延长气田W区域本溪组砂堵分析

郭 兴，孙 晓，张建忠，周隆超，杨 海，刘佳丽，吴高祥.

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710065； 2.陕西延长石油(集团)有限责任公司延长气田采气四厂，陕西延安 716000)

延长气田总体呈现低孔、低压、特低渗和致密的特点，因此在开发前进行较大规模的储层改造，对提高气藏产量、开采程度和采收率，从而实现高效开发具有十分重要的意义[1-8]。压裂是进行油气井增产和储层改造的一项重要技术手段[9-14]。本溪组为延长气田W区域的主力气层，但由于储层低孔、特低渗致密的原因，必须进行压裂等一系列的储层改造措施。受地质因素和工程因素等多方面的影响，延长气田W区域本溪组在压裂施工中，近半数井产生了不同程度的砂堵。砂堵会导致压裂失败，其影响因素复杂多样，如何准确分析造成砂堵的原因并有效避免砂堵的发生是压裂施工作业中面临的巨大难题[15-21]。本文针对延长气田W区域近年来本溪组气井压裂施工砂堵情况进行了较为全面和深入的分析和探讨，并给出建议和措施，为指导后期压裂设计和施工，以及改进气藏开发储层改造方案提供依据，同时对其他低压、低渗气田的储层改造技术提供参考。

1 压裂砂堵统计

本溪组是延长气田的主力气层，是对奥陶系马家沟组不整合面的填平补齐，地层厚度变化大，相应的砂体沉积厚度差别也较大。砂体平面展布多呈条带、孤岛状；砂体不发育，单层砂体厚度小，一般为2～6 m。W地区本溪组砂体发育，横向上砂体不连续，纵向上砂体厚度变化快，连续性较差。W区域本溪组在沉积阶段快速填平补齐了沟槽，造成砂体厚度变化大，分选性差[22]。

对延长气田W区域的23口气井本溪组的孔隙度和渗透性进行统计(图1)，可以看出，孔隙度主要分布范围在4%～8%，占比为86.21%，其孔隙度为6%～8%的占比为48.28%，接近50%；渗透率主要分布范围为0.1～0.5 mD，其占比达到65.52%。由物性分类可以得出，延长气田W区域本溪组储层总体呈现低孔、特低渗致密的特点。

延长气田W区域本溪组近一年累计压裂16口/17层，其中8口/8层发生砂堵，砂堵占比为47.1%。对砂堵井进行统计(表1)，其中2口低产，其他6口均无气。

2 压裂砂堵原因分析

导致砂堵的因素是多方面的，地质因素和工程因素都有影响。地质方面，岩性致密、非均质性强、地应力异常、发育天然裂缝、裂缝弯曲、形成多条水力裂缝等，均会引起砂堵；工程方面，压裂液的携砂性能或抗剪切性能差、压裂液滤失、砂比过高或砂比提升过快、前置液阶段段塞量偏少等，均会造成施工过程中出现砂堵现象。下面对延长气田W区域本溪组的砂堵原因从岩心分析、地应力分析和储层因素分析等不同方面进行具体分析和探讨。

图1 W区域气井本溪组孔隙度和渗透率分布直方图Fig.1 Frequency distribution histogram of porosity and permeability in Benxi formation of gas well in W area

表1 W区域本溪组砂堵井统计Table1 Statistics of sand plugging wells in Benxi formation in W area

2.1 岩心分析

对W地区Y15井和Y16井的岩心进行分析，矿物成分中石英约占92%，长石约占7%，岩屑约占1%。如图2所示为Y15井和Y16井本溪组岩心对比，表2为Y15、Y16井岩心矿物的分析化验数据。不难看出，两井岩心以细粒为主，呈次棱角状，分选性中等，泥质胶结，较致密，未见层理构造。

图2 Y15井、Y16井本溪组岩心对比Fig.2 Core contrast of Benxi formation in well Y15 and well Y16

表2 Y15、Y16井分析化验数据

对比W区域内Y18井、Y17井(2 696.75 m)、Y5井、Y17井(2 699.45 m)四口井本溪组的岩心照片如图3所示，可以看出，本溪组发育底砾岩(石英砾)，质坚；基底式胶结，孔隙不发育，岩性致密，非均质性强。

图3 Y18井、Y17井(2 696.75 m)、Y5井、 Y17井(2 699.45 m)本溪组岩心对比Fig.3 Core contrast of Benxi formation in well Y18, well Y17 (2 696.75 m), well Y5 and well Y17 (2 699.45 m)

对延长气田W区域内本溪组压裂施工井的渗透性进行统计分析，得到如图4所示的加砂正常井和砂堵井本溪组施工层段渗透率分布直方图。加砂正常井的施工层段渗透率平均为0.28 mD，砂堵井施工层段渗透率为0.19 mD，本溪组压裂正常井的施工层段渗透率明显大于砂堵井。本溪组砾岩发育，岩性致密且非均质性强，孔隙不发育、低渗透，是导致砂堵的最根本原因。

图4 加砂正常井和砂堵井渗透率分布直方图Fig.4 Frequency distribution histogram of permeability of normal wells and sand plugging wells

2.2 地应力分析

对施工层段的地应力进行计算和统计分析，得到加砂正常井和砂堵井的地应力分布直方图(图5)，可以看出，加砂正常井本溪组施工层段的地应力整体上小于砂堵井。加砂正常井本溪组施工层段的地应力主要范围在40～45 MPa，占比50%；最大地应力为50.87 MPa，最小地应力为44.46 MPa，平均为46.76 MPa。砂堵井本溪组施工层段地应力主要范围在50～55 MPa，占比50%；最大地应力为56.11 MPa，最小地应力为42.2 MPa，平均为49.91 MPa。压裂正常井本溪组施工层段的平均地应力小于砂堵井。储层地应力大，一定程度上造成了压裂加砂困难，导致砂堵。

图5 加砂正常井和砂堵井地应力分布直方图Fig.5 Frequency distribution histogram of crustal stress of normal wells and sand plugging wells

2.3 储层因素分析

2.3.1 储层塑性分析

图6为Y3井综合测井图，测井曲线表明，射孔段3 375～3 377 m处底部含有泥岩夹层，泥质含量较高。图7a为Y3井本溪组压裂施工曲线，施工井段为3 375～3 377 m，施工中破压不明显，措施层段地层塑性大，人工裂缝起裂复杂，裂缝形态不规则，难以形成有效的主裂缝。和Y3井破裂特征表现相类似的还有Y1井、Y4井等，在W区域中占比17.6%。

2.3.2 储层滤失性分析

统计分析表明，W区域内由于压裂液滤失导致砂堵的井占比达到23.5%。以Y3井、Y1井为例进行具体分析。对Y3井本溪组压裂施工情况进行分析，压裂射孔段为3 363～3 365 m，图6测井曲线显示隔层较好，在3 363～3 365 m段的岩性较纯。此段砂体厚度为3.6 m，孔隙度为9.3%，渗透率为3.92 mD，渗透性好。图7b为压裂施工曲线，可以看出在裂缝开启后的注前置液阶段，施工压力明显降低，分析认为压裂液滤失速度快，压裂液总的滤失量大，造缝效率低。

图6 Y3井本溪组综合测井图Fig.6 Comprehensive log diagram of Benxi formation in well Y3

图7 Y3井本溪组压裂施工曲线图Fig.7 Fracturing curves of Benxi formation in well Y3

对Y1井压裂施工情况进行分析，压裂射孔段为3 183～3 185 m，图8测井曲线反映泥岩含量较高，显示目的层段的隔层较好，裂缝延伸顺利，缝高易于控制。图9为Y1井本溪组压裂施工曲线，施工过程中前置液阶段中期，在施工排量不变的情况下出现了压力波动。施工压力随着前置液注入而缓慢上升，分析认为储层致密所致。携砂液前期，压裂施工压力基本稳定，对于低渗透储层，基岩中的滤失是有限的，表明措施层段存在天然裂缝和微裂缝并与人工裂缝沟通，使得天然裂缝中压裂液的滤失与人工裂缝中压裂液的注入达到平衡，进入“临界压力”[23]，而后并未采取有效处理措施，导致后期砂堵[3]。

通过对W区域本溪组砂堵进行的较为系统全面的分析和探讨，可以发现，本溪组砾岩发育，非均质性强，孔隙发育较差，渗透率低且岩性致密，是导致砂堵的根本原因；储层地应力大是造成加砂困难的重要影响因素；措施层段塑性大，破压不明显，人工裂缝起裂复杂，压裂液滤失大等，是造成砂堵的重要原因。

图8 Y1井本溪组综合测井图Fig.8 Comprehensive log diagram of Benxi formation in well Y1

图9 Y1井本溪组压裂施工曲线图Fig.9 Fracturing curves of Benxi formation in well Y1

3 改进措施及现场应用

3.1 改进措施与实施方案

通过分析，延长气田W区域本溪组砾岩发育，非均质性强；储层致密，孔隙不发育，渗透率低；储层地应力大；措施层段塑性大，天然裂缝发育、压裂液滤失大等是造成砂堵的最主要原因，因此有针对性地提出相应改进措施和实施方案。

(1)针对储层砾岩发育，非均质性强，导致压损大，施工压力较高的问题，将前置液段塞粒径由40～70目提高为30～50目，支撑剂为粉陶；同时根据储层厚度和加砂量，将段塞数量由1个增加至2～3个，每个段塞加砂量为0.5 m3；前置液小排量造人工裂缝，通过大粒径、多段塞方式更好地打磨炮眼和人工裂缝，改善水力裂缝，降低近井裂缝扭曲摩阻，提高裂缝导流能力，降低施工压力，极大地减小发生砂堵的可能。

(2)针对储层塑性大且地应力高，尤其措施层地应力大于45 MPa时，起裂困难且裂缝形态复杂，加砂困难的问题，将平均砂比由19%降低至16%左右，最高砂比由原来的28%降低至22%左右。降低携砂液最高砂比和平均砂比，不过分追求高砂比，在不影响裂缝导流能力的前提下，极大地减小了砂堵的风险。进入携砂液阶段后慢提排量，根据时间计算砂子进入地层之后，在施工压力平稳的情况下，采用低砂比多阶梯方式加砂，小差量阶梯式提升砂比，同时缓慢增加交联剂浓度，控制好交联和破胶的时间，既能降低滤失提高压裂液携砂性能，同时可防止提前破胶造成砂堵。

(3)针对储层存在天然裂缝和微裂缝，导致压裂液滤失严重，从而造成砂堵的问题，将压裂液配方中的胍胶浓度由0.35%提高至0.45%，压裂液基液配方：0.45%羟丙基瓜尔胶(一级)+0.5%气井助排剂+0.1%杀菌剂+0.12%Na2CO3+0.5%气井起泡剂+0.5%气井黏土稳定剂。胍胶浓度增加，使得压裂液黏度增加，天然裂缝中的流动阻力增大，达到降低滤失的目的，同时提高了压裂液的携砂性能。

3.2 现场应用及效果评价

3.2.1 现场试验

针对以上改进措施，选取W区域内的一口开发井Y21井本1层为试验对象，综合测井图如图10所示，射孔段为2 704～2 705 m，储层物性较好，声波突然升高，表明可能存在天然裂缝，导致压裂液易漏失；底部含有泥岩夹层，泥质含量较高，可能因塑性较大导致起裂困难，裂缝形态复杂。若采用原来的压裂方案施工，极易发生砂堵，因此有必要进行压裂施工改进和参数调整。

图10 Y21井本溪组综合测井图Fig.10 Comprehensive log diagram of Benxi formation in well Y21

针对Y21井本1层砾岩发育，非均质性强的问题，将支撑剂调整为30～50目粉陶，根据储层厚度5 m左右设计支撑剂为陶粒，总加砂量为15 m3，前置液阶段，段塞数量增加至2个；针对措施层地应力较大且塑性大的问题，携砂液阶段，采用低砂比多阶梯方式加砂，平均砂比为16%，最高砂比为22%；针对措施层可能存在天然裂缝和微裂缝的问题，调整压裂液基液配方为：0.45%羟丙基瓜尔胶(一级)+0.5%气井助排剂+0.1%杀菌剂+0.12%Na2CO3+0.5%气井起泡剂+0.5%气井黏土稳定剂。

从施工曲线(图11)不难看出，初期提排量后，地层破压明显，破裂压力为48.5 MPa，前置液阶段施工排量为2.2～2.6 m3/min，两个段塞以5%砂比分别加砂0.5 m3后，施工压力出现明显降低，注入前置液122.5 m3，施工压力为48.9～54.6 MPa，平均压力为51.6 MPa；携砂液阶段，施工排量为2.6 m3/min，注携砂液量为92.3 m3，基液胍胶浓度增加至0.45%，压裂液黏度增加，当具有高黏度的压裂液进入地层，采用低砂比多阶段方式加砂，当砂子完全进入地层后，仔细观察压力变化，当压力不出现“爬坡”现象时，提升砂比到设计砂比，施工平均砂比为16.3%，最高砂比为22.1%，累计阶梯式加砂15 m3。施工压力为52.2～48.4 MPa，施工平均压力为50.3 MPa，全程伴注液氮，排量为200～300 L/min，入地总液氮量为20.0 m3。注顶替液阶段：以2.6 m3/min的排量注入顶替液8.3 m3停泵。

图11 Y21井本溪组压裂施工曲线图Fig.11 Fracturing curves of Benxi formation in well Y21

3.2.2 效果评价

本次压裂施工顺利，施工参数均达到设计要求。前置液阶段提升排量到设计排量，压力出现明显上升，采用5%砂比进行段塞打磨射孔炮眼，降低摩阻，段塞加砂0.5 m3，此时出现一定压力降低；采用第二个段塞加砂0.5 m3，砂比5%，压力出现明显降低，表明前置液阶段增加段塞个数和增大支撑剂粒径效果明显。携砂液阶段，胍胶浓度增加，增加了压裂液基液黏度，同时采用交联剂增加基液黏度，增强压裂液携砂性能，测井解释表明储层可能存在天然裂缝；当施工中缓慢提升砂比时，油压较为稳定且支撑剂进入地层顺利，未出现砂堵，表明胍胶浓度增加确实减小了压裂液滤失。采用低砂比多阶段方式加砂，小差量阶梯式提升砂比，全程伴注液氮，总加砂量达到设计要求，施工压力为52.2～48.4 MPa，压力平稳，表明降低最高砂比和平均砂比能够明显降低施工压力，确保液氮正常加入，保证返排能力，同时也极大地减小砂堵的风险。Y21井压裂前无自然产能，压裂后用一点法求产，无阻流量为10.65×104m3/d，增产效果明显，表明改进措施非常有效。

由于延长气田W区域本溪组砂堵问题是多年来一直亟待解决的难题，有待后续对施工工艺和施工参数进一步进行改进和优化，开展更多的现场试验及推广应用。

4 结论

(1)对本溪组砂堵原因从岩心分析、地应力分析和储层因素等不同方面进行了分析，本溪组砾岩发育，非均质性强；储层致密，孔隙不发育，渗透率低；储层地应力大；措施层段塑性大，天然裂缝发育、压裂液滤失大等，是造成砂堵的主要原因。

(2)根据砂堵分析，提出了改进措施：将前置液段塞粒径由40～70目提高为30～50目，同时将段塞数量由1个增加至2～3个；将压裂液配方中的胍胶浓度由0.35%提高至0.45%；携砂液阶段慢提砂比，当砂子进入地层后，观察压力平缓情况下逐步提砂比，缓慢增大交联剂浓度；降低携砂液最高砂比和平均砂比，平均砂比由19%降低至16%左右，最高砂比由原来的28%降低至22%左右。

(3)现场试验表明，采用改进措施后，压裂施工顺利，未出现砂堵事故，且压后增产效果明显。