沁水盆地南部煤層氣井支撐劑回流原因分析及治理措施探討

張光波 劉 忠 崔新瑞 李學博 李 俊 李 鵬

(中國石油華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西 048000)

1 基本情況

沁水盆地南部樊莊區塊已開發建設10余年，累計投產生產井1100口，采用的壓裂液體系主要是活性水壓裂液，其攜砂能力較差。由于活性水的攜砂性能不強，石英砂在自身的重力作用下快速沉降，在近井地帶形成沙丘。由于壓裂砂的這種近井堆積方式，造成了越靠近井筒，壓裂砂的量越多，在較高的流速下，壓裂砂被帶出煤層。

樊莊區塊煤層氣井煤層埋深普遍在800m以內，通過分析研究區內的300口生產井2013年～2017年作業情況發現：易發生支撐劑回流井現象的有32口井45井次，占檢泵次數比例5.9%(圖1)，其埋深普遍較淺，主要分布在600m以淺區域(圖2)。由于上覆巖層對煤層的作用力不高，壓裂后裂縫的閉合應力低，造成了裂縫對壓裂砂的夾持能力較差，在較高的流速下，支撐劑易被流體帶出裂縫，返吐入井筒。與卡泵、換泵、桿斷等原因相比，砂埋管柱造成的影響更大：一方面砂埋管柱井作業周期較長，影響排采的連續性；另一方面作業過程中需要沖砂洗井，可能會造成污染。

圖1 研究區2013～2017年檢泵原因及次數統計

圖2 研究區煤層埋深分布散點圖

2 排采周期內支撐劑回流原因分析

通過十多年的開發實踐，排采控制技術得到不斷完善，采用“五段三壓四點法”的精細排采管控方式，該管控方法將單井生產歷史劃分為排水段、憋壓段、控壓產氣段、穩產段和衰竭段五個階段。分析認為支撐劑回流現象主要發生在排水段、控壓產氣段和穩產段。

2.1 排水段支撐劑回流原因分析

排水段包括快速返排階段和有效排水階段，此階段主要產出液體為殘留壓裂液和煤層空隙水。

排水階段地層流體為水相流，分析認為日產水大于15m3，日降液幅度大于10m時易發生支撐劑回流現象。如果生產強度過大，煤儲層壓力與井筒的壓差會快速增大，流體流速明顯加快，壓裂砂在壓力差作用下會隨水流出，出現支撐劑回流現象。

HY8-10井(圖3)煤層埋深577m，排水段排采強度較大(沖程1.5m，沖次9次/min)，日產水長期在20m3以上，生產315天后水量逐漸減少，生產526天后無液，作業過程中發現砂埋管柱現象，作業耗時共5天。

圖3 HY8-10井生產曲線

2.2 控壓產氣段支撐劑回流原因分析

控壓產氣段是憋壓后連續放氣段，此階段壓力平穩下降、氣量緩慢上升。要求套壓達到解吸壓力2/3出開始放氣，單次放氣100～200m3，日降流壓小于0.03MPa。

控壓產氣階段地層流體為氣水兩相流，分析認為在控壓產氣階段應保持地層產液連續平穩、不易頻繁調整制度，若此階段日產水大于10m3，易發生支撐劑回流現象。隨著解吸氣量快速增加，流體密度下降，流體流動能力進一步增大，攜砂能力也隨之增加。此時如果控制不合理，排采強度較高，壓裂砂會被帶入井筒，造成卡泵、砂埋管柱事故。同時，導致近井地帶支撐能力下降，滲透性有所降低，導致產氣量低于正常井。

HD03井(圖4)煤層埋深597.5m，為加快降液速度，及早形成穩定氣流，采取了高強度排采控制：沖程由1.7m增大至2.5m，沖次長期在6次以上，控壓產氣階段日產水50m3左右，導致地層吐砂嚴重，頻繁出現砂卡或砂埋管柱現象，生產屢次中斷，產氣量由5000m3降至3000m3，產水量由50m3下降至30m3，儲層受到嚴重傷害。

圖4 HD03井生產曲線

2.3 穩產段支撐劑回流分析

該階段主要是產氣量穩定階段，此階段氣、水、壓力平穩，流壓一般低于0.2MPa。

穩產階段較前三個階段產水量大幅較少，地層流體以氣相流為主。分析認為此階段氣量大于4000m3的生產井，在高氣流產出和近井地帶壓差共同作用下，支撐劑易發生回流。由于此階段內日產水量較小，不足以攜帶井筒內的壓裂砂至地面，若長期不檢泵，砂面緩慢升高，會導致砂埋管柱的情況，生產表現為產水緩慢減少，氣量緩慢下降。

Stokes定律：顆粒沉降速度：v=g(ρs-ρ)×d2/18μ

(1)

式中：ρs為顆粒密度，kg/m3；ρ為水密度，kg/m3；d為顆粒直徑，mm；μ為水動力粘度，Pa.s。

顆粒在油管內排出最少產水量：Q=v×(S1-S2)

(2)

式中：v為顆粒沉降速度，m/s；S1為油管截面內面積，mm2；S2為抽油桿截面積，mm2。

支撐劑石英砂的密度為2650kg/m3，常溫下水密度為1kg/m3，水動力粘度0.001Pa.s，假設使用的是直徑73mm的平式油管，直徑19mm的扶正式抽油桿。通過公式(1)(2)可計算可以得出粒徑相對較小的0.2mm的砂粒需要日產水量3.7m3才可攜帶出井筒。因此，對于產水量較小的井，應及時檢泵作業清理井筒，避免砂埋管柱現象發生。

DS-099井(見圖5)煤層埋深550m，穩定氣量6800m3，正常產液0.1m3，排采四年后氣量緩慢下降，后出現卡泵現象，作業過程中發現砂埋管柱現象，作業周期23天，嚴重影響了排采連續性。同時作業過程中由于沖砂造成儲層污染，導致作業后產氣量未恢復到作業前水平。

圖5 DS-099井生產曲線

3 應對措施

3.1 改變壓裂砂的分布方式

近井地帶壓裂砂的堆積方式是壓裂后壓裂砂返吐的主要因素。改變壓裂砂近井地帶的堆積方式主要有以下幾種方法：(1)使用低密度支撐劑：在同樣的施工排量下，在攜砂液前段使用低密度的支撐劑可以支撐劑在裂縫中均勻分布，避免了支撐劑在井口的堆積。(2)在近井地帶形成遮擋層：在壓裂后期通過加入固化劑、纖維等添加物，與支撐劑混合注入地層尾追注入，在近井地帶形成有效的遮擋層，能夠有效的防止壓裂砂返吐。

以沁12-55井(圖6)為例，煤層埋深615m，該井壓裂時注入液量861.61m3，加入石英砂40.5m3，低密度支撐劑10m3。2013年6月投產后，僅在2016年1月初因油管磨漏檢泵一次，作業過程中井筒內基本無砂。

圖6 沁12-55井生產曲線

3.2 優化排采制度

在排水階段和控壓產氣階段如果排采速率過快，流體的攜砂能力過強，壓裂砂易被攜帶出裂縫進入井筒；如果排采速率過小，使解吸見氣周期延長，生產成本會增加。在穩產階段內，應控制單井的采氣速度，如果采氣速度過快，易造成支撐劑回流；如果采氣速度過慢，排采周期會延長，增加生產成本。因此在排采過程中，應根據不同的地質條件控制排采速率及不同的生產需求，制定合理的壓降速度。

以HG1-46井(圖7)為例，煤層埋深615.8m，投產后一直以較低的工作制度運行，排水段日產水小于3m3，穩產階段氣量一直控制在3000m3左右，至今未檢泵。

圖7 HG1-46井生產曲線

表1 不同目數篩網可限制砂?？讖?/p>

3.3 優化井下泵

應用防砂泵，不能防止支撐劑回流現象發生，但是可有限度、有選擇的防砂，避免砂卡、砂埋管柱現象發生。目前所用的支撐劑主要為：40/70目石英砂、20/40目石英砂、16/20目石英砂。防砂泵根據篩網目數的大小有選擇地阻止易造成卡泵的較大顆粒進入泵筒，使之沉降在沉砂口袋，允許不易造成卡泵的小顆粒進入抽油泵內隨煤層水一起排至地面。應用50目篩網的防砂泵可以有效防止粒徑大于0.36mm的砂粒進入泵筒。

以HG13-3井(圖8)為例，煤層埋深588.2m，2013年4月氣量由2000m3突降至0m3，檢泵后發現吐砂嚴重，泵游動凡爾閉合不嚴，更換新泵后兩月又出現類似情況。后更換防砂泵后產氣產水平穩。

圖8 HG13-3井生產曲線

4 結論

(1)煤層氣井通常采用活性水加砂對儲層進行改造，但是支撐劑回流容易造成近井地帶裂縫閉合影響改造效果以及砂埋管柱、卡泵等生產事故。

(2)煤層埋深在600m以淺，排水階段日產水大于15m3、日降液幅度大于10m；控壓產氣階段日產水大于10m3；穩產段日產氣大于4000m3易發生支撐劑回流現象。

(3)應用低密度支撐劑或者加入添加劑在近井地帶形成遮擋層、制定合理的排采制度、應用防砂泵可以有效的減少支撐劑回流對排采連續性的影響。

參 考 文 獻

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