新疆油田克拉美麗DX1701井壓裂砂堵原因分析

朱斌,韓先柱,辛小亮,鄧愛禹

摘要：新疆油田克拉美麗DX1701井在壓裂過程中出現砂堵，為查明原因，從壓裂設計、壓裂液、壓裂曲線、地層、試油五大方面進行了詳細分析和相互印證，得出該井壓裂砂堵的原因；同時，也為滴西17井區后續井的壓裂提供了借鑒。

關鍵詞：克拉美麗 DX1701井；壓裂；砂堵

中圖分類號：F26文獻標志碼：A文章編號：1673-291X（2012）15-0168-05

DX1701井是克拉美麗氣田滴西17井區部署的一口開發井，位于滴西17井西偏南1 160m，滴西171井東偏南1 365m，滴西402井北偏西1 965m處。鉆井目的是進一步認識克拉美麗氣田火山巖儲層地質特征，解剖火山巖體內幕構造，實現克拉美麗氣田天然氣儲量有效動用。該井于2011年5月9日開鉆、2011年6月29日完鉆，目的層為石炭系巴山組（C2b）儲層，完鉆井深3 740m。為了提高儲層物性，決定對本井石炭系3 658m～3 663m、3 665m～3 670m井段采取壓裂措施，提高地層滲透性和產能。

一、DX1701井壓裂砂堵情況

2011年9月1日，2000型壓裂車1組，用特級胍膠液311.8m3（胍膠277.8m3，膠聯液34m3）油管壓裂，前置液202.6m3，（段塞加砂徑為0.45mm～0.22mm的陶粒5m3），攜砂液106.2m3，加砂徑為0.45mm～0.9mm的陶粒13.2m3，加砂比12.4％。施工泵壓58～53～68MPa，排量3.8～4m3/3min，破裂壓力58MPa。攜砂液階段油、套壓逐漸上升，爬升較快，砂比在15%左右時套壓超限壓達到58 MPa（套壓限壓50MPa，見圖1），頂替3m3后壓力急劇上升，停泵，造成砂堵。停泵時油壓37.2MPa，套壓37.5MPa。19:30～20:00測壓降，油壓37.2～27.7MPa，37.5～31MPa。

二、DX1701井壓裂設計分析

在DX1701井（見下頁表1）壓裂之前，位于滴西17井區同樣層位（C2b）的滴西17、滴西171、滴西172、滴西173、和滴西176的氣井均進行了加砂壓裂施工。依據克拉美麗采氣工程方案，滴西17井區具有統一的氣水界面（海拔-3 173m）和同樣的壓力系數（1.35），故它們屬于同一油氣藏，所以位于滴西17井區之前壓裂過的井（見下頁表2）與DX1701井具有可比性。

通過與同區塊鄰井的施工參數對比分析，認為：DX1701井設計加砂規模適當，最高砂比和平均砂比分別為26%和15.1%，排量施工排量3.8m3/min大小合適，前置液、攜砂液、頂替液設計液量合理；參考鄰井的施工參數，DX1701壓裂設計參數滿足滴西17井區目的層（C2b）的施工要求。

三、DX1701壓裂曲線分析

1.鄰井壓裂曲線

通過對鄰井滴西17、滴西171和滴西176三口井的壓裂曲線分析，滴西17井區的鄰井施工正常，加砂基本順利。只有滴西17井的壓裂施工后期油、套壓上升很快，出現了砂堵跡象，與DX1701井有點類似。但是，整體上滴西17井區的施工曲線沒有較大異常，現場施工順利。

2.DX1701井壓裂曲線分析

對DX1701井靜壓力擬合之后，發現本井的靜壓力在后期急劇上升，擬合后裂縫的縫高為74.3m，縫長為65.6m，地層的縫高沒有得到控制；擬合的地層滲透率為1md，遠遠超過了地層解釋的滲透率，說明地層的濾失比設計時增大。

經過G-函數曲線中液體效率計算，DX1701井的壓裂液效率為16.77%，而該區塊正常井壓裂液的效率在30%～45%，遠遠低于正常井的液體效率。

綜合以上的分析認為，由于地層滲透率的異常增大，造成濾失大大增加，對應的液體效率降低，壓裂時大部分注入的前置液被濾失掉了，失去了前置液本身的作用，是造成本井施工砂堵的直接原因。

四、DX1701井地層分析

1.地層巖性

DX1701井儲層巖性為玄武巖，通過對該井目的層進行巖石力學分析，表明玄武巖對應的彈性模量較大，最高為60 016.8Mpa，平均為42 722.13 Mpa。在地層彈性模量較大的情況下，由壓裂形成的地層裂縫狹窄，地層不易吃砂，設計的最高砂比和平均砂比應當適當減少。因此，認為壓裂設計沒有考慮到地層巖性為玄武巖且彈性模量較大的影響，設計的最高砂比和平均砂比較高，不合理是造成砂堵原因之一。

2.地層裂縫

該井目的層3 658m～3 663m、3 665m～3 670m處的裂縫類型為

圖8DX1701井目的層裂縫發育圖

斜交縫，屬于欠發育地層。但是，在目的層下方19m處存在直劈縫，屬于裂縫極發育地層。本井按設計規模壓裂后，裂縫動態縫高64.6m，支撐縫高59.5m，那么是很容易把地層極為發育的直劈縫溝通，造成壓裂液的大量濾失。由前面的實際壓裂施工數據和壓裂曲線擬合結果知道，DX1701井雖然沒有按設計量施工完畢，而是僅僅注入了202.6m3前置液和106.2m3攜砂液，但是地層的縫高沒有得到控制，縫高為74.3m，已經直接溝通了地層3 689m～3 700m以下的直劈縫。壓裂后該井出水，且出水量較大，證明底層3 725m～3 728m處裂縫極為發育的氣水同層也被溝通。

所以DX1701井靠近目的層較近的下部存在極為發育的直劈縫，壓裂施工形成的裂縫溝通了下部的直劈縫，使縫高更難得到控制。這是造成地層滲透率異常增大、液體濾失大大增加和液體效率大大降低的原因，即為造成壓裂砂堵的根本原因。

五、DX1701井液體分析

原液配液過程檢測，黏度值在70～75mPa.s，pH值8；交聯檢測，交聯時間在40～50秒，可挑掛；裝液罐車清洗干凈，檢驗全部合格。原液和交聯液拉至井場，現場檢測原液黏度在68～72mPa.s，pH值8，交聯時間42～45秒，交聯性能良好；砂堵后，取 DX1701原液，檢測平均黏度為71.85mPa.s；現場取回DX1701交聯液，與原液交聯良好，可挑掛，交聯時間45秒；經過以上數字對比分析，DX1701井的壓裂液均滿足施工要求，故可排除其造成砂堵的原因。

六、試油分析

8月1日，該井用SDP102/90°型射孔彈油管傳輸射孔，射開C2b層,井段3 658m～3 663m，3 665m～3 670m厚度10m/2段，孔密16孔/m，相位角：90°，實裝152彈，射后無顯示。8月1—10日，無油嘴及針閥控制試產，油壓0～16MPａ，套壓0-26-18MPａ，日產水1.41ｍ３，累產水33.92ｍ３，10日出口見氣；10—15日，關井觀察，油壓16～32.7 MPａ，套壓18～35.6 MPａ；15—16日，用6ｍｍ油嘴經三相分離器試產，油壓32.7～0 MPａ，套壓35.6～1.12 MPａ，日產氣0.2421×104ｍ３；16—31日，無油嘴間噴產油0.53ｍ３，油壓0～17.1 MPａ，套壓1.12～18.8 MPａ；9月1日，進行壓裂改后用３ｍｍ和５ｍｍ油嘴試產、退液，最終獲3ｍｍ油嘴（合理的開采制度）日產氣1.7033×10４ｍ３，日產油0.31ｔ，累產油5.69ｔ，日產水7.59ｍ３，累產水139.31ｍ３，綜合含水95％。9月19日至10月4日，關靜壓，油壓17.57～31.5 MPａ，套壓20.51～29.01 MPａ。經試油證實該層為氣水同層。

從整個試油過程來看，可以得出，（1）該井壓裂改造后日產水量較射孔后多了6.18ｍ３，證實壓裂已經直接溝通了地層3 689m～3 700m以下的直劈縫，3 725.5m～3 728m這一段解釋剛好為氣水同層，印證了之前的分析；（2）該井射后觀察和關靜壓期間期間油、套壓都都很高，且上升速度慢，而試產時僅一天時間油壓從32.7 MPａ就降為0 MPａ，套壓由35.6 MPａ降至1.12 MPａ，表現出高壓低滲的特點；另外，射孔后16—31日，近半個月的時間僅出油0.53ｍ３，說明該層供液能力差，滲透性差。

七、DX1701井壓裂砂堵綜合分析

根據前面的壓裂設計分析、壓裂曲線分析、地層分析、液體分析、試油分析等多方面的分析，得到以下結論：（1）對比滴西17井區鄰井的施工規模，結合DX1701井的射孔厚度，該井設計合理，規模適當，前置液比例、排量合理；最高砂比和平均砂比分別為26%和15.1%，均滿足滴西17井區的施工要求。（2）但是根據地層巖性和裂縫分析，設計中由于沒有認真考慮地層巖性為玄武巖且彈性模量較大的影響，設計的最高砂比和平均砂比較高，不盡合理；同時目的層下部19m處存在極為發育的直劈縫，設計時應適當降低規模。（3）根據壓裂曲線擬合結果，裂縫縫高為74.3m，縫長為65.6m，地層的縫高沒有得到控制；擬合的地層滲透率遠遠超過了地層解釋的滲透率，造成液體濾失大大增加，液體效率大大降低，這是造成本井施工砂堵的直接原因。（4）根據地層裂縫資料分析，DX1701井靠近目的層較近的下部存在極為發育的直劈縫，壓裂施工形成的裂縫溝通了下部的直劈縫，使縫高更難得到控制。靠近本井目的層較近處存在極為發育的直劈縫，并和壓裂形成的裂縫溝通，是造成本井壓裂砂堵的根本原因。（5）根據現場液體檢測結果和后期的取樣分析，液體性能符合行業標準和施工要求，沒有發現液體明顯異常情況。

八、結論

綜合分析認為，DX1701井壓裂砂堵的主要原因為：（1）地層巖性為玄武巖且彈性模量較大，由壓裂形成的地層裂縫狹窄，地層不易吃砂，致使壓裂施工中難以提高砂比；（2）靠近目的層下部19m處和55.5m處存在極為發育的直劈縫，并和壓裂形成的裂縫溝通，造成液體濾失大大增加，液體效率大大降低，進而造成本井壓裂砂堵。