題目：米登區(qū)塊米氣7H側(cè)井壓裂防砂工藝研究摘要吐哈油田老區(qū)油藏多以復(fù)雜多斷塊油氣藏為主，在微構(gòu)造的高點及井間滯留區(qū)的剩余油氣難以有效動用，針對復(fù)雜斷塊油氣藏開發(fā)后期，側(cè)鉆技術(shù)就可以有效的挖掘剩余油氣，因此，米氣7H側(cè)井是在米氣7H井的基礎(chǔ)上打了1口側(cè)鉆井。然而，米氣7H側(cè)井的儲層低孔、低滲但高含油飽和度氣層，所以只有通過壓裂改造才能有效提高單井產(chǎn)量，但是在前期壓裂施工中的位于米氣7H側(cè)井東南方向上的米側(cè)26井在壓裂后地層出現(xiàn)出砂現(xiàn)象不得不停井。為此，開展米氣7H側(cè)井壓裂防砂工藝研究很有必要。本論文從地層條件出發(fā)，開展壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計，裂縫規(guī)模優(yōu)化、導(dǎo)流能力優(yōu)化等，確保壓裂效果。針對儲層物性差以及油氣水三相同出，容易產(chǎn)生水鎖傷害的問題，采用有機硼延遲交聯(lián)壓裂液體系降低液體傷害；優(yōu)選尾追20/40目樹脂覆膜砂壓裂防砂支撐劑，控制儲層壓后出砂對生產(chǎn)的影響。壓裂后該井產(chǎn)量倍數(shù)增加非?？捎^，最高日產(chǎn)氣3.8萬方，日產(chǎn)油5.5t/d。通過米氣7H側(cè)井的成功增產(chǎn)表明防砂+壓裂改造的方式，說明米登區(qū)塊側(cè)鉆井防砂壓裂技術(shù)是挖掘吐哈老油區(qū)剩余油的有效增產(chǎn)措施，具有非常大的實用價值。關(guān)鍵詞：米登區(qū)塊，米氣7側(cè)井，防砂方式優(yōu)選，壓裂優(yōu)化設(shè)計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目錄11885第1章前言 111103第2章國內(nèi)外研究現(xiàn)狀 1309982.1吐哈油田技術(shù)發(fā)展趨勢 1112542.2國外壓裂液技術(shù)發(fā)展趨勢 1169562.3防砂技術(shù)發(fā)展趨勢 210734第3章研究內(nèi)容 23514第4章米氣7H側(cè)井概況 36004.1研究區(qū)地理位置 3129034.2區(qū)域地質(zhì)概況 4283414.3研究區(qū)開發(fā)現(xiàn)狀 512753第5章米氣7H側(cè)井儲層特征 5102665.1沉積特征 5203095.2儲層巖性及敏感性特征 683345.3物性特征 7267735.4地層壓力和溫度特征 727669本章小結(jié) 725290第6章防砂原理研究 8325766.1出砂現(xiàn)象 8234376.2出砂原因分析 922347（1）內(nèi)在因素 9268（2）外在因素 986.3防砂原理研究 10217036.4尾追樹脂砂防砂原理 1020000本章小結(jié) 1130021第7章壓裂工藝優(yōu)化設(shè)計 1162657.1裂縫優(yōu)化設(shè)計 11118757.2裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化 12209357.3前置液優(yōu)化 13197537.4支撐劑優(yōu)化 13111437.5壓裂液優(yōu)化 1423377本章小結(jié) 1530202第8章壓裂效果 1618392本章小結(jié) 1719678結(jié)論 1827994參考文獻(xiàn) 1924302致謝 21第1章前言米氣7H側(cè)井是位于溫吉桑構(gòu)造帶西端的米登區(qū)塊的一口側(cè)鉆井，從井筒條件來分析該井側(cè)鉆尾管采用5in的P110套管固井完井，側(cè)鉆深度3265.53m，最大井斜14.8°，因此增加近井地帶彎曲摩阻，加大了改造難度。測井解釋數(shù)據(jù)表明，需要進(jìn)行壓裂改造的層段為低孔、低滲、高含油飽和度氣層，通過壓裂才能獲得產(chǎn)能，同時，從測井曲線看出壓裂層段的頂部和底部GR/SP曲線呈現(xiàn)低值，說明隔層條件較好，有利于控制裂縫的縫高。從米側(cè)26井施工結(jié)果看，地層有出砂現(xiàn)象，因此通過壓裂防砂工藝研究挖掘剩余油潛力。本次論文將針對本區(qū)塊西山窯組儲層物性較差，在前期改造的效果及認(rèn)識基礎(chǔ)上，提高儲層的改造效果，為以后在吐哈油田的老油區(qū)尋找剩余油提供一定的依據(jù)。第2章國內(nèi)外研究現(xiàn)狀2.1吐哈油田技術(shù)發(fā)展趨勢隨著吐哈油田的開發(fā)，儲層物性和地層壓力發(fā)生變化，油藏開發(fā)由Ⅰ類儲層轉(zhuǎn)變成Ⅱ、Ⅲ類儲層、地層壓力系數(shù)逐年下降、儲層厚度的選擇逐年變薄，據(jù)統(tǒng)計，5年內(nèi)油田壓裂平均厚度下降了52.0%、丘東氣藏地層壓力系數(shù)下降了46.5%，且儲層物性及地層壓力情況呈逐年下降趨勢[1]，壓裂對象的轉(zhuǎn)變需要研究更低傷害、適合薄互層施工的壓裂液體系。吐哈油田新出現(xiàn)的儲層特點變化情況：（1）目前儲層物性逐年變差，厚度逐年變?。ㄝ^2007年儲層厚度下降了48.5%），薄互層壓裂造縫困難，易出現(xiàn)砂堵現(xiàn)象的發(fā)生。薄互層要求壓裂液要有良好的造縫能力，能夠在粘度較低的條件下?lián)碛休^好的攜砂能力以便控制縫高延伸，同時儲層物性的變差，要求壓裂液在中等排量施工的條件下滿足高砂比施工的要求，建立一條高導(dǎo)流能力的裂縫通道。（2）地層壓力系數(shù)逐年降低，一方面要求壓裂液能夠壓后實現(xiàn)快速破膠，并匹配伴注液氮、氣舉等工藝實現(xiàn)快速返排；一方面要求壓裂液低傷害，破膠后殘渣含量少，清潔無污染，降低壓裂液對儲層的傷害；同時，由于地層礦化度較高要求壓裂液擁有較好的抗鹽性能，并與地層配伍性好，不會引起其他傷害。2.2國外壓裂液技術(shù)發(fā)展趨勢目前國外替代瓜膠壓裂液主要采用清潔壓裂液體系[2]。該壓裂液配制容易，施工簡單，摩阻小，攜砂能力強，施工效果良好。低聚物壓裂液稠化劑是一種合成聚合物，通過多價金屬交聯(lián)形成高粘度凍膠的壓裂液。壓裂液稠化劑的合成采用了微波、紫外線、與催化劑間斷聚合工藝，采用三種聚合工藝的主要原理是想通過微波和紫外線發(fā)射的不同波長的電磁波和光波，用以激發(fā)具有不同競聚率的雙鍵單體，以達(dá)到功能單體均勻聚合的目的。向分子內(nèi)引入特種聚合單體，包括：疏水單體、抗鹽單體等?？赡娼宦?lián)壓裂液是目前比較流行的一種壓裂液體系，稠化劑也是一種合成聚合物，分子間通過多元弱鍵結(jié)合，形成布滿整個溶液體系的三維立體網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)[3]。2.3防砂技術(shù)發(fā)展趨勢隨著石油開采業(yè)的飛速發(fā)展，油氣井出砂問題早己是不容忽視的問題。出砂危害之大，使得如何進(jìn)行準(zhǔn)確的出砂預(yù)測，有效地進(jìn)行防砂，使地下油氣能順利采出成為石油界一直探究的問題[4]。第3章研究內(nèi)容米登區(qū)塊壓裂出砂一直是制約壓裂高效開發(fā)的一個關(guān)鍵因素，如米側(cè)26井壓裂效果好，增產(chǎn)倍數(shù)客觀，但是該井壓裂后不久就出現(xiàn)了地層出砂現(xiàn)象，造成了很多氣井停井。針對側(cè)鉆井壓裂后出砂次數(shù)的增多暴露了許多問題，包括壓裂液體系的優(yōu)選、無防砂施工成功率低以及“水鎖”現(xiàn)場影響壓裂效果等。經(jīng)分析其主要原因為老油區(qū)塊側(cè)鉆井壓裂施工沒有合理的壓裂液體系、地層溫度低、壓裂施工沒有防砂措施，造成地層出砂，影響了壓裂效果。以米登區(qū)塊米氣7H側(cè)井為例，通過壓裂+防砂手段挖潛老油區(qū)剩余油。以往米氣26井壓后地層出砂現(xiàn)象，是由于沒有進(jìn)行壓裂設(shè)計的優(yōu)選，也沒有進(jìn)行壓裂防砂措施。從壓裂技術(shù)的發(fā)展來看，這種設(shè)計方式已不能滿足科學(xué)壓裂的需要。本文針對以往壓裂設(shè)計的不足，對壓裂技術(shù)行了優(yōu)化研究。主要內(nèi)容包括通過研究盆地構(gòu)造背景、儲層特征和側(cè)鉆井特征開展優(yōu)化米氣7H側(cè)井壓裂工藝和控制儲層壓后出砂對壓裂效果的影響，分別從以下幾個方面進(jìn)行了研究：1、通過相關(guān)資料的查詢，對地質(zhì)概況進(jìn)行研究。米登區(qū)塊是吐哈油田的老油區(qū)屬于低滲透油藏，由于其滲透率低、滲流阻力大、連通性差、有的單井產(chǎn)能也較低，滿足不了經(jīng)濟開發(fā)的要求，為了提高單的產(chǎn)量和最終的采收率，改善其開采的經(jīng)濟效益，所以要對油氣井進(jìn)行水力壓裂，而且通常需要壓開多條裂縫來增加油氣滲流通道，提高單井產(chǎn)能。2、針對儲層特征，進(jìn)行數(shù)據(jù)分析，從而設(shè)計合理的壓裂參數(shù)，并優(yōu)化壓裂液體系，針對儲層物性差以及油氣水三相同出，容易產(chǎn)生水鎖傷害的問題，優(yōu)化了液體配方，采用有機硼延遲交聯(lián)壓裂液體系降低液體傷害。3、針對以往地層壓后出砂情況，采用尾追樹脂砂進(jìn)行防砂，采用30-50目+20-40目支撐劑，獲得較高的導(dǎo)流能力，其中，針對本井可能存在的出砂情況，20-40目陶粒采用壓裂樹脂砂；4、通過使用裂縫模擬軟件，對不同裂縫的長度確定加砂濃度、加砂程序等參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選，并確定合理的施工參數(shù)，控制儲層壓裂后出砂對生產(chǎn)的影響。通過以上壓裂計劃的優(yōu)化研究，提高側(cè)鉆井防砂的成功率，延長有效期，降低綜合成本，提高綜合效益。確保油井的正常生產(chǎn)和最大限度的挖掘剩余油氣井的產(chǎn)能，為油田穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)保障。第4章米氣7H側(cè)井概況4.1研究區(qū)地理位置米氣7H側(cè)井位于吐哈油田吐魯番盆地溫吉桑構(gòu)造帶西端的米登區(qū)塊，北臨博格達(dá)山山前帶，東北與丘東氣田相鄰，南接溫西十區(qū)塊。全區(qū)地形較為平坦，地表為戈壁灘，地面海拔500-600m。該地區(qū)油田北側(cè)有蘭新鐵路通過，距鄯善火車站約14km，油區(qū)有多條公路穿過，交通便利，具良好的地面開發(fā)條件（圖4-1）。圖4-1米登區(qū)塊構(gòu)造區(qū)劃分圖Fig.4-1LocationandtechnologyroadmapofMidengwellblock4.2區(qū)域地質(zhì)概況米登區(qū)塊位于溫吉桑構(gòu)造帶西端，溫吉桑構(gòu)造帶位于吐魯番坳陷臺北凹陷中部，向北緊鄰丘東中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖生油次凹中心，南與七克臺斷褶帶相望，是油氣運移和聚集的指向所在，具有良好的油氣成藏條件。構(gòu)造帶由三排八個局部圈閉組成，自北向南依次為：第一排構(gòu)造：溫西十?dāng)啾?、米登和丘東背斜；第二排構(gòu)造：由溫西一、溫八斷背斜組成；第三排構(gòu)造：由溫西六、溫西三、溫西七斷背斜、溫五、紅胡斷鼻組成。該構(gòu)造帶圈閉類型以背斜、斷鼻為主，保存條件較好。米登構(gòu)造與丘東構(gòu)造整體是一個向南爬升的斷背斜構(gòu)造，兩者以寬緩的鞍部相連，米登區(qū)塊為一依附于南斷層的斷背斜圈閉。西山窯組頂面圈閉長軸4.6km，短軸2.3km，圈閉面積4.968km2，閉合高度90m。米登區(qū)塊緊長期處于構(gòu)造上傾方向，為油氣運移的主要通道之一，其凸起上發(fā)育的不整合面與深層逆斷裂構(gòu)成了油氣運移的良好通道。4.3研究區(qū)開發(fā)現(xiàn)狀1991年9月4日米登構(gòu)造米1井開鉆，該井于92年4月8日完鉆，完鉆層位為西山窯組，完鉆井深3670m。七克臺組-西山窯組地層中見到了大量的油氣顯示層，該井1992年6月16日射開西山窯組3074.5-3082.7m井段試油，酸化壓裂后，日產(chǎn)油6.09噸，日產(chǎn)氣15460方，隨后1992年3月14日、18日相繼開鉆米2、米3井。1992年5月9日-5月18日米3井三間房組2742.82-2844.50m井段中途測試獲得低產(chǎn)油流，1992年8月11日-9月2日三間房組2764.4-2798.0m井段完井試油，獲得日產(chǎn)6.95噸的工業(yè)油流，2002年11月28日到12月15日西山窯下3582.0-3606.0m/3735.0-3751.0m抽汲求產(chǎn)，在鉆探中后期，鉆井過程中，測試有天然氣，最高瞬間產(chǎn)量2000方/天，認(rèn)為米3井下氣藏3581-3608.8m為氣層。研究認(rèn)為米3井區(qū)具備提高西山窯組上氣藏儲量動用程度及探索西山窯組下氣藏儲量規(guī)模的潛力。截止2019年4月底米登區(qū)塊西山窯氣藏共有氣井19口，開井19口，平均日產(chǎn)氣5.2×104m3，平均日產(chǎn)凝析油16.7t，歷年累計產(chǎn)氣5.22×108m3，累計凝析油8.47×104t，采氣速度0.9%，氣采出程度24.3%。米706井于2019年3月6日完鉆，完鉆層位為西山窯組，完鉆井深3310m。該井于2019年3月22日射開西山窯組3178.2-3184m井段試油，壓裂投產(chǎn)后日產(chǎn)油0.7噸，日產(chǎn)氣11500方。隨后為提高地質(zhì)儲量動用程度開鉆米703井，鉆遇X13-1和X11-2，曲線和全烴顯示均較好。第5章米氣7H側(cè)井儲層特征本次研究是在前人研究成果的基礎(chǔ)上，結(jié)合米登區(qū)塊目的層位的實際地質(zhì)情況，借助測井資料，采用了較實用的巖石地層學(xué)對比方法。利用米登區(qū)塊的巖芯、測井?dāng)?shù)據(jù)，進(jìn)行系統(tǒng)詳細(xì)的分析研究，為米氣7側(cè)井壓裂優(yōu)化提供地質(zhì)依據(jù)。5.1沉積特征大量巖心觀察與描述、測井、地震及區(qū)域地質(zhì)資料分析表明，米登區(qū)塊七克臺組、三間房組砂體主要為辮狀河三角洲水下分流河道沉積，砂體不太發(fā)育，多以透鏡狀出現(xiàn)，連通性差。西山窯組砂體為東南方向辮狀河三角洲前緣水下分流河道及河口壩沉積砂體（圖5-1）。西山窯組砂層比較發(fā)育，是主要含氣層段。中侏羅統(tǒng)儲層七克臺組、三間房組砂巖屬于早成巖B期—晚成巖A期，西山窯組為晚成巖B期。圖5-1米登區(qū)塊J2x氣藏沉積微信平面分布圖Fig.5-1HorizontaldistributionmapofsedimentaryinMidengwellblock5.2儲層巖性及敏感性特征根據(jù)巖芯、薄片、粒度、粘土礦物等資料的分析，研究區(qū)塊西山窯儲層總的巖性特征為，巖石成分復(fù)雜，顆粒分選磨圓度差，膠結(jié)物及雜基含量中等。巖石類型主要為長石巖屑砂巖、石英巖屑砂巖及巖屑砂巖。巖石成分復(fù)雜，巖屑含量高，占40-50%；巖屑的主要成份為巖漿（酸性噴出巖）；長石礦物中以正長石為主；砂巖膠結(jié)物及雜基成分以泥質(zhì)為主，其次為方解石；泥質(zhì)含量一般為6%-12%，平均為8-10%。通過對儲層的敏感性分析表明，西山窯組儲層為強水敏、弱－中速敏、弱鹽敏、弱-中堿敏、弱酸敏儲層。故壓裂設(shè)計中壓裂液的選擇有機硼延遲交聯(lián)壓裂液體系。綜上所述，米登區(qū)塊粘土礦物成分以高嶺石、伊利石為主，膨脹性較強的蒙脫石含量較少，儲層有利于改造（如表5-1）表5-1米登區(qū)塊粘土礦物及砂巖碎屑統(tǒng)計Tab.5-1DetritalstatisticsofclaymineralsandsandstonesinMidengblock5.3物性特征通過對巖心分析資料統(tǒng)計，米登區(qū)塊三間房組儲層平均孔隙度為15.0%，平均滲透率34.0×10-3μm2。據(jù)氣層巖心分析資料統(tǒng)計，西山窯組氣層以低孔、低滲和高含氣飽和度為特點。儲層孔隙度1.46-18.5%，平均孔隙度11.3%，滲透率0.05-0.0×10-3μm2，平均滲透率6.6×10-3μm2；含氣飽和度Sg≥60%。米登-丘東西山窯組氣藏砂巖儲層的儲集空間主要是孔隙型，局部發(fā)育少量的微裂縫和構(gòu)造縫，據(jù)巖礦薄片、鑄體薄片掃描電鏡觀察，有粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔四種孔隙類型，其中粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔為該區(qū)砂巖的主要儲集空間，晶間孔不具備儲集能力。米登區(qū)塊西山窯組氣藏儲層需要經(jīng)過改造才能獲得工業(yè)油氣流。5.4地層壓力和溫度特征根據(jù)米14井西山窯儲層投產(chǎn)初期壓恢測試結(jié)論預(yù)測，米氣7側(cè)井待投產(chǎn)層（4號層）地層中部壓力為28.28MPa，壓力系數(shù)0.9，地層中部溫度為90.5℃，屬于低壓儲層。造成施工時砂固結(jié)效果不佳。本章小結(jié)綜上所述，米氣7H側(cè)井所在的米登區(qū)塊的儲層屬于低孔、低滲、高含油飽和度氣藏，需要通過壓裂改造才能獲得產(chǎn)能，其中在壓裂改造過程中遇到問題主要有：該井側(cè)鉆井眼采用5in套管完井，最大井斜為14.8°增加了儲層改造難度；從測井曲線組合發(fā)現(xiàn)，隔層條件較好，這有利于儲層改造；儲層粘土礦物以伊利石、高嶺石為主，膨脹性較強的蒙脫石含量較少也有有利于儲層改造；儲層壓力系數(shù)為0.9，地層溫度為90.5℃，屬于低壓正常溫度系統(tǒng)造成了了再壓裂施工中出砂風(fēng)險；前期采出程度較低，油氣水三相同出，容易產(chǎn)生“水鎖”傷害不利于儲層改造。第6章防砂原理研究針對米登區(qū)塊側(cè)鉆井特征，儲層溫度低、該區(qū)塊氣井在壓后出現(xiàn)出砂的狀況，該井在壓裂過程中使用追尾樹脂砂防砂技術(shù)對提高壓裂效果是非常必要的。6.1出砂現(xiàn)象米登區(qū)塊米側(cè)26井是在米26井基礎(chǔ)上打的一口側(cè)鉆井，側(cè)鉆井就是井眼小一下，有井斜，裂縫起裂稍有差別，目前吐哈油田的側(cè)鉆井都是套管懸掛器的，需要下小直徑工具。米側(cè)26井于2019年5月5日進(jìn)行壓裂施工，入井總砂量32.4m3，最高砂比50%。5月9日發(fā)現(xiàn)井底出砂，只生產(chǎn)了0.5h后井下?lián)Q裝3.5mm油嘴生產(chǎn)，當(dāng)天日產(chǎn)氣由4.98萬方降到0.3萬方，從5月14日開始由于地層出砂不得不關(guān)井停止生產(chǎn)。米側(cè)26井位于米氣17H側(cè)井的東南部，壓裂設(shè)計中沒有防砂措施導(dǎo)致壓后地層出砂，嚴(yán)重影響單井產(chǎn)量。表6-1米登區(qū)塊米側(cè)26井壓裂后出砂情況Tab.6-1SandproductionafterfracturinginMi26SidetrackingwellofblockMideng 6.2出砂原因分析隨著油田開發(fā)的不斷深入，油氣井出砂越來越嚴(yán)重。一般說來，地層應(yīng)力超過地層強度而導(dǎo)致井筒附近地帶巖石結(jié)構(gòu)破壞時，就會引起油水井出砂[5]。（1）內(nèi)在因素[5]內(nèi)在因素即砂巖地層的地質(zhì)條件。（2）外在因素主要是生產(chǎn)方案及工作制度不合理引起地層出砂。。結(jié)合米側(cè)26井的情況來看，出砂是內(nèi)外因結(jié)合出砂，由于地層松軟，多次作業(yè)、壓裂導(dǎo)致近井地帶巖石骨架松散。6.3防砂原理研究根據(jù)油氣井出砂的原因以及出砂地層的特征提出防砂的機理主要是：減少推拽力、機械擋砂、增加地層強度。機械防砂是將篩管或割縫襯管下入井內(nèi)防砂層段，然后用流體攜帶經(jīng)過優(yōu)選的合適粒徑的礫石，將其充填于篩管和油層或套管之間[6]。形成一定厚度的礫石層，利用其阻止油層砂流入井內(nèi)的防砂方法?；瘜W(xué)防砂也稱化學(xué)固砂，是以各種化學(xué)材料(水泥漿、酚醛樹脂等)為膠結(jié)劑，以輕質(zhì)油或柴油為增孔劑，以各種硬質(zhì)材料顆粒(石英砂、核桃殼等)為支撐劑，按一定比例攪拌均勻后，擠入套管外地層中，凝固后形成具有一定強度和滲透性的人工井壁，阻止地層出砂[7]。或者不加支撐劑，直接將膠結(jié)劑和增孔劑擠入套管外出砂地層中，將疏松砂巖膠固起來，阻止地層出砂[8]。6.4尾追樹脂砂防砂原理不同于普通的機械和化學(xué)防砂，樹脂覆膜砂具有高導(dǎo)流能力；低破碎率，提高了導(dǎo)流能力；表面光潔，流體流動阻力??；具有自膠結(jié)功能，能夠有效地緩解壓裂后支撐劑以及地層砂的回流，起到防砂這些特點。其原理是壓開地層后，采用樹脂砂作為支撐劑，充填壓裂產(chǎn)生的裂縫。樹脂砂進(jìn)入裂縫和虧空井段，在地層溫度下交聯(lián)固化，形成具有一定強度和滲透率的人工井壁，形成擋砂屏障[9-10]。針對前面講到的米登區(qū)塊地層出砂緣故以及儲層特征研究表明，機械和化學(xué)防砂不能防止地層由于膠結(jié)作用差等緣故引起的地層出砂，為了使得米氣7H側(cè)井壓裂后地層不出砂，順利高效生產(chǎn)，我們優(yōu)選尾追20/40目樹脂覆膜砂的方式保證壓裂施工效果。本章小結(jié)綜上所述，結(jié)合米氣7H側(cè)井地層出砂原因，本研究將使用尾追樹脂砂，防止壓裂后地層出砂影響壓裂效果以及單井產(chǎn)量。第7章壓裂工藝優(yōu)化設(shè)計壓裂優(yōu)化設(shè)計方法是利用FracPro壓裂設(shè)計軟件包，并對單井產(chǎn)量進(jìn)行歷史擬合，在此基礎(chǔ)上研究裂縫形態(tài)、壓裂施工參數(shù)、裂縫導(dǎo)流能力對壓裂油氣藏的產(chǎn)能影響，選擇出最優(yōu)的壓裂參數(shù)。7.1裂縫優(yōu)化設(shè)計將米登區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)和流體參數(shù)作為裂縫模擬的基礎(chǔ)參數(shù)（表7-1），建立數(shù)值模型，利用FracPro軟件輸入?yún)?shù)，得到如下裂縫形態(tài)模擬圖（圖7-1）。有效滲透率mD0.3-1.0孔隙度%10.3有效厚度m11.8含油飽和度%61.7地層壓力MPa28.28儲層溫度℃90.5地層原油粘mPa.s0.55地面原油比重g/cm30.77儲層X軸方向長度m250儲層Y軸方向長度m250氣油比7000體積系數(shù)2.5表7-1米氣7側(cè)井地質(zhì)數(shù)據(jù)Tab.7-1Geologicaldata圖7-1裂縫優(yōu)化規(guī)模模擬結(jié)果Fig.7-1Resultsoffractureoptimizationscale綜上所述，考慮到該井是低孔、特低滲地層，井網(wǎng)受到限制，所以優(yōu)化裂縫主要解決的問題是裂縫長度與井網(wǎng)是否匹配，針對這個問題來優(yōu)化裂縫長度，制定合適的裂縫規(guī)模。因此綜合考慮裂縫優(yōu)化結(jié)果以及井距，裂縫半長優(yōu)化在120-140m之間，支撐縫半長120.7m，造縫高度33.9m（表7-2）。表7-2模擬裂縫參數(shù)表Tab.7-2imulatedfractureparametertable壓裂井段3136.6-3148.4造縫半長(m)139.0支撐縫半長(m)120.7造縫高度(m)33.9支撐縫高(m)29.4平均造縫寬度(mm)8.0平均支撐縫寬(mm)3.67.2裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化McGuire與Sikora二人運用電模擬實驗得到了增產(chǎn)倍數(shù)與裂縫導(dǎo)流能力及裂縫幾何尺寸之間的關(guān)系[11]如圖（7-2）所示。該方法假設(shè)泄油面積必須為正方形、地層流體可壓縮且擬成穩(wěn)態(tài)流動、裂縫穿過整個生產(chǎn)層。圖7-2McGuire和Sikora的電模圖版Fig.5-2ElectricaltemplateforMcGuireandSikora井距有效滲透率×10-3μm2相對導(dǎo)流系數(shù)0.81.01.22500.38.4110.5112.610.514.0117.5221.021.028.0235.0342.04表7-2米氣7H側(cè)井儲層導(dǎo)流能力要求Tab.7-2Flowconductivityrequirements上圖曲線上數(shù)值是裂縫半長與儲層供油半徑的比值(也稱為穿透比)。由上圖可知，裂縫的導(dǎo)流能力及裂縫縫長均與增產(chǎn)倍數(shù)成正比。由這一方法得到的增產(chǎn)倍數(shù)曲線圖更接近于現(xiàn)場的實際情況，因此本文實驗中將會使用這一方式計算裂縫導(dǎo)流能力。針對米氣7H側(cè)井的儲層導(dǎo)流能力（表7-2）可以看出相對導(dǎo)流能力易于達(dá)到1.0，導(dǎo)流能力達(dá)到35.03D·cm即可滿足要求。7.3前置液優(yōu)化在國內(nèi)外都普遍采用老井(套損井、低效井、報廢井)上部井眼開窗側(cè)鉆的辦法，以增加油流通道，擴大泄油而積，尋找和開發(fā)剩余油區(qū)。由于老井套管開窗側(cè)鉆具有低成本優(yōu)勢，近年來這項技術(shù)在國內(nèi)外得到了快速的發(fā)展，使大量套損井、低效井、落空井等以往報廢的油水井得到有效利用。因此，吐哈油田從2000年開始各類套管開窗側(cè)鉆井技術(shù)廣泛應(yīng)用[12]。側(cè)鉆井具有井眼小，有井斜，裂縫起裂稍有差別的特點。針對側(cè)鉆井的特征，結(jié)合米氣7H側(cè)井目的層段井斜為12-14°這一特征，因此，在壓裂方案設(shè)計中前置液階段加入2級段塞，打磨孔眼、降低裂縫彎曲摩阻、降低近井地帶的摩阻，減少儲層非均質(zhì)性強對施工壓力的影響。7.4支撐劑優(yōu)化重力水力壓裂的目的就是在井筒附近人工的制造出裂縫，這些裂縫將會成為油氣在儲層與儲層以及儲層向井筒中運移時的滲流通道[13]。所以，在壓裂作業(yè)時能否形成較高導(dǎo)流能力的有效裂縫是其施工的關(guān)鍵。在造縫成功后，為了保證在泵注停止和返排時，裂縫依然保持張開的狀態(tài)，此時會通過井筒向儲層中泵入支撐劑用以支撐裂縫。因此，支撐劑將會是影響裂縫導(dǎo)流能力的主要因素。影響裂縫導(dǎo)流能力的因素應(yīng)有以下幾點，諸如支撐劑特性(強度、圓度、濁度、表面光潔度等)、油層閉合壓力、壓降速度、嵌入和最終支撐縫寬等因素都會影響裂縫導(dǎo)流能力。表7-3區(qū)塊前期施工資料Tab.7-3Preliminaryconstructiondataofblock項目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導(dǎo)流能力μm2·cm10MPa130.69150.8673.2937.9720MPa83.96136.3165.7632.5430MPa32.41112.5058.2628.3140MPa18.0894.6049.3724.29米氣7H側(cè)井完鉆井深在3270m，根據(jù)區(qū)塊前期施工資料（表7-3），預(yù)計米氣7H側(cè)井底支撐劑承壓在40MPa左右，導(dǎo)流能力在35.03D·cm即可滿足，因此對支撐劑的抗壓強度要求較高，根據(jù)裂縫導(dǎo)流能力以及工藝的要求，30/50目陶?？梢詽M足施工要求。同時，考慮到儲層存在出砂的可能性，為了配合防砂的需求，采取尾追20/40目樹脂覆膜砂（圖7-3）的方式。圖7-3樹脂覆膜砂Fig.7-3Resincoatedsand7.5壓裂液優(yōu)化在壓裂施工過程中，壓裂液的好壞直接決定壓裂的成敗和效果[14]。目前在小井眼防砂施工中，配制的壓裂液為肌膠基壓裂液和聚丙烯酞胺攜帶液，但這兩種壓裂液在使用過程中出現(xiàn)了許多問題，主要地層傷害大。因此需配置對地層傷害較小的壓裂液體系是提高氣井防砂效率非常有效的方法，選擇這種壓裂液的原則有：（1）與地層巖石、儲層液體配伍，具有低傷害性；（2）具有低摩阻、低濾失性；（3）在油藏溫度下流變性能好、攜砂能力強；（4）壓后破膠徹底，易返排。根據(jù)以上原則，結(jié)合西山窯組儲層（低孔、低滲、小孔喉、低含油飽和度），同時兼顧壓裂液攜砂能力、降低對儲層和裂縫的傷害等需要。為實現(xiàn)改造目的，降低儲層傷害，滿足人工裂縫高導(dǎo)流的需求，優(yōu)選低濃度羥丙基瓜膠壓裂液體系。根據(jù)儲層特征，室內(nèi)進(jìn)行了大量的優(yōu)化評價試驗，為了達(dá)到改造目的，優(yōu)選出低濃度羥丙基瓜膠復(fù)合壓裂液配方體系如下（表5-5）。表7-4米氣7H側(cè)井壓裂液體系配方表Tab.7-4FormulaoffracturingfluidsystemforMiqi7Hwell序號液體名稱液體配方1線性膠（基液）0.35%-0.4%羥丙基瓜爾膠（昆山一級）+0.30%粘土穩(wěn)定劑+2.0%KCl+pH調(diào)理劑+0.30%助排劑+0.05%殺菌劑2交聯(lián)劑0.3-0.4%交聯(lián)劑備注1、基液pH值10-11.0，粘度26.5-32.5mPa·s依據(jù)鄰井J2x層前期地層測試結(jié)果，得出：本井溫度90.5℃，屬于正常溫度氣井。因此針對本井儲層特點、壓裂液傷害性能試驗評價結(jié)果及工藝措施要求，采用成熟的高溫有機硼延遲交聯(lián)壓裂液體系配方，并優(yōu)選90℃有機硼延遲交聯(lián)瓜膠（0.35-0.4%稠化劑濃度）壓裂液，該壓裂液具有如下特征：稠化劑濃度0.35%～0.4%；耐剪切性能強，能夠滿足最高砂比50%以上攜砂能力要求；雙元防膨體系+高效助排劑，降低表面張力抑制水鎖，提高壓裂液返排效率；延遲交聯(lián)性能，在交聯(lián)時機控制在井筒1/2處時可以降低施工摩阻30%。同時，該壓裂液的流變性隨時間的增加，粘度降低，因此具有較好的適應(yīng)性和應(yīng)用效果（圖7-4）。圖7-4高溫有機硼瓜膠延遲壓裂液在90℃的流變性能圖Fig.7-4heologicalpropertiesofhightemperatureorganicguargumdelayedfracturingfluidat90℃本章小結(jié)壓裂設(shè)計中，裂縫的導(dǎo)流能力及裂縫縫長均與增產(chǎn)倍數(shù)成正比，所以優(yōu)化裂縫縫長和裂縫導(dǎo)流能力對壓裂方案優(yōu)化設(shè)計來說非常有必要。結(jié)合米氣7H側(cè)井實際情況，最終選擇裂縫半長優(yōu)化在120-140m之間，導(dǎo)流能力達(dá)到35.03D·cm即可以滿足該井增產(chǎn)的方案優(yōu)化設(shè)計。由上所述，該井在壓裂工藝優(yōu)化中，根據(jù)裂縫導(dǎo)流能力以及工藝的要求，選擇30/50目陶粒，同時，考慮到儲層存在出砂的可能性，為了配合防砂的需求，采取尾追20/40目樹脂覆膜砂。針對儲層低孔低滲的及埋藏較深特點，選擇具有低傷害低摩阻性能的有機硼延遲交聯(lián)壓裂液體系，同時能夠滿足最高砂比50%以上攜砂能力要求，提高壓裂液返排效率，能降低施工摩阻30%。壓裂工藝誘惑是本次施工成功的核心。第8章壓裂效果米氣7H側(cè)井于2019年6月20日進(jìn)行壓裂施工，正式壓裂前取現(xiàn)場壓裂液小樣，挑掛性能良好，施工一次取得成功，施工參數(shù)與設(shè)計基本一致（圖8-1）。本次壓裂實際配液量：390m3，入井總液量：342.0m3，入井凈液量：324.9m3，入井總砂量：31.8m3，平均砂比：22.2%，施工最高砂比：40%。圖8-1米氣7H側(cè)井壓裂液施工曲線Fig.8-1FracturingfluidconstructioncurveofMiqi7HSidetrackingwell我們跟蹤了米氣7H側(cè)井壓裂后生產(chǎn)情況，從圖8-2中，清楚的表明，壓裂后該井日產(chǎn)油從0.3t/d增加到5.5t/d，增產(chǎn)1.6倍；日產(chǎn)氣從0.04萬方/d增產(chǎn)并且穩(wěn)產(chǎn)到3.8萬方/d，增氣效果非常顯著，增產(chǎn)87.5倍。圖8-2米氣7H側(cè)井壓裂后生產(chǎn)曲線Fig.8-2FracturingproductioncurveofMiqi7HSidetrackingwell本章小結(jié)隨著油田開發(fā)的不斷深入，今后將會面臨越來越多的低產(chǎn)、停產(chǎn)井需要進(jìn)行壓裂，恢復(fù)產(chǎn)能。通過米氣7H側(cè)井的成功增產(chǎn)效果顯著表明防砂+壓裂改造的方式是挖掘吐哈老油區(qū)剩余油的有效增產(chǎn)措施，具有較大的實用價值，將為今后老區(qū)的穩(wěn)產(chǎn)提供重要的技術(shù)保障。結(jié)論（1）開展壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計，裂縫規(guī)模優(yōu)化、導(dǎo)流能力優(yōu)化等，確保壓裂效果；（2）優(yōu)選了壓裂液體系，針對儲層物性差以及油氣水三相同出，容易產(chǎn)生水鎖傷害的問題，優(yōu)化了液體配方，采用有機硼延遲交聯(lián)壓裂液體系降低液體傷害；（3）根據(jù)裂縫導(dǎo)流能力以及工藝的要