页岩气藏压裂防砂工艺优化与现场试验
宋军备 ，张驰 ，李凤霞 ，陈志强 ，韦琦
（1.中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 408014；
2.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）
压裂井支撑剂回流一直是国内外油气田所面临的难题［1-3］，它不仅会降低水力裂缝的导流能力，而且会引发管线冲蚀、穿孔等现象，影响安全生产。涪陵气田产层为五峰组—龙马溪组页岩，属于典型的自生自储式连续型页岩气藏。气藏中部埋深为2 885 m，地层压力系数为1.55，气体成分以甲烷为主，最小水平主应力梯度为0.017MPa/m，最大水平主应力梯度为0.021MPa/m。近年来，随着涪陵页岩气田焦石坝区块进入开发调整期，老井的采出程度逐渐增加，同时调整井的压裂改造工艺逐渐向“多簇密切割＋高强度加砂+低黏滑溜水”转变，压裂后的调整井生产过程中支撑剂回流现象愈发严重。截至2021年8月，焦石坝区块共有73井次出现支撑剂回流现象，严重影响气井产能释放。
现阶段各油气田主要通过调整生产制度［4-5］以及安装井下、地面防砂除砂工具的方式［6-8］处理支撑剂回流问题。李天才等［4］建立了压裂液返排过程中单个颗粒发生回流的临界流速模型，提出了控制支撑剂回流的放喷油嘴选择原则，推导了压裂气井临界产量计算公式。李耀等［3］针对榆林气田气井出砂机理进行分析，推导出简单且现场可行的气井临界携砂气量公式，为气井合理配产提供建议。涂敖等［5］对长宁地区页岩气井出砂原因进行分析初探，完善了测试、试采流程精细除砂技术及配套设备，确保了采输作业安全、高效进行。张锋等［6］基于物质平衡原理建立了支撑剂回流及裂缝闭合时间计算模型，得到了不同时刻井口压力与最佳油嘴匹配关系图，并以新疆低渗透储层为例，制定了返排优化方案，取得了较好的返排效果。李波等［7］对苏里格气田上古气井防砂措施进行研究，通过优化气井配产、控制开井速度、井口加热排砂和井下防砂，有效缓解了出砂带来的危害。
生产制度控砂与地面设备除砂虽然在一定程度上能够缓解支撑剂回流带来的危害，但都无法从根本上对支撑剂回流问题进行治理［8-14］。调整生产制度会严重影响气井产能的释放；
而安装地面除砂器不仅无法解决裂缝导流能力降低所带来的气井产能降低的问题，而且会增加高额的设备费用［15-20］。因此，如何通过控制压裂施工参数，优化支撑剂在裂缝中的铺置情况，进而从源头上避免支撑剂回流，成为亟需攻关的难题。
然而，目前基于防止支撑剂回流的压裂工艺优化研究甚少，油田现场实践更是鲜有报道。为此，本文通过对主控因素的分析，旨在明确影响涪陵页岩气田焦石坝区块支撑剂回流的主要原因，进而开展压裂工艺优化，并进行现场应用效果检验，以期为同类型区块压裂气井防砂治砂提供参考依据。
压裂气井支撑剂失稳回流过程分为2个阶段（见图 1［12］）：1）支撑剂充填层在流体作用下整体结构失稳；
2）结构失稳后松散的支撑剂颗粒被放喷流体携带运移到井筒。
图1 支撑剂失稳回流示意
支撑剂失稳回流对应的最小流速称为临界出砂速率（简称临界速率），临界速率越大，支撑剂结构越稳定，越不容易发生回流。Semi-Mechanistic模型（简称SM模型，式（1））由 J.M.Canon 等［12］提出，给出了临界速率与支撑缝宽比（支撑剂支撑的缝宽与支撑剂粒径之比）、闭合应力、回流液体黏度之间的关系。相较其他经验模型（如Stimlab模型、PFW模型），SM模型与室内实验及现场数据吻合更好，同时能够考虑闭合压力对于支撑剂破碎的影响，因此，本文主要基于SM模型进行主控因素分析。
式中：Fsta为支撑剂充填层能够保持稳定的临界压力梯度，MPa/m；
WT为支撑缝宽比；
ST为支撑剂名义屈服强度，MPa；
Ffv为失稳后松散的支撑剂颗粒发生流化对应的压力降，MPa/m；
p 为闭合压力，MPa；
a为常数（取7.717 2）。
1.1 闭合压力的影响
经典SM模型显示，影响支撑剂失稳回流的主控因素为闭合压力与支撑缝宽比（见图2）。随着闭合压力的增加，颗粒间最大静摩擦力增加，临界速率逐渐增大，但是当闭合压力超过支撑剂的抗压强度时，支撑剂发生破碎，临界速率降低；
因此，临界速率随着闭合压力的增加，整体上呈先增加、后减少的趋势。同时，支撑缝宽比对于临界速率也具有较大影响——支撑缝宽比越大，则支撑剂结构稳定性越差，临界速率越小；
当支撑缝宽比等于或大于5∶1时，支撑剂充填层结构抵御流体拖曳作用的能力大幅降低，很小的流速即可导致其失稳，从而使支撑剂回流。
图2 不同支撑缝宽比下临界速率与闭合压力的关系
1.2 压裂液黏度的影响
式中：h为缝高，m；
Q 为压裂液排量，m3/s；
w 为缝宽，m；
vDC为平衡速率，m/s。
由支撑剂质量守恒定律可以得到闭合压力下支撑剂的有效支撑缝宽wDC：从而改善支撑剂的铺置形态，减小出砂风险。经典SM模型给出了特定支撑缝宽比下，支撑剂充填结构对应的临界速率，但未能建立压裂施工参数与临界速率的关系；
因此，无法根据临界速率对压裂参数进行优化。笔者基于经典SM模型，建立了考虑施工参数的临界速率预测方法，将防砂治砂前移到压裂设计阶段，从而从源头上防止支撑剂回流。
压裂过程中支撑剂以平衡高度在裂缝中进行铺置，砂堤的平衡高度取决于压裂施工参数。根据平衡速率（砂堤平衡高度对应的速率），结合模拟得到的人工裂缝缝宽缝高，可推导出平衡条件下的砂堤高度HDC：
将该缝宽代入SM模型，即可得到压裂参数对临界速率的影响。模型的详细介绍可参见参考文献［13］，本文不再赘述。
压裂液黏度对于临界速率的影响如图3所示。闭合压力分别为20，30，40，50 MPa时，随着压裂液黏度的增大，临界速率逐渐提高，此时越不容易发生支撑剂回流，主要原因是高黏压裂液可使支撑剂运移距离更远。压裂液黏度越大，支撑剂铺置长度越长；
相同砂量、缝高条件下，支撑剂铺置高度越低，支撑的缝宽越窄，则对应的临界速率越大，越不容易导致支撑剂回流。
图3 不同闭合压力下临界速率与压裂液黏度的关系
根据以上分析并结合焦石坝区块页岩气田开发实际，认为该区块压裂气井支撑剂失稳回流原因主要有2个方面：1）随着区块老井的持续生产，地层压力大幅降低，导致储层闭合压力下降，支撑剂不能有效支撑，进而引起支撑剂回流；
2）近期涪陵页岩气田推广应用“多簇密切割＋高强度加砂+低黏滑溜水”的压裂工艺，此举虽能有效提高裂缝复杂程度，扩大水力裂缝缝网面积，但单簇裂缝缝长较短，同时由于支撑剂用量大、滑溜水黏度低（仅3～5 mPa·s），因而使得支撑剂主要堆积在裂缝缝口，向裂缝深处运移的难度加大，导致支撑剂结构稳定性差，从而增大了气井压后支撑剂回流的风险。
综合考虑井网井距及裂缝导流能力的需求，明确了以下压裂工艺优化调整思路：1）在保证压裂改造面积的前提下，通过参数优化增加水力裂缝缝长，为支撑剂向裂缝远端运移提供条件；
2）通过液体黏度的调整，优化支撑剂铺置剖面，降低砂堤高度，增加支撑剂铺置长度；
3）通过支撑剂粒径优化，进一步降低支撑剂回流风险。
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2.1 射孔簇数优化
采用平面三维“井筒-多裂缝扩展”全耦合计算模型，模拟14 m3/min的施工排量及1 600 m3单段压裂规模条件下各簇裂缝的扩展情况。如图4（图中x，y，z分别为缝长、缝宽、缝高）所示，随单段射孔簇数的减少，虽然水力裂缝各簇的缝长呈现增加趋势，但是各簇裂缝累计裂缝面积逐渐减小；
因此，射孔簇数的选择应综合考虑裂缝缝长和累计裂缝面积2项参数的变化。从图5的模拟结果来看，在涪陵页岩气田焦石坝区块，单段5～6簇射孔效果最优，如此既能保证一定的人工裂缝面积，又能较好地扩展缝长。
图4 不同射孔簇数对裂缝缝长扩展的影响
图5 不同射孔簇数对平均裂缝半长和人工裂缝面积的影响
2.2 压裂液黏度优化
通过建立支撑剂液固两相流模型，对不同压裂液黏度条件下支撑剂的铺置情况进行模拟。图6（图中：左侧为压裂液与支撑剂入口，采用恒定速率边界条件；
右侧为自由出口，压力为定值）为不同压裂液黏度（0.5，1.0，5.0，10.0 mPa·s）和不同时间（0.25，0.50，1.00，5.00 s）对应的支撑剂铺置形态。模拟结果显示：支撑剂首先在重力作用下在缝口处发生沉降（见图6a），随着时间的推移，沉降高度逐渐增加，最终达到稳定（见图6d），且压裂液黏度越大，支撑剂运移性越好，在缝口处大量堆积的可能性越低。当液体黏度达到10.0mPa·s后，缝口砂堤高度大幅下降，压裂液可以有效地将支撑剂携带到裂缝远端，进而减小缝口处的支撑缝宽比，降低出砂风险。
图6 不同时间、不同黏度压裂液下的支撑剂铺置形态
2.3 支撑剂粒径优化
支撑剂粒径对临界速率的影响比较复杂，呈非单调变化。主要体现在2个方面：在支撑剂输运阶段，支撑剂粒径越小，沉降速度越慢，被输送的距离越远；
有效支撑缝越长，最终对应的支撑缝宽越窄，则充填结构越不容易发生失稳，越不易出砂。在支撑剂回流阶段，支撑剂粒径越小，则失稳后松散的颗粒越容易被输运，对应的临界速率越小，越容易出砂。
基于压裂参数的SM模型，综合考虑以上2个阶段，得到支撑剂粒径对于临界速率的影响，结果如图7所示。当闭合压力较小时（20 MPa），充填结构松散，出砂主要是流体黏滞力大于支撑剂颗粒重力导致的疏散颗粒运移，因此，支撑剂粒径越大，越不容易被液体携带，对应的临界速率也越大，支撑剂粒径对临界速率的影响呈单调变化；
然而，当闭合压力增加后（50 MPa），支撑剂被压实，支撑剂失稳回流包括2个过程——首先是结构整体失稳，其次是失稳后松散颗粒迁移，因此，支撑剂粒径对临界速率的影响呈非单调变化。即当支撑剂粒径比较小时（如粉陶支撑剂），由于被压裂液携带得远，因此有效支撑缝宽较窄，充填结构在高闭合应力下稳定性强，不容易发生失稳；
当支撑剂颗粒尺寸比较大时（30～50目），虽然其被携带距离近，充填结构整体稳定性弱，但失稳后支撑剂因颗粒尺寸大而难以发生迁移，整体临界速率也较高。因此，随着支撑剂粒径的减小，临界速率呈先减小、后增大的趋势。适当减少70～140目支撑剂，增加40～70目支撑剂占比，可提高临界速率，进而减小出砂风险（见图7）。
图7 不同闭合压力下临界速率与支撑剂筛目的关系
焦页A平台4口开发调整井均位于焦石坝区块，主力产层位于上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组，水平井试气段长为1 500～2 500 m，宏观地应力为中等强度的拉张应变，井筒区域曲率呈斑点状展布，整体地质构造条件有利于压裂改造。但平台相邻老井累计产气量达到0.93×108～3.23×108m3，通过模拟计算发现气层中部压力由老井投产前的33.24 MPa下降至目前的14.32 MPa，增加了平台压裂后支撑剂回流的风险。
选择平台中焦页A-1HF、焦页A-2HF井为对比井，这2口井采用“多簇密切割＋高强度加砂+低黏滑溜水”压裂工艺，单段以9簇射孔为主，簇间距为8～10 m，平均施工排量为14 m3/min，采用主体为70～140目+40～70目石英砂、尾追40～70目覆膜砂（占比为8%～10%）的支撑剂加入方式，压裂液以3 mPa·s的滑溜水为主，水平段用液规模为21～23 m3/m，加砂强度为1.7～2.0 t/m。
焦页A-3HF井、焦页A-4HF井则根据研究结果对部分工艺参数进行优化设计，单段射孔簇数减少至5～6簇，将平均施工排量提升至15 m3/min，压裂液黏度提升至8～12 mPa·s，覆膜砂占比提升至14%～15%，其他参数与对比井基本一致。
从4口井压裂后生产情况（见表1）来看，在各项条件相近的情况下，采用优化后压裂工艺的气井不仅支撑剂回流得到明显遏止，支撑剂返出量由平均单井81.7 m3减少至16.0 m3，而且气井的测试产量也得到一定程度的提升。
表1 焦页A平台各井压裂试气参数及支撑剂返出量对比
焦页A-3HF、焦页A-4HF井地质条件相似，均采用优化后的压裂工艺，虽然压后出砂量与优化前的压裂工艺相比大幅降低，但这2口井在压裂后1个月内的支撑剂返出量仍有一定差异。为进一步明确造成这种差异的主要原因，对2口井的压裂后测试以及生产过程进行深入分析。2口井放喷测试结束后，考虑到支撑剂回流问题，均按照较低的配产制度进行生产（见图8），但在前期测试放喷过程中，焦页A-4HF井压裂后为加快返排，采用φ10mm油嘴进行放喷测试，而焦页A-3HF井压裂后采用φ8mm油嘴进行控制放喷测试（见表2）。由此推测，测试制度的差异极有可能是造成2口气井支撑剂返出量差别较大的主要原因：采用更大的油嘴放喷测试，增加了井底到地面测试端口的压力差，从而造成支撑剂返出量增加。因此，为了最大程度减小支撑剂返出量，需要将压裂工艺和生产放喷测试制度同步优化。
图8 焦页A-3HF井、焦页A-4HF井生产制度对比
表2 焦页A-3HF井、焦页A-4HF井放喷测试结果对比
1）为解决涪陵页岩气田焦石坝区块压裂后支撑剂回流严重的问题，建立了基于压裂施工参数的SM模型以及压裂施工参数与临界速率的联系，将防治支撑剂回流问题前移到压裂设计阶段。
2）采用SM模型分析了地层闭合压力、流体黏度、支撑缝宽比对支撑剂临界速率的影响，明确了造成目前涪陵页岩气田支撑剂回流的2个主要原因：随着区块老井的持续生产，地层压力大幅降低，导致储层闭合压力下降，不能对支撑剂进行有效支撑；
近期涪陵页岩气田推广应用“多簇密切割＋高强度加砂+低黏滑溜水”的压裂工艺，虽能有效提高裂缝复杂程度，但支撑剂的有效输运距离减小，压裂裂缝缝口处支撑缝宽比较大，导致支撑剂堆积，支撑剂充填层结构稳定性大幅降低。
3）现场实践表明：采用增加水力裂缝缝长、提高携砂液黏度、增加覆膜砂用量等压裂工艺优化思路，可有效减少支撑剂回流量；
同时，还需重视压裂后放喷测试制度的制定——加大放喷测试油嘴以加快排液等措施，极有可能加剧气井的支撑剂回流。
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