压裂加砂不足的危害及原因分析研究

吴友梅王孝超邱守美贾元钊龙长俊李文彪

（1.中国石油华北油田采油工程研究院 河北任丘 062552；2.中国石油华北油田第二采油厂 河北霸州 065700）

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压裂加砂不足的危害及原因分析研究

吴友梅1王孝超1邱守美1贾元钊1龙长俊1李文彪2

（1.中国石油华北油田采油工程研究院 河北任丘 062552；2.中国石油华北油田第二采油厂 河北霸州 065700）

华北油田进入开发中后期，水力压裂成为增产稳产的重要措施。本文对近3年压裂施工井进行了统计分析，从理论上分析了加砂不足的危害，并结合华北油田具体情况分析了加砂不足的原因和采取的对策，为提高加砂成功率和改造效果提供有利借鉴。

压裂；加砂不足；砂堵；异常高压；滤失；导流能力；压裂效果

压裂缝长和裂缝导流能力是影响压裂效果的两大因素。但加砂不足会导致储层改造不充分，形成的裂缝导流能力低，严重影响压裂效果。高停泵压力、储层地应力异常、岩性致密和砂堵是引起加砂不足的常见原因。在广泛调研国内相关研究的基础上，通过对加砂不足原因的分析，提出相应的解决措施，对提高加砂成功率和压后增产效果具有重要意义。

1 压裂加砂不足的危害

加砂不足导致砂比过低，不利结果主要有两个：一是支撑剂在裂缝内单层铺置，破碎和嵌入比例增加，对裂缝导流能力不利；二是砂量过少、浓度低使得压开的裂缝得不到有效支撑，缝宽缝长达不到设计要求，裂缝导流能力下降，导致压后产能低、改造效果差。

通过对华北油田201 2—201 4年压裂施工情况统计，加砂不足的井数比例为1 2%～1 4%，措施后加砂不足井的单井平均日增油量均远小于完成加砂井。因此，加砂不足对改造效果有重要影响。

2 压裂加砂不足的原因

通过调研国内相关研究，从地层、工具设备、设计等方面对加砂不足原因进行了分析。

2.1 地层因素

（1）异常高地应力、岩性致密储层及深井高温油气藏，破裂压力较高，施工过程中加砂困难，极易发生砂堵，导致施工失败。例如，J40井深3700～3850m，属于异常高地应力储层，地层破裂压裂梯度为0.021 5～0.0225MPa/m。该井采用封隔器分压工艺，施工中第一层破裂压力为75MPa，施工压力高，加砂难度大，未完成设计加砂，第二层无明显破裂压力，加砂6.3m3后压力突然上升到82.2MPa砂堵（图1）。

图1 J40井压裂施工曲线

（2）碳酸盐岩储层，杨氏模量、抗张强度、断裂韧性等比沉积岩高，裂缝的破裂、延伸压力均较高。此外，井筒附近储层堵塞严重，地层吸液困难，也使施工压力高。

（3）裂缝性油藏，地层滤失大。裂缝型油藏中存在大量天然裂缝或诱导裂缝，容易导致压裂液大量滤失、降低压裂液造缝效率，形成裂缝宽度窄，加砂过程中易出现砂堵或早期脱砂。T43井储层为碳酸盐岩砾岩体，属于裂缝性储层，酸压时采用支撑剂段塞和大排量降滤，由于存在大量天然裂缝，施工中酸液滤失严重，砂子进入地层后产生脱砂现象，导致砂堵，影响作用效果（图2）。

图2 T43井酸压施工曲线

另外，复杂裂缝油藏在压裂施工中易形成多裂缝，裂缝形态复杂，扭曲程度增加，储层裂缝弯曲摩阻和孔眼摩阻相对较高，二者共同作用造成施工异常高压。

（4）基质低孔、特低渗，物性极差的储层，需大规模改造，使砂堵风险增大。

（5）岩性复杂储层，易形成多裂缝。凝灰岩储层黏土矿物含量高，遇水后有崩解性、分散性、流变性等特点。水基压裂液进入岩石后，水压力降低了岩石的内聚力和岩石的抗压强度，岩石结构遭到破坏，导致裂缝坍塌。并且由于凝灰岩吸水性强，降低缝内净压力，影响人工裂缝的延伸，导致早期砂堵。T1井储层岩性复杂，储层以泥灰岩为主，天然裂缝发育。由于改造层段井深4500～4700m，裂缝的破裂压力、延伸压力均较高，同时天然裂缝发育，导致在施工初期段塞打磨阶段即产生砂堵，导致施工失败（图3）。

图3 T1井压裂施工曲线

（6）井斜或断层的影响。斜井压裂时，在孔眼处形成微裂缝发生不同程度的转向，同时形成多裂缝。这样会增加液体的滤失量，降低液体效率和裂缝宽度。

2.2 工具设备因素

（1）压裂车故障。混砂车出现故障，不能及时给泵车提供充足的液量，使泵车抽空，导致压力异常波动。西5井在加前置液时停车，导致造缝不充分，后期加砂压力异常升高，降砂比未见效后停砂顶替。在携砂液阶段停车，造成支撑剂在缝内堆积，特别是高砂比阶段，易导致砂堵（图4）。

图4 西5井压力施工曲线

（2）压裂时封隔器失封，丧失保护其以上套管的作用。封隔器失封，压裂时易发生窜层，同时有砂埋封隔器的危险Y63井采用顶封压裂，前置液阶段封隔器失封，套压持续上升，停止施工（图5）。。

图5 Y63井压裂施工曲线

（3）带投球滑套的封隔器，在施工中易出现滑套未打开或打开未到位的情况，使得施工压力异常升高，达不到设计加砂量。B18井采用五级滑套封隔器分压，施工中第三级滑套打开不明显，起出管柱发现第三级滑套未打开（图6）。J38井送球入座过程中压力异常升高（上升约40MPa），导致未达到设计加砂量，起出管柱滑套打开未到位。

图6 B18井压裂施工曲线

（4）采用水力喷射施工的井，施工时可能出现喷枪掉喷嘴或者喷嘴刺豁现象，使井口压力陡降，导致施工中止，未完成设计加砂量。

2.3 设计因素

（1）设计前置液比例低，动态裂缝形成不充分。对于塑性地层裂缝起裂复杂或发育有多裂缝的情况，砂堵几率增加。

（2）设计砂比过高或砂比提升过快，对于裂缝扩展延伸困难的地层，易出现砂堵。对于低孔渗致密气藏来说，设计砂比过高，出现砂堵和泵压异常偏高的几率增加，导致加砂压裂施工失败。

（3）设计的压裂液基液粘度偏低，不能满足高滤失和多裂缝复杂情况的需要。

（4）对地层压力认识不足，造成使用承压能力较低的井口，施工时套压超过限定值。

3 采取措施

为解决加砂不足的难题，针对造成加砂不足的不同原因，采取相应措施，可提高施工成功率。

（1）对异常高地应力和施工压力高储层，查采取深穿透补孔、高能气体压裂、酸化处理等措施降低破裂压力。

（2）对于裂缝性油藏，压裂液滤失量大，可采取以下提高压裂液效率：①采用降滤失剂或支撑剂段塞降滤，封堵天然微裂缝；②采用油溶性降滤失剂，暂堵天然裂缝；③组合陶粒降滤，不同粒径的陶粒分别填充在不同宽度的裂缝内部，既可降滤，也可以合理支撑裂缝；④采用降滤失性能好的压裂液；⑤适当增加排量，有利于减少裂缝条数，减少滤失；⑥适当增加前置液比例，减少地层滤失对压裂液效率的影响。

（3）对不同性质的地层采取不同的优化压裂液体系：对施工压力高地层，优选低摩阻低滤失压裂液体系，也可采用加重压裂液体系，降低施工压力；对深井高温储层，采用低摩阻、耐高温、耐剪切和携砂性能好压裂液；对黏土含量高、水敏严重储层，压裂液体系应具有良好的防膨性能；对天然裂缝发育的储层，压裂液体系应具备良好的降滤失性能。

（4）优化压裂规模和参数。压裂改造的关键是要达到裂缝导流能力和地层的供给能力相匹配，低渗透油气藏水力压裂应以造长缝为主，裂缝导流能力次之。针对储层物性条件，优选合适的施工参数，如前置液比例、段塞砂比和砂量、加砂程序、加砂量和砂比等，降低施工砂堵的风险。

（5）余东合等人研究的水力压裂实时预警系统，在实时监测压裂施工关键参数的基础上，通过油压—时间、套压—时间双对数曲线的斜率进行压裂实时预警，判断可能出现的风险，有效预防砂堵。

4 结论及建议

（1）准确获取地层参数是压裂成功的重要保障，可根据邻井地层压力数据、测井曲线进行地应力分析，重点井可以进行小型压裂测试，以准确掌握施工井的地层参数、井眼附近摩阻、滤失情况等资料，实时优化施工设计，提高设计和施工成功率。

（2）压裂加砂不足导致的裂缝导流能力降低，严重影响压裂效果和压后产能。所以施工人员应重视地层、工具设备、设计等影响加砂不足的因素，提前做好预案，并根据加砂不足的具体原因采取相应措施。

（3）合理设计是压裂成功的重要保障，在详细了解地层的基础上，应优化施工设计，选择适宜的压裂液体系、支撑剂体系、泵注程序、压裂设备等，确保设计准确无误。

（4）进一步研究预测砂堵的方法，及时发现砂堵征兆以避免砂堵的发生。

（5）加强对岩性复杂区块压裂加砂不足原因的分析，对产生加砂不足的多种因素开展相应的对策研究，为同区块类似井的施工提供借鉴。

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⋆中石油重大专项“华北油田上产稳产800万吨关键技术研究与应用”(2014E-35)，子课题“强水敏非均质低渗透油藏有效开发技术”（ 2014E-35-08-05）