长宁地区页岩气井出砂原因分析初探

周小金， 张 帅， 段希宇

(1中国石油西南油气田公司页岩气研究院 2页岩气评价与开采四川省重点实验室 3中国石油西南油气田公司工程技术研究院)

中国页岩气分布非常广泛，开发潜力巨大[1]，四川盆地页岩气资源量丰富，龙马溪组和筇竹寺组为最有利勘探开发层系，估算总资源量39.05×1012m3。页岩储层物性差，孔隙度低，渗透率极低，平台水平井分段压裂成为页岩气开发的关键技术。经过多轮技术攻关，国内定型了埋深3 500 m以浅的页岩气主体压裂工艺：低黏滑溜水、100目石英砂+40/70目陶粒组合支撑剂、大排量、大液量、大砂量。

长宁地区目前采用闷井、分阶段控制、逐级放大的排采制度，在已排采的部分井中，出现了不同程度的地面出砂，地面出砂缩短了地面流程的使用寿命，增加了除砂作业成本及井下作业风险，影响了气井的正常生产。

防砂、治砂工作一直是常规气田开发工作者面临的难题。针对常规气田出砂原因、防治措施，宋军正[2]等根据岩石力学理论，采用三维压裂模拟设计软件分析了压裂气井出砂机理。邹一锋[3]，叶静[4]等通过对支撑剂受力分析，推导出了新的裂缝出砂临界产量公式，为防砂提供了依据。李天才[5]等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。林琳[6]等结合气井实际出砂现状及规律，修正已有的携砂临界参数与出砂量模型，探讨出砂气井合理生产制度和冲砂周期的确定方法。田喜军[7]，杨立平[8]等气田气井出砂问题，研制了井下防砂工具。页岩气方面，石豫[9]等通过对页岩气井水力压裂支撑剂砂堤形成过程进行了全面描述，对比了物理实验与Babcock砂堤形成理论的模拟结果，指出了影响砂堤形态各个参数的主要因素，为建立更合理的支撑剂颗粒输送模型提供了依据。本文以长宁地区X1、X2平台页岩气井出砂为例，初步分析了出砂的原因，提出了几点页岩气井出砂防治措施。

一、长宁地区页岩气井出砂现状

长宁地区主体采用大通径桥塞作为页岩气分段压裂工具，从2016年以来，在该地区已实施的6个平台，27口井中，共使用桥塞573支，其中大通径桥塞510支，可溶桥塞63支占比11%。

大通径桥塞可实现压后井筒较大的通径，后期无需连续油管对桥塞进行钻磨，可实现气井快速投产，提高了生产时效，降低了钻磨成本。但因为大通径桥塞的无法钻磨，无法实现井筒全通径，限制了后期井筒作业。

可溶桥塞可实现98.5%以上总质量的可溶，但销钉、卡瓦粒均为不溶物，在整口井使用可溶桥塞的情况下，不溶物可堆积于井筒某位置，在连续油管冲砂过程中，易发生连续油管卡钻。可溶桥塞可溶部分因溶解后形成高黏稠液体，在地层支撑剂回流入井筒后，易被该种高黏液体裹覆从而形成大小不一的支撑剂胶结块，造成井筒堵塞。在已完成压裂施工的6个平台、27井次中，压后返排期间出现了4个平台21井次不同程度的地面出砂，其中以X1、X2平台下半支井出砂尤为严重(见表1)。

表1 X1、X2平台压后返排出砂统计表

井号X2-1井X2-2井X2-3井X2-4井X2-5井X2-6井出砂量/m31.91.20.542.023.262.51

针对目前长宁地区页岩气井出砂情况，现场广泛采用连续油管冲砂的方式来解除井筒堵塞。而目前该地区采用的大通径桥塞及可溶桥塞分段压裂工具，均可能导致连续油管冲砂过程中发生卡钻，增加了井下作业风险及作业成本。从而做好长宁地区地层出砂的防控显得尤为重要。

二、页岩气井支撑剂回流原因分析

1.页岩渗透率极低，人工裂缝闭合时间长

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。目前长宁地区采用压后“闷井”数天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，在压裂液及天然气的高速冲刷下，支撑剂被拖拽入井筒。

2.大规模压裂施工降低了裂缝壁对支撑剂的夹持力

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“大液量、大排量、大砂比”大规模压裂模式，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，为支撑剂回流创造了条件。

3.滑溜水携砂性能差

现有页岩气井压裂主体采用滑溜水，滑溜水具有黏度低、携砂性能差等特点。为顺利泵送桥塞，长宁地区页岩气井通常在一段压裂施工结束前注入一定量的胶液进行清扫井筒，减少井筒沉砂。若胶液在井下破胶不彻底，在返排期间，近井筒胶液具有较高的黏度，对支撑剂具有较大的拖拽力，从而发生支撑剂回流。

通过对X1、X2平台各井出砂情况与胶液使用量的统计分析发现，各井出砂量与胶液使用量具有一定的正相关关系(图1)。

图1 宁201井区X1、X2平台胶液使用量与出砂量关系图

4.不合理的返排制度加速了支撑剂的回流

在地层尚未闭合的情况下，采用大油嘴排液，井底生产压差大，高速流动的返排液会携带支撑剂回流至井筒。

通过对X1平台出砂期间井筒压力分析，在该平台下半支井出砂期间，井底压力均高于裂缝闭合压力，说明开井排液初期，储层人工裂缝尚未完全闭合(见表2)。

表2 长宁地区X1平台下半支井地层

三、页岩气井防砂治理建议

1.开展纤维防砂工艺试验减小支撑剂回流

纤维防砂即采用纤维和支撑剂充分混合后随压裂液一起泵入地层，纤维的缠绕固砂能力能够有效防止地层出砂，可提高支撑剂在人工裂缝中的固定强度，提高临界出砂流速，减少了支撑剂的失稳和回流，有效减少或避免井筒出砂。

2.优化排液制度延长小直径油嘴排液时间

井口压力接近或高于折算地面闭合压力时，地层裂缝尚未完全闭合，不宜增大油嘴排液，大尺寸油嘴排液会导致井底生产压差过大，返排液流速过高，从而导致井底出砂。

通过对X1、X2两平台下半支井出砂情况分析、总结，对平台上半支井开展了延长小直径油嘴排液时间的排采制度优化措施，对比发现，延长小直径油嘴排液时间的上半支井出砂量明显低于相应平台下半支井，取得了一定的防砂、控砂效果。

3.确保胶液在储层中彻底破胶

根据长宁X1、X2平台出砂情况分析，单井出砂量与胶液使用量具有一定的正相关关系，故在压裂施工过程中，泵注胶液期间，应确保破胶剂的质量与数量。同时做好破胶剂的性能评价及现场实时监测，确保在储层条件下，胶液破胶彻底。避免返排期间高黏液体携砂入井筒。

四、结语

页岩气井出砂防治是页岩气井生产管理的重要内容，多种因素综合影响导致页岩气井出砂。通过对长宁地区页岩气井地层出砂原因的分析，可为后期页岩气井防砂工艺的制定提供技术支撑。长宁地区X1、X2平台上半支井排采制度优化结果显示，延长小直径油嘴排液时间取得了一定的控砂效果。