祁生金,賀海龍,光 輝,王旭強,盛 辰,雷飛云,馮志楊
(中國石化華北油氣分公司采氣二廠,陜西咸陽 712000)
東勝氣田位于鄂爾多斯盆地北部,主力層位優(yōu)勢沉積相為辮狀河道[1],同時層內(nèi)發(fā)育天然裂縫和泥巖隔層,平均孔隙度小于10%,平均滲透率約1×10-3μm2,儲層致密且非均質(zhì)性強[2],近年來通過水力壓裂技術(shù)取得了較好的氣井產(chǎn)量[3]。但隨著壓裂規(guī)模和砂量的提升,砂堵率也逐漸升高,由于氣田部分區(qū)塊儲層地層壓力較低,砂堵后很難放噴解堵,需要采用連續(xù)油管沖砂,處理時長平均為4.5 d,這不僅延長了施工周期[4],耽誤了氣井產(chǎn)能快速釋放,同時導(dǎo)致正常返排時機延后,壓裂液長期滯留在地層中加大了儲層傷害。因此,有必要對氣田砂堵原因進行剖析,總結(jié)歸納砂堵時壓裂曲線的特點和類別,提出符合工區(qū)實際的防控措施,為施工過程中及時做出正確決策和壓裂設(shè)計優(yōu)化提供參考。
壓裂砂堵的發(fā)生往往是地質(zhì)和工程多種因素綜合作用導(dǎo)致的,東勝氣田發(fā)生砂堵的層段中地質(zhì)原因占30%,包括地層可壓性弱和地層造成的濾失脫砂;70%的工程原因包括液體性能差、設(shè)備故障和現(xiàn)場指揮失誤。
儲層泥質(zhì)含量較高時,會使泊松比增大,楊氏模量減小[5],進而導(dǎo)致儲層脆性和地層可壓性減弱[巖石脆性特征見式(1)][6],致使施工壓力過高,排量難以提升,而縫寬對排量較為敏感,較低的排量難以形成足夠的縫寬[7],易在施工后期高砂比階段砂堵。
式中:BI-Richman 巖石脆性指數(shù),%;BIE、BIv-歸一化楊氏模量和歸一化泊松比,無量綱;E-楊氏模量,GPa;v-泊松比;Emax、Emin-楊氏模量最大、最小值,GPa;vmax、vmin-泊松比最大、最小值。
A 井為部署在東勝氣田錦30 井區(qū)的一口水平井,壓裂層段發(fā)育有泥巖隔層,泥質(zhì)含量達13.2%~21.4%。從該井第2 段壓裂曲線可以看出,前置液造縫階段泵注3 個段塞后壓力不降反升,由于泵壓較高,施工排量難以提升到設(shè)計排量(12 m3/min)(圖1),導(dǎo)致縫寬不足,后期高砂比階段(26%砂比)造成縫口橋堵超壓。
圖1 A 井第2 段壓裂曲線
濾失本質(zhì)是液量和水力的損失,而裂縫長度對液量敏感,當液量不足時縫長明顯降低[9],縫長不足導(dǎo)致裂縫在后期加砂飽和砂堵,但濾失發(fā)生時很難通過加大液量抵消濾失量,此時考慮提前堵漏或加速液體流動對沖濾失。
地層發(fā)育有天然裂縫時,雖然可以增加油氣的滲流通道,但在壓裂過程中與水力裂縫溝通時極易造成壓裂液濾失脫砂砂堵。B 井同樣為部署在錦30 井區(qū)的一口水平井,該井在鉆井過程中發(fā)生多次漏失,表明儲層天然裂縫發(fā)育。在對該井第1 段進行壓裂改造時,施工壓力波動極大,表明在不斷溝通天然裂縫,而在砂比為22%和23%時壓力突降明顯,23%砂比加砂2 min左右壓力上升停砂頂替,但高砂比發(fā)生濾失時脫砂更為嚴重,導(dǎo)致縫內(nèi)沉砂嚴重超壓砂堵(圖2)。
圖2 B 井第1 段壓裂曲線
除上述天然裂縫引起的濾失外,地層虧空也會導(dǎo)致壓裂液大量濾失造成砂堵。東勝氣田錦58 井區(qū)2015 年開始建產(chǎn),開發(fā)時間較長,目前產(chǎn)建新井以加密井居多,周圍老井長時間開采使地層壓力下降,導(dǎo)致縫內(nèi)與地層之間壓差增大,壓裂液大量濾失進入地層[8],壓裂過程中泵壓持續(xù)走低,同時為防止壓竄鄰井,施工排量較低,難以對沖濾失,易脫砂砂堵。C 井為部署在該井區(qū)的水平井,第1 段施工時破裂壓力超50 MPa,后續(xù)壓力持續(xù)下降,壓降幅度超過50%,25%砂比時壓力開始上漲,停砂中頂后壓力迅速上升砂堵(圖3)。
圖3 C 井第1 段壓裂曲線
壓裂液是壓裂施工中最重要的材料,除了傳遞壓力還要將支撐劑攜帶進入裂縫,如果壓裂液性能不達標,將大幅增加施工風險。D 井同樣為部署在錦30 井區(qū)的一口水平井,采用聚合物乳液施工,該液體主要依靠基本黏度(常溫、170 s-1剪切下黏度高于60 mPa·s)和高排量黏彈性攜砂;D 井在第1 段砂比20%時施工壓力開始大幅下降,而26%砂比時壓力迅速上升超壓,欠頂34 m3砂堵(圖4)。在現(xiàn)場做懸砂實驗發(fā)現(xiàn)液體降黏、脫砂嚴重,導(dǎo)致在高砂比階段濾失且難以將支撐劑攜帶到裂縫深部,在縫口沉砂造成砂堵。
壓裂泵車和混砂車是壓裂施工中的動力源和供液源,如果在施工過程中發(fā)生故障,將直接導(dǎo)致施工暫停,加大后續(xù)施工風險,其本質(zhì)也是液量損失導(dǎo)致的砂堵。E 井第1 段壓裂過程中混砂泵分別在6~90 min 和120~235 min 發(fā)生兩次刺漏,施工中途停泵整改,合計時間長達200 min,在停泵期間前期壓開的裂縫在地應(yīng)力作用下閉合,雖然整改結(jié)束啟泵后補充了前置液量,但只重新壓開了舊裂縫,難以使裂縫再次延伸達到設(shè)計縫長,在后期加砂過程中裂縫填充飽和,加砂結(jié)束頂替過程中超壓砂堵(圖5)。
圖5 E 井第1 段壓裂曲線
F 井為錦30 井區(qū)的一口探井,采用油套同注工藝壓裂,由于層位靠近河道邊緣,儲層非均質(zhì)性強,施工壓力高且波動較大,23%砂比加砂初期壓力上漲,加砂后期泵壓由55 MPa 快速上升至63 MPa,停砂頂替,最終超壓砂堵。從施工曲線可以看出,導(dǎo)致該井砂堵的直接原因是現(xiàn)場指揮未在壓力上漲初期及時停砂頂替,造成縫內(nèi)沉砂過多進液通道堵塞頂替失敗(圖6)。
圖6 F 井壓裂曲線
地層可壓性弱、地層濾失、液體性能差導(dǎo)致的砂堵在壓裂曲線上難以及時識別,因此,需要對其曲線特征進行分析。為了加強泵時與泵壓的相關(guān)性,取地層破裂后的數(shù)據(jù),對泵時和泵壓分別取自然對數(shù)后分階段線性回歸,再按砂堵原因分類,見圖7。
圖7 砂堵曲線分因素歸納
從圖7a 可以看出,當儲層可壓性較弱時,泵壓隨時間呈上升趨勢,但上升趨勢不明顯(斜率為0.04),曲線整體表現(xiàn)出施工壓力高,破壓不明顯,難以達到設(shè)計排量、高砂比或頂替階段超壓。為抵消造縫不足導(dǎo)致的施工風險,可在前置液階段增加1~2 個5%~7%砂比段塞,打磨近井筒裂縫迂曲度的同時增加前置液量,使裂縫延伸更充分;壓裂前用預(yù)置酸處理井筒周圍污染帶,降低壓裂液注入阻力,同時在保證裂縫導(dǎo)流能力的情況下可將支撐劑粒徑適當降低(可將20/40 目支撐劑優(yōu)化為30/50 目)。
當儲層發(fā)育有天然裂縫時,壓裂初期泵壓基本保持穩(wěn)定,一旦溝通天然裂縫,壓力會有較大幅度的突降(斜率為-0.17),將天然裂縫填充后壓力又急劇回升(斜率為0.29),易造成瞬間脫砂砂堵(圖7b)。地震發(fā)現(xiàn)天然裂縫發(fā)育或鉆井頻繁漏失時,為防止壓裂時發(fā)生惡性濾失,可在前置液階段采用混合水(低黏+高黏)造縫,微粒徑支撐劑段塞填充天然裂縫;如果施工過程中壓力先降后升,升壓速度在1.0~2.0 MPa/min 時應(yīng)及時停砂中頂。
地層虧空導(dǎo)致的濾失幅度大于天然裂縫(斜率為-0.18),且從壓裂初期持續(xù)到砂堵前期,此后由于壓裂液大量濾失導(dǎo)致縫內(nèi)沉砂壓力開始快速回升(上升斜率2.57),易在高砂比階段砂堵(圖7c)。針對虧空地層壓裂,可在壓降超過40%時小幅提高排量和壓裂液黏度對沖濾失,此外可考慮段內(nèi)多簇壓裂工藝,加大裂縫空間競爭,縮短縫長防壓竄的同時滿足大排量施工降低砂堵風險;如果施工過程中壓力出現(xiàn)先降后升,升壓速度超過0.5~1.0 MPa/min 時應(yīng)及時停砂頂替。
壓裂液性能不達標引起的壓力波動多表現(xiàn)在高砂比階段,低砂比時可靠排量將支撐劑沖進地層,高砂比時壓裂液攜砂性能不足易脫砂砂堵,在此之前壓力會有明顯的下降趨勢(圖7d 斜率達-0.18),后瞬間超壓,由此可見壓前質(zhì)檢的重要性。
(1)針對東勝氣田部分儲層難壓開,造縫不充分導(dǎo)致砂堵的情況,可在前置液階段適當增加段塞數(shù)量,提高前置液比例,或采用預(yù)置酸處理地層,同時可考慮優(yōu)化支撐劑粒徑。
(2)針對氣田錦30 井區(qū)天然裂縫導(dǎo)致的濾失砂堵,可采用混合水壓裂工藝,小粒徑支撐劑段塞填充天然裂縫;針對錦58 井區(qū)地層虧空造成的濾失砂堵,可在壓力降低時小幅提高排量和壓裂液黏度,同時引進新工藝防壓竄的同時防砂堵。
(3)現(xiàn)場指揮應(yīng)時刻關(guān)注壓力變化,如果加砂階段壓力出現(xiàn)先降后升且速度較快時應(yīng)及時停砂頂替,避免縮縫導(dǎo)致砂堵。
(4)不熟悉地質(zhì)情況造成的首段砂堵占70%,設(shè)計時首段可適當降低平均砂比和最高砂比,攜砂液階段砂比溫和提高。
(5)壓裂前應(yīng)做好設(shè)備和入井材料的質(zhì)檢,保證施工過程中設(shè)備不停泵,液體不脫砂。