新疆油田克拉美丽DX1701井压裂砂堵原因分析

朱斌,韩先柱,辛小亮,邓爱禹

摘要：新疆油田克拉美丽DX1701井在压裂过程中出现砂堵，为查明原因，从压裂设计、压裂液、压裂曲线、地层、试油五大方面进行了详细分析和相互印证，得出该井压裂砂堵的原因；同时，也为滴西17井区后续井的压裂提供了借鉴。

关键词：克拉美丽 DX1701井；压裂；砂堵

中图分类号：F26文献标志码：A文章编号：1673-291X（2012）15-0168-05

DX1701井是克拉美丽气田滴西17井区部署的一口开发井，位于滴西17井西偏南1 160m，滴西171井东偏南1 365m，滴西402井北偏西1 965m处。钻井目的是进一步认识克拉美丽气田火山岩储层地质特征，解剖火山岩体内幕构造，实现克拉美丽气田天然气储量有效动用。该井于2011年5月9日开钻、2011年6月29日完钻，目的层为石炭系巴山组（C2b）储层，完钻井深3 740m。为了提高储层物性，决定对本井石炭系3 658m～3 663m、3 665m～3 670m井段采取压裂措施，提高地层渗透性和产能。

一、DX1701井压裂砂堵情况

2011年9月1日，2000型压裂车1组，用特级胍胶液311.8m3（胍胶277.8m3，胶联液34m3）油管压裂，前置液202.6m3，（段塞加砂径为0.45mm～0.22mm的陶粒5m3），携砂液106.2m3，加砂径为0.45mm～0.9mm的陶粒13.2m3，加砂比12.4％。施工泵压58～53～68MPa，排量3.8～4m3/3min，破裂压力58MPa。携砂液阶段油、套压逐渐上升，爬升较快，砂比在15%左右时套压超限压达到58 MPa（套压限压50MPa，见图1），顶替3m3后压力急剧上升，停泵，造成砂堵。停泵时油压37.2MPa，套压37.5MPa。19:30～20:00测压降，油压37.2～27.7MPa，37.5～31MPa。

二、DX1701井压裂设计分析

在DX1701井（见下页表1）压裂之前，位于滴西17井区同样层位（C2b）的滴西17、滴西171、滴西172、滴西173、和滴西176的气井均进行了加砂压裂施工。依据克拉美丽采气工程方案，滴西17井区具有统一的气水界面（海拔-3 173m）和同样的压力系数（1.35），故它们属于同一油气藏，所以位于滴西17井区之前压裂过的井（见下页表2）与DX1701井具有可比性。

通过与同区块邻井的施工参数对比分析，认为：DX1701井设计加砂规模适当，最高砂比和平均砂比分别为26%和15.1%，排量施工排量3.8m3/min大小合适，前置液、携砂液、顶替液设计液量合理；参考邻井的施工参数，DX1701压裂设计参数满足滴西17井区目的层（C2b）的施工要求。

三、DX1701压裂曲线分析

1.邻井压裂曲线

通过对邻井滴西17、滴西171和滴西176三口井的压裂曲线分析，滴西17井区的邻井施工正常，加砂基本顺利。只有滴西17井的压裂施工后期油、套压上升很快，出现了砂堵迹象，与DX1701井有点类似。但是，整体上滴西17井区的施工曲线没有较大异常，现场施工顺利。

2.DX1701井压裂曲线分析

对DX1701井静压力拟合之后，发现本井的静压力在后期急剧上升，拟合后裂缝的缝高为74.3m，缝长为65.6m，地层的缝高没有得到控制；拟合的地层渗透率为1md，远远超过了地层解释的渗透率，说明地层的滤失比设计时增大。

经过G-函数曲线中液体效率计算，DX1701井的压裂液效率为16.77%，而该区块正常井压裂液的效率在30%～45%，远远低于正常井的液体效率。

综合以上的分析认为，由于地层渗透率的异常增大，造成滤失大大增加，对应的液体效率降低，压裂时大部分注入的前置液被滤失掉了，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井地层分析

1.地层岩性

DX1701井储层岩性为玄武岩，通过对该井目的层进行岩石力学分析，表明玄武岩对应的弹性模量较大，最高为60 016.8Mpa，平均为42 722.13 Mpa。在地层弹性模量较大的情况下，由压裂形成的地层裂缝狭窄，地层不易吃砂，设计的最高砂比和平均砂比应当适当减少。因此，认为压裂设计没有考虑到地层岩性为玄武岩且弹性模量较大的影响，设计的最高砂比和平均砂比较高，不合理是造成砂堵原因之一。

2.地层裂缝

该井目的层3 658m～3 663m、3 665m～3 670m处的裂缝类型为

图8DX1701井目的层裂缝发育图

斜交缝，属于欠发育地层。但是，在目的层下方19m处存在直劈缝，属于裂缝极发育地层。本井按设计规模压裂后，裂缝动态缝高64.6m，支撑缝高59.5m，那么是很容易把地层极为发育的直劈缝沟通，造成压裂液的大量滤失。由前面的实际压裂施工数据和压裂曲线拟合结果知道，DX1701井虽然没有按设计量施工完毕，而是仅仅注入了202.6m3前置液和106.2m3携砂液，但是地层的缝高没有得到控制，缝高为74.3m，已经直接沟通了地层3 689m～3 700m以下的直劈缝。压裂后该井出水，且出水量较大，证明底层3 725m～3 728m处裂缝极为发育的气水同层也被沟通。

所以DX1701井靠近目的层较近的下部存在极为发育的直劈缝，压裂施工形成的裂缝沟通了下部的直劈缝，使缝高更难得到控制。这是造成地层渗透率异常增大、液体滤失大大增加和液体效率大大降低的原因，即为造成压裂砂堵的根本原因。

五、DX1701井液体分析

原液配液过程检测，黏度值在70～75mPa.s，pH值8；交联检测，交联时间在40～50秒，可挑挂；装液罐车清洗干净，检验全部合格。原液和交联液拉至井场，现场检测原液黏度在68～72mPa.s，pH值8，交联时间42～45秒，交联性能良好；砂堵后，取 DX1701原液，检测平均黏度为71.85mPa.s；现场取回DX1701交联液，与原液交联良好，可挑挂，交联时间45秒；经过以上数字对比分析，DX1701井的压裂液均满足施工要求，故可排除其造成砂堵的原因。

六、试油分析

8月1日，该井用SDP102/90°型射孔弹油管传输射孔，射开C2b层,井段3 658m～3 663m，3 665m～3 670m厚度10m/2段，孔密16孔/m，相位角：90°，实装152弹，射后无显示。8月1—10日，无油嘴及针阀控制试产，油压0～16MPａ，套压0-26-18MPａ，日产水1.41ｍ３，累产水33.92ｍ３，10日出口见气；10—15日，关井观察，油压16～32.7 MPａ，套压18～35.6 MPａ；15—16日，用6ｍｍ油嘴经三相分离器试产，油压32.7～0 MPａ，套压35.6～1.12 MPａ，日产气0.2421×104ｍ３；16—31日，无油嘴间喷产油0.53ｍ３，油压0～17.1 MPａ，套压1.12～18.8 MPａ；9月1日，进行压裂改后用３ｍｍ和５ｍｍ油嘴试产、退液，最终获3ｍｍ油嘴（合理的开采制度）日产气1.7033×10４ｍ３，日产油0.31ｔ，累产油5.69ｔ，日产水7.59ｍ３，累产水139.31ｍ３，综合含水95％。9月19日至10月4日，关静压，油压17.57～31.5 MPａ，套压20.51～29.01 MPａ。经试油证实该层为气水同层。

从整个试油过程来看，可以得出，（1）该井压裂改造后日产水量较射孔后多了6.18ｍ３，证实压裂已经直接沟通了地层3 689m～3 700m以下的直劈缝，3 725.5m～3 728m这一段解释刚好为气水同层，印证了之前的分析；（2）该井射后观察和关静压期间期间油、套压都都很高，且上升速度慢，而试产时仅一天时间油压从32.7 MPａ就降为0 MPａ，套压由35.6 MPａ降至1.12 MPａ，表现出高压低渗的特点；另外，射孔后16—31日，近半个月的时间仅出油0.53ｍ３，说明该层供液能力差，渗透性差。

七、DX1701井压裂砂堵综合分析

根据前面的压裂设计分析、压裂曲线分析、地层分析、液体分析、试油分析等多方面的分析，得到以下结论：（1）对比滴西17井区邻井的施工规模，结合DX1701井的射孔厚度，该井设计合理，规模适当，前置液比例、排量合理；最高砂比和平均砂比分别为26%和15.1%，均满足滴西17井区的施工要求。（2）但是根据地层岩性和裂缝分析，设计中由于没有认真考虑地层岩性为玄武岩且弹性模量较大的影响，设计的最高砂比和平均砂比较高，不尽合理；同时目的层下部19m处存在极为发育的直劈缝，设计时应适当降低规模。（3）根据压裂曲线拟合结果，裂缝缝高为74.3m，缝长为65.6m，地层的缝高没有得到控制；拟合的地层渗透率远远超过了地层解释的渗透率，造成液体滤失大大增加，液体效率大大降低，这是造成本井施工砂堵的直接原因。（4）根据地层裂缝资料分析，DX1701井靠近目的层较近的下部存在极为发育的直劈缝，压裂施工形成的裂缝沟通了下部的直劈缝，使缝高更难得到控制。靠近本井目的层较近处存在极为发育的直劈缝，并和压裂形成的裂缝沟通，是造成本井压裂砂堵的根本原因。（5）根据现场液体检测结果和后期的取样分析，液体性能符合行业标准和施工要求，没有发现液体明显异常情况。

八、结论

综合分析认为，DX1701井压裂砂堵的主要原因为：（1）地层岩性为玄武岩且弹性模量较大，由压裂形成的地层裂缝狭窄，地层不易吃砂，致使压裂施工中难以提高砂比；（2）靠近目的层下部19m处和55.5m处存在极为发育的直劈缝，并和压裂形成的裂缝沟通，造成液体滤失大大增加，液体效率大大降低，进而造成本井压裂砂堵。