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15 m 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816 m,排量2.54 m3/min, 支撑剂浓度14401800 kg/m3，加砂量1300 kg/m，缝宽10 cm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36 m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3 m 时,3.6 m 长缝具有最大产能。当地层 污染带半径为0.51 m时，缝长应为1.5 m。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25 m，排量1.32 m3/min,支撑剂浓度 120240 kg/m3，加砂量 150200 kg/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 03,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。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50X10-3m2、气井小于10X10-3m2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兀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700 m3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2428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4500X10-3m2,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(450012 000)X10-3m2时,用盐水造缝比较困难。只有表皮因子为 525 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12 000X 10-3p m2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1025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15 m,含有薄层砂页岩层序(0.150.3 m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3 m以上,可以采用盐水充填;在3 m以内时，不能采用压裂。页岩可以控制裂缝，若油水层被6 m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(1) 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。(2) 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。(3) 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15 m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1 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):36382 Ledlow L B.High-Pressure Packing with Water: An Alternative Approach to ConventionalGravel Packing. SPE 26 543， 1993-103 Hunt J L， Chen C C， Soliman M Y. Performance of Hydraulic Fractures in High Permeability Formations. SPE 28 530， 1994-09