211004364_超深天然气井加砂压裂技术

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天然气井为当前低碳经济的可持续发展提供了有力的保障，在能源开发中占据了一定的地位[1]。

加砂压裂技术作为保证天然气井运行安全性与可靠性的重要技术，能够改善天然气井的裂缝问题[2]。

通常情况下，受到水体压力、地层吸收能力以及岩石抗压能力的影响，天然气井的井底会产生不同尺寸与形态的裂缝，此种裂缝可能会降低天然气井运行的质量与安全[3]。

加砂压裂技术能够改善这一问题，基于广义角度分析，加砂压裂技术指的是将带有支撑剂的携砂液注入到天然气井裂缝面中，并利用压裂车组，将压裂液泵入井内，通过压裂液与支撑剂的共同作用，在井内形成具有导流能力的填砂裂缝，保障天然气井的安全[4]。

现阶段，传统加砂压裂技术的研究逐渐成熟，能够改善天然气井的裂缝问题。

然而，传统加砂压裂技术在超深天然气井中的应用仍然存在一定的问题与不足，主要原因在于超深天然气井的井底压力与沿程摩阻存在不确定性，且井内储层较深，天然裂缝发育，导致加砂压裂作业的难度较高，无法实现最优化加砂压裂作业的目标[5]。

基于此，本文在传统加砂压裂技术的基础
上，进行了优化设计，针对超深天然气井的结构、特征，提出了一种全新的加砂压裂技术，为超深天然气井工程的勘探与开发作出贡献。

1 超深天然气井加砂压裂技术设计1.1 选取压裂液体与支撑剂
根据超深天然气井的实际情况与特征，选取性能较高的压裂液体与支撑剂，为后续加砂压裂作业提供基础保障。

由于超深天然气井的储层埋藏较深，最深的井可能超过8000m，且储层厚度较大，应力遮挡存在不明显现象，导致井底基质孔隙度较低，储层水力压裂面作业存在一定的困难。

针对这一问题，为了提高加砂压裂技术作业的质量，本文对传统压裂液体与支撑剂进行了优化设计。

首先，对超深天然气井加砂压裂作业所用的压裂液进行设计，分别对压裂液体中3种基液的配方以及具体用量进行全面设计，基液分别为：滑溜水、冻胶基液与交联剂。

通过分层设计的方式，提高压裂液与超深天然气井裂缝之间的契合度。

本文设计的压裂液体配方及用量，分别如表1、表2、表3所示。

超深天然气井加砂压裂技术
冯虎强
延长气田采气三厂 陕西 延安 716000
摘要：常规天然气井加砂压裂技术多数采用统一作业的模式，对裂缝面进行作业，此种模式不能在天然气井中形成脱砂带，无法提高裂缝面的粗糙程度，加砂压裂效果较差且不适用于超深天然气井。

基于此，对传统加砂压裂技术进行了改进设计。

根据超深天然气井的构造与特征，选取相应的压裂液体与支撑剂，并构造加砂压裂造缝数学模型，获取作业的相关参数，采用分阶段作业的模式，提出了一种全新的加砂压裂技术。

根据应用分析结果可知，利用改进技术进行超深天然气井加砂压裂作业，其比表面AR 值均较高，裂缝面粗糙程度得到显著提升，压裂效果较好。

关键词：超深 技术 天然气井 压裂 加砂 Ｓａｎｄ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｆｏｒ　ｕｌｔｒａ－ｄｅｅｐ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　Ｗｅｌｌｓ
Ｆｅｎｇ　Ｈｕｑｉａｎｇ
No. 3 Production Plant of Yanchang Gas Field ，Yan'an Shaanxi 716000
Abstract ：Conventional sand fracturing technology of natural gas Wells mostly adopts the unified operation mode to operate fracture surface. This mode cannot form sand removal belt in natural gas Wells ，cannot improve the roughness of fracture surface ，has poor sand fracturing effect ，and is not applicable to ultra-deep natural gas Wells. Based on this ，the design of traditional sand fracturing technology is improved. According to the structure and characteristics of ultra-deep natural gas Wells ，the corresponding fracturing liquid and proppant are selected ，and the mathematical model of sand fracturing is constructed to obtain the relevant parameters of the operation. A new sand fracturing technology is proposed by using the phased operation mode. According to the results of application analysis ，the sand fracturing operation of ultra-deep natural gas Wells with the proposed technology has higher speci fic surface values ，signi ficantly improved the roughness of fracture surface ，and better fracturing effect.
Keywords ：Ultra deep ；technology ；Natural gas well ；Fracturing ；Sanding
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100 表1 滑溜水基液配方与用量
序号成分单位浓度
1表面活性剂%0.21
2高温破胶剂kg/m30.25
3氯化钾wt%20.15
4粘土稳定剂%0.23
5降阻剂%0.36
6抑菌剂kg/m30.05
表2 冻胶基液配方与用量
序号成分单位浓度
1氯化钾wt%20.15
2胍胶kg/m3 5.48
3消泡剂%0.02
4降滤失剂kg/m3 2.43
5胶囊破胶剂kg/m30.25
表3 交联剂基液配方与用量
序号成分单位浓度
1铁离子稳定剂%0.27
2烧碱kg/m3 1.46
3延迟剂kg/m3 3.02
4交联剂kg/m30.79如表1、表2、表3所示，按照以上配方及用量，制成适用于超深天然气井加砂压裂作业所需的压裂液体。

在此基础上，选取压裂支撑剂。

在选取压裂支撑剂时，应当综合考虑支撑剂的极限状态，判断其能否承受超深天然气井的最大地层压力。

在综合考虑后，选择HSP系列的高强陶粒作为超深天然气井加砂压裂所需的支撑剂，对陶粒进行孔眼打磨，进而降低其自身存在的摩阻。

1.2 构建加砂压裂造缝数学模型
基于上述超深天然气井加砂压裂所需的压裂液体与支撑剂选取完毕后，接下来，根据超深天然气井的构造、特征以及地质条件，构造加砂压裂造缝数学模型。

通过模型计算出加砂压裂作业的相关参数，为后续作业工序设计提供基础。

首先，对超深天然气井的地面施工压力进行计算，公式为：
P=P
1
+P2-P3 （1）式中：P表示超深天然气井的地面施工压力；P
1
表示超深天然气井的井底压力；P2表示超深天然气井的沿程摩阻；P3表示超深天然气井的液柱静压力。

通过计算，获取超深天然气井的地面施工压力，根据施工压力选取加砂压裂作业使用的高压设备。

在此基础上，对超深天然气井裂缝面的导流能力进行分析，为加砂压裂造缝数学模型提供参数。

通常情况下，天然气井加砂压裂造缝过程中，其导流能力与支撑剂的渗透率、裂缝面宽度存在一定的关联，导流能力表达式为：
F=F
a
·W f （2）式中，F a表示超深天然气井裂缝的渗透率；W
f
表示超深天然气井裂缝的支撑缝宽。

将超深天然气井裂缝的导流能力参数输入到加砂压裂造缝数学模型中，根据导流能力参数，设定支撑剂的厚度与层度，保证二者成正比关系，使超深天然气井的裂缝面中形成具有高导流能力的支撑裂缝。

根据加砂压裂造缝数学模型的动态变化，结合有限元分析软件与MATLAB分析软件的共同作用，获取井底砂体的分布情况与浓度变化规律。

在此基础上，依据超深天然气井加砂压裂体积平衡的原理，采用微元法计算压裂液体泵注平行板的间距，公式为：
（3）
式中，Q0表示超深天然气井裂缝中心缝宽；H(x)表示超深天然气井裂缝高度；r表示压裂液体泵注流速。

通过以上计算，将获取到的参数共同输入到加砂压裂造缝数学模型中，反映超深天然气井裂缝面的动态变化。

1.3 加砂压裂作业
在上述超深天然气井加砂压裂造缝数学模型构建完毕后，获取到天然气井裂缝面的各项参数。

在此基础上，对超深天然气井进行加砂压裂作业。

首先，依据超深天然气井端部脱砂的技术原理，在超深天然气井中形成脱砂带，主要目的在于阻止裂缝扩大。

在此基础上，将加砂压裂技术划分为2个作业阶段，采用分阶段作业的模式，提高加砂压裂作业的质量与效率。

在第一阶段，将选取的支撑剂带入超深天然气井的井底地层，停泵后静置一段时间，实时观察并记录支撑剂的下沉情况，待支撑剂全部下沉完毕后，超深天然气井的裂缝面上会形成一条人工裂缝，使井底应力重新分布。

在此基础上，进行第二阶段的裂缝面加砂压裂作业。

按照公式（3）获取的泵注平行板间距，在人工裂缝中泵注压裂液体。

在泵注过程中，遵循压裂液体流道流动的原则，使其沿着第一阶段形成的裂缝缓慢流动。

此时，下部沉淀的支撑剂会铺垫在超深天然气井的油层中，进而形成裂缝面的支撑裂缝且具有较高的导流能力。

分阶段加砂压裂的作业模式，其压裂效果优势显著，支撑剂能够形成不同等级的压裂支撑层，与压裂液体共同填充井底裂缝面，全方位实现超深天然气井加砂压裂的目标。

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2 实例分析综合上述内容，为文本提出的超深天然气井加砂压裂技术的整体设计流程。

在此基础上，为了验证改进技术在超深天然气井实际应用过程中的可行性与有效性，进行了实例应用分析。

2.1 工程概况
选取X11天然气井工程作为本次研究的目标，X11天然气井位于盆地构造带，所在地区由气层、差气层、干层、阿合组共同组成。

经过研究分析可知，X11天然气井近井裂缝不发育，天然气井平面上的非均质性相对较强，在广义角度上属于强应力区。

另外，该天然气井旁裂缝与最大主应力呈现近垂直状态，整体加砂压裂操作难度较高。

传统的加砂压裂技术在X11天然气井中应用效果较差，不满足相应的技术需求。

基于此，将改进技术应用到该天然气井中。

为了提高加砂压裂技术作业的质量，在试验前，首先对天然气井储层进行综合评估，评估后可知，该天然气井的脆性指数较高，储层中大多数为长石砂岩类型，具备加砂压裂作业的条件。

基于X11天然气井工程的实际情况与特征，对其进行加砂压裂作业后，采用树脂覆膜支撑剂，进行防砂作业。

随机选取6个不同井号的天然气井，对其进行标号处理，分别标号为TRQJ-#01、TRQJ-#02、TRQJ-#03、TRQJ-#04、TRQJ-#05、TRQJ-#06，并对加砂压裂作业后天然气井的出砂情况进行统计，获取其加砂压裂作业后的累计返砂量，6组天然气井均具有不同程度的返砂现象，且返砂量存在一定的差异。

然而，天然气井最大返砂量未超过70L，符合超深天然气井返砂量的相关要求，可见改进的加砂压裂技术具有可行性。

2.2 结果分析
在此基础上，为了进一步验证改进加砂压裂
技术的应用优势，本次试验中，改进设置了对照组，采用对比分析的方法，对技术的应用效果作出评价。

设置文献[1]提出的致密低渗底加砂压裂技术、文献[2]提出的分段加砂压裂技术作为对照组，改进的加砂压裂技术为实验组。

引入比表面AR 参数，作为试验的评价指标，对天然气井的加砂压裂效果进行定量分析。

比表面AR 计算公式为：
AR =A 1/A （4）
式中：A 1表示天然气井裂缝面的实际面积，可以通过三维重构的方式获取；A 表示天然气井裂缝面的水平投影面积，即本次试验中天然气井裂缝的纵截面积。

AR 值越大，则表明天然气井裂缝面越粗糙，加砂压裂效果越好。

采用MATLAB统计分析软件，获取3种加砂压裂技术应用后，6组天
然气井比表面AR 值并对比，结果如表4所示。

表4 三种技术应用后天然气井比表面AR 值对比
井号改进技术比表面AR 值，%
文献[1]技术比表面AR 值，%
文献[2]技术比表面AR 值，%
TRQJ-#01 1.25 1.02 1.13TRQJ-#02 1.23 1.040.97TRQJ-#03 1.190.980.96TRQJ-#04 1.17 1.01 1.04TRQJ-#05 1.200.89 1.05TRQJ-#06
1.21
0.88
0.97
根据表4的天然气井比表面AR 值对比结果可知，在3种天然气井加砂压裂技术应用后，改进技术组天然气井比表面AR 值均较高，比表面AR 值最大为1.25%，文献[1]介绍的技术应用后天然气井比表面AR 值最大为1.04%，文献[2]技术应用后天然气井比表面AR 值最大为1.13%。

由此可见，改进的加砂压裂技术针对超深天然气井裂缝面来说，压裂效果最好，优势显著。

3 结束语
综上所述，为了改善传统加砂压裂技术在超深天然气井裂缝面作业中压裂效果较差的问题，在传统技术的基础上进行优化设计。

通过本文的研究，增加了超深天然气井裂缝面的粗糙程度，优化了裂缝面的压裂效果，且整个加砂压裂作业流程的规范性得到了显著提升，能够在保证压裂作业安全性与环保性的前提下，实现超深天然气井加砂压裂作业的最优化目标。

参考文献
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[3] 雷群，杨战伟，翁定为，等. 超深裂缝性致密储集层提高缝控改造体积技术——以库车山前碎屑岩储集层为例[J]. 石油勘探与开发，2022，49（5）：1012-1024. 
[4] 徐珂，张辉，刘新宇，等. 库车坳陷深层裂缝性储层现今地应力特征及其对天然气勘探开发的指导意义[J]. 油气地质与采收率，2022，29（2）：34-45. 
[5] 李国欣，田军，段晓文，等. 大幅提高超深致密砂岩气藏采收率对策与实践——以塔里木盆地克拉苏气田为例[J]. 天然气工业，2022，42（1）：93-101. 
作者简介
冯虎强（1990—）男，汉，大学本科，工程师，研究方向：石油与天然气工程。

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