苏里格气田中部三低气藏水力压裂气井支撑剂回流的危害、原因及基本控制对策

杨永春，谢 奎，李建珍

（中国石油川庆钻探工程有限公司，四川 成都 610000）

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地长庆气田西北苏里格庙地区，构造位置属鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，气田面积约为2×104km2，主力产层古生界二叠系山西组、石盒子组，为大型岩性圈闭气藏，埋藏深度为3 200～3 500 m，具有低压、低渗、低丰度[1]的“三低”气藏特征。储层岩性以河道砂体为主，储层物性普遍低孔、低渗、细吼道且非均质性强。目前，在完钻井中，有自然产能者甚少，需要采取储层改造措施，方能获得工业产能。水力压裂是提高气井产量并实现经济开发的主要改造储层手段[2]，通过高压流体使地层裂开，生成自井眼向地层延伸的流体通道（裂缝），支撑剂被充填到裂缝里，确保施工压力释放后能继续支撑流体通道，维持导流能力。支撑剂主要采用陶粒、石英砂等。生产情况表明，水力压裂气井压后排液及生产过程中存在支撑剂（压裂砂）回流现象。本研究通过苏里格气田中部三低气藏水力压裂气井的压裂控砂、排液控制、生产控产3个阶段的探索与实践，阐述了支撑剂回流造成的危害，分析了支撑剂回流的基本原因，提出了防治支撑剂回流的基本对策，以期为该区域三低气藏水力压裂气井控制支撑剂回流提供参考。

1 支撑剂回流造成的危害

支撑剂回流在气田生产中主要有以下危害：

（1）掩埋产层，导致气井产量降低甚至无产量[3]；

（2）降低人工裂缝导流能力，影响气井产量[4]；

（3）破坏地面采输气流程，造成经济损失，埋下安全环保隐患。

2 支撑剂回流的原因

根据颗粒动力学理论，设定密度ρg、直径d的理想固体圆颗粒处于密度ρL、黏度μ的流体介质中，该体系参照气井井眼环境，在重力作用下，流体带动固体颗粒运动速度为Vg，则有：

式中：Vg为固体颗粒运动速度；g为重力加速度；d为固体颗粒直径；ρg为固体颗粒密度；ρL为流体介质密度；CD为阻力系数。其中，阻力系数CD是雷诺数（Reynolds number，Re）的函数，而Re是一种可用来表征流体流动情况的无量纲数[5]。

式中：VL为流体的流速；ρL为流体密度；μ为流体黏性系数；D为一特征长度。例如流体流过圆形管道，则D为管道的当量直径。

根据斯托克斯（Stokes）、艾仑（Allen）、牛顿（Newton）的研究成果，得出阻力系数CD与颗粒Re有以下关系：

当10-4＜Re＜1时，为层流区（Stokes区），，大致固体颗粒粒径满足1 μm＜d＜100 μm。层流区流体带动固体颗粒的运动速度：

当1＜Re＜103时，为过渡区（Allen区），，大致固体颗粒粒径满足100 μm＜d＜1 000 μm。过渡区流体带动固体颗粒的运动速度：

当103＜Re＜105时，为湍流区（Newton区），CD=0.44，大致固体颗粒粒径满足d＞1 000 μm。湍流区流体带动固体颗粒的运动速度：

当Re＞2×105时，为高度湍流区，CD=0.1。这一状态在工业中较少遇到。高湍流区流体带动固体颗粒的运动速度：

苏里格气田水力压裂所用支撑剂主要为陶粒、石英砂，粒径在20～100目（850～150 μm），陶粒密度在2.25～2.45 g/cm3，石英砂密度为2.65 g/cm3。生产管柱主要采用60.32 mm（内径为47.40、50.70、51.80 mm）、73.02 mm（内径为57.40、62.00 mm）、88.90 mm（内径为69.90、74.20、76.00、77.90 mm）3种规格，排液阶段井眼流动符合过渡区（Allen区）规律。根据公式（4），一口井压裂结束后，g、d、μ、（ρg－ρL）、D、ρL皆可视为常量C，。根据李天才等[4]的研究，支撑剂回流的流体介质临界流速为2.918VL。由此可见，控制流体速度即可控制固体颗粒运动速度，达到控制支撑剂回流的目的。在现场操作中，验证如下：

实例1：某1井内径为47.40 mm的油管（外径为60.30 mm），在加砂压裂后排液过程中，排液速度和返排液含砂量的关系曲线如图1所示。

图1 某1井排液速度与含砂量的关系曲线

在某1井排液过程中，前期返排液中的支撑剂含量快速提高，中期返排液中的支撑剂含量快速降低，直至无支撑剂回流，之后排液速度加快，返排液中并无支撑剂（压裂砂）返出（见图1）。原因分析：开井排液时，井眼附近压裂支撑缝未完全闭合，存在游离支撑剂，在排液过程中，游离支撑剂随返排液回流，当支撑缝闭合至夹持住支撑剂后，加快排液速度不会造成明显的支撑剂回流，常见于压裂过程中出现砂堵的情况。

实例2：某2井内径为76.00 mm、外径为88.90 mm的油管，排液速度和返排液含砂量的关系曲线如图2所示；某3井内径为62.00 mm的油管（外径为73.02 mm），排液速度和返排液含砂量的关系曲线如图3所示。

图2 某2井排液速度与含砂量的关系曲线

图3 某3井排液速度与含砂量的关系曲线

某2井排液过程代表该区块多数井情况，随着排液速度梯级加快、顶替液即将排尽，开始出现少量支撑剂回流，持续数小时后，即使排液速度继续加快，返排液中亦无支撑剂回流。原因分析：在水力压裂工艺中，携砂液注入结束后，注入顶替液，将井眼（油管内）的携砂液挤注入地层，为保证井眼附近的裂缝（俗称缝口）达到设计导流能力、裂缝宽度、裂缝高度，携砂液不能全部注入地层（俗称欠顶）。因此，井眼内及近井眼支撑缝中存在游离支撑剂回流，游离支撑剂返出后，在后续加快排液速度的过程中，无支撑剂回流属正常现象（见图2）；若出现支撑剂回流，对多层压裂井而言可能属于正常现象；对单层水力压裂井而言，通常需要减缓排液速度，防止支撑剂回流（见图3）。

3 支撑剂回流的基本控制对策

目前，针对苏里格气田中部三低气藏水力压裂气井支撑剂回流，采用了以下防治支撑剂回流的基本对策。

3.1 支撑剂源头控制

在该区域的水力压裂中，探索了支撑剂铺设方式：渐进式提高支撑剂浓度、阶梯式提高支撑剂浓度、脉冲加砂；选择支撑剂类型：石英砂、普通陶粒（见图4）、高强度低密度陶粒、中强度中密度陶粒（见图5）；试验了纤维悬砂压裂技术，各有利弊。其中，阶梯式提高支撑剂浓度-石英砂压裂、脉冲加砂-中强度中密度陶粒+纤维悬砂效果较好，但工艺相对复杂且成本偏高，更经济有效的支撑剂回流压裂防治工艺有待研究。

图4 压裂用石英砂及普通陶粒

图5 压裂用高强度低密度陶粒及中强度中密度陶粒

3.2 排液过程控制

水力压裂气井接入集输管线生产前，需要排出井内及地层中的压裂液，测试产量，部分井还需试井，取得流体性质、产层压力、压裂后储层物性参数等。压裂后排液是气井建设的必要环节，排液过程控制应保证井眼内流体通道清洁通畅，有利于后期井下作业和天然气产出。据前述理论，压裂结束后，通过控制排液速度可有效控制支撑剂回流。在该区域的排液实践中，采用了以下对策：

（1）开井时间控制：在水力压裂气井排液阶段，需要快速建立天然气进入井眼的通道，防止压裂液在地层中滤失堵塞孔隙、吼道。压裂结束后，待人工裂缝开始闭合即开井排液；储层物性差的井裂缝闭合时间长，采用小排量开井（油嘴控制）降低井筒压力、强制支撑缝闭合的方式，及时开井排液，防止压裂液在储层中滤失造成二次污染。本区域1 200多口井的压裂后排液实践表明：当强制裂缝闭合阶段的排液速度小于4.0 m3/h时，支撑剂回流不明显；当强制裂缝闭合阶段的排液速度大于6.0 m3/h时，支撑剂回流明显。

（2）游离支撑剂控制：该区域的水力压裂工艺收尾阶段采用“欠顶”方式，井内存在游离支撑剂，为保证井眼内流体及后期作业通道清洁通畅，采用阶梯式加快排液速度的方式排液，排出游离支撑剂。

（3）富余支撑剂控制：支撑剂在人工裂缝中的堆叠方式以多层堆叠为主，受压裂支撑缝闭合程度的影响，存在夹持不牢的支撑剂—富余支撑剂。气井生产实践表明，排出富余支撑剂可减少气井生产过程中的支撑剂回流。

3.3 气井产量控制

本区域主要采用井下节流方式生产，在生产过程中，井下节流器偶有失效情况发生。不同生产厂家、不同型号节流器的失效原因不一，主要影响因素有支撑剂回流、密封件损坏、通道堵塞等。对该区域井下节流器的失效原因进行排查，发现节流器失效井中44.9%是由支撑剂回流造成的，而支撑剂回流与“生产产量/测试产量”“生产产量/无阻流量”有相关性（见图6～7）。统计分析结果表明：支撑剂回流造成节流器失效的气井主要分布在“生产产量/测试产量＞0.5”或者“生产产量/无阻流量＞0.2”的区间段，即生产产量大于测试产量0.5倍或者生产产量大于无阻流量0.2倍时，出现支撑剂回流的可能性较大。

图6 某区块2015年支撑剂回流&生产产量/测试产量相关分析

图7 某区块2015年支撑剂回流&生产产量/无阻流量相关分析

4 验证

本区域采用上述措施防止支撑剂回流后取得了较好的效果。近年来，再次对节流器失效原因进行排查发现，支撑剂回流造成的节流器失效现象明显减少（见图8～9）。在节流器失效井中，支撑剂回流原因占比降至6.7%，初步达到预期目的。

图8 某区块2021年支撑剂回流和“生产产量/测试产量”的相关性分析

图9 某区块2021年支撑剂回流和“生产产量/无阻流量”的相关性分析

5 结论与建议

（1）苏里格气田中部低压、低渗、低丰度“三低”气藏水力压裂气井支撑剂回流客观存在，压裂改造是提高该气田单井产量并实现经济开发的必要手段，在压裂改造阶段采用控砂压裂技术可有效防止排液阶段及气井生产过程中的支撑剂回流。

（2）压裂后排液是气井投入生产前的关键环节，事关气井后续井下作业及天然气生产，具有“临门一脚”的重要性。压裂后及时开井排液可减少压裂液在储层中滤失造成的二次污染；在排液过程中排出游离支撑剂和富余支撑剂可有效降低天然气生产过程中支撑剂回流的风险。

（3）气井产量是气田开发的重要生产参数，需要兼顾气井产能、流体性质、采收率、安全性、经济效益、设备设施生命周期等诸多因素。此外，三低气藏水力压裂气井的产量还应考虑支撑剂回流的影响，建议确定气井产量时，取气井测试产量0.5倍与无阻流量0.2倍中的最小值。