渤海油田過篩管壓裂井固體顆粒產出機制及防控對策

崔國亮，賽福拉·地力木拉提，劉全剛，董長銀，高 尚，劉洪剛，王宏申

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術分公司，天津 345000;2.中國石油大學(華東) 石油工程學院，山東 青島 266580;3.中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452)

渤海油田是中國海上油氣增產上產的主戰(zhàn)場之一，也是中國海上化學驅提高采收率基地[1]。渤海油區(qū)儲層絕大部分為疏松砂巖，面臨防砂和增產問題及需求[2-4]。近年來，部分低產低效老井推廣實施過篩管壓裂增產技術[5-6]，即對老井中的防砂篩管重新射孔后進行壓裂充填防砂增產作業(yè)，取得非常好的增產效果。但部分過篩管壓裂井投產后固體顆粒，包括壓裂支撐劑和地層砂，陸續(xù)產出，導致油井減產甚至停產。由于渤海油區(qū)不同儲層條件差異較大，老井井下及近井儲層條件復雜，渤海油田過篩管壓裂井固體顆粒產出的機制、原因不明確，也難以采取有效的固體顆粒返吐控制對策，嚴重困擾過篩管壓裂增產這一有效增產技術的推廣應用效果。針對上述問題，筆者從渤海油田儲層條件、壓裂施工特征出發(fā)，分析地層在壓裂液高壓擠注條件下的破壞模式，揭示不同破壞模式下的固體顆粒產出機制及原因，提出固體顆粒產出治理與控制對策，旨在為過篩管壓裂技術參數(shù)優(yōu)化、顆粒產出控制提供理論支撐，同時為中國類似的中高滲儲層防砂井的二次壓裂增產的固體顆粒返吐控制提供借鑒。

1 渤海油田過篩管壓裂井固體顆粒產出現(xiàn)狀

渤海油田84%以上的探明儲量位于疏松砂巖儲層中，大部分主力儲層彈性模量小于1 000 MPa，孔隙度為20%～35%，孔喉大且連通性好，滲透率為(100～10 000)×10-3μm2，是典型的低強度、中高滲儲層，有較大的出砂風險。化學驅是渤海油田主導提高采收率開發(fā)方式之一，但由于近井聚合物堵塞等問題存在大量低產低效井[7]。幾年來，在低產低效井中采用過砂管壓裂增產技術，取得了很好的增產效果，但是壓裂后固體顆粒(壓裂支撐劑和地層砂)問題成為新的困擾。

過篩管壓裂增產技術是指在原有防砂井中建立篩管通道實施壓裂的增產技術。首先進行沖砂作業(yè)(圖1(a));然后利用TCP射孔或水力噴砂射孔技術打通井底原有防砂篩管，建立井筒與儲層之間的壓裂輸砂通道(圖1(b))；進而進行水力壓裂,形成短而寬的人工裂縫，裂縫內前期充填普通陶粒,后期充填高強度樹脂陶粒封堵裂縫(圖1(c)和圖1(d))；井下涂覆砂固結后，鉆塞清除井底殘留涂覆砂(圖1(e))，最終形成高滲透、高強度擋砂屏障，優(yōu)化儲層導流能力，實現(xiàn)增產目的。

圖1 渤海油田過篩管壓裂井施工流程

渤海油田過篩管壓裂應用取得很好的增產效果，但出現(xiàn)普遍的固體顆粒產出問題，嚴重制約過篩管壓裂增產技術的推廣應用效果。所謂固體顆粒產出，就是過篩管壓裂井投產后，地層砂和支撐劑從儲層隨流體流入到井筒內，造成井筒堵塞、舉升設備嚴重磨損、砂卡，縮短檢泵周期。目前，過篩管壓裂增產井固體顆粒問題較為普遍，產出的固體顆粒大部分是壓裂支撐劑，粒徑為0.425～0.85 mm；少部分為地層砂細砂。固體顆粒產出問題大多在過篩管壓裂投產后2～8個月出現(xiàn)，造成油井減產或停產，嚴重影響正常安全生產。

2 渤海油田儲層高壓擠注破壞模式

水力壓裂是高壓擠注的過程。從常規(guī)壓裂改造常識的角度來講，儲層巖石脆性越好,人工裂縫越容易開裂，裂縫產狀越規(guī)則[8]。而渤海油田作為典型的中高滲、疏松砂巖儲層，相比低滲、高強度的壓裂改造油氣藏，其巖石脆性明顯差于后者。地層在高壓擠注下的破壞模式決定了破壞區(qū)域被支撐劑充填的形態(tài)和固體顆粒產出模式，所以渤海油田高壓擠注作業(yè)能否形成有效裂縫是關鍵問題。

中高滲、疏松砂巖儲層在壓裂液高壓擠注條件下存在兩種破壞模式，即裂縫開裂破壞和塑性擠壓破壞[9-10]。當疏松砂巖地層巖石膠接強度較高時，巖石表現(xiàn)出一定的脆性。在高壓擠注條件下，當壓裂液排量遠高于地層濾失量時,井底逐步憋壓，當井底壓力達到地層巖石破裂壓力時，地層巖石在最小主應力面上起裂并形成裂縫(圖2(a))。而對于膠結差的砂巖巖石，在高壓擠注條件下，當井底壓力達到某一臨界值后，巖石不是發(fā)生開裂而是整體發(fā)生塑性壓縮變形，產生塑性壓實破壞，在井筒周圍形成類似環(huán)狀的破壞帶(圖2(b))。

渤海油田過篩管壓裂實施區(qū)塊儲層條件復雜，地層膠結程度有好有差，滲透率為(100～10 000)×10-3μm2(圖3)。高壓擠注條件下，該區(qū)塊膠結強度較好、滲透率較低的地層形成裂縫可能性大；如果儲層膠結程度極差、滲透率高，則礫石以塑性擠壓充填的方式進入管外地層的可能性更大。此外，前期存在出砂背景下的中高滲透易出砂儲層或者裂縫雙線性流效應不明顯，裂縫外區(qū)域的射孔孔眼存在明顯流體產出,如果井筒內無擋砂屏障，地層砂便隨流體流入井筒。根據渤海油田過篩管壓裂區(qū)塊的高壓擠注破壞模式并結合儲層條件、施工特征，將過篩管壓裂井固體顆粒產出分為裂縫內支撐劑和地層砂顆粒產出、塑性充填帶內支撐劑與地層砂產出及非裂縫區(qū)域的地層砂粒產出3種模式(圖4)。

圖2 中高滲儲層兩種高壓擠注破壞模式

圖3 渤海油田過篩管壓裂典型井層組間滲透率對比

圖4 渤海油田過篩管壓裂井固體顆粒產出模式(區(qū)域)

3 渤海油田過篩管壓裂井固體顆粒產出機制及工程原因

從過篩管壓裂井固體顆粒產出模式出發(fā)，系統(tǒng)分析每一種模式背后的產出機制，并結合渤海油田儲層條件及過篩管壓裂施工特征，提出固體顆粒產出的工程原因。

3.1 裂縫封口帶失效被流體攜帶的產出機制及工程原因

高壓擠注作業(yè)儲層形成裂縫充填并順利脫砂條件下，裂縫內支撐劑和涂覆砂充填可以阻擋地層砂，裂縫出口位置的涂覆砂封口帶起到阻擋支撐劑返吐作用。當脫砂封口效果不理想時，生產條件或涂覆砂固結性能一旦發(fā)生變化便會導致涂覆砂封口帶失穩(wěn),被破壞而失效，促進地層流體攜帶裂縫內支撐劑或地層砂產出(圖5)。封口帶失效是造成過篩管壓裂井固體顆粒產生的誘發(fā)條件，高產量和高流速是其基礎條件。

圖5 裂縫封口帶失效而被流體攜帶的產出機制

根據渤海油田過篩管壓裂井儲層條件與施工特點，滿足上述顆粒產出機制的原因如下：

(1)裂縫內陶粒充填支撐體未達到密實充填，導致?lián)跎笆?。渤海油田所有過篩管壓裂井均未采用脫砂誘導措施，導致充填作業(yè)在裂縫封口帶很難脫砂。施工曲線也證實了這一點：出現(xiàn)正常脫砂情況下，注入壓力曲線在加砂末端具有漸升趨勢(圖6(a))；但多數(shù)過篩管壓裂井曲線反而表現(xiàn)出下降趨勢(圖6(b))。低效脫砂條件下裂縫閉合后,裂縫內未形成密實充填體，對裂縫端部封口帶支撐劑層的穩(wěn)定性埋下隱患并留下空隙成為地層砂產出通道。長時間生產達到誘發(fā)條件，導致支撐劑和地層砂產出。

圖6 渤海油田過篩管壓裂典型井施工曲線對比

(2)涂覆陶粒固結性能長周期生產后下降而失效，失去阻擋作用。渤海油田使用涂覆陶粒對過篩管壓裂充填帶進行封口。涂覆陶粒是外部具有一層化學固結劑的陶粒，流入充填帶后通過固結劑在高溫條件下的膠結作用，與周圍充填顆粒膠結形成高強度多孔介質[11]，保持流通性的同時防止生產過程中支撐劑產出。然而，固結劑的有效期過短是涂覆陶粒封口作業(yè)的主要缺點。隨著生產時間的推移，封口帶遇地層流體時間變長。流體流動過程中不斷沖刷膠結層降低固結劑濃度，導致涂覆陶粒膠結強度持續(xù)下降，最終造成封口帶失穩(wěn),地層砂和支撐劑則隨流體開始產出。此外，目前渤海油田使用海水基壓裂液，與淡水相比，該類壓裂液環(huán)境中樹脂涂覆砂固結體抗壓強度降低20%左右,這說明封口帶支撐劑層抗壓強度在投產前已經有所下降。

(3)生產條件變化前提下應力變化引起的支撐體失穩(wěn)導致?lián)跎笆Аｉ]合應力對充填帶施加的力σV由支撐劑層骨架及其孔隙內的液體承擔(圖7),油井生產期是這兩種應力動態(tài)變化的過程。隨著投產時間的推進，總體上，空隙壓力逐漸變小，而骨架應力逐漸增大。導致這種現(xiàn)象的原因可歸結為充填層帶的地層砂侵入堵塞導致生產壓差過大。過篩管壓裂井投產后地層出砂仍在持續(xù)，充填層作為擋砂屏障，生產過程中自然存在“擋砂-堵塞同步”現(xiàn)象[12-14]，即阻擋地層砂向井筒流入的同時，地層砂也降低其滲透率，導致液體流入量降低生產壓差變高，最終造成空隙壓力變小，骨架應力變大。當骨架應力突破支撐劑層強度上限時，封口帶支撐劑層便會失穩(wěn)。雖然流體流量因裂縫堵塞降低，但在封口帶的流速依然很高，具有攜帶支撐劑與地層砂產出的可能性。

圖7 裂縫充填帶受力

3.2 塑性充填封口帶失效被流體攜帶的產出機制及工程原因

渤海油區(qū)儲層為中高滲儲層，并且可能因出砂存在不同程度的虧空，加之部分井地層膠結程度差，實際施工未形成有效裂縫而是塑性擠壓充填帶，尤其在近井地帶(圖8)。相對于規(guī)則的裂縫，大尺度的虧空使用涂覆砂封口，充填剖面縱向尺度較大,難以形成有效涂覆封口帶，固結支撐劑層的抗破壞能力顯著降低；在高壓差、高流速生產條件下，支撐劑層失效造成支撐劑和地層砂返出。

圖8 塑性充填封口帶失效而被流體攜帶的產出機制

滿足上述顆粒產出機制的主要原因是：充填帶骨架應力增加,封口帶失穩(wěn)失效導致?lián)跎笆?。即生產壓差較大，導致孔隙壓力降低，涂覆砂充填體承受應力增加，突破強度后失穩(wěn)而失效。此外，產量和生產壓差較大,充填體內外承受壓差較大和流體沖刷作用，失效后失去支撐作用。

從固體顆粒產出邏輯的角度來看，不管顆粒從裂縫產出還是塑性充填帶產出，脫砂封口帶的失穩(wěn)是顆粒產出的第一條件。因此，為驗證渤海油田過篩管壓裂井是否存在封口帶失穩(wěn)情況，針對過篩管壓裂實施區(qū)塊的10口典型井進行失穩(wěn)判別計算。

對于裂縫或塑性充填帶，地層閉合應力由充填帶空隙壓力和支撐劑層骨架承擔(圖9)?；谏鲜隽W關系，充填帶失穩(wěn)指數(shù)S為

S=Pi(x)+σc+σV.

(1)

式中，S為支撐劑失穩(wěn)指數(shù)，MPa;Pi(x)為封口帶的孔隙壓力可通過達西公式計算，MPa;σc為支撐劑抗壓強度，MPa;σV為地層上覆應力，MPa。

圖9 兩種高壓擠注破壞模式下封口帶受力

S>0,充填帶穩(wěn)定；S=0，處于失穩(wěn)臨界狀態(tài)；S<0，支撐劑失穩(wěn)。S越大，充填帶力學穩(wěn)定性越好。

如圖10所示，10口井裂縫形成條件下失穩(wěn)指數(shù)為-15.9～8.9 MPa，平均失穩(wěn)指數(shù)為-1.7 MPa；塑性擠壓條件下失穩(wěn)指數(shù)為-10.3～10.5 MPa，平均失穩(wěn)指數(shù)為-1 MPa。兩種條件下目標井失穩(wěn)指數(shù)分布較廣泛，這是因為各區(qū)塊地層應力非均質性顯著，充填帶幾何參數(shù)相差較大。通過圖10可以發(fā)現(xiàn)，裂縫形成和塑性擠壓條件下，5口井均存在充填帶封口區(qū)域失穩(wěn)可能性。

圖10 渤海油田10口過篩管壓裂井各防砂段封口帶失穩(wěn)判別結果統(tǒng)計

3.3 非裂縫區(qū)地層砂被流體攜帶產出機制及工程原因

對于前期存在出砂背景下高滲透易出砂儲層或裂縫雙線性流效應不明顯的情況，裂縫外區(qū)域的射孔孔眼存在明顯流體產出現(xiàn)象，井筒內無擋砂屏障，導致出砂(圖11)。長期出砂導致儲層形成地層砂產出優(yōu)勢通道[15-16]，優(yōu)勢通道一旦接通非裂縫區(qū)域射孔點，地層砂仍然可以從其流到井筒而產出。目前渤海油田過篩管壓裂井均為具有較長出砂歷史的老井，其射孔相位角為60°或120°，螺旋式打孔，與裂縫延伸方向不一致的射孔點未有任何防砂措施，投產時地層砂很可能通過這些射孔點從非裂縫區(qū)域流入井筒。

圖11 非裂縫區(qū)地層砂被流體攜帶產出機制

4 渤海油田過篩管壓裂井固體顆粒產出防控對策

渤海油田油井過篩管壓裂后的固體顆粒返吐產出涉及不同的儲層類型、壓裂充填模式、出砂機制，需要進行專門的高壓擠注條件下的壓裂充填模式的判別，弄清近井充填模式，明確出砂機制和類型，進而制定有針對性的技術措施。

4.1 提高涂覆砂封口帶的厚度和強度

封口帶失效是導致壓裂裂縫充填和塑性擠壓充填支撐劑返吐的關鍵原因，提高涂覆砂封口帶的厚度和強度有助于防止支撐劑返吐。提高涂覆砂封口帶的厚度的技術措施包括提高施工過程中涂覆砂的用量比例，裂縫充填模式涂覆砂用量比例提升到30%以上，塑性擠壓充填模式涂覆砂用量比例提升到50%以上。通過優(yōu)化涂覆砂化學劑配方，使之匹配井下高礦化度環(huán)境，提高初始膠結強度和對環(huán)境的耐受度。

4.2 優(yōu)化施工泵注程序實現(xiàn)人工強制脫砂

目前過篩管壓裂工藝在施工結束前沒有人工脫砂程序，會造成裂縫內支撐劑鋪砂濃度較低，充填不密實留下較大孔喉，使得地層細砂通過孔喉產出。優(yōu)化施工泵注程序，實現(xiàn)人工強制脫砂，加強充填密實度，有利于防止出砂。具體技術措施是在施工后期泵注涂覆砂支撐劑階段，提高排量的同時將砂比大幅度提高80%～100%，然后降低排量，緩慢頂替，促使脫砂，形成近井地帶和井筒內的高密實充填。

4.3 使用化學固砂方法二次固結非充填區(qū)域的原始地層

渤海油田儲層本身為中高滲和高滲儲層，流通性較好。除了裂縫支撐帶作為流體主要產出通道外，非裂縫區(qū)域的原始地層也是流體產出通道，達到地層出砂條件后，地層砂通過過篩管通道產出到井筒。針對此原因的技術防控對策是使用化學固砂方法二次固結非充填區(qū)域的原始地層，提高固結強度，避免地層出砂。

4.4 生產過程中尤其是投產初期控制合理壓差和產量

過篩管壓裂井投產后，尤其是投產初期，生產壓差越大，井底和裂縫內壓力越低，造成涂覆砂封口帶承受的骨架應力越大，越容易失穩(wěn)破壞。同時，產量越高，流體攜帶支撐劑和地層砂的能力越強，越容易出砂。控制合理壓差和產量是減緩固體顆粒產出的重要措施。

4.5 出砂嚴重的井采用小篩管二次防砂作業(yè)

過篩管壓裂作業(yè)在原篩管上打穿長度約2 m的通道，作業(yè)完畢后該通道為開放狀態(tài)，也是儲層固體顆粒的產出通道。對于出砂嚴重、采用其他措施均難以解決出砂問題的油井，需要在原篩管內再次下入小直徑篩管封堵打開的通道。根據渤海油田儲層地層砂特征，推薦使用精密小篩管，擋砂精度控制為0.15～0.2 mm。

5 結 論

(1)渤海油田中高滲儲層過篩管壓裂后存在裂縫充填和塑性帶充填2種模式。固體顆粒返吐產出機制有3種，即裂縫封口帶失效后流體攜帶支撐劑產出機制、塑性充填封口帶失效后流體攜帶支撐劑產出機制、非裂縫充填區(qū)原始地層砂產出機制。

(2)導致裂縫或塑性充填帶的涂覆砂封口帶失效的主要原因有涂覆砂固結性能不足和逐漸衰減、油井生產壓差過大導致封口帶骨架增加誘發(fā)失穩(wěn)。產量過高使流體流速達到攜帶支撐劑和地層砂的臨界條件是固體顆粒返吐的基本原因，中高滲儲層非充填區(qū)存在流體產出造成地層出砂是過篩管壓裂后地層砂產出的主要原因。

(3)針對渤海油田10口典型的過篩管壓裂井進行失穩(wěn)判別，10口井裂縫形成條件下失穩(wěn)指數(shù)為-15.9～8.9 MPa，平均失穩(wěn)指數(shù)為-1.7 MPa；塑性擠壓條件下失穩(wěn)指數(shù)為-10.3～10.5 MPa，平均失穩(wěn)指數(shù)為-1 MPa；裂縫形成和塑性擠壓條件下，5口井均存在充填帶封口區(qū)域失穩(wěn)可能性。

(4)固體顆粒返吐控制技術對策主要包括：改善涂覆砂固結性能提高封口強度、優(yōu)化砂比排量和泵注程序在施工結束時實施強制脫砂提高封口帶充填密實度、使用化學劑輔助固結地層砂、控制合理生產壓差和產量。對于固體顆粒產出嚴重的井，使用小尺寸篩管在原井篩管內進行二次機械防砂。