致密油气桥塞体积压裂工艺异常分析及解决措施

王永伟 姬君翯 张康(川庆钻探长庆井下技术作业公司，陕西 西安 710018)

1 致密油气与体积压裂

致密油气简而言之就是致密储层油气，指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的油气聚集[1]。长庆油田根据储层特征及开发现状，将地面气测渗透率为0.1～0.3mD 的油藏划为致密油气层范畴[2]。致密油气资源高效开发离不开关键技术即水平钻井及多段体积压裂技术。体积压裂工艺利用大液量、高排量(8～12m3/min)、低砂比、低粘压裂液等措施，促使致密储层开启天然裂缝、使裂缝表面产生剪切滑移形成自支撑裂缝、沟通人工与天然裂缝的方式改造储层形成复杂缝网，扩大缝网网格与油藏接触面积，提高压裂效果。

为满足体积压裂工艺需求，目前长庆区域致密油气体积压裂设备配备为8-14 台2000 型/2300 型主压车、1-2 台100 桶混砂车、1-2 台8～12m3/min 混配车、1-3 套测井设备及其他配属设备。参与压裂施工的单位主要有测井公司、压裂大队、试油气队等多家单位紧密配合完成。所以众多设备的稳定性、多家施工单位的沟通协调、物资的保障等因素也是制约致密油气资源快速有效开发的重要原因。

2 体积压裂施工异常及应对措施

目前长庆区域致密油气开发多采用桥塞细分割体积压裂技术。施工流程可分为两大部分：

(1)水力泵送桥塞射孔联作。

(2)投球封堵压裂。从现场施工来看，这两部分皆会出现施工异常。本文总结了各种常见异常且做定性分析并提出避免及解决措施。

2.1 水力泵送桥塞射孔联作施工异常

2.1.1 枪串上顶卡死

储层压裂后，井筒里存在较高压力。出于安全，需要在上井口至防喷管中注入与井筒等额的压力，这个压力称之为井口平衡压力。由于防喷管至管线段内容积较小(约0.2m3)，注入平衡压力时液流在防喷管内带动射孔枪串快速上行，喷撞到防喷管上部密封装置，造成上顶遇阻。为避免此类异常，需要在注入平衡压力时精细化操作，利用压裂车自动试压功能，时间间隔设置为50ms，发动机转速700～800R/min，缓慢注入平衡压力至既定压力值可彻底避免此种异常。

2.1.2 泵送桥塞遇阻

经现场施工统计分析，泵送桥塞遇阻的主要原因有：

(1)套管形变。

(2)井筒异物。

(3)桥塞异常坐封。

(4)井筒异常泄压。不同遇阻原因表现迹象也不同。套管形变导致的桥塞遇阻多发生在水平井入窗点附近，施工表现为遇阻位置固定。井筒异物造成的桥塞遇阻多表现为多点遇阻且无固定位置。桥塞异常坐封引起的主要原因为桥塞质量问题、测井仪器异常、井筒压力异常激动。井筒异常泄压造成的桥塞电缆卡死，主要是由于多家单位交叉作业时不慎造成下电缆作业时地面流程倒错造成，要建立严格的责任区及交接班制度来避免这种人为因素所造成的事故。根据不同遇阻迹象可判断具体的遇阻原因，采取相应措施，避免造成事故复杂。

施工中途桥塞遇阻，不论哪种原因，在多次泵送无果后应起出射孔枪串，大排量(6～8m3/min)清扫井筒后再行泵送。若为套管形变所引起，则需通井修复套管。严禁提高泵送排量强行推动桥塞下行通过遇阻位置，强行泵送易产生压力激动，会导致电缆断裂或桥塞半座封，造成事故复杂。对于井筒异物导致的遇阻，一般大排量清扫井筒后可解决，若无果则需通井或打捞。对于桥塞异常坐封，可溶桥塞可通过泵注10%KCL 溶液解卡，不可溶桥塞需利用连续油管穿心打捞的方式解决。

2.2 投球封堵压裂施工异常

2.2.1 堵球遇阻及桥塞移位

此种异常在桥塞体积压裂施工时经常出现，具体表现为泵送堵球理论到位但施工压力无到位迹象。造成的主要原因有：

(1)假性投球。

(2)井眼轨迹不规则。

(3)套管射孔毛刺。

(4)桥塞移位。

(5)储层低压。

在泵送堵球时，若注入液量超过井筒容积5～10m3可判定出现异常，应再次投球泵送，解决假性投球造成的异常。若二次送球后无到位迹象，则提高施工排量(4～6m3/min)注入1.2 倍井筒容积液量解决井眼轨迹不规则及套管射孔毛刺所造成的堵球遇阻异常。若提排量泵送还无到位迹象，则需测井下工具探桥塞位置，排除由桥塞移位引起的送球异常。如果桥塞无位移则判断为储层低压，若桥塞发生位移则需再次泵送桥塞。泵送堵球施工时，压裂队与测井队要双方把关，杜绝假性投球造成的异常，利用上述方案，循序渐进解决各类原因造成的送球异常。严禁无明显堵球到位迹象及判定为储层低压而继续压裂施工，这不仅会在压裂阶段出现压力激动造成套管、井口及压裂设备的损坏，更会造成上段重复压裂而降低储层改造效果，浪费油气资源。

2.2.2 施工压力突降及异常低压

施工压力突降引起的主要原因有：

(1)桥塞移位。

(2)堵球碎裂。

(3)套管脱扣。

(4)地面设施设备损坏。

在压裂施工阶段遇到压力突降的情况，无论哪种原因，首先要及时停泵查看地面高压管线、压裂井口及压裂设备是否完好，排出地面泄压原因。再次投球泵送，排出验证由堵球碎裂造成的压力突降。若二次送球无起压则考虑套管脱扣及桥塞移位的原因。此时需要探桥塞位置及检测套管完整性。

压裂施工异常低压的主要原因为：

(1)临井串。

(2)套管破损。

由于水平井各段岩性较为一致，同排量下各段施工压力接近，若某一段的施工压力低于各段平均压力5～8Mpa，可判断为异常低压。压裂施工中出现异常低压，要及时通知各作业方，时刻监测临井状况，若临井出现压力上涨要及时停泵，避免造成临井压裂井喷。时刻监测表套与生产套管环空压力，避免套管损坏造成的压裂井控事故。

2.2.3 施工压力异常高

水平井压裂施工，因其储层固有的储层特性及稳定的液性，施工压力会保持在一个固定的范围内波动，若施工压力高于该范围，则定义为施工压力异常高，主要原因有：

(1)裂缝弯曲或缝口摩阻较大。

(2)近井地带污染。

(3)压裂未造出主裂缝。

异常高压出现在前置液阶段，此时可通过小段塞(60～ 80kg/m3)来判具体原因。若段塞进入地层后压力明显下降可判断为裂缝弯曲或缝口摩阻所导致的异常高压，此时可通过多个段塞打磨孔眼及弯曲缝口，降低施工压力。若段塞进入地层后压力上涨，则判定为近井地带污染或压裂未造出主裂缝所导致的异常高压，近井地带污染可通过挤酸解除储层污染降低施工压力。若压裂时未造出主缝，而是形成了多条微裂缝，此时可用段塞封堵微裂缝迫使储层造出主缝，降低施工至正常范围，继续后续施工。

2.2.4 压裂砂堵

压裂施工与储层特性及压裂液性能息息相关，压裂砂堵一般有以下种因素。

(1)储层因素，经总结发现，储层因素造成的砂堵，与该储层岩石的渗透率成正相关，如致密气山西组储层平均渗透率比石盒子组要大，表现在压裂施工中为，山西组加40-70 目陶粒压裂正常及至换加20-40 目陶粒，砂浓300～380kg/m3易出现压力直线上涨造成砂堵。对于此类储层应建议调整两种陶粒的数量比及20-40 目陶粒施工砂比，避免出现砂堵。

(2)液体因素。由于混配车故障或水质原因，造成所配液体粘度不达标，此时若强行加砂，则会出现由于携砂液性能不足导致的脱砂迹象，压力表现为持续的快速上涨。对于这种情况第一要及时判明原因，不能盲目加砂提砂比。第二要从根源上预防问题，混配车在配液前要落实清水水质是否满足配液要求，然后采用做小样的方式确定各影响配液质量的因素，最后在正常配液中途需每5min 取一次样测量配液粘度及PH 值，从而在源头上杜绝液体质量所造成的压裂砂堵。

(3)设备因素。近年来，体积压裂技术不断成熟，长庆油田及中油油服等多家单位联合，提出了提速增效的目标，为了缓解压裂设备需求与压裂工艺更新的矛盾，提出了人休机不停的全天候压裂作业，这样势必会导致压裂设备超负荷运转，设备的稳定性下降所造成的施工压裂砂堵。主要表现在混砂车吸入泵及排除泵的损坏，若发生在注携砂液阶段，则势必会造成砂堵的风险。根据现场施工，混砂车若出现故障，有两类解决办法。一是混砂车排出泵故障，则需立即停砂，倒直通流程将井筒及管线中携砂液全部顶替到位，避免井筒砂堵造成井下事故。二是若混砂车吸入泵出现故障则需采用连接混配车为主压车供液，将携砂液全部顶替到位。此两种方法能够有效的解决混砂车设备故障所带来的砂堵风险。

(4)人为因素。长庆区域体积压裂改造时40-70 目、20-40目等多种支撑剂组合使用，多种支撑剂预装在砂漏中，在注携砂液时通过闸门控制支撑剂型号。此时若混砂车操作工倒错闸门，使得大粒径的支撑剂优先注入，则易造成砂堵。其次缓冲罐中的液位高低是导致混砂车走空的首要因素，混砂车走空易导致瞬间高砂浓导致的砂堵或支撑剂将搅拌罐埋掉的更加严重的后果。对于这种认为因素导致的事故，需要采取双人盯岗，严格落实关键环节人员配合，杜绝上述现象。

上述提出了四种导致压裂砂堵的具体原因及预防解决措施，对于不同的原因要及时采取相应的处理措施，尽力避免砂堵造成事故。

3 结语

(1)水力泵送桥塞遇阻，要准确分析原因，采取正确的应对措施，不能盲目加大排量泵送，避免造成井下事故。

(2)压裂施工出现压力突降或异常低压，要及时停泵分析原因，做好临井压力和环空压力监测，避免造成压裂井控事故。

(3)压裂施工出现异常高压，可采用小段塞效果分析异常高压原因，采取对应措施，降低施工压力。

(4)压裂施工要充分评估储层特性对压裂施工的影响，优化设计，时刻关注液体性能，竭力避免压裂砂堵造成井下事故。