1．基本情况

    1)基本数据及油井储层物性

    QD24井是位于丘东气田的一口新钻开发井，为了解砂体变化规律、增加气井产能，决定压裂气藏。压裂井段见表2-26。

    表2-26    压裂井段数据表

    储层压裂地质特征如下：

    (1)压裂井段孔隙度7.4%，电测渗透率为0.17md，属特低渗透气藏。

    (2)上、下泥岩隔层较好，且厚度大，对控制缝高增长有利。

    (3)从储层物性上看，地层较致密，且有不连续分布，累计10m左右的泥质夹层，预计施工压力较高。

    2)压裂设计思路

    (1)该井有效厚度较大，但储层物性差，属特低渗透气藏，因此压裂以造长缝为主。

    (2)压裂采用高排量施工，保证造缝充分，并缩短施工时间，减小施工期间的滤失液量。

    (3)储层温度95℃，井深3400m，采用延迟胶联压裂液，降低井筒摩阻。

    (4)根据邻井施工资料分析，该井地层破裂压力梯度为0.018~0.019MPa/m，平均施工砂比控制在30%～34%之间，前置液百分数优化在60%以上。

    设计泵注程序见表2-27。

    表2-27    QD24井设计泵注程序

    3)作业目的

    解除压裂过程中造成的砂堵。

    2．事故原因分析

    1)施工经过

    施工按照设计进行，施工曲线如图2-27所示。施工过程中为了保证造缝充分，将施工排量提到5m³/min，在前置液阶段，油压有明显尖峰，之后迅速下降，主要是由于逐步顶替井筒中清水摩阻引起剧烈波动，并非地层破裂压力高所致。在携砂液阶段，油压有波动，主要是由于施工排量的波动以及施工砂比的波动，导致井筒摩阻发生变化引起的。整个施工过程中套压变化比较平稳，并呈现缓慢上升趋势，说明缝长延伸较快。当砂比35%阶段进入地层后，发生突然性砂堵。入井液量250m³，人井砂量共计15m³，入地层砂量10m³，施工未达到设计要求。储层延伸压力梯度为0. 016MPa/m。

    图2-27    施工曲线

    2)砂堵原因分析

    储层物性差，形成裂缝长且窄，相对该井储层而言，设计砂比偏高，导致当35%砂比进入地层后，缝口处形成砂桥而发生突然性砂堵。造缝宽度不够是砂堵的主要原因。

    图2-28为压后压力历史拟合结果图。压后压力历史拟合结果表明，储层滤失系数为1.668×10^-3m/min^1/2，而设计采用区块的平均滤失系数为1.05×10^-3m/min^1/2，实际滤失系数高于区块平均滤失系数，导致造缝不充分。设计裂缝尺寸和实际裂缝尺寸对比见表2-28。设计造缝宽度11mm，设计支撑缝宽4mm，而实际造缝宽度7mm，支撑缝宽2.3mm，明显低于设计缝宽。实际造缝长度59m。实际形成裂缝剖面见图2-29。

    图2-28    压力历史拟合结果图

    表2-28    设计裂缝尺寸和实际裂缝尺寸对比表

    图2-29    实际形成裂缝剖面

    另外，由于该井射孔段有不连续分布、累计10m左右的泥质夹层，可能形成的裂缝缝口不规则，缝口阻力较大，缝口容易形成砂桥而发生堵塞，这也是该井砂堵的重要原因。

    3．处理措施

    (1)通过区块以往实际施工资料分析，并结合压裂层位储层物性，进一步优化施工泵注程序和施工砂比，使泵注程序及砂比与储层相匹配，避免施工砂堵。

    (2)通过实际施工资料分析，推荐类似QD24井物性相对较差的气层施工参数如下：施工排量为5~5.5m³/min，平均砂比控制在30%以内，设计最高砂比45%以内，前置液百分数在62%~65%以内。以10%砂比起步，采用台阶式加砂，及时判断施工地层进砂状况，提高施工成功率。

    (3)该井实际支撑缝长为59m，建议试采一段时间，观察其增产效果。如果不增产，基本说明储层为干层；如果有一定增产，且增产幅度小，可以考虑进行二次重复压裂，但要根据储层实际情况和初次施工分析，优化符合本井的施工参数，保证施工成功和效果。

    4．案例提示

    (1)本井是气层，层位深，空隙度低，渗透率低，致密具有夹层，而压裂设计为35%的高砂比，在没有其他措施如预处理的配合下，压裂失败的几率是很高的。

    (2)为保证成功，应深刻认识目的层，有可靠的室内数模试验，优化施工参数，加强施工现场监督。

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