壓裂井出砂原因分析及防治對策研究

唐亮

（遼河油田公司特種油開發公司，遼寧盤錦124010）

壓裂井出砂原因分析及防治對策研究

唐亮

（遼河油田公司特種油開發公司，遼寧盤錦124010）

水力壓裂是改造地層，提高單井產量的重要生產措施，但是壓裂施工后返排及采油（氣）過程中，常常存在出砂的現象，這將導致支撐縫寬變窄，產生的人工裂縫的導流能力下降，也會給壓后排液、測試、生產帶來諸多不利的影響。根據大慶油田一些壓裂井出砂現狀，選取了一些可能的影響因素。分析表明，全井加砂量、樹脂砂量對于出砂無明顯必然聯系，對于聚驅井隨著采出液聚合物濃度的增加，出砂量明顯增大；砂堵和地層閉合壓力高使出砂量明顯增大；起下管柱會引起出砂量增大；下泵工序不當會造成出砂量增大。通過出砂原因分析，制定了三方面防砂、固砂措施，優化工藝、優化施工參數、應用新工藝。

水力壓裂；出砂；防治

水力壓裂是通過高壓在地層中形成一條足夠長的裂縫，這條填砂裂縫使徑向流變成了導流裂縫中的線性流，從而減小了流動阻力，增加油氣產能［1-3］。加砂水力壓裂是改造地層，實現油氣井增產增注，提高單井產量的關鍵技術之一，但是在壓裂施工后返排及采油（氣）過程中，常常存在出砂的現象。這將導致支撐縫寬變窄，產生的人工裂縫的導流能力下降，也會給壓后排液、測試、生產帶來諸多不利的影響［4-6］。

大慶油田推廣應用大砂量壓裂工藝以來，壓裂改造規模從單縫加砂6 m3提高到60 m3，層段數由3個提高到6個，并取得了明顯的增液、增油效果。然而隨著改造規模的增加防砂難度越來越大［7］。

1　壓裂井出砂現狀

根據2014年采油九廠71口壓裂井措施后下泵沖砂情況進行了統計（見表1），砂柱高度大于50 m的13口，占總井數的18.3%；砂柱高度在20 m～50 m的9口，占總井數的12.7%，砂柱高度小于20 m的49口，占總井數的69%。其中因砂卡檢泵的壓裂井有4口（抽油機3口、螺桿泵1口）。

表1　71口壓裂井砂柱高度情況統計表

2　壓裂井出砂原因分析

影響壓裂井出砂的因素也很多，比如加砂量、閉合壓力、生產壓差、支撐劑的類型和粒度分布以及水力裂縫的幾何形態等都可以影響出砂［8］。

2.1全井加砂量和樹脂砂量對出砂的影響

對壓裂井全井加砂量、樹脂砂量與砂柱高度關系進行分析。根據壓裂井的油層發育特點和開發需求，方案設計以提高改造規模為重點，主要采用大砂量壓裂工藝。統計71口井平均單井砂量56 m3，最大單井砂量114 m3，平均單井下泵沖砂32.6 m。從圖1、圖2可以看出，隨著全井砂量及樹脂砂量增加，砂柱高度并沒有呈現上升趨勢。

圖1　全井加砂量與砂柱高度關系

2.2聚驅油井采出液聚合物濃度對出砂的影響

聚驅油井壓裂56口井，平均單井采出液含聚濃度501 mg/L，最大采出液含聚濃度1 251 mg/L，平均單井下泵沖砂42.3 m。聚驅油井由于采出液粘度大，具有較強的攜帶能力，容易將壓裂砂攜帶出地層，影響機采設備的正常運轉，因此開展采出液濃度與砂柱線性關系分析。從圖3對比曲線可以看出，隨著采出液聚合物濃度的增加，砂柱高度呈上升趨勢。

2.3地層物性對固砂效果的影響

首先砂堵因素影響，為避免砂堵，保證施工的順利完成，在施工過程中因現場提高排量，人為提高縫口寬度，從而縮短了固砂半徑，投產后較易出砂；其次是地層閉合壓力影響，因部分井地層閉合壓力較高，對縫口壓裂砂起到較高的排擠作用，易導致壓后出砂。

喇4-1866井，該井壓裂3個層段，全井加砂68m3，2014年2月22日壓裂后下φ57 mm整筒泵，投產后于4月25日和5月7日兩次砂卡返工，分別沖出砂柱22.9 m和31.2 m。

主要原因有兩個：（1）GI20～GII5層第二條縫砂比達到33%時，施工壓力上升3 MPa左右，表現為砂堵，因此現場提高排量，保證了施工的順利完成，但是也提高了縫口的寬度，固砂半徑從15 m縮短至12 m，投產后較易出砂；（2）各層段發育滲透率較低，停泵壓力在10 MPa左右，地層閉合壓力較高，且全井加砂68 m3，導致壓后出砂嚴重。

圖2　全井樹脂砂量與砂柱高度關系

圖3　含聚濃度與砂柱高度關系

2.4施工管柱類型對固砂效果的影響

（1）上提壓裂施工管柱，部分井因相鄰壓裂層段間距較大，在壓裂首層段后需擴散2 h，并采用上提管柱壓裂施工下一層段，在上提過程中由于抽吸作用破壞了樹脂砂膠結效果，投產后較易出砂。

（2）兩趟壓裂施工管柱，部分井因層段數較多，一趟施工管柱不能完成全部壓裂層段改造，需在首趟管柱施工結束后壓力擴散5 h起出壓裂管柱，再下入第二趟施工管柱繼續剩余層段改造。由于樹脂砂在5 h內不能得到充分膠結，在下入第二趟壓裂管柱后又進行一次壓裂施工，影響了固砂效果，投產后較易出砂。

例如喇14-2502井，該井壓裂3個層段，全井加砂56 m3，2014年4月28日壓裂后下φ57 mm整筒泵，投產后于5月29至6月4日期間進行砂卡返工，沖出砂柱48.37 m。

主要原因是該井采用兩趟壓裂施工管柱，其中SIII31～SIII9+10與SII2+32～SII7+84層段采用第一趟管柱進行壓裂施工，壓力擴散5 h后起出壓裂管柱，再下入第二趟施工管柱繼續壓裂SI11～SIII9+10層段。由于樹脂砂在5 h內不能得到充分膠結，在下入第二趟壓裂管柱后又進行一次壓裂施工，影響了固砂效果，投產后較易出砂。

2.5下泵工序對固砂效果的影響

從2014年開始，抽油機井下泵作業由井下作業分公司施工，壓力擴散5 h后起出壓裂管柱，沖砂工序后進行下泵作業，統計40口抽油機壓裂井平均沖出砂柱高度為4.78 m；螺桿泵井下泵作業由廠內作業隊施工，壓力擴散5 h后起出壓裂管柱，固砂反應3 d后再進行沖砂工序及下泵作業，統計35口螺桿泵壓裂井平均沖出砂柱高度為26.88 m。

主要原因是井下作業分公司下泵工序有兩個方面不利因素：（1）樹脂砂在5 h壓力擴散時間內沒有得到充分膠結，固砂強度不高，此時進行沖砂工序會破壞固砂效果；（2）在壓力擴散5 h后，裂縫內殘余壓裂砂沒有充分回落至人工井底，沖砂作業后仍有部分壓裂砂從裂縫中返吐，投產后易造成砂卡返工。

3　壓裂井出砂對策

3.1優化防砂、固砂工藝

（1）針對水驅油井，采用“波紋型”網式防砂篩管，該工具采用高強度“波紋型”結構，濾層薄，孔隙均勻光滑固定，耐高溫、高壓腐蝕性強，過濾面積大、滲透性好，具有較高的擋砂精度和良好的抗堵塞能力，在提高防砂精度的同時，保證較大的過濾面積，既能防止細砂進入泵內又能保證供液暢通。

并針對閉合壓力高導致易出砂問題，在下泵設計過程中，增加防砂篩管數量，由每10 m3液量設計一根防砂篩管增加到每10 m3液量設計兩根防砂篩管，避免較高閉合壓力導致的出砂。

（2）針對聚驅油井，根據采出液聚合物濃度優化固砂工藝，聚合物濃度在1 000 mg/L以上的井，采用樹脂液固砂工藝，提高防砂強度；聚合物濃度在500 mg/L～1 000 mg/L的井，增加樹脂砂用量，尾追2.15 m3樹脂砂，擴大固砂半徑。

3.2優化施工參數

（1）針對大砂量壓裂井，優化砂比結構，降低尾砂砂比。大砂量壓裂雖然采用六步砂比結構，尾砂最高砂比仍高達35%～40%，尾砂的加砂時間相應增加，因為尾砂的砂比高，造成近井地帶的鋪砂濃度高，裂縫口加寬，裂縫壓實閉合時擠出較多石英砂。因此應降低尾砂砂比到30%，通過犧牲裂縫寬度，減少出砂量。

（2）針對地層濾失量大，易造成砂堵的地層，現場及時將施工排量由2.4 m3/min提高到3.0 m3/min，保證施工順利進行。

（3）針對采用兩趟施工管柱對固砂的影響，一方面增加第一趟管柱壓裂層段的樹脂砂用量，均采用2.15 m3；另一方面建議是根據壓裂層井溫變化規律研究，壓裂擴散后采用注入80℃熱水的方法使樹脂砂快速膠結，且最終膠結強度可提高1.56 MPa，避免換管柱壓裂時樹脂砂吐出。

3.3采用防砂、固砂新工藝

（1）研究應用雙樹脂體系的新型樹脂固砂劑。樹脂類固砂劑配方較多，部分成果已得到廣泛應用，取得了良好的防砂效果。但是，這些配方主要是用于地層溫度在50℃以上的油井，對于油層深度淺、地層溫度低（50℃以下）的油井，仍存在固結強度低、抗壓強度小的問題。

（2）應用纖維復合防砂工藝，即首先采用壓裂技術解除近井地帶的傷害，穩砂劑軟纖維將儲層的細粉砂通過電荷吸附，固結為一定粒徑的較大顆粒，其次，采用特制硬纖維的彎曲、卷曲和螺旋交叉，互相勾結形成穩定的三維網狀結構，將砂粒束縛于其中，形成較為牢固的過濾體，達到防砂增產雙重效果。

4　結論

壓裂井出砂原因分析表明，全井加砂量、樹脂砂量對于出砂無明顯必然聯系，對于聚驅井隨著采出液聚合物濃度的增加，出砂量明顯增大；砂堵和地層閉合壓力高會使出砂量明顯增大；起下管柱會引起出砂量增大；下泵工序不當會造成出砂量增大。通過出砂原因分析，制定了三方面防砂、固砂措施，優化工藝、優化施工參數、應用新工藝。

［1］萬仁溥，羅英俊，等.采油技術于冊（修訂本）［M］.北京：石油工業出版社，1998：78-122.

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Reason analysis and preventive measures of sanding in fracturing well

TANG Liang
（Special Oil Development Company of Liaohe Oilfield Company，Panjin Liaoning 124010，China）

Hydraulic fracturing is the significant production measure of reforming formation and increasing per-well production，but flow back after fracturing operation and during recovery，sanding phenomenon often exists，which would lead to narrowing propped fracture width and decreasing flow conductivity of producing artificial fracture，it would also bring many unfavorable effects to after-fracturing flowing back，testing and producing.According to the sanding present situation of some fracturing wells in Daqing oilfield，some possible influencing factors have been selected.The analysis shows that adding sand content and resin sand content has no inevitable links to sanding，sand production rate increased obviously with the rising of concentration of produced liquid polymer，sand plug and high formation closure pressure would significantly increasing sand production rate.Pulling and running pipe string would cause sand production rate increases，improper pump in process would cause sand production rate increases.Through the analysis of the reasons of sanding，sand control withthree aspects，sand consolidating measures，optimizing process，optimizing construction parameters and applied new technological have been made.

hydraulic fracturing；sanding；preventing

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.07.004

TE357.1

A

1673-5285（2015）07-0016-04

2015－05-18

國家科技重大專項“水驅開發效果評價及措施優化方法研究”資助項目，項目編號：2011ZX05052-002-005。

唐亮，男（1979-），助理工程師，2011年畢業于東北石油大學獲得石油與天然氣工程專業碩士學位，現在主要從事采油工程技術方面的研究工作，郵箱：26247786@qq.com。