延長氣田W區(qū)域本溪組砂堵分析

郭 興，孫 曉，張建忠，周隆超，楊 海，劉佳麗，吳高祥.

(1.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710065； 2.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司延長氣田采氣四廠，陜西延安 716000)

延長氣田總體呈現(xiàn)低孔、低壓、特低滲和致密的特點，因此在開發(fā)前進行較大規(guī)模的儲層改造，對提高氣藏產(chǎn)量、開采程度和采收率，從而實現(xiàn)高效開發(fā)具有十分重要的意義[1-8]。壓裂是進行油氣井增產(chǎn)和儲層改造的一項重要技術(shù)手段[9-14]。本溪組為延長氣田W區(qū)域的主力氣層，但由于儲層低孔、特低滲致密的原因，必須進行壓裂等一系列的儲層改造措施。受地質(zhì)因素和工程因素等多方面的影響，延長氣田W區(qū)域本溪組在壓裂施工中，近半數(shù)井產(chǎn)生了不同程度的砂堵。砂堵會導(dǎo)致壓裂失敗，其影響因素復(fù)雜多樣，如何準(zhǔn)確分析造成砂堵的原因并有效避免砂堵的發(fā)生是壓裂施工作業(yè)中面臨的巨大難題[15-21]。本文針對延長氣田W區(qū)域近年來本溪組氣井壓裂施工砂堵情況進行了較為全面和深入的分析和探討，并給出建議和措施，為指導(dǎo)后期壓裂設(shè)計和施工，以及改進氣藏開發(fā)儲層改造方案提供依據(jù)，同時對其他低壓、低滲氣田的儲層改造技術(shù)提供參考。

1 壓裂砂堵統(tǒng)計

本溪組是延長氣田的主力氣層，是對奧陶系馬家溝組不整合面的填平補齊，地層厚度變化大，相應(yīng)的砂體沉積厚度差別也較大。砂體平面展布多呈條帶、孤島狀；砂體不發(fā)育，單層砂體厚度小，一般為2～6 m。W地區(qū)本溪組砂體發(fā)育，橫向上砂體不連續(xù)，縱向上砂體厚度變化快，連續(xù)性較差。W區(qū)域本溪組在沉積階段快速填平補齊了溝槽，造成砂體厚度變化大，分選性差[22]。

對延長氣田W區(qū)域的23口氣井本溪組的孔隙度和滲透性進行統(tǒng)計(圖1)，可以看出，孔隙度主要分布范圍在4%～8%，占比為86.21%，其孔隙度為6%～8%的占比為48.28%，接近50%；滲透率主要分布范圍為0.1～0.5 mD，其占比達到65.52%。由物性分類可以得出，延長氣田W區(qū)域本溪組儲層總體呈現(xiàn)低孔、特低滲致密的特點。

延長氣田W區(qū)域本溪組近一年累計壓裂16口/17層，其中8口/8層發(fā)生砂堵，砂堵占比為47.1%。對砂堵井進行統(tǒng)計(表1)，其中2口低產(chǎn)，其他6口均無氣。

2 壓裂砂堵原因分析

導(dǎo)致砂堵的因素是多方面的，地質(zhì)因素和工程因素都有影響。地質(zhì)方面，巖性致密、非均質(zhì)性強、地應(yīng)力異常、發(fā)育天然裂縫、裂縫彎曲、形成多條水力裂縫等，均會引起砂堵；工程方面，壓裂液的攜砂性能或抗剪切性能差、壓裂液濾失、砂比過高或砂比提升過快、前置液階段段塞量偏少等，均會造成施工過程中出現(xiàn)砂堵現(xiàn)象。下面對延長氣田W區(qū)域本溪組的砂堵原因從巖心分析、地應(yīng)力分析和儲層因素分析等不同方面進行具體分析和探討。

圖1 W區(qū)域氣井本溪組孔隙度和滲透率分布直方圖Fig.1 Frequency distribution histogram of porosity and permeability in Benxi formation of gas well in W area

表1 W區(qū)域本溪組砂堵井統(tǒng)計Table1 Statistics of sand plugging wells in Benxi formation in W area

2.1 巖心分析

對W地區(qū)Y15井和Y16井的巖心進行分析，礦物成分中石英約占92%，長石約占7%，巖屑約占1%。如圖2所示為Y15井和Y16井本溪組巖心對比，表2為Y15、Y16井巖心礦物的分析化驗數(shù)據(jù)。不難看出，兩井巖心以細粒為主，呈次棱角狀，分選性中等，泥質(zhì)膠結(jié)，較致密，未見層理構(gòu)造。

圖2 Y15井、Y16井本溪組巖心對比Fig.2 Core contrast of Benxi formation in well Y15 and well Y16

表2 Y15、Y16井分析化驗數(shù)據(jù)

對比W區(qū)域內(nèi)Y18井、Y17井(2 696.75 m)、Y5井、Y17井(2 699.45 m)四口井本溪組的巖心照片如圖3所示，可以看出，本溪組發(fā)育底礫巖(石英礫)，質(zhì)堅；基底式膠結(jié)，孔隙不發(fā)育，巖性致密，非均質(zhì)性強。

圖3 Y18井、Y17井(2 696.75 m)、Y5井、 Y17井(2 699.45 m)本溪組巖心對比Fig.3 Core contrast of Benxi formation in well Y18, well Y17 (2 696.75 m), well Y5 and well Y17 (2 699.45 m)

對延長氣田W區(qū)域內(nèi)本溪組壓裂施工井的滲透性進行統(tǒng)計分析，得到如圖4所示的加砂正常井和砂堵井本溪組施工層段滲透率分布直方圖。加砂正常井的施工層段滲透率平均為0.28 mD，砂堵井施工層段滲透率為0.19 mD，本溪組壓裂正常井的施工層段滲透率明顯大于砂堵井。本溪組礫巖發(fā)育，巖性致密且非均質(zhì)性強，孔隙不發(fā)育、低滲透，是導(dǎo)致砂堵的最根本原因。

圖4 加砂正常井和砂堵井滲透率分布直方圖Fig.4 Frequency distribution histogram of permeability of normal wells and sand plugging wells

2.2 地應(yīng)力分析

對施工層段的地應(yīng)力進行計算和統(tǒng)計分析，得到加砂正常井和砂堵井的地應(yīng)力分布直方圖(圖5)，可以看出，加砂正常井本溪組施工層段的地應(yīng)力整體上小于砂堵井。加砂正常井本溪組施工層段的地應(yīng)力主要范圍在40～45 MPa，占比50%；最大地應(yīng)力為50.87 MPa，最小地應(yīng)力為44.46 MPa，平均為46.76 MPa。砂堵井本溪組施工層段地應(yīng)力主要范圍在50～55 MPa，占比50%；最大地應(yīng)力為56.11 MPa，最小地應(yīng)力為42.2 MPa，平均為49.91 MPa。壓裂正常井本溪組施工層段的平均地應(yīng)力小于砂堵井。儲層地應(yīng)力大，一定程度上造成了壓裂加砂困難，導(dǎo)致砂堵。

圖5 加砂正常井和砂堵井地應(yīng)力分布直方圖Fig.5 Frequency distribution histogram of crustal stress of normal wells and sand plugging wells

2.3 儲層因素分析

2.3.1 儲層塑性分析

圖6為Y3井綜合測井圖，測井曲線表明，射孔段3 375～3 377 m處底部含有泥巖夾層，泥質(zhì)含量較高。圖7a為Y3井本溪組壓裂施工曲線，施工井段為3 375～3 377 m，施工中破壓不明顯，措施層段地層塑性大，人工裂縫起裂復(fù)雜，裂縫形態(tài)不規(guī)則，難以形成有效的主裂縫。和Y3井破裂特征表現(xiàn)相類似的還有Y1井、Y4井等，在W區(qū)域中占比17.6%。

2.3.2 儲層濾失性分析

統(tǒng)計分析表明，W區(qū)域內(nèi)由于壓裂液濾失導(dǎo)致砂堵的井占比達到23.5%。以Y3井、Y1井為例進行具體分析。對Y3井本溪組壓裂施工情況進行分析，壓裂射孔段為3 363～3 365 m，圖6測井曲線顯示隔層較好，在3 363～3 365 m段的巖性較純。此段砂體厚度為3.6 m，孔隙度為9.3%，滲透率為3.92 mD，滲透性好。圖7b為壓裂施工曲線，可以看出在裂縫開啟后的注前置液階段，施工壓力明顯降低，分析認為壓裂液濾失速度快，壓裂液總的濾失量大，造縫效率低。

圖6 Y3井本溪組綜合測井圖Fig.6 Comprehensive log diagram of Benxi formation in well Y3

圖7 Y3井本溪組壓裂施工曲線圖Fig.7 Fracturing curves of Benxi formation in well Y3

對Y1井壓裂施工情況進行分析，壓裂射孔段為3 183～3 185 m，圖8測井曲線反映泥巖含量較高，顯示目的層段的隔層較好，裂縫延伸順利，縫高易于控制。圖9為Y1井本溪組壓裂施工曲線，施工過程中前置液階段中期，在施工排量不變的情況下出現(xiàn)了壓力波動。施工壓力隨著前置液注入而緩慢上升，分析認為儲層致密所致。攜砂液前期，壓裂施工壓力基本穩(wěn)定，對于低滲透儲層，基巖中的濾失是有限的，表明措施層段存在天然裂縫和微裂縫并與人工裂縫溝通，使得天然裂縫中壓裂液的濾失與人工裂縫中壓裂液的注入達到平衡，進入“臨界壓力”[23]，而后并未采取有效處理措施，導(dǎo)致后期砂堵[3]。

通過對W區(qū)域本溪組砂堵進行的較為系統(tǒng)全面的分析和探討，可以發(fā)現(xiàn)，本溪組礫巖發(fā)育，非均質(zhì)性強，孔隙發(fā)育較差，滲透率低且?guī)r性致密，是導(dǎo)致砂堵的根本原因；儲層地應(yīng)力大是造成加砂困難的重要影響因素；措施層段塑性大，破壓不明顯，人工裂縫起裂復(fù)雜，壓裂液濾失大等，是造成砂堵的重要原因。

圖8 Y1井本溪組綜合測井圖Fig.8 Comprehensive log diagram of Benxi formation in well Y1

圖9 Y1井本溪組壓裂施工曲線圖Fig.9 Fracturing curves of Benxi formation in well Y1

3 改進措施及現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 改進措施與實施方案

通過分析，延長氣田W區(qū)域本溪組礫巖發(fā)育，非均質(zhì)性強；儲層致密，孔隙不發(fā)育，滲透率低；儲層地應(yīng)力大；措施層段塑性大，天然裂縫發(fā)育、壓裂液濾失大等是造成砂堵的最主要原因，因此有針對性地提出相應(yīng)改進措施和實施方案。

(1)針對儲層礫巖發(fā)育，非均質(zhì)性強，導(dǎo)致壓損大，施工壓力較高的問題，將前置液段塞粒徑由40～70目提高為30～50目，支撐劑為粉陶；同時根據(jù)儲層厚度和加砂量，將段塞數(shù)量由1個增加至2～3個，每個段塞加砂量為0.5 m3；前置液小排量造人工裂縫，通過大粒徑、多段塞方式更好地打磨炮眼和人工裂縫，改善水力裂縫，降低近井裂縫扭曲摩阻，提高裂縫導(dǎo)流能力，降低施工壓力，極大地減小發(fā)生砂堵的可能。

(2)針對儲層塑性大且地應(yīng)力高，尤其措施層地應(yīng)力大于45 MPa時，起裂困難且裂縫形態(tài)復(fù)雜，加砂困難的問題，將平均砂比由19%降低至16%左右，最高砂比由原來的28%降低至22%左右。降低攜砂液最高砂比和平均砂比，不過分追求高砂比，在不影響裂縫導(dǎo)流能力的前提下，極大地減小了砂堵的風(fēng)險。進入攜砂液階段后慢提排量，根據(jù)時間計算砂子進入地層之后，在施工壓力平穩(wěn)的情況下，采用低砂比多階梯方式加砂，小差量階梯式提升砂比，同時緩慢增加交聯(lián)劑濃度，控制好交聯(lián)和破膠的時間，既能降低濾失提高壓裂液攜砂性能，同時可防止提前破膠造成砂堵。

(3)針對儲層存在天然裂縫和微裂縫，導(dǎo)致壓裂液濾失嚴(yán)重，從而造成砂堵的問題，將壓裂液配方中的胍膠濃度由0.35%提高至0.45%，壓裂液基液配方：0.45%羥丙基瓜爾膠(一級)+0.5%氣井助排劑+0.1%殺菌劑+0.12%Na2CO3+0.5%氣井起泡劑+0.5%氣井黏土穩(wěn)定劑。胍膠濃度增加，使得壓裂液黏度增加，天然裂縫中的流動阻力增大，達到降低濾失的目的，同時提高了壓裂液的攜砂性能。

3.2 現(xiàn)場應(yīng)用及效果評價

3.2.1 現(xiàn)場試驗

針對以上改進措施，選取W區(qū)域內(nèi)的一口開發(fā)井Y21井本1層為試驗對象，綜合測井圖如圖10所示，射孔段為2 704～2 705 m，儲層物性較好，聲波突然升高，表明可能存在天然裂縫，導(dǎo)致壓裂液易漏失；底部含有泥巖夾層，泥質(zhì)含量較高，可能因塑性較大導(dǎo)致起裂困難，裂縫形態(tài)復(fù)雜。若采用原來的壓裂方案施工，極易發(fā)生砂堵，因此有必要進行壓裂施工改進和參數(shù)調(diào)整。

圖10 Y21井本溪組綜合測井圖Fig.10 Comprehensive log diagram of Benxi formation in well Y21

針對Y21井本1層礫巖發(fā)育，非均質(zhì)性強的問題，將支撐劑調(diào)整為30～50目粉陶，根據(jù)儲層厚度5 m左右設(shè)計支撐劑為陶粒，總加砂量為15 m3，前置液階段，段塞數(shù)量增加至2個；針對措施層地應(yīng)力較大且塑性大的問題，攜砂液階段，采用低砂比多階梯方式加砂，平均砂比為16%，最高砂比為22%；針對措施層可能存在天然裂縫和微裂縫的問題，調(diào)整壓裂液基液配方為：0.45%羥丙基瓜爾膠(一級)+0.5%氣井助排劑+0.1%殺菌劑+0.12%Na2CO3+0.5%氣井起泡劑+0.5%氣井黏土穩(wěn)定劑。

從施工曲線(圖11)不難看出，初期提排量后，地層破壓明顯，破裂壓力為48.5 MPa，前置液階段施工排量為2.2～2.6 m3/min，兩個段塞以5%砂比分別加砂0.5 m3后，施工壓力出現(xiàn)明顯降低，注入前置液122.5 m3，施工壓力為48.9～54.6 MPa，平均壓力為51.6 MPa；攜砂液階段，施工排量為2.6 m3/min，注攜砂液量為92.3 m3，基液胍膠濃度增加至0.45%，壓裂液黏度增加，當(dāng)具有高黏度的壓裂液進入地層，采用低砂比多階段方式加砂，當(dāng)砂子完全進入地層后，仔細觀察壓力變化，當(dāng)壓力不出現(xiàn)“爬坡”現(xiàn)象時，提升砂比到設(shè)計砂比，施工平均砂比為16.3%，最高砂比為22.1%，累計階梯式加砂15 m3。施工壓力為52.2～48.4 MPa，施工平均壓力為50.3 MPa，全程伴注液氮，排量為200～300 L/min，入地總液氮量為20.0 m3。注頂替液階段：以2.6 m3/min的排量注入頂替液8.3 m3停泵。

圖11 Y21井本溪組壓裂施工曲線圖Fig.11 Fracturing curves of Benxi formation in well Y21

3.2.2 效果評價

本次壓裂施工順利，施工參數(shù)均達到設(shè)計要求。前置液階段提升排量到設(shè)計排量，壓力出現(xiàn)明顯上升，采用5%砂比進行段塞打磨射孔炮眼，降低摩阻，段塞加砂0.5 m3，此時出現(xiàn)一定壓力降低；采用第二個段塞加砂0.5 m3，砂比5%，壓力出現(xiàn)明顯降低，表明前置液階段增加段塞個數(shù)和增大支撐劑粒徑效果明顯。攜砂液階段，胍膠濃度增加，增加了壓裂液基液黏度，同時采用交聯(lián)劑增加基液黏度，增強壓裂液攜砂性能，測井解釋表明儲層可能存在天然裂縫；當(dāng)施工中緩慢提升砂比時，油壓較為穩(wěn)定且支撐劑進入地層順利，未出現(xiàn)砂堵，表明胍膠濃度增加確實減小了壓裂液濾失。采用低砂比多階段方式加砂，小差量階梯式提升砂比，全程伴注液氮，總加砂量達到設(shè)計要求，施工壓力為52.2～48.4 MPa，壓力平穩(wěn)，表明降低最高砂比和平均砂比能夠明顯降低施工壓力，確保液氮正常加入，保證返排能力，同時也極大地減小砂堵的風(fēng)險。Y21井壓裂前無自然產(chǎn)能，壓裂后用一點法求產(chǎn)，無阻流量為10.65×104m3/d，增產(chǎn)效果明顯，表明改進措施非常有效。

由于延長氣田W區(qū)域本溪組砂堵問題是多年來一直亟待解決的難題，有待后續(xù)對施工工藝和施工參數(shù)進一步進行改進和優(yōu)化，開展更多的現(xiàn)場試驗及推廣應(yīng)用。

4 結(jié)論

(1)對本溪組砂堵原因從巖心分析、地應(yīng)力分析和儲層因素等不同方面進行了分析，本溪組礫巖發(fā)育，非均質(zhì)性強；儲層致密，孔隙不發(fā)育，滲透率低；儲層地應(yīng)力大；措施層段塑性大，天然裂縫發(fā)育、壓裂液濾失大等，是造成砂堵的主要原因。

(2)根據(jù)砂堵分析，提出了改進措施：將前置液段塞粒徑由40～70目提高為30～50目，同時將段塞數(shù)量由1個增加至2～3個；將壓裂液配方中的胍膠濃度由0.35%提高至0.45%；攜砂液階段慢提砂比，當(dāng)砂子進入地層后，觀察壓力平緩情況下逐步提砂比，緩慢增大交聯(lián)劑濃度；降低攜砂液最高砂比和平均砂比，平均砂比由19%降低至16%左右，最高砂比由原來的28%降低至22%左右。

(3)現(xiàn)場試驗表明，采用改進措施后，壓裂施工順利，未出現(xiàn)砂堵事故，且壓后增產(chǎn)效果明顯。