产气5.22×108m3，累计凝析油8.47×104t，采气速度0.9%，气采出程度24.3%。米706井于2019年3月6日完钻，完钻层位为西山窑组，完钻井深3310m。该井于2019年3月22日射开西山窑组3178.2-3184m井段试油，压裂投产后日产油0.7吨，日产气11500方。随后为提高地质储量动用程度开钻米703井，钻遇X13-1和X11-2，曲线和全烃显示均较好。第5章米气7H侧井储层特征本次研究是在前人研究成果的基础上，结合米登区块目的层位的实际地质情况，借助测井资料，采用了较实用的岩石地层学对比方法。利用米登区块的岩芯、测井数据，进行系统详细的分析研究，为米气7侧井压裂优化提供地质依据。5.1沉积特征大量岩心观察与描述、测井、地震及区域地质资料分析表明，米登区块七克台组、三间房组砂体主要为辫状河三角洲水下分流河道沉积，砂体不太发育，多以透镜状出现，连通性差。西山窑组砂体为东南方向辫状河三角洲前缘水下分流河道及河口坝沉积砂体（图5-1）。西山窑组砂层比较发育，是主要含气层段。中侏罗统储层七克台组、三间房组砂岩属于早成岩B期—晚成岩A期，西山窑组为晚成岩B期。图5-1米登区块J2x气藏沉积微信平面分布图Fig.5-1HorizontaldistributionmapofsedimentaryinMidengwellblock5.2储层岩性及敏感性特征根据岩芯、薄片、粒度、粘土矿物等资料的分析，研究区块西山窑储层总的岩性特征为，岩石成分复杂，颗粒分选磨圆度差，胶结物及杂基含量中等。岩石类型主要为长石岩屑砂岩、石英岩屑砂岩及岩屑砂岩。岩石成分复杂，岩屑含量高，占40-50%；岩屑的主要成份为岩浆（酸性喷出岩）；长石矿物中以正长石为主；砂岩胶结物及杂基成分以泥质为主，其次为方解石；泥质含量一般为6%-12%，平均为8-10%。通过对储层的敏感性分析表明，西山窑组储层为强水敏、弱－中速敏、弱盐敏、弱-中碱敏、弱酸敏储层。故压裂设计中压裂液的选择有机硼延迟交联压裂液体系。综上所述，米登区块粘土矿物成分以高岭石、伊利石为主，膨胀性较强的蒙脱石含量较少，储层有利于改造（如表5-1）表5-1米登区块粘土矿物及砂岩碎屑统计Tab.5-1DetritalstatisticsofclaymineralsandsandstonesinMidengblock5.3物性特征通过对岩心分析资料统计，米登区块三间房组储层平均孔隙度为15.0%，平均渗透率34.0×10-3μm2。据气层岩心分析资料统计，西山窑组气层以低孔、低渗和高含气饱和度为特点。储层孔隙度1.46-18.5%，平均孔隙度11.3%，渗透率0.05-0.0×10-3μm2，平均渗透率6.6×10-3μm2；含气饱和度Sg≥60%。米登-丘东西山窑组气藏砂岩储层的储集空间主要是孔隙型，局部发育少量的微裂缝和构造缝，据岩矿薄片、铸体薄片扫描电镜观察，有粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔四种孔隙类型，其中粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为该区砂岩的主要储集空间，晶间孔不具备储集能力。米登区块西山窑组气藏储层需要经过改造才能获得工业油气流。5.4地层压力和温度特征根据米14井西山窑储层投产初期压恢测试结论预测，米气7侧井待投产层（4号层）地层中部压力为28.28MPa，压力系数0.9，地层中部温度为90.5℃，属于低压储层。造成施工时砂固结效果不佳。本章小结综上所述，米气7H侧井所在的米登区块的储层属于低孔、低渗、高含油饱和度气藏，需要通过压裂改造才能获得产能，其中在压裂改造过程中遇到问题主要有：该井侧钻井眼采用5in套管完井，最大井斜为14.8°增加了储层改造难度；从测井曲线组合发现，隔层条件较好，这有利于储层改造；储层粘土矿物以伊利石、高岭石为主，膨胀性较强的蒙脱石含量较少也有有利于储层改造；储层压力系数为0.9，地层温度为90.5℃，属于低压正常温度系统造成了了再压裂施工中出砂风险；前期采出程度较低，油气水三相同出，容易产生“水锁”伤害不利于储层改造。第6章防砂原理研究针对米登区块侧钻井特征，储层温度低、该区块气井在压后出现出砂的状况，该井在压裂过程中使用追尾树脂砂防砂技术对提高压裂效果是非常必要的。6.1出砂现象米登区块米侧26井是在米26井基础上打的一口侧钻井，侧钻井就是井眼小一下，有井斜，裂缝起裂稍有差别，目前吐哈油田的侧钻井都是套管悬挂器的，需要下小直径工具。米侧26井于2019年5月5日进行压裂施工，入井总砂量32.4m3，最高砂比50%。5月9日发现井底出砂，只生产了0.5h后井下换装3.5mm油嘴生产，当天日产气由4.98万方降到0.3万方，从5月14日开始由于地层出砂不得不关井停止生产。米侧26井位于米气17H侧井的东南部，压裂设计中没有防砂措施导致压后地层出砂，严重影响单井产量。表6-1米登区块米侧26井压裂后出砂情况Tab.6-1SandproductionafterfracturinginMi26SidetrackingwellofblockMideng 6.2出砂原因分析随着油田开发的不断深入，油气井出砂越来越严重。一般说来，地层应力超过地层强度而导致井筒附近地带岩石结构破坏时，就会引起油水井出砂[8]。（1）内在因素[9]内在因素即砂岩地层的地质条件。一般地，胶结物含量高，分布均匀，渗透率越低，地质年代早，埋藏深，成岩强度高，压实作用也好，地层越不容易出砂，反之亦然。（2）外在因素主要是生产方案及工作制度不合理引起地层出砂。固井质量不好或不合格、低质量(即对地层伤害严重)入井液和频繁的修井作业、不合理的生产及作业措施造成油层伤害，如加砂压裂、压裂等措施不当等，都会引起出砂。结合米侧26井的情况来看，出砂是内外因结合出砂，由于地层松软，多次作业、压裂导致近井地带岩石骨架松散。6.3防砂原理研究根据油气井出砂的原因以及出砂地层的特征提出防砂的机理主要是[10]：减少推拽力:即是减少地层内液体流动时对地层颗粒施加的力。（2）机械挡砂:它主要是通过防止地层砂产出和恢复应力的作用来实现防砂。（3）增加地层强度:主要是通过提高岩石颗粒之间胶结力大小实现防砂。机械防砂是将筛管或割缝衬管下入井内防砂层段，然后用流体携带经过优选的合适粒径的砾石，将其充填于筛管和油层或套管之间[11]。形成一定厚度的砾石层，利用其阻止油层砂流入井内的防砂方法。化学防砂也称化学固砂，是以各种化学材料(水泥浆、酚醛树脂等)为胶结剂，以轻质油或柴油为增孔剂，以各种硬质材料颗粒(石英砂、核桃壳等)为支撑剂，按一定比例搅拌均匀后，挤入套管外地层中，凝固后形成具有一定强度和渗透性的人工井壁，阻止地层出砂[12]。或者不加支撑剂，直接将胶结剂和增孔剂挤入套管外出砂地层中，将疏松砂岩胶固起来，阻止地层出砂[13]。6.4尾追树脂砂防砂原理不同于普通的机械和化学防砂，树脂覆膜砂具有高导流能力；低破碎率，提高了导流能力；表面光洁，流体流动阻力小；具有自胶结功能，能够有效地缓解压裂后支撑剂以及地层砂的回流，起到防砂这些特点。其原理是压开地层后，采用树脂砂作为支撑剂，充填压裂产生的裂缝。树脂砂进入裂缝和亏空井段，在地层温度下交联固化，形成具有一定强度和渗透率的人工井壁，形成挡砂屏障[14-15]。针对前面讲到的米登区块地层出砂缘故以及储层特征研究表明，机械和化学防砂不能防止地层由于胶结作用差等缘故引起的地层出砂，为了使得米气7H侧井压裂后地层不出砂，顺利高效生产，我们优选尾追20/40目树脂覆膜砂的方式保证压裂施工效果。本章小结综上所述，结合米气7H侧井地层出砂原因，本研究将使用尾追树脂砂，防止压裂后地层出砂影响压裂效果以及单井产量。第7章压裂工艺优化设计压裂优化设计方法是利用FracPro压裂设计软件包，并对单井产量进行历史拟合，在此基础上研究裂缝形态、压裂施工参数、裂缝导流能力对压裂油气藏的产能影响，选择出最优的压裂参数。7.1裂缝优化设计将米登区块地质参数和流体参数作为裂缝模拟的基础参数（表7-1），建立数值模型，利用FracPro软件输入参数，得到如下裂缝形态模拟图（图7-1）。有效渗透率mD0.3-1.0孔隙度%10.3有效厚度m11.8含油饱和度%61.7地层压力MPa28.28储层温度℃90.5地层原油粘mPa.s0.55地面原油比重g/cm30.77储层X轴方向长度m250储层Y轴方向长度m250气油比7000体积系数2.5表7-1米气7侧井地质数据Tab.7-1Geologicaldata图7-1裂缝优化规模模拟结果Fig.7-1Resultsoffractureoptimizationscale综上所述，考虑到该井是低孔、特低渗地层，井网受到限制，所以优化裂缝主要解决的问题是裂缝长度与井网是否匹配，针对这个问题来优化裂缝长度，制定合适的裂缝规模。因此综合考虑裂缝优化结果以及井距，裂缝半长优化在120-140m之间，支撑缝半长120.7m，造缝高度33.9m（表7-2）。表7-2模拟裂缝参数表Tab.7-2imulatedfractureparametertable压裂井段3136.6-3148.4造缝半长(m)139.0支撑缝半长(m)120.7造缝高度(m)33.9支撑缝高(m)29.4平均造缝宽度(mm)8.0平均支撑缝宽(mm)3.67.2裂缝导流能力优化McGuire与Sikora二人运用电模拟实验得到了增产倍数与裂缝导流能力及裂缝几何尺寸之间的关系[16]如图（7-2）所示。该方法假设泄油面积必须为正方形、地层流体可压缩且拟成稳态流动、裂缝穿过整个生产层。图7-2McGuire和Sikora的电模图版Fig.5-2ElectricaltemplateforMcGuireandSikora井距有效渗透率×10-3μm2相对导流系数0.81.01.22500.38.4110.5112.610.514.0117.5221.021.028.0235.0342.04表7-2米气7H侧井储层导流能力要求Tab.7-2Flowconductivityrequirements上图曲线上数值是裂缝半长与储层供油半径的比值(也称为穿透比)。由上图可知，裂缝的导流能力及裂缝缝长均与增产倍数成正比。由这一方法得到的增产倍数曲线图更接近于现场的实际情况，因此本文实验中将会使用这一方式计算裂缝导流能力。针对米气7H侧井的储层导流能力（表7-2）可以看出相对导流能力易于达到1.0，导流能力达到35.03D·cm即可满足要求。7.3前置液优化在国内外都普遍采用老井(套损井、低效井、报废井)上部井眼开窗侧钻的办法，以增加油流通道，扩大泄油而积，寻找和开发剩余油区。由于老井套管开窗侧钻具有低成本优势，近年来这项技术在国内外得到了快速的发展，使大量套损井、低效井、落空井等以往报废的油水井得到有效利用。因此，吐哈油田从2000年开始各类套管开窗侧钻井技术广泛应用[17]。侧钻井具有井眼小，有井斜，裂缝起裂稍有差别的特点。针对侧钻井的特征，结合米气7H侧井目的层段井斜为12-14°这一特征，因此，在压裂方案设计中前置液阶段加入2级段塞，打磨孔眼、降低裂缝弯曲摩阻、降低近井地带的摩阻，减少储层非均质性强对施工压力的影响。7.4支撑剂优化重力水力压裂的目的就是在井筒附近人工的制造出裂缝，这些裂缝将会成为油气在储层与储层以及储层向井筒中运移时的渗流通道[18]。所以，在压裂作业时能否形成较高导流能力的有效裂缝是其施工的关键。在造缝成功后，为了保证在泵注停止和返排时，裂缝依然保持张开的状态，此时会通过井筒向储层中泵入支撑剂用以支撑裂缝。因此，支撑剂将会是影响裂缝导流能力的主要因素。影响裂缝导流能力的因素应有以下几点，诸如支撑剂特性(强度、圆度、浊度、表面光洁度等)、油层闭合压力、压降速度、嵌入和最终支撑缝宽等因素都会影响裂缝导流能力。表7-3区块前期施工资料Tab.7-3Preliminaryconstructiondataofblock项目0.45-0.850.28-0.630.425-0.21220/40目石英砂20/40目陶粒30-50目陶粒40-70目陶粒破碎率%52MPa3.043.22/1.2169MPa6.10/4.963.71导流能力μm2·cm10MPa130.69150.8673.2937.9720MPa83.96136.3165.7632.5430MPa32.41112.5058.2628.3140MPa18.0894.6049.3724.29米气7H侧井完钻井深在3270m，根据区块前期施工资料（表7-3），预计米气7H侧井底支撑剂承压在40MPa左右，导流能力在35.03D·cm即可满足，因此对支撑剂的抗压强度要求较高，根据裂缝导流能力以及工艺的要求，30/50目陶粒可以满足施工要求。同时，考虑到储层存在出砂的可能性，为了配合防砂的需求，采取尾追20/40目树脂覆膜砂（图7-3）的方式。图7-3树脂覆膜砂Fig.7-3Resincoatedsand7.5压裂液优化在压裂施工过程中，压裂液的好坏直接决定压裂的成败和效果[19]。目前在小井眼防砂施工中，配制的压裂液为肌胶基压裂液和聚丙烯酞胺携带液，但这两种压裂液在使用过程中出现了许多问题，主要地层伤害大。因此需配置对地层伤害较小的压裂液体系是提高气井防砂效率非常有效的方法，选择这种压裂液的原则有：（1）与地层岩石、储层液体配伍，具有低伤害性；（2）具有低摩阻、低滤失性；（3）在油藏温度下流变性能好、携砂能力强；（4）压后破胶彻底，易返排。根据以上原则，结合西山窑组储层（低孔、低渗、小孔喉、低含油饱和度），同时兼顾压裂液携砂能力、降低对储层和裂缝的伤害等需要。为实现改造目的，降低储层伤害，满足人工裂缝高导流的需求，优选低浓度羟丙基瓜胶压裂液体系。根据储层特征，室内进行了大量的优化评价试验，为了达到改造目的，优选出低浓度羟丙基瓜胶复合压裂液配方体系如下（表5-5）。表7-4米气7H侧井压裂液体系配方表Tab.7-4FormulaoffracturingfluidsystemforMiqi7Hwell序号液体名称液体配方1线性胶（基液）0.35%-0.4%羟丙基瓜尔胶（昆山一级）+0.30%粘土稳定剂+2.0%KCl+pH调理剂+0.30%助排剂+0.05%杀菌剂2交联剂0.3-0.4%交联剂备注1、基液pH值10-11.0，粘度26.5-32.5mPa·s依据邻井J2x层前期地层测试结果，得出：本井温度90.5℃，属于正常温度气井。因此针对本井储层特点、压裂液伤害性能试验评价结果及工艺措施要求，采用成熟的高温有机硼延迟交联压裂液体系配方，并优选90℃有机硼延迟交联瓜胶（0.35-0.4%稠化剂浓度）压裂液，该压裂液具有如下特征：稠化剂浓度0.35%～0.4%；耐剪切性能强，能够满足最高砂比50%以上携砂能力要求；双元防膨体系+高效助排剂，降低表面张力抑制水锁，提高压裂液返排效率；延迟交联性能，在交联时机控制在井筒1/2处时可以降低施工摩阻30%。同时，该压裂液的流变性随时间的增加，粘度降低，因此具有较好的适应性和应用效果（图7-4）。图7-4高温有机硼瓜胶延迟压裂液在90℃的流变性能图Fig.7-4heologicalpropertiesofhightemperatureorganicguargumdelayedfracturingfluidat90℃本章小结压裂设计中，裂缝的导流能力及裂缝缝长均与增产倍数成正比，所以优化裂缝缝长和裂缝导流能力对压裂方案优化设计来说非常有必要。结合米气7H侧井实际情况，最终选择裂缝半长优化在120-140m之间，导流能力达到35.03D·cm即可以满足该井增产的方案优化设计。由上所述，该井在压裂工艺优化中，根据裂缝导流能力以及工艺的要求，选择30/50目陶粒，同时，考虑到储层存在出砂的可能性，为了配合防砂的需求，采取尾追20/40目树脂覆膜砂。针对储层低孔低渗的及埋藏较深特点，选择具有低伤害低摩阻性能的有机硼延迟交联压裂液体系，同时能够满足最高砂比50%以上携砂能力要求，提高压裂液返排效率，能降低施工摩阻30%。压裂工艺诱惑是本次施工成功的核心。第8章压裂效果米气7H侧井于2019年6月20日进行压裂施工，正式压裂前取现场压裂液小样，挑挂性能良好，施工一次取得成功，施工参数与设计基本一致（图8-1）。本次压裂实际配液量：390m3，入井总液量：342.0m3，入井净液量：324.9m3，入井总砂量：31.8m3，平均砂比：22.2%，施工最高砂比：40%。图8-1米气7H侧井压裂液施工曲线Fig.8-1FracturingfluidconstructioncurveofMiqi7HSidetrackingwell我们跟踪了米气7H侧井压裂后生产情况，从图8-2中，清楚的表明，压裂后该井日产油从0.3t/d增加到5.5t/d，增产1.6倍；日产气从0.04万方/d增产并且稳产到3.8万方/d，增气效果非常显著，增产87.5倍。图8-2米气7H侧井压裂后生产曲线Fig.8-2FracturingproductioncurveofMiqi7HSidetrackingwell本章小结随着油田开发的不断深入，今后将会面临越来越多的低产、停产井需要进行压裂，恢复产能。通过米气7H侧井的成功增产效果显著表明防砂+压裂改造的方式是挖掘吐哈老油区剩余油的有效增产措施，具有较大的实用价值，将为今后老区的稳产提供重要的技术保障。结论（1）开展压裂工艺参数优化设计，裂缝规模优化、导流能力优化等，确保压裂效果；（2）优选了压裂液体系，针对储层物性差以及油气水三相同出，容易产生水锁伤害的问题，优化了液体配方，采用有机硼延迟交联压裂液体系降低液体伤害；（3）根据裂缝导流能力以及工艺的要求，30/50目陶粒可以满足施工要求，优选尾追20/40目树脂覆膜砂压裂防砂支撑剂，控制储层压后出砂对生产的影响；（4）通过米气7H侧的成功表明压裂改造的方式是挖掘吐哈老油区剩余油的有效增产措施，具有较大的实用价值；（5）随着油田开发的不断深入，今后将会面临越来越多的低产、停产井需要进行压裂改造，恢复产能，通过不断的开展侧钻井压裂增产工艺技术研究，将为今后老区的稳产提供重要的技术保障。参考文献[1]吕锡敏，吐哈盆地构造特征与油气赋存.江汉石油学院学报，2001，23(2):75-80.[2]卢福