唐亮

（遼河油田公司特種油開(kāi)發(fā)公司，遼寧盤(pán)錦124010）

壓裂井出砂原因分析及防治對(duì)策研究

唐亮

（遼河油田公司特種油開(kāi)發(fā)公司，遼寧盤(pán)錦124010）

水力壓裂是改造地層，提高單井產(chǎn)量的重要生產(chǎn)措施，但是壓裂施工后返排及采油（氣）過(guò)程中，常常存在出砂的現(xiàn)象，這將導(dǎo)致支撐縫寬變窄，產(chǎn)生的人工裂縫的導(dǎo)流能力下降，也會(huì)給壓后排液、測(cè)試、生產(chǎn)帶來(lái)諸多不利的影響。根據(jù)大慶油田一些壓裂井出砂現(xiàn)狀，選取了一些可能的影響因素。分析表明，全井加砂量、樹(shù)脂砂量對(duì)于出砂無(wú)明顯必然聯(lián)系，對(duì)于聚驅(qū)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(huì)引起出砂量增大；下泵工序不當(dāng)會(huì)造成出砂量增大。通過(guò)出砂原因分析，制定了三方面防砂、固砂措施，優(yōu)化工藝、優(yōu)化施工參數(shù)、應(yīng)用新工藝。

水力壓裂；出砂；防治

水力壓裂是通過(guò)高壓在地層中形成一條足夠長(zhǎng)的裂縫，這條填砂裂縫使徑向流變成了導(dǎo)流裂縫中的線性流，從而減小了流動(dòng)阻力，增加油氣產(chǎn)能［1-3］。加砂水力壓裂是改造地層，實(shí)現(xiàn)油氣井增產(chǎn)增注，提高單井產(chǎn)量的關(guān)鍵技術(shù)之一，但是在壓裂施工后返排及采油（氣）過(guò)程中，常常存在出砂的現(xiàn)象。這將導(dǎo)致支撐縫寬變窄，產(chǎn)生的人工裂縫的導(dǎo)流能力下降，也會(huì)給壓后排液、測(cè)試、生產(chǎn)帶來(lái)諸多不利的影響［4-6］。

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

1　壓裂井出砂現(xiàn)狀

根據(jù)2014年采油九廠71口壓裂井措施后下泵沖砂情況進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)（見(jiàn)表1），砂柱高度大于50 m的13口，占總井?dāng)?shù)的18.3%；砂柱高度在20 m～50 m的9口，占總井?dāng)?shù)的12.7%，砂柱高度小于20 m的49口，占總井?dāng)?shù)的69%。其中因砂卡檢泵的壓裂井有4口（抽油機(jī)3口、螺桿泵1口）。

表1　71口壓裂井砂柱高度情況統(tǒng)計(jì)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(chǎn)壓差、支撐劑的類型和粒度分布以及水力裂縫的幾何形態(tài)等都可以影響出砂［8］。

2.1全井加砂量和樹(shù)脂砂量對(duì)出砂的影響

對(duì)壓裂井全井加砂量、樹(shù)脂砂量與砂柱高度關(guān)系進(jìn)行分析。根據(jù)壓裂井的油層發(fā)育特點(diǎn)和開(kāi)發(fā)需求，方案設(shè)計(jì)以提高改造規(guī)模為重點(diǎn)，主要采用大砂量壓裂工藝。統(tǒng)計(jì)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(shù)脂砂量增加，砂柱高度并沒(méi)有呈現(xiàn)上升趨勢(shì)。

圖1　全井加砂量與砂柱高度關(guān)系

2.2聚驅(qū)油井采出液聚合物濃度對(duì)出砂的影響

聚驅(qū)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(qū)油井由于采出液粘度大，具有較強(qiáng)的攜帶能力，容易將壓裂砂攜帶出地層，影響機(jī)采設(shè)備的正常運(yùn)轉(zhuǎn)，因此開(kāi)展采出液濃度與砂柱線性關(guān)系分析。從圖3對(duì)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(shì)。

2.3地層物性對(duì)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(guò)程中因現(xiàn)場(chǎng)提高排量，人為提高縫口寬度，從而縮短了固砂半徑，投產(chǎn)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(duì)縫口壓裂砂起到較高的排擠作用，易導(dǎo)致壓后出砂。

喇4-1866井，該井壓裂3個(gè)層段，全井加砂68m3，2014年2月22日壓裂后下φ57 mm整筒泵，投產(chǎn)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(gè)：（1）GI20～GII5層第二條縫砂比達(dá)到33%時(shí)，施工壓力上升3 MPa左右，表現(xiàn)為砂堵，因此現(xiàn)場(chǎng)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(chǎn)后較易出砂；（2）各層段發(fā)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(dǎo)致壓后出砂嚴(yán)重。

圖2　全井樹(shù)脂砂量與砂柱高度關(guān)系

圖3　含聚濃度與砂柱高度關(guān)系

2.4施工管柱類型對(duì)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(kuò)散2 h，并采用上提管柱壓裂施工下一層段，在上提過(guò)程中由于抽吸作用破壞了樹(shù)脂砂膠結(jié)效果，投產(chǎn)后較易出砂。

（2）兩趟壓裂施工管柱，部分井因?qū)佣螖?shù)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(jié)束后壓力擴(kuò)散5 h起出壓裂管柱，再下入第二趟施工管柱繼續(xù)剩余層段改造。由于樹(shù)脂砂在5 h內(nèi)不能得到充分膠結(jié)，在下入第二趟壓裂管柱后又進(jìn)行一次壓裂施工，影響了固砂效果，投產(chǎn)后較易出砂。

例如喇14-2502井，該井壓裂3個(gè)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(chǎn)后于5月29至6月4日期間進(jìn)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(jìn)行壓裂施工，壓力擴(kuò)散5 h后起出壓裂管柱，再下入第二趟施工管柱繼續(xù)壓裂SI11～SIII9+10層段。由于樹(shù)脂砂在5 h內(nèi)不能得到充分膠結(jié)，在下入第二趟壓裂管柱后又進(jìn)行一次壓裂施工，影響了固砂效果，投產(chǎn)后較易出砂。

2.5下泵工序?qū)躺靶Ч挠绊?/p>

從2014年開(kāi)始，抽油機(jī)井下泵作業(yè)由井下作業(yè)分公司施工，壓力擴(kuò)散5 h后起出壓裂管柱，沖砂工序后進(jìn)行下泵作業(yè)，統(tǒng)計(jì)40口抽油機(jī)壓裂井平均沖出砂柱高度為4.78 m；螺桿泵井下泵作業(yè)由廠內(nèi)作業(yè)隊(duì)施工，壓力擴(kuò)散5 h后起出壓裂管柱，固砂反應(yīng)3 d后再進(jìn)行沖砂工序及下泵作業(yè)，統(tǒng)計(jì)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(yè)分公司下泵工序有兩個(gè)方面不利因素：（1）樹(shù)脂砂在5 h壓力擴(kuò)散時(shí)間內(nèi)沒(méi)有得到充分膠結(jié)，固砂強(qiáng)度不高，此時(shí)進(jìn)行沖砂工序會(huì)破壞固砂效果；（2）在壓力擴(kuò)散5 h后，裂縫內(nèi)殘余壓裂砂沒(méi)有充分回落至人工井底，沖砂作業(yè)后仍有部分壓裂砂從裂縫中返吐，投產(chǎn)后易造成砂卡返工。

3　壓裂井出砂對(duì)策

3.1優(yōu)化防砂、固砂工藝

（1）針對(duì)水驅(qū)油井，采用“波紋型”網(wǎng)式防砂篩管，該工具采用高強(qiáng)度“波紋型”結(jié)構(gòu)，濾層薄，孔隙均勻光滑固定，耐高溫、高壓腐蝕性強(qiáng)，過(guò)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(shí)，保證較大的過(guò)濾面積，既能防止細(xì)砂進(jìn)入泵內(nèi)又能保證供液暢通。

并針對(duì)閉合壓力高導(dǎo)致易出砂問(wèn)題，在下泵設(shè)計(jì)過(guò)程中，增加防砂篩管數(shù)量，由每10 m3液量設(shè)計(jì)一根防砂篩管增加到每10 m3液量設(shè)計(jì)兩根防砂篩管，避免較高閉合壓力導(dǎo)致的出砂。

（2）針對(duì)聚驅(qū)油井，根據(jù)采出液聚合物濃度優(yōu)化固砂工藝，聚合物濃度在1 000 mg/L以上的井，采用樹(shù)脂液固砂工藝，提高防砂強(qiáng)度；聚合物濃度在500 mg/L～1 000 mg/L的井，增加樹(shù)脂砂用量，尾追2.15 m3樹(shù)脂砂，擴(kuò)大固砂半徑。

3.2優(yōu)化施工參數(shù)

（1）針對(duì)大砂量壓裂井，優(yōu)化砂比結(jié)構(gòu)，降低尾砂砂比。大砂量壓裂雖然采用六步砂比結(jié)構(gòu)，尾砂最高砂比仍高達(dá)35%～40%，尾砂的加砂時(shí)間相應(yīng)增加，因?yàn)槲采暗纳氨雀?，造成近井地帶的鋪砂濃度高，裂縫口加寬，裂縫壓實(shí)閉合時(shí)擠出較多石英砂。因此應(yīng)降低尾砂砂比到30%，通過(guò)犧牲裂縫寬度，減少出砂量。

（2）針對(duì)地層濾失量大，易造成砂堵的地層，現(xiàn)場(chǎng)及時(shí)將施工排量由2.4 m3/min提高到3.0 m3/min，保證施工順利進(jìn)行。

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

3.3采用防砂、固砂新工藝

（1）研究應(yīng)用雙樹(shù)脂體系的新型樹(shù)脂固砂劑。樹(shù)脂類固砂劑配方較多，部分成果已得到廣泛應(yīng)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(duì)于油層深度淺、地層溫度低（50℃以下）的油井，仍存在固結(jié)強(qiáng)度低、抗壓強(qiáng)度小的問(wèn)題。

（2）應(yīng)用纖維復(fù)合防砂工藝，即首先采用壓裂技術(shù)解除近井地帶的傷害，穩(wěn)砂劑軟纖維將儲(chǔ)層的細(xì)粉砂通過(guò)電荷吸附，固結(jié)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(jié)形成穩(wěn)定的三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，將砂粒束縛于其中，形成較為牢固的過(guò)濾體，達(dá)到防砂增產(chǎn)雙重效果。

4　結(jié)論

壓裂井出砂原因分析表明，全井加砂量、樹(shù)脂砂量對(duì)于出砂無(wú)明顯必然聯(lián)系，對(duì)于聚驅(qū)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(huì)使出砂量明顯增大；起下管柱會(huì)引起出砂量增大；下泵工序不當(dāng)會(huì)造成出砂量增大。通過(guò)出砂原因分析，制定了三方面防砂、固砂措施，優(yōu)化工藝、優(yōu)化施工參數(shù)、應(yīng)用新工藝。

［1］萬(wàn)仁溥，羅英俊，等.采油技術(shù)于冊(cè)（修訂本）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998：78-122.

［2］曲國(guó)輝，初陽(yáng).強(qiáng)堿三元復(fù)合驅(qū)儲(chǔ)層物性變化特征研究［J］.科學(xué)技術(shù)與工程，2012，12（18）：4360-4362.

［3］Guohui Qu，Yikun Liu，Shengdong Jiang.Research on development factors affecting oil recovery of polymer flooding［J］. Energy Education Science and Technology Part A，2013，31（3）：1787-1794.

［4］鄒一鋒，郭建春，傅春梅.壓裂氣井出砂臨界產(chǎn)量確定方法研究［J］.天然氣勘探與開(kāi)發(fā)，2009，（3）：42-44.

［5］Guohui Qu，Xingguo Gong and Yikun Liu.New research progress of the demulsification of produced liquid by polymer flooding［J］.Journal of Chemical and Pharmaceutical Research，2014，6（1）：634-640.

［6］程遠(yuǎn)方，趙益忠，張?chǎng)?，王京?沈海超脫砂壓裂井出砂預(yù)測(cè)研究［J］.大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2007，26（5）：87-90.

［7］Qu Guo-hui，Wang Liang，Meng Yuan-lin and Zhang Yang，Oil Displacing Mechanisms and the Interference Factors of OilDisplacementforEndogenousMicroorganisms［J］. Biotechnology，2015，14（1）：16-22.

［8］吳奇，王林，等.井下作業(yè)監(jiān)督（第二版）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2003：106-188.

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(guó)家科技重大專項(xiàng)“水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)及措施優(yōu)化方法研究”資助項(xiàng)目，項(xiàng)目編號(hào)：2011ZX05052-002-005。

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