新疆油田克拉美麗DX1701井壓裂砂堵原因分析

朱斌,韓先柱,辛小亮,鄧愛禹

摘要：新疆油田克拉美麗DX1701井在壓裂過程中出現(xiàn)砂堵，為查明原因，從壓裂設(shè)計(jì)、壓裂液、壓裂曲線、地層、試油五大方面進(jìn)行了詳細(xì)分析和相互印證，得出該井壓裂砂堵的原因；同時(shí)，也為滴西17井區(qū)后續(xù)井的壓裂提供了借鑒。

關(guān)鍵詞：克拉美麗 DX1701井；壓裂；砂堵

中圖分類號(hào)：F26文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A文章編號(hào)：1673-291X（2012）15-0168-05

DX1701井是克拉美麗氣田滴西17井區(qū)部署的一口開發(fā)井，位于滴西17井西偏南1 160m，滴西171井東偏南1 365m，滴西402井北偏西1 965m處。鉆井目的是進(jìn)一步認(rèn)識(shí)克拉美麗氣田火山巖儲(chǔ)層地質(zhì)特征，解剖火山巖體內(nèi)幕構(gòu)造，實(shí)現(xiàn)克拉美麗氣田天然氣儲(chǔ)量有效動(dòng)用。該井于2011年5月9日開鉆、2011年6月29日完鉆，目的層為石炭系巴山組（C2b）儲(chǔ)層，完鉆井深3 740m。為了提高儲(chǔ)層物性，決定對(duì)本井石炭系3 658m～3 663m、3 665m～3 670m井段采取壓裂措施，提高地層滲透性和產(chǎn)能。

一、DX1701井壓裂砂堵情況

2011年9月1日，2000型壓裂車1組，用特級(jí)胍膠液311.8m3（胍膠277.8m3，膠聯(lián)液34m3）油管壓裂，前置液202.6m3，（段塞加砂徑為0.45mm～0.22mm的陶粒5m3），攜砂液106.2m3，加砂徑為0.45mm～0.9mm的陶粒13.2m3，加砂比12.4％。施工泵壓58～53～68MPa，排量3.8～4m3/3min，破裂壓力58MPa。攜砂液階段油、套壓逐漸上升，爬升較快，砂比在15%左右時(shí)套壓超限壓達(dá)到58 MPa（套壓限壓50MPa，見圖1），頂替3m3后壓力急劇上升，停泵，造成砂堵。停泵時(shí)油壓37.2MPa，套壓37.5MPa。19:30～20:00測(cè)壓降，油壓37.2～27.7MPa，37.5～31MPa。

二、DX1701井壓裂設(shè)計(jì)分析

在DX1701井（見下頁表1）壓裂之前，位于滴西17井區(qū)同樣層位（C2b）的滴西17、滴西171、滴西172、滴西173、和滴西176的氣井均進(jìn)行了加砂壓裂施工。依據(jù)克拉美麗采氣工程方案，滴西17井區(qū)具有統(tǒng)一的氣水界面（海拔-3 173m）和同樣的壓力系數(shù)（1.35），故它們屬于同一油氣藏，所以位于滴西17井區(qū)之前壓裂過的井（見下頁表2）與DX1701井具有可比性。

通過與同區(qū)塊鄰井的施工參數(shù)對(duì)比分析，認(rèn)為：DX1701井設(shè)計(jì)加砂規(guī)模適當(dāng)，最高砂比和平均砂比分別為26%和15.1%，排量施工排量3.8m3/min大小合適，前置液、攜砂液、頂替液設(shè)計(jì)液量合理；參考鄰井的施工參數(shù)，DX1701壓裂設(shè)計(jì)參數(shù)滿足滴西17井區(qū)目的層（C2b）的施工要求。

三、DX1701壓裂曲線分析

1.鄰井壓裂曲線

通過對(duì)鄰井滴西17、滴西171和滴西176三口井的壓裂曲線分析，滴西17井區(qū)的鄰井施工正常，加砂基本順利。只有滴西17井的壓裂施工后期油、套壓上升很快，出現(xiàn)了砂堵跡象，與DX1701井有點(diǎn)類似。但是，整體上滴西17井區(qū)的施工曲線沒有較大異常，現(xiàn)場(chǎng)施工順利。

2.DX1701井壓裂曲線分析

對(duì)DX1701井靜壓力擬合之后，發(fā)現(xiàn)本井的靜壓力在后期急劇上升，擬合后裂縫的縫高為74.3m，縫長(zhǎng)為65.6m，地層的縫高沒有得到控制；擬合的地層滲透率為1md，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了地層解釋的滲透率，說明地層的濾失比設(shè)計(jì)時(shí)增大。

經(jīng)過G-函數(shù)曲線中液體效率計(jì)算，DX1701井的壓裂液效率為16.77%，而該區(qū)塊正常井壓裂液的效率在30%～45%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于正常井的液體效率。

綜合以上的分析認(rèn)為，由于地層滲透率的異常增大，造成濾失大大增加，對(duì)應(yīng)的液體效率降低，壓裂時(shí)大部分注入的前置液被濾失掉了，失去了前置液本身的作用，是造成本井施工砂堵的直接原因。

四、DX1701井地層分析

1.地層巖性

DX1701井儲(chǔ)層巖性為玄武巖，通過對(duì)該井目的層進(jìn)行巖石力學(xué)分析，表明玄武巖對(duì)應(yīng)的彈性模量較大，最高為60 016.8Mpa，平均為42 722.13 Mpa。在地層彈性模量較大的情況下，由壓裂形成的地層裂縫狹窄，地層不易吃砂，設(shè)計(jì)的最高砂比和平均砂比應(yīng)當(dāng)適當(dāng)減少。因此，認(rèn)為壓裂設(shè)計(jì)沒有考慮到地層巖性為玄武巖且彈性模量較大的影響，設(shè)計(jì)的最高砂比和平均砂比較高，不合理是造成砂堵原因之一。

2.地層裂縫

該井目的層3 658m～3 663m、3 665m～3 670m處的裂縫類型為

圖8DX1701井目的層裂縫發(fā)育圖

斜交縫，屬于欠發(fā)育地層。但是，在目的層下方19m處存在直劈縫，屬于裂縫極發(fā)育地層。本井按設(shè)計(jì)規(guī)模壓裂后，裂縫動(dòng)態(tài)縫高64.6m，支撐縫高59.5m，那么是很容易把地層極為發(fā)育的直劈縫溝通，造成壓裂液的大量濾失。由前面的實(shí)際壓裂施工數(shù)據(jù)和壓裂曲線擬合結(jié)果知道，DX1701井雖然沒有按設(shè)計(jì)量施工完畢，而是僅僅注入了202.6m3前置液和106.2m3攜砂液，但是地層的縫高沒有得到控制，縫高為74.3m，已經(jīng)直接溝通了地層3 689m～3 700m以下的直劈縫。壓裂后該井出水，且出水量較大，證明底層3 725m～3 728m處裂縫極為發(fā)育的氣水同層也被溝通。

所以DX1701井靠近目的層較近的下部存在極為發(fā)育的直劈縫，壓裂施工形成的裂縫溝通了下部的直劈縫，使縫高更難得到控制。這是造成地層滲透率異常增大、液體濾失大大增加和液體效率大大降低的原因，即為造成壓裂砂堵的根本原因。

五、DX1701井液體分析

原液配液過程檢測(cè)，黏度值在70～75mPa.s，pH值8；交聯(lián)檢測(cè)，交聯(lián)時(shí)間在40～50秒，可挑掛；裝液罐車清洗干凈，檢驗(yàn)全部合格。原液和交聯(lián)液拉至井場(chǎng)，現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)原液黏度在68～72mPa.s，pH值8，交聯(lián)時(shí)間42～45秒，交聯(lián)性能良好；砂堵后，取 DX1701原液，檢測(cè)平均黏度為71.85mPa.s；現(xiàn)場(chǎng)取回DX1701交聯(lián)液，與原液交聯(lián)良好，可挑掛，交聯(lián)時(shí)間45秒；經(jīng)過以上數(shù)字對(duì)比分析，DX1701井的壓裂液均滿足施工要求，故可排除其造成砂堵的原因。

六、試油分析

8月1日，該井用SDP102/90°型射孔彈油管傳輸射孔，射開C2b層,井段3 658m～3 663m，3 665m～3 670m厚度10m/2段，孔密16孔/m，相位角：90°，實(shí)裝152彈，射后無顯示。8月1—10日，無油嘴及針閥控制試產(chǎn)，油壓0～16MPａ，套壓0-26-18MPａ，日產(chǎn)水1.41ｍ３，累產(chǎn)水33.92ｍ３，10日出口見氣；10—15日，關(guān)井觀察，油壓16～32.7 MPａ，套壓18～35.6 MPａ；15—16日，用6ｍｍ油嘴經(jīng)三相分離器試產(chǎn)，油壓32.7～0 MPａ，套壓35.6～1.12 MPａ，日產(chǎn)氣0.2421×104ｍ３；16—31日，無油嘴間噴產(chǎn)油0.53ｍ３，油壓0～17.1 MPａ，套壓1.12～18.8 MPａ；9月1日，進(jìn)行壓裂改后用３ｍｍ和５ｍｍ油嘴試產(chǎn)、退液，最終獲3ｍｍ油嘴（合理的開采制度）日產(chǎn)氣1.7033×10４ｍ３，日產(chǎn)油0.31ｔ，累產(chǎn)油5.69ｔ，日產(chǎn)水7.59ｍ３，累產(chǎn)水139.31ｍ３，綜合含水95％。9月19日至10月4日，關(guān)靜壓，油壓17.57～31.5 MPａ，套壓20.51～29.01 MPａ。經(jīng)試油證實(shí)該層為氣水同層。

從整個(gè)試油過程來看，可以得出，（1）該井壓裂改造后日產(chǎn)水量較射孔后多了6.18ｍ３，證實(shí)壓裂已經(jīng)直接溝通了地層3 689m～3 700m以下的直劈縫，3 725.5m～3 728m這一段解釋剛好為氣水同層，印證了之前的分析；（2）該井射后觀察和關(guān)靜壓期間期間油、套壓都都很高，且上升速度慢，而試產(chǎn)時(shí)僅一天時(shí)間油壓從32.7 MPａ就降為0 MPａ，套壓由35.6 MPａ降至1.12 MPａ，表現(xiàn)出高壓低滲的特點(diǎn)；另外，射孔后16—31日，近半個(gè)月的時(shí)間僅出油0.53ｍ３，說明該層供液能力差，滲透性差。

七、DX1701井壓裂砂堵綜合分析

根據(jù)前面的壓裂設(shè)計(jì)分析、壓裂曲線分析、地層分析、液體分析、試油分析等多方面的分析，得到以下結(jié)論：（1）對(duì)比滴西17井區(qū)鄰井的施工規(guī)模，結(jié)合DX1701井的射孔厚度，該井設(shè)計(jì)合理，規(guī)模適當(dāng)，前置液比例、排量合理；最高砂比和平均砂比分別為26%和15.1%，均滿足滴西17井區(qū)的施工要求。（2）但是根據(jù)地層巖性和裂縫分析，設(shè)計(jì)中由于沒有認(rèn)真考慮地層巖性為玄武巖且彈性模量較大的影響，設(shè)計(jì)的最高砂比和平均砂比較高，不盡合理；同時(shí)目的層下部19m處存在極為發(fā)育的直劈縫，設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)適當(dāng)降低規(guī)模。（3）根據(jù)壓裂曲線擬合結(jié)果，裂縫縫高為74.3m，縫長(zhǎng)為65.6m，地層的縫高沒有得到控制；擬合的地層滲透率遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了地層解釋的滲透率，造成液體濾失大大增加，液體效率大大降低，這是造成本井施工砂堵的直接原因。（4）根據(jù)地層裂縫資料分析，DX1701井靠近目的層較近的下部存在極為發(fā)育的直劈縫，壓裂施工形成的裂縫溝通了下部的直劈縫，使縫高更難得到控制。靠近本井目的層較近處存在極為發(fā)育的直劈縫，并和壓裂形成的裂縫溝通，是造成本井壓裂砂堵的根本原因。（5）根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)液體檢測(cè)結(jié)果和后期的取樣分析，液體性能符合行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)和施工要求，沒有發(fā)現(xiàn)液體明顯異常情況。

八、結(jié)論

綜合分析認(rèn)為，DX1701井壓裂砂堵的主要原因?yàn)椋海?）地層巖性為玄武巖且彈性模量較大，由壓裂形成的地層裂縫狹窄，地層不易吃砂，致使壓裂施工中難以提高砂比；（2）靠近目的層下部19m處和55.5m處存在極為發(fā)育的直劈縫，并和壓裂形成的裂縫溝通，造成液體濾失大大增加，液體效率大大降低，進(jìn)而造成本井壓裂砂堵。