页岩气水平井桥塞分段压裂超压砂堵处理技术

李奎东

（中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北 武汉430035）

用电缆下入桥塞－射孔枪，一次性完成桥塞坐封及分簇射孔，是国内外页岩气水平井分段压裂的主要技术手段。桥塞泵入时，前一段已压裂簇为进液通道；而某段压裂一旦出现超压砂堵，则后一段会因泵送压力高无进液通道而无法下入桥塞和射孔枪。故该工艺在现场操作方面要确保两点:一是按照工艺方案完成加砂；二是尽可能不造成超压砂堵，以利于后续压裂段的施工。在实际操作中，因受地层非均质性、泵注程序合理性以及现场决策等因素的影响，超压砂堵难以完全避免。例如，某区块已措施井超压砂堵情况如下:压裂总井数29，出现砂堵的井数9，比例为31%；压裂总段数486，砂堵段数13，比例为2.7%。

桥塞分段压裂发生超压砂堵，因井下无管柱不会造成严重的工程事故，但处理不当会影响作业进度，甚至造成后续桥塞泵送遇卡。因此，结合页岩气水平井的地质和工程特点，探索其解堵机理和方法，对指导后续施工、提高压裂工程质量具有重要意义。

1 解堵机理分析

常规储层砂堵原因主要有:滤失、裂缝弯曲、多裂缝、液体性能不良、塑性地层、砂比不当提升以及前置液用量过少等。页岩砂堵原因类似，但有其特殊性，如低粘液体携砂更容易导致沉砂。而从解堵的角度来看，需结合页岩地质特点（天然缝、层理缝发育）和工艺特点（簇式射孔）来进行分析。

1）簇式射孔导致非均匀改造，不同簇的堵塞严重程度不同，这为疏通老缝、重新建立液流通道创造了条件。由于受簇间应力差异、射孔完善程度以及岩性变化等因素的影响，分簇射孔压裂产生砂堵时，不同簇的堵塞程度不同，这有利于老缝疏通，或者将未完全堵塞的老缝重新压开（见图1）。疏通老缝的关键在于将沉积于炮眼及其附近的支撑剂清除；疏通老缝的可行方法是采用低排量试挤以及压力激动冲击等。

图1 页岩压裂分簇射孔砂堵示意图

2）页岩普遍发育天然裂缝和层理缝。岩石破裂压力见式1，页岩储层中广泛存在弱应力面（天然裂缝／层理缝），其拉伸强度σf＝0，张开弱应力面的压力要低于基岩破开压力。故通过提高压力压开新缝，也是解堵的有效方法。

式中，pb－为破裂压力，MPa；σh－为最小水平主应力，MPa；σH－为最大水平主应力，MPa；σf－为岩石单向拉伸应力强度，MPa；η＝0.5Φc（1－2v）／（1－v），v－为泊松比，0≤η≤0.5；p0－为流体压力，MPa；Φc－为孔隙度，小数。

2 超压砂堵类型及解堵方法

超压砂堵分为稳定堵塞和不稳定堵塞（见图2）。稳定堵塞表现为“砂液均不可进”的特点；不稳定堵塞表现为“砂不可进、液可以进”或者“可建立低排量流通通道”的特点。同时，依据井筒中有无高粘度液体以及顶替是否完成，将砂堵分为八种类型（见表1）。从Ⅰ－Ⅷ，堵塞严重程度、井下状况复杂性依次增加，其处理难度也相应增大。

图2 支撑剂的稳定堵塞与不稳定堵塞

表1 页岩压裂超压砂堵分类

依据机理分析，解堵技术手段主要有4种。①低排量试挤:一是观察压力变化，判断堵塞类型，验证试挤解堵的可能性；二是将井筒中存在的高粘液体或少量沉砂顶入地层，为后续处理创造条件。②挤酸:溶蚀近井带酸溶矿物，达到降低压力、提高试挤排量的目的。该方法是一种辅助性解堵手段，对于形成稳定堵塞的砂堵通常无效。③提高限压，压开新缝:提高泵车限压，尽可能提高排量，泵注减阻水，利用瞬间形成的高压压开新缝，建立液流通道。④放喷:大排量放喷，通过形成较大的压力激动，改变井下应力状态，冲击炮眼附近堆积的支撑剂，疏通裂缝，建立液流通道。

对于以上手段均无效的砂堵情况，可判定为解堵失败，后续只能采取连续油管冲砂。该方法周期长、工序复杂，严重影响作业进度，是解决砂堵的最后救济手段。

解堵通常综合应用以上技术手段进行，但成功与否取决于堵塞严重程度，解堵流程（见图3）。对于类型Ⅰ，采取低排量试挤将炮眼附近沉降的支撑剂冲开，即可解除地层堵塞；而对于类型 Ⅷ，因形成稳定堵塞，各解堵手段均无效，则只能下入连续油管冲砂。

图3 解堵流程

3 现场应用

现场综合应用上述解堵技术，取得了较好效果。统计近期施工情况，解堵成功率69.2%，典型井有4口。

3.1 试挤清除炮眼沉降支撑剂－1#井

粉陶加砂阶段砂进地层后压力反应较大，第3个粉陶段塞进入地层后，压力迅速爬升至93MPa，随即逐渐提高排量，试挤，发现地层存在进液通道，判断为I型砂堵。同时考虑砂堵时砂比较低，决定再次试挤，排量最高提至14m3／min，成功解堵（见图4）。

图4 1#井压裂施工及解堵曲线

3.2 放喷疏通老缝－12#井

30／50目砂17% 砂比进地层后砂堵。多次试挤无效，但可以建立0.5m3／min的稳定排量，判断为 Ⅳ型砂堵。在试挤无法解堵的情况下，大压差放喷，放喷后排量依次提升，压力逐渐降低，疏通老缝成功（见图5）。

图5 12#井压裂施工及解堵曲线

3.3 提高限压压开新缝－10#井

砂堵后立刻启泵试挤，可建立0.5m3／min稳定排量，判断为Ⅲ型砂堵。挤酸无效，随即采取压开新缝的思路，提高限压至95MPa，进行试挤，压力大幅下降，排量最高提升至12m3／min，成功解堵（见图6）。

图6 10#井压裂施工及解堵曲线

3.4 稳定堵塞－11#井

超压停泵后立即启泵试挤，压力急速爬升至90MPa以上，同时无法建立有效排量，判断为 Ⅷ 型砂堵。随即开井放喷、挤酸，再次试挤仍无法建立排量，表明炮眼附近形成稳定堵塞，无论是疏通老缝还是压开新缝的方法

均无法解除，只能下入连续油管冲砂（见图7）。

图7 11#井压裂施工及解堵曲线

4 结论

在页岩气井桥塞分段压裂施工中，很难完全避免超压砂堵。判明砂堵类型，采取合理技术手段解堵，避免采用周期长、成本高和工序复杂的连续油管冲砂作业，是缩短压裂周期、提高施工质量的重要前提。

1）结合页岩气储层地质、工艺特点，分析解堵机理，提出了疏通老缝和压开新缝两种解堵方法。

2）砂堵依据严重程度及井筒状况分为8种类型。试挤、提高限压、放喷、挤酸都是行之有效的解堵技术手段。

3）现场应用证明了解堵机理及方法的正确性和有效性。压裂发生砂堵时应及时判明类型，采取合理的技术方法，这是解堵成功的基础和前提。

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