昭通太阳区块浅层页岩气井出砂原因分析及防砂治理措施

陈 钊 邹清腾 贾润元 龚舒婷 葛婧楠 江 铭 郭耀洪

1.中国石油浙江油田公司 2.中国石油集团长城钻探工程有限公司

0 引言

昭通页岩气示范区太阳构造上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组埋深相对较浅，主体在2 500 m以浅，脆性矿物以石英、长石、碳酸盐岩为主。区域整体地层压力系数较低，介于1.2～1.6，孔隙度介于3.55%～5.56%，页岩气渗透率介于100～250 nD，杨氏模量介于26～60 GPa，泊松比介于为0.15～0.25。现今区域为走滑断层，表现为垂向应力居中，且最小水平主应力比垂向应力略小。该区块当前主要采取“大排量、高加砂强度、高砂浓连续加砂、全程石英砂”的压裂模式[1-2]。

压后排采作为非常规页岩气储层大规模水力压裂和后期生产“承上启下”的关键一环，在整个开发过程中起着重要的作用，对评价压裂效果具有重要的工程指导意义。因此，基于太阳构造浅层页岩气水平井地层压力低、排液时间长、易“水锁”、应力敏感强等特征，该区块返排过程坚持“控制、连续、稳定”原则，以控制排液强度、减少压力损失、降低“水锁”障碍[3]为主线。但在已排采的部分井中，仍然出现了不同程度的出砂，这对油田产量和生产流程稳定带来了挑战。

随着全球页岩气的蓬勃发展，“防砂”这一关键问题越来越被重视。尤其是近年来，针对该问题，国内外专家开展了大量的研究。针对页岩气出砂原因、防治措施，王雷[4]等基于支撑剂回流的实验，提出了随着压裂液返排速度大，支撑剂总回流量逐渐增大，并得出在压裂液返排初期选用相对较小的返排速度以达到控制支撑剂回流量的目的。李天才[5]等通过分析支撑剂回流机理，建立了压裂液返排过程中临界返排流量、支撑剂返排速度和沉降速度计算模型，提出了控制支撑剂回流的放喷油嘴选择原则。笔者以昭通太阳区块浅层页岩气井为例，分析出砂原因，并提出相应的防治措施和建议。

1 太阳区块浅层页岩气井出砂现状

截至2021年8月，昭通页岩气示范区太阳构造浅层页岩气累计出砂18个平台，出砂较严重的30口井主要集中在压后返排期间，出砂物以石英砂为主，部分带黑色油泥状物质，其中YS203H1、YS139H1、阳102H3、阳102H29平台出砂量较大（表 1）。

表1 太阳浅层区块压后返排出砂量较大井统计表

2 太阳浅层页岩气井出砂原因分析

2.1 区域低闭合压力导致作用在支撑剂上的有效闭合应力偏小

太阳区块最小水平主应力在5.9～29.0 MPa（表2），页岩气井返排测试初期开井压力均低于20 MPa（大部分低于15 MPa），结合区域页岩气井测试压裂分析，估算其储层闭合应力在30 MPa左右，作用在支撑剂上的有效闭合应力更小（图1）。王雷[6]等支撑剂回流模拟实验结果显示，随着作用于支撑剂有效闭合应力的增大，支撑剂回流量逐渐减小（图2）。因此，由于太阳区域有效闭合应力偏小，支撑剂颗粒间的摩擦力就越小，支撑剂排列趋于不稳定状态，在相同压裂液返排速度下支撑剂易随压裂液在裂缝中流动。

图1 闭合应力与有效闭合应力关系图

图2 有效闭合应力与支撑剂回流量关系图

表2 太阳海坝区块评价井地应力分析数据一览表

2.2 体积压裂工艺增加了出砂几率

页岩质地脆、胶结差、天然层理、裂缝发育，相比常规天然气井压裂，页岩气井采用的非常规体积压裂、复杂裂缝压裂、密切割压裂等人造油气藏，对地层的稳定性都有一定的破坏作用[7-9]。这是因为大量压裂液对地层的挤压及高速流体对近井页岩的剪切，易造成近井地带小岩块发生剪切破坏而崩落，降低了裂缝壁对支撑剂的夹持力。此外，当前压裂2.0工艺技术下单段簇数、加砂量的增加（图3）也大大降低了缝内砂拱的稳定性，如图4可以看到，在同一闭合应力条件下，临界流速随铺砂层数的增加而减小，临界流量随铺砂层数的增加而增大，这是由于铺砂层数越多，过流面积越大。因此，这也为支撑剂回流创造了条件，在一定程度上增加了出砂的几率。虽然可以在工艺上通过压裂防砂来减少地层出砂，但会使得储层形成的缝网较简单。

图3 太阳浅层页岩气不同工艺下加砂强度对比图

图4 铺砂层数与临界流速、临界流量关系图

2.3 较高的压裂液返排速度为气井出砂提供有利条件

页岩储层相比常规天然气储层渗透率极低，地层综合滤失系数小。相比常规天然气储层压裂，页岩储层人工裂缝的闭合时间更长。目前太阳区块浅层页岩气井采用压后焖井3～47 d才开井排液的排采制度，开井排液期间，页岩储层裂缝可能尚未完全闭合，使得裂缝壁对支撑剂的夹持力比较微弱，当压裂液返排速度逐渐增大时，压裂液对支撑剂的拖拽作用就越强，最终在压裂液及天然气的高速冲刷下，支撑剂被拖拽入井筒，支撑剂回流量逐渐增大[10-13]（图5）。综合分析浅层页岩气井返排特征，发现普遍存在高产水（图6），高返排率的特点，这有助于井内砂质运移，造成出砂。

图5 压裂液返排速度与支撑剂回流量关系图

图6 页岩气井压后返排前30 d平均日产液量柱状图

2.4 不合理的返排制度加速了支撑剂回流

在返排测试过程中瞬时流量大幅上涨、上调或下调油嘴速度过快、返排测试中途出现异常或者其他因素需要关井或重新开井时直接采用大油嘴等不合理的生产制度造成井底压力波动或生产压差增大，进而导致支撑剂在返排液及气体的高速冲刷下回流至井筒[14-15]。

以YS118H4-4井为例，在2020年2月2日受疫情影响，转水困难关井，直接由Ø13 mm的油嘴关井，24日直接以Ø6 mm油嘴开井，后快速上调至Ø13 mm油嘴，在此期间大量出砂造成捕屑器砂堵（图 7）。

图7 YS118H4-4井试气曲线图

3 页岩气井防砂治理对策

3.1 开展纤维防砂工艺试验减小支撑剂回流

纤维增强加砂工艺技术在近年来快速发展，随着先导试验的进行，纤维在防砂控砂方面的高效作用凸显。其主要是把具有一定柔韧性的纤维物质混在携砂液中同时注入地层，在人工裂缝中形成复合型支撑剂。混入的纤维与支撑剂相互作用形成空间网状结构而增强支撑剂的内聚力，从而将支撑剂稳定在原始位置，而流体可以自由通过，达到预防支撑剂回流的目的[16-18]。

3.2 优化泵注程序，减小支撑剂回流几率

通过优化70/140目与40/70目支撑剂的注入方式，改善主缝和分支缝内的支撑剖面，间接达到防砂目的。在泵注早期注入40/70目支撑剂段塞以改善支撑剖面，增加支撑剂的铺置效果，在泵注后期采用砂浓度大于200～260 kg/m3的40/70目支撑剂连续加砂，最后顶替阶段过顶替一个井筒体积的液量。这样对裂缝中运移的地层砂起到桥堵作用，可以显著改变了近井渗流形态，大幅降低流体流速，进而实现防砂的目的。

3.3 制定合理生产制度

太阳浅层区域闭合应力低，油嘴偏大会造成近井地带生产压差过大，返排液流速过高，从而导致井底出砂[19-20]，因此建议排液油嘴不宜过大。

若出现返排异常或者其他因素需要关井的情况，关井过程应以不大于1 mm/h速度下调油嘴，下调至Ø5 mm后可直接关井，后需要开井继续测试返排，开井过程要求以Ø3 mm油嘴开井，并以不大于1 mm/h速度上调油嘴。

4 应用及效果

以阳102H10-3井为例（图8），在加砂初期和后期优化泵注方式，采用40/70目石英砂段塞改善支撑剖面，增加支撑剂的铺置效果，并顺利完成设计加砂量，且在返排中未发现出砂现象。

图8 阳102H10-1井压裂施工曲线图

以阳102H16-7井为例，压后开井返排过程基于流态变化和裂缝有效性评价技术，采用小油嘴长时间控排，调整最大油嘴上限至Ø8 mm等手段（图9），不仅实现了控砂，也获得了较好的单井产量。

图9 阳102H16-7井试气曲线图

5 结论

1）导致太阳浅层页岩气井出砂的主要原因是区域低闭合应力使作用在支撑剂上的有效闭合应力偏小；诱因是较高的压裂液体返排速度对支撑剂产生拖拽作用，体积压裂工艺单段簇数及加砂量的增加，大大降低缝内砂拱的稳定性和不合理的返排制度，使得井底压力波动或生产压差增大。

2）通过采用优化70/140目与40/70目支撑剂的泵注程序、控制排液油嘴不宜过大等措施，并利用纤维防砂工艺来预防支撑剂回流，昭通页岩气示范区在太阳浅层页岩气井取得了一定的控砂效果。