压裂防砂技术

压裂防砂技术研究张静（大庆油田井下作业二大队）摘要压裂防砂技术是一项新技术，具有防砂和增产的双重作用。详细介绍了胶液充填压裂防砂和盐水充填压裂防砂2种压裂防砂技术，其中着重论述盐水充填压裂防砂技术。通过表皮因子统计分析比较2种技术的现场应用效果,并从导流能力、油层特征及施工限制角度确定选井条件，最后阐明2种压裂防砂技术具有同样良好的生产效果一般来说胶液充填压裂防砂适用于低渗透率油层和射孔段大于15m的薄砂页岩层序油层;盐水充填压裂防砂适用于油层接近油水、油气界面大斜度长井段和高温油藏。因此,科学选井是其施工成功的关键之一。主题词压裂防砂胶液充填盐水充填表皮因子导流能力最早将压裂与防砂2种工艺结合起来应用于中、高渗透疏松砂岩的想法出现在20世纪60年代的委内瑞拉，但由于常规压裂技术在应用于中、高渗透性油藏时受到限制，直到1984年才首次出现了以充填宽缝为主要目的的端部脱砂压裂技术，使中、高渗油藏的压裂防砂进入一个新时期，近10年来得到不断完善和发展。从发展趋势看，今后中高渗透层压裂防砂作业量比低渗油层增长要快。1技术原理1.1防砂机理均质未压裂地层井底流体的流入模式为标准径向流，不同等压线为以井底为圆心的大小不等的同心圆。油井压裂以后,地层中形成具有高导流能力的裂缝，地层流体流入井底不再是径向流动,而是简化为垂直于裂缝的直线流和沿裂缝直线流入井底的直线流，又称为双线性流动模式。流体沿着具有高导流能力裂缝的方向流动，流动阻力非常小。压裂防砂目的是形成裂缝，穿透污染带并加砂，在形成挡砂屏障的同时,增加泄油面积，降低流速，控制出砂并提高油井产能。而管内砾石充填尽管是最广泛的应用方法，但油井产量低,无法减少炮眼以外的地层伤害。1.2施工工艺该技术利用压裂车组将压裂液高泵压大排量正挤入地层中，在地层中形成人工裂缝。然后携砂液将砾石携带进入人工裂缝,在裂缝内形成高渗透率的人工砂桥，防治油层细粉砂。利用井筒内的防砂管柱或树脂胶结砂，防止砾石的返吐,从而实现防砂目的。压裂防砂按携砂液类型可分为胶液充填压裂防砂技术和盐水充填压裂防砂技术。2胶液充填压裂防砂技术胶液充填压裂防砂技术通常采用端部脱砂水力压裂技术，使携砂液在裂缝的端部漏失,造成支撑剂脱砂，控制裂缝进一步延长;在脱砂前裂缝增长规律及压力特征同常规压裂一样，但在开始出现脱砂后,缝长和缝高不再增长，只有缝宽增长较快，象吹气球一样形成一个短的、宽的高导流能力的裂缝，同时井底压力开始按一定速度稳步升高。常规压裂在整个施工过程中，裂缝长、宽、高一般都是不断增长的,因而井底压力是基本稳定的。端部脱砂压裂形成具有高导流能力的“短宽裂缝”是中高渗透油藏压裂防砂成功的关键。裂缝8~16m,排量2.5〜4m3/min,支撑剂浓度1440~1800kg/m3，加砂量1300kg/m，缝宽10cm以下,压裂防砂产量是砾石充填产量的5倍左右。3盐水充填压裂防砂技术盐水充填压裂防砂技术以填砂为目标，主要是充填炮眼和穿过近井污染带的裂缝,不要求较长的裂缝。例如对于1口渗透率200X10-3“m2的油井，当裂缝超过3~6m时，增产作用已经很不明显了。一些研究表明,当地层污染带半径为3m时,3.6m长缝具有最大产能。当地层污染带半径为0.5〜1m时，缝长应为1.5m。因此采用低黏携砂液（盐水）并且施工规模小，可以采用砾石充填设备，功率几百千瓦而不是压裂防砂充填设备的几千千瓦。缝长2~5m,排量

1.3~2m3/min，支撑剂浓度120~240kg/m3，加砂量150~200kg/m。用盐水做携砂液的优点是:低黏液有利于砾石在近井地带的沉积，充填质量高，减少空洞形成;可消除压裂表皮、射孔表皮、裂缝节流表皮和液体漏失表皮。压裂表皮由胶液残渣产生;射孔表皮由不良的炮眼充填质量造成;裂缝节流表皮由于胶液充填质量不好，需要放压使充填砂返吐充实空洞，从而造成近井地区裂缝变窄造成的节流损失;液体漏失表皮由高黏液漏失造成地层伤害而产生。4两种压裂防砂技术的效果比较盐水充填压裂防砂与胶液充填压裂防砂正常情况下，完井表皮因子为0〜3,但由于采用堵漏剂或胶液破胶不好，致使个别井表皮因子较高。下面比较一下BakerOilTool公司所施工的57口胶液充填井和23口盐水充填井表皮因子，并对表皮因子高于10的施工井进行原因分析（见图1）。从表皮因子分布比较可以看出，尽管盐水充填施工规模小，但与胶液充填有相似的完井效果。>10 >1014% 13%>10 >1014% 13%胶液填充井 盐水填充井图1胶液充填和盐水充填井表皮因子分布5完井方法选择5.1地层特性影响胶液充填形成长缝并加砂，盐水充填在近井形成短宽缝通过加砂改进近井地带渗透率。当油井地层渗透率小于50X10-3Mm2、气井小于10X10-3Mm2时，形成长缝更有利于增产,应采用胶液充填。表1高表皮因子井原因分析井例完井方式表皮因子原因分析A盐水充填31压后使用堵漏剂B盐水充填26压前漏失700m3液体,地层受到伤害C盐水充填18用酸和胶液多阶段充填D胶液充填16射孔效果不好，仅处理部分油层E胶液充填15液体破胶不完全F-H胶液充填24~28施工提前结束，未端部脱砂，其中2口井机械故障,1口井闭合压力估计不准I胶液充填15未破胶，返排不够决定是否采用盐水充填防砂的一个因素是采用盐水及修井机泵送装置能否在某一特殊地层中形成裂缝。控制裂缝形成的因素有地层渗透率、井段长度、地层伤害程度、油藏孔隙压力、压缩性和流体黏度。大多数油藏导流能力小于4500X10-3Mm2,用盐水容易造缝并穿透污染带，可以采用盐水充填和胶液充填。当油藏导流能力为(4500〜120QQ)X1Q-3pm2时,用盐水造缝比较困难。只有表皮因子为5〜25时，可以采用盐水充填。如果地层伤害较轻，例如采用特殊钻井液，表皮因子小于用盐水造缝比较困难，可以采用酸液预处理盐水充填。地层导流能力大于12000X10-3pm2时,高度地层伤害、表皮因子大于25的油层允许用盐水压裂。这种情况经常出现在严重地层伤害的老井修井作业中，地层伤害相当于漏失失去控制，可以采用盐水充填和胶液充填。盐水充填一旦穿透污染带，由于漏失增加,裂缝将停止增长,但渗透率足以保证油井生产。如果地层适度伤害，表皮因子为10~25时,盐水压裂困难，应采用胶液充填处理。另外,地层流体黏度也是影响压裂的因素，高黏度原油提供漏失控制，具有高导流能力的地层也可采用盐水充填。多油层井采用盐水充填有利于砾石充填整个井段。5.2裂缝长度和施工限制液体的漏失量与工作液体、排量和裂缝有关，这些因素受油藏条件限制。当油层射孔段大于15m,含有薄层砂页岩层序(0.15〜0.3m砂质透镜体)，采用胶液充填更容易造成一个单裂缝将全部砾石加入各砂岩油层的情况。若没有清晰的砂岩隔层,盐水充填多阶段处理砾石的自我暂堵不能使垂直裂缝的延长。当井段含有几个清晰的砂岩层，应采用盐水充填一次施工多阶段处理。如果采用胶液充填，高黏度和高浓度混砂液不利于自我暂堵，松软页岩阻碍垂直裂缝的增长,极有可能仅压开部分井段。当射孔井段接近油气水界面时，垂直裂缝的扩展是有害的。在同一砂岩油藏内，油气、油水界面在3m以上,可以采用盐水充填;在3m以内时，不能采用压裂。页岩可以控制裂缝，若油水层被6m以上页岩间隔，可以谨慎地采用胶液充填，但必须适用处理规模进行风险评价或采用盐水充填;页岩间隔小于6m,应用盐水充填。盐水充填是利用修井机泵送设备的小规模压裂，受到油藏压力限制。超高压油藏要求较高功率设备，欠压油藏液体漏失量大，同样也要求较高功率设备，因此应采用胶液充填。由于盐水携砂液可以获得无空洞的坚实的充填效果，并且由于不采用胶液,受地层温度降解影响小，盐水充填适用于高斜度长井段井和高温井。6结论压裂防砂技术可分为胶液充填压裂防砂技术和盐水充填压裂防砂技术，现场实例分析表明,2种技术具有同样良好的生产效果。压裂防砂技术可以在地层中形成穿透污染带的加砂裂缝，在形成挡砂屏障的同时，增加泄油面积，降低流速，控制出砂，提高油井产能。科学地选井是防砂施工成功的关键因素之一。一般来说胶液充填压裂防砂适用于低渗透率油层和大于15m的薄的砂页岩层序油层;盐水充填压裂防砂适用于油层接近油水、油气界面，高斜度、长井段和高温油藏。参考文献朱彩虹，孙军.疏松砂岩稠油油藏防砂方法优选试验研究.特种油气藏,2000,7(3):36〜38LedlowLB.High-PressurePackingwithWater:AnAl