致密砂巖氣藏壓裂砂堵原因分析及對策

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，主力層位優勢沉積相為辮狀河道[1]，同時層內發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，儲層致密且非均質性強[2]，近年來通過水力壓裂技術取得了較好的氣井產量[3]。但隨著壓裂規模和砂量的提升，砂堵率也逐漸升高，由于氣田部分區塊儲層地層壓力較低，砂堵后很難放噴解堵，需要采用連續油管沖砂，處理時長平均為4.5 d，這不僅延長了施工周期[4]，耽誤了氣井產能快速釋放，同時導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，總結歸納砂堵時壓裂曲線的特點和類別，提出符合工區實際的防控措施，為施工過程中及時做出正確決策和壓裂設計優化提供參考。

1 砂堵原因分析

壓裂砂堵的發生往往是地質和工程多種因素綜合作用導致的，東勝氣田發生砂堵的層段中地質原因占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、設備故障和現場指揮失誤。

1.1 地層可壓性弱

儲層泥質含量較高時，會使泊松比增大，楊氏模量減小[5]，進而導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，%；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 井區的一口水平井，壓裂層段發育有泥巖隔層，泥質含量達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計排量（12 m3/min）（圖1），導致縫寬不足，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

1.2 地層濾失

濾失本質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]，縫長不足導致裂縫在后期加砂飽和砂堵，但濾失發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 井區的一口水平井，該井在鉆井過程中發生多次漏失，表明儲層天然裂縫發育。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，但高砂比發生濾失時脫砂更為嚴重，導致縫內沉砂嚴重超壓砂堵（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，地層虧空也會導致壓裂液大量濾失造成砂堵。東勝氣田錦58 井區2015 年開始建產，開發時間較長，目前產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，導致縫內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 井為部署在該井區的水平井，第1 段施工時破裂壓力超50 MPa，后續壓力持續下降，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

1.3 液體性能差

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）。在現場做懸砂實驗發現液體降黏、脫砂嚴重，導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。

1.4 設備故障

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生故障，將直接導致施工暫停，加大后續施工風險，其本質也是液量損失導致的砂堵。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力作用下閉合，雖然整改結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計縫長，在后期加砂過程中裂縫填充飽和，加砂結束頂替過程中超壓砂堵（圖5）。

圖5 E 井第1 段壓裂曲線

1.5 現場指揮失誤

F 井為錦30 井區的一口探井，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，導致該井砂堵的直接原因是現場指揮未在壓力上漲初期及時停砂頂替，造成縫內沉砂過多進液通道堵塞頂替失敗（圖6）。

圖6 F 井壓裂曲線

2 砂堵曲線特征分析及對策

地層可壓性弱、地層濾失、液體性能差導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性，取地層破裂后的數據，對泵時和泵壓分別取自然對數后分階段線性回歸，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），曲線整體表現出施工壓力高，破壓不明顯，難以達到設計排量、高砂比或頂替階段超壓。為抵消造縫不足導致的施工風險，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 目支撐劑優化為30/50 目）。

當儲層發育有天然裂縫時，壓裂初期泵壓基本保持穩定，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）。地震發現天然裂縫發育或鉆井頻繁漏失時，為防止壓裂時發生惡性濾失，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 時應及時停砂中頂。

地層虧空導致的濾失幅度大于天然裂縫（斜率為-0.18），且從壓裂初期持續到砂堵前期，此后由于壓裂液大量濾失導致縫內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先降后升，升壓速度超過0.5～1.0 MPa/min 時應及時停砂頂替。

壓裂液性能不達標引起的壓力波動多表現在高砂比階段，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，由此可見壓前質檢的重要性。

3 結論與建議

（1）針對東勝氣田部分儲層難壓開，造縫不充分導致砂堵的情況，可在前置液階段適當增加段塞數量，提高前置液比例，或采用預置酸處理地層，同時可考慮優化支撐劑粒徑。

（2）針對氣田錦30 井區天然裂縫導致的濾失砂堵，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）現場指揮應時刻關注壓力變化，如果加砂階段壓力出現先降后升且速度較快時應及時停砂頂替，避免縮縫導致砂堵。

（4）不熟悉地質情況造成的首段砂堵占70%，設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）壓裂前應做好設備和入井材料的質檢，保證施工過程中設備不停泵，液體不脫砂。