一种聚合物驱堵塞井的解堵方法

摘要

本发明涉及一种聚合物驱堵塞井的解堵方法，属于油井的压裂改造领域。该解堵方法包括：对注聚导致堵塞的油层进行压裂施工并控制人工裂缝的长度为40～60m，高度不大于20m；所述压裂施工为依次采用注入10～35m3的地层处理液、注入10～30m3的前置液、注入40～60m3的砂浆液、注入8～16m3的顶替液的小型压裂施工。该解堵方法通过合理选择聚合物驱堵塞井，增加后续压裂措施改造的针对性和有效性；通过人工裂缝长度和高度的控制，不仅提高近井地带聚合物堵塞油层的渗透率和措施的有效性，且避免了过大施工规模造成的材料和人工成本的浪费，大幅度延长了压裂解堵措施的有效期，提高了油层采收率。

权利要求

1.一种聚合物驱堵塞井的解堵方法，其特征在于，包括：对注聚导致堵塞的油层进行压裂施工并控制人工裂缝的长度为40～60m，高度不大于20m；所述注聚导致堵塞的油层的聚合物累计注入量≥2.1×104m3，PV数≥0.2；油层深度为1200m～2500m，产油量下降至1.8吨/天以下；所述压裂施工包括以下步骤：a）向注聚导致堵塞的油层中注入10～35m3的地层处理液进行地层预处理；

b）注入10～30m3的前置液进行造缝；

c）注入40～60m3的砂浆液进行支撑；所述砂浆液由支撑剂与压裂液混合而成，40～60m33

的砂浆液中，支撑剂的加入量至少为14m；

d）注入8～16m3的顶替液进行顶替；

其中，步骤c）中，所述砂浆液以以下步骤注入待处理地层：

①注入6～11 m3第一阶段砂浆液；第一阶段砂浆液由压裂液和30～50目石英砂混合而成，其中，加入30～50目石英砂的体积为第一阶段砂浆液体积的8～12%；

②注入6～10 m3第二阶段砂浆液；第二阶段砂浆液由压裂液和30～50目陶粒混合而成，其中，加入30～50目陶粒的体积为第二阶段砂浆液体积的18～22%；

③注入8～12 m3第三阶段砂浆液；第三阶段砂浆液由压裂液和20～40目陶粒混合而成，其中，加入20～40目陶粒的体积为第三阶段砂浆液体积的28～32%；

④注入8～12 m3第四阶段砂浆液；第四阶段砂浆液由压裂液和20～40目陶粒混合而成，其中，加入20～40目陶粒的体积为第四阶段砂浆液体积的38～42%；

⑤注入6～10 m3第五阶段砂浆液；第五阶段砂浆液由压裂液和20～40目陶粒混合而成，其中，加入20～40目陶粒的体积为第五阶段砂浆液体积的48～52%；

⑥注入4～6m3第六阶段砂浆液；第六阶段砂浆液由压裂液和20～40目涂覆砂混合而成，其中，加入20～40目涂覆砂的体积为第六阶段砂浆液体积的55～60%。

2.如权利要求1所述的聚合物驱堵塞井的解堵方法，其特征在于，注入地层处理液的排量为1.2～1.4 m3/min，注入前置液的排量为2.3～2.4 m3/min，注入砂浆液的排量为3.1～

3.2 m3/min，注入顶替液的排量为3.1～3.2 m3/min。

3.如权利要求1所述的聚合物驱堵塞井的解堵方法，其特征在于，步骤a）中，所述地层处理液由以下质量百分比的组分组成：盐酸12%，氢氟酸3%，缓蚀剂2%，铁离子稳定剂2%，助排剂1%，余量为水。

4.如权利要求1所述的聚合物驱堵塞井的解堵方法，其特征在于，步骤b）中，所述前置液由以下质量百分比的组分组成：羟丙基胍胶或聚合物稠化剂0.3%，KCl 2%，余量为水。

5.如权利要求1所述的聚合物驱堵塞井的解堵方法，其特征在于，所述压裂液由以下质量百分比的组分组成：羟丙基胍胶 0.3%，防膨剂 1.0%，助排剂 0.2%，低温活化剂 2%，有机硼交联剂 0.4%，余量为水。

6.如权利要求1所述的聚合物驱堵塞井的解堵方法，其特征在于，所述压裂液由以下质量百分比的组分组成：聚合物稠化剂0.3%，防膨剂1.0%，助排剂0.2%，交联剂0.3%，余量为水。

7.如权利要求1所述的聚合物驱堵塞井的解堵方法，其特征在于，步骤d）中，所述顶替液由以下质量百分比的组分组成：KCl 2%，破乳助排剂0.5%，余量为水。

8.如权利要求1所述的聚合物驱堵塞井的解堵方法，其特征在于，压裂施工后，采用泵径为44mm～58mm的抽油泵并将下泵深度控制在1000m以上，抽油机以冲程为3m，冲次为4.8次/分钟的作业方式进行运转采油。

说明书

一种聚合物驱堵塞井的解堵方法

技术领域

[0001] 本发明属于注聚井的压裂改造领域，具体涉及一种聚合物驱堵塞井的解堵方法。

背景技术

[0002] 在油田注水开发过程中，油藏的非均质性和不利的流度比导致水驱波及效率较低。聚合物驱是油田二次采油过程中常用的提高开采率的技术。聚合物驱所采用的聚合物多为高分子量聚丙烯酰胺(分子量1500万左右)，其驱油机理是：水驱中加入聚丙烯酰胺有利于扩大油层波及面，当油层为高渗透层时，聚合物溶液先进入高渗透层，后续的注入水围绕聚合物而改变流动方向，进入低渗透层，从而提高波及系数，达到提高原油采收率的目的。

[0003] 然而，注聚井时常会发生堵塞现象，这是由于在地层温度和压力下，部分水解的聚丙烯酰胺经过粘土矿物的催化作用，线型大分子链节上的羧基、酰胺基容易发生分子内交联或与其他活性官能团发生交联反应，生成溶解度较低的交联聚合物。这些交联聚合物吸附在黏土矿物、砂粒、无机物的表面上形成胶核，并进一步形成聚合物胶团从溶液中沉淀出来，滞留在地层中。此外，部分水解聚丙烯酰胺分子结构中的羧基和酰胺基团，易吸附、捕集或滞留在地层岩石表面，降低油层孔隙度和渗透率，并与地层水中Ca2+、Mg2+反应，产生絮状沉淀从溶液中离析出来，堵塞孔道。上述原因造成一些注聚驱油井出现不同程度的堵塞问题，导致注入压力上升(甚至达到破裂压力)，注入阻力增大，不能按配比完成配注，部分井停注，严重影响了经济效益。如何解决注聚井的堵塞问题，对有益提高注聚井的产油量至关重要。

[0004] 申请公布号为CN105443104A的专利公开了一种聚合物驱堵塞井酸化后解堵方法，其是向酸化后的聚合物驱堵塞井中注入洗油剂，对井筒周围的地层进行预处理，清除掉堵塞物表面的不溶于水的原油，再向堵塞井中注入交联凝胶降解剂水溶液，关井；然后向堵塞井中注入复合解聚剂水溶液实现解堵。

[0005] 现有技术中，注聚井的解堵侧重于解堵材料的选择，并没有考虑到注聚井近井地带的堵塞特点，导致其解堵的有效期短，短时间后即出现产量下降。

发明内容

[0006] 本发明的目的是提供一种聚合物驱堵塞井的解堵方法，其施工成本低、有效期长。

[0007] 为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：

[0008] 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法，包括：对注聚导致堵塞的油层进行压裂施工并控制人工裂缝的长度为40～60m，高度不大于20m；所述压裂施工包括以下步骤：

[0009] a)向注聚导致堵塞的油层中注入10～35m3的地层处理液进行地层预处理；

[0010] b)注入10～30m3的前置液进行造缝；

[0011] c)注入40～60m3的砂浆液进行支撑；所述砂浆液由支撑剂与压裂液混合而成，40～60m3的砂浆液中，支撑剂的加入量至少为14m3；

[0012] d)注入8～16m3的顶替液进行顶替。

[0013] 本发明提供的聚合物驱堵塞井的解堵方法，针对近井地带聚合物驱的堵塞特点，利用小型压裂技术制造合适尺寸的人造裂缝，在疏通近井地带聚合物驱堵塞区域的同时，减少对相应采油井的影响；压裂施工采用高砂比的砂浆液，使人造裂缝具有较高的导流能力和防地层砂功能，进一步延长了措施的有效期，提高了油层采收率；现场应用效果表明，采用该方法进行注聚井的压裂解堵，措施有效期达到25个月以上，远优于常规压裂解堵方法。

[0014] 所述注聚导致堵塞的油层的聚合物累计注入量≥2.1×104m3，PV数≥0.2；油层深度为1200m～2500m，产油量下降至1.8吨/天以下。

[0015] 优选的，注入地层处理液的排量为1.2～1.4m3/min，注入前置液的排量为2.3～2.4m3/min，注入砂浆液的排量为3.1～3.2m3/min，注入顶替液的排量为3.1～3.2m3/min。

[0016] 优选的，步骤a)中，所述地层处理液由以下质量百分比的组分组成：盐酸12％，氢氟酸3％，缓蚀剂2％，铁离子稳定剂2％，助排剂1％，余量为水。

[0017] 所述缓蚀剂可选择现有的油井用缓蚀剂，或选择公开号为CN104109529A公开的酸化缓蚀剂。所述铁离子稳定剂可选择公开号为CN104109530A公开的酸化用铁离子稳定剂。

[0018] 优选的，步骤b)中，所述前置液由以下质量百分比的组分组成：羟丙基胍胶或聚合物稠化剂0.3％，KCl 2％，余量为水。所述聚合物稠化剂授权专利号为CN104109219B涉及的耐高温酸性交联聚合物稠化剂。

[0019] 聚合物稠化剂由丙烯酸、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、对烯基苯磺酸盐四种单体在pH为6～8的水溶液中共聚而成，其中2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸与对烯基苯磺酸盐的质量比为(4～8)：1，丙烯酸、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和对烯基苯磺酸盐混合物的质量比为(1～2)：(10～15)：(2～4)。

[0020] 上述聚合物稠化剂由包括以下步骤的方法制备而成：

[0021] 1)溶液的配制：按照质量比准确取各单体，加入水中配制成浓度为30～40％的单体溶液，搅拌溶解后调节溶液pH值为中性，继续搅拌熟化25～35分钟；

[0022] 2)溶液的调整：调节熟化后溶液的pH值为6～8，调节温度为15±1℃；

[0023] 3)溶液的聚合：在氮气保护下加入占单体总质量0.2～0.4％的引发剂，在温度为45～55℃下密闭反应8～10小时即得。

[0024] 优选的，步骤c)中，所述压裂液为胍胶压裂液或酸性聚合物压裂液，胍胶压裂液由以下质量百分比的组分组成：羟丙基胍胶0.3％，防膨剂1.0％，助排剂0.2％，低温活化剂2％，有机硼交联剂0.4％，余量为水。

[0025] 酸性聚合物压裂液采用专利申请号为CN105860951A公开的压裂液。优选的，所述酸性聚合物压裂液由以下质量百分比的组分组成：聚合物稠化剂0.3％，防膨剂1.0％，助排剂0.2％，交联剂0.3％，余量为水。聚合物稠化剂采用授权专利号为CN104109219B涉及的耐高温酸性交联聚合物稠化剂。

[0026] 采用上述聚合物稠化剂配制的酸性聚合物压裂液，pH值在5～6，适用于碱敏储层改造，对岩心的伤害率小于20％，且交联时间可控，耐高温，耐剪切，携砂性能好。

[0027] 进一步优选的，步骤c)中，砂浆液优选以以下方法注入待处理地层：

[0028] ①注入6～11m3第一阶段砂浆液；第一阶段砂浆液由压裂液和30～50目石英砂混合而成，其中，加入30～50目石英砂的体积为第一阶段砂浆液体积的8～12％；

[0029] ②注入6～10m3第二阶段砂浆液；第二阶段砂浆液由压裂液和30～50目陶粒混合而成，其中，加入30～50目陶粒的体积为第二阶段砂浆液体积的18～22％；

[0030] ③注入8～12m3第三阶段砂浆液；第三阶段砂浆液由压裂液和20～40目陶粒混合而成，其中，加入20～40目陶粒的体积为第三阶段砂浆液体积的28～32％；

[0031] ④注入8～12m3第四阶段砂浆液；第四阶段砂浆液由压裂液和20～40目陶粒混合而成，其中，加入20～40目陶粒的体积为第四阶段砂浆液体积的38～42％；

[0032] ⑤注入6～10m3第五阶段砂浆液；第五阶段砂浆液由压裂液和20～40目陶粒混合而成，其中，加入20～40目陶粒的体积为第五阶段砂浆液体积的48～52％；

[0033] ⑥注入4～6m3第六阶段砂浆液；第六阶段砂浆液由压裂液和20～40目涂覆砂混合而成，其中，加入20～40目涂覆砂的体积为第六阶段砂浆液体积的55～60％。

[0034] 优选的，步骤d)中，所述顶替液由以下质量百分比的组分组成：KCl 2％，破乳助排剂0.5％，余量为水。

[0035] 优选的，压裂施工后，采用泵径为44mm～58mm的抽油泵并将下泵深度控制在1000m以上，抽油机以冲程为3m，冲次为4.8次/分钟的作业方式进行运转采油。采用该采油工作制备可有效防止压裂施工后的出砂现象。

[0036] 进一步的，本发明提供的聚合物驱堵塞井的解堵方法，优选各施工阶段液量、砂量、排量参数，采用液体粘度和排量由低到高的施工方法，在地层内能够形成长度短，高度低，导流能力强的人工裂缝；采用特定的支撑剂组合也可有效防止压裂施工后的地层出砂现象，延长抽油泵的使用寿命。

[0037] 现场应用结果表明，本发明的方法单井措施有效期较常规压裂解堵措施有效期大幅度延长，可达到25个月以上，提高了油层采收率，减少了再次作业费用支出。

附图说明

[0038] 图1为采用本发明的解堵方法的T4-212井压裂解堵施工曲线图；

[0039] 图2为T4-212井的施工效果图；

[0040] 图3为T4-212井的人造裂缝的施工拟合图；

[0041] 图4为采用本发明的解堵方法的T470井压裂解堵施工曲线图；

[0042] 图5为T470井的施工效果图；

[0043] 图6为T470井第一层油层的人造裂缝的施工拟合图；

[0044] 图7为T470井第二层油层的人造裂缝的施工拟合图；

[0045] 图8为采用本发明的解堵方法的T478井压裂解堵施工曲线图；

[0046] 图9为T478井的施工效果图。

具体实施方式

[0047] 下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步说明。以下实施例中，各原料的规格如下：

[0048] 地层处理液中，助排剂购自北京宝丰春石油科技有限公司；盐酸的质量浓度为37％、氢氟酸为质量浓度为98％的冰醋酸，均为市售常规商品；缓蚀剂选择公开号为CN104109529A公开的实施例1的酸化缓蚀剂；铁离子稳定剂选择公开号为CN104109530A公开的实施例1的酸化用铁离子稳定剂。

[0049] 压裂液中，如采用胍胶压裂液，所使用的防膨剂为氯化钠，为常规市售品；助排剂购自北京宝丰春石油科技有限公司；低温活化剂购自新乡市玄泰实业有限公司公司；有机硼交联剂购自新乡市玄泰实业有限公司公司。

[0050] 如采用酸性聚合物压裂液，其采用CN105860951A中实施例2制备的酸性聚合物压裂液，其由聚合物稠化剂0.3％、防膨剂1.0％、助排剂0.2％、交联剂0.3％和余量的水组成，所述交联剂为酸性聚合物延迟交联剂和酸性聚合物交联剂的混合物，酸性聚合物延迟交联剂与酸性聚合物交联剂的质量比为1：2。

[0051] 顶替液中，破乳助排剂购自北京宝丰春石油科技有限公司。

[0052] 以下实施例中，“％”如无特殊说明均为质量百分比；砂浆比为支撑剂与砂浆液的体积比。

[0053] 实施例1

[0054] 本实施例的聚合物驱堵塞井的解堵方法，包括以下步骤：

[0055] 1)T4-212井的聚合物累计注入量为2.1×104m3，地层温度50℃，PV数0.2；油层深度为1200m，产油量下降至1.8吨/天；该采油井的固井质量合格且油层的上、下邻层均为干层；

[0056] 2)对注聚导致堵塞的油层进行压裂施工，并控制人工裂缝的长度为40m～60m，高度为20m以下；所述压裂施工包括以下步骤：

[0057] a)将1台700型泵车调至2档，以1.2m3/min排量将10m3地层处理液注入地层，以低于地层破裂压力条件下，进行对预处理地层，解除近井地带污染；

[0058] 所述地层处理液由12％盐酸、3％氢氟酸、2％缓蚀剂、2％铁离子稳定剂、1％助排剂和余量的水组成；

[0059] b)将3台2500型泵车调至2档，以2.3m3/min排量将20m3前置液注入地层，将地层处理液推进地层并造缝；

[0060] 所述前置液由0.3％羟丙基胍胶、2％KCl和余量的水组成；

[0061] c)将3台2500型泵车调至3档，以3.1m3/min将45m3砂浆液排量注入地层，并支撑已形成的人工裂缝，形成高导流能力的宽裂缝；

[0062] 所述砂浆液由压裂液和支撑剂混合而成；压裂液采用胍胶压裂液，由羟丙基胍胶0.3％、防膨剂1.0％、助排剂0.2％、低温活化剂2％、有机硼交联剂0.4％和余量的水组成；
采用以下方式泵入地层：

[0063] ①注入8m3第一阶段砂浆液，第一阶段砂浆液由压裂液和30～50目石英砂混合而成，其中，30～50目的石英砂的加入量为0.7m3，砂浆比为10％；

[0064] ②注入8m3第二阶段砂浆液，第二阶段砂浆液由压裂液和30～50目陶粒混合而成，其中，30～50目的陶粒的加入量为1.6m3，砂浆比为20％；

[0065] ③注入10m3第三阶段砂浆液：第三阶段砂浆液由压裂液和20～40目陶粒混合而成，其中，30～50目的陶粒的加入量为2.9m3，砂浆比为30％；

[0066] ④注入8m3第四阶段砂浆液；第四阶段砂浆液由压裂液和20～40目陶粒混合而成，其中，30～50目的陶粒的加入量为3.2m3，砂浆比为40％；

[0067] ⑤注入6m3第五阶段砂浆液；第五阶段砂浆液由压裂液和20～40目陶粒混合而成，其中，20～40目的陶粒的加入量为2.9m3，砂浆比为50％；

[0068] ⑥注入5m3第六阶段砂浆液；第六阶段砂浆液由压裂液和20～40目涂覆砂混合而成，其中，20～40目的涂覆砂的加入量为3.0m3，砂浆比为60％；

[0069] d)将3台2500型泵车调至3档，以3.1m3/min排量将10.12m3顶替液注入地层顶替；

[0070] 所述顶替液由KCl 2％，破乳助排剂0.5％和余量的水组成；

[0071] e)停泵后测施工后压降曲线30分钟，放喷返排；

[0072] 3)选用泵径为44mm的抽油泵且下泵深度为1000m，抽油机以冲程为3m，冲次为4.8次/分钟的作业方式进行运转采油。

[0073] 本实施例中，如图3将施工数据通过Frac-PT软件进行压后拟合裂缝参数，得出人造裂缝的实际长度为42.5m，高度为19.4m；图1为T4-212井的压裂解堵施工曲线图，其施工效果图如图2所示，由图2可知，T4-212井压裂解堵前产油量为1.8吨/天，解堵后日产油最高7.1吨/天，累计产油1321.1吨，平均日产油5.81吨/天，累计生产292天，措施后效果持续时间长。

[0074] 实施例2

[0075] 本实施例的聚合物驱堵塞井的解堵方法，包括以下步骤：

[0076] 1)T470井内有两个油层，第一层油层A内累计聚合物注入量为2.9×104m3，第一层地层温度为79℃，PV数为0.35，第二层油层B内累计聚合物注入量为3.0×104m3，第二层地层温度为80℃，PV数为0.4；第一层、第二层油层深度分别为1800m、1821m，该井的产油量下降至1.0吨/天；该采油井的固井质量合格，第一层油层的上方位置1791m为水层、第二层油层下方位置1832m处邻层均为水层；

[0077] 2)对注聚导致堵塞的油层进行压裂施工，并控制人工裂缝的长度为40m～60m，高度为20m以下；施工参数如表1所示，其他未涉及的工艺过程与实施例1相同；

[0078] 表1本发明实施例2的压裂施工参数

[0079]

[0080]

[0081] 其中，地层处理液由12％盐酸、3％氢氟酸、2％缓蚀剂、2％铁离子稳定剂、1％助排剂和余量的水组成；前置液由0.3％羟丙基胍胶、2％KCl和余量的水组成；压裂液采用酸性聚合物压裂液；顶替液由KCl 2％，破乳助排剂0.5％和余量的水组成；

[0082] e)停泵后测施工后压降曲线30分钟，放喷返排；

[0083] 3)选用泵径为44mm的抽油泵且下泵深度为1300m，抽油机以冲程为3m，冲次为4.8次/分钟的作业方式进行运转采油。

[0084] 本实施例中，如图6，图7所示将施工数据通过Frac-PT软件进行压后拟合裂缝参数，得出人造裂缝的第一层油层A人造裂缝的实际长度为50.9m，高度为12.2m；第二层油层B人造裂缝的实际长度为58.8m，高度为12.1m；图4为T470井的压裂解堵施工曲线图，其施工效果图如图5所示，由图5可知，T470井压裂解堵前产油量为1.0吨/天，解堵后日产油最高6.3吨/天，累计产油2971.1吨，平均日产油4.72吨/天，累计生产638天，措施后效果持续时间长。

[0085] 实施例3

[0086] 本实施例的聚合物驱堵塞井的解堵方法，包括以下步骤：

[0087] 1)T478井的第一层油层聚合物累计注入量为6.1×104m3，地层温度为110℃，PV数为0.46；第二层油层聚合物累计注入量为8.1×104m3，地层温度为120℃，PV数为0.58；第一层、第二层油层深度分别为2300m、2400m，产油量下降至0.5吨/天；该采油井的固井质量合格且油层的上、下邻层均为干层；

[0088] 2)对注聚导致堵塞的油层进行压裂施工，并控制人工裂缝的长度为40m～60m，高度为20m以下；压裂施工参数如表2所示，其他未涉及的工艺过程与实施例1相同；

[0089] 表2本发明实施例3的压裂施工参数

[0090]

[0091]

[0092] 其中，地层处理液由盐酸12％、氢氟酸3％、缓蚀剂2％、铁离子稳定剂2％、助排剂1％和余量的水组成；前置液由羟丙基胍胶0.3％、KCl 2％和余量的水组成；砂浆液由压裂液和支撑剂混合而成；压裂液采用酸性聚合物压裂液；顶替液由KCl 2％，破乳助排剂0.5％和余量的水组成；

[0093] e)停泵后测施工后压降曲线30分钟，放喷返排；

[0094] 3)选用泵径为58mm的抽油泵且下泵深度为1800m，抽油机以冲程为3m，冲次为4.8次/分钟的作业方式进行运转采油。

[0095] 图8为T478井的压裂解堵施工曲线图，其施工效果图如图9所示，由图9可知，T478井压裂解堵前产油量为1.1吨/天，解堵后日产油最高5.4吨/天，累计产油2360.8吨，平均日产油3.05吨/天，累计生产724天，措施后效果持续时间长。表3为本发明实施例1～3的解堵方法的施工参数。

[0096] 表3实施例1～3的解堵方法的施工参数

[0097]

[0098] 由表3的试验结果可知，本发明实施例1～3的现场实施聚合物解堵油井，实际加砂量都在13m3以上，实际施工砂浆比都达到50％以上，由于设计高浓度的砂浆比可在近井地带的油层范围内制造出具有较高的导流能力且具有一定防地层砂功能的人工裂缝，从而保证了人工裂缝长期的有效性。3口聚合物驱油井措施后合计产油6634.1吨，单井措施后有效产油时间最高可达762天，且继续有效，具有广泛应用的前景。

[0099] 表4为本发明的压裂解堵方法与常规解堵方法的有效期和经济效益对比。

[0100] 表4本发明的压裂解堵方法与常规解堵方法的有效期和经济效益对比[0101]

[0102] 由表4的试验结果可知，本发明实施例1～3现场实施聚合物解堵油井设计缝长30-60m，较短人工缝长起不到压裂引效的目的，同时较长人工裂缝导致措施后地层出砂严重。
因此，合适的人工裂缝长度有助于作业后有效时间长，产油量高，经济效益最优。