海上低滲透油田水平井多級(jí)壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)*

徐文江 肖茂林 孫興旺 王永剛 賈云林 姜 安 杜景鋒 姜維東

（1.中國(guó)海洋石油有限公司開(kāi)發(fā)生產(chǎn)部 北京 100010； 2.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司 天津 300459；3.華鼎鴻基石油工程技術(shù)公司（北京）有限公司 北京 100019）

海上低滲透油田水平井多級(jí)壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)*

徐文江1肖茂林2孫興旺3王永剛3賈云林2姜 安2杜景鋒3姜維東1

（1.中國(guó)海洋石油有限公司開(kāi)發(fā)生產(chǎn)部 北京 100010； 2.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司 天津 300459；3.華鼎鴻基石油工程技術(shù)公司（北京）有限公司 北京 100019）

針對(duì)海上低滲透油田開(kāi)發(fā)面臨的矛盾和挑戰(zhàn)，以A油田為目標(biāo)，通過(guò)設(shè)計(jì)優(yōu)化注采井井距、壓裂裂縫條數(shù)、裂縫間距、裂縫半長(zhǎng)等參數(shù)，研究壓裂+自噴生產(chǎn)一體化管柱、連續(xù)混配壓裂液和高性能支撐劑等多級(jí)壓裂工藝，應(yīng)用雙安全控制系統(tǒng)，在海上低滲透油田首次成功實(shí)施了水平井多級(jí)壓裂技術(shù)先導(dǎo)試驗(yàn)取得了首次突破“千方液、百方砂”的壓裂規(guī)模，壓裂后自噴產(chǎn)量達(dá)到120 m3/d，為海上低滲油田開(kāi)發(fā)提供了新模式。

海上；低滲透油田；水平井；多級(jí)壓裂；先導(dǎo)試驗(yàn)

海上油氣田開(kāi)發(fā)井主要集中在采油平臺(tái)上，特殊的作業(yè)施工裝備和作業(yè)條件導(dǎo)致工程建設(shè)成本高，這也決定了油田開(kāi)發(fā)中所使用的平臺(tái)數(shù)量有限［1］。相比陸上油田來(lái)說(shuō)，海上油田采油平臺(tái)上的開(kāi)發(fā)井?dāng)?shù)量有限（表1），容易造成難以建立有效注采、平面波及系數(shù)低及縱向動(dòng)用程度低等問(wèn)題［2］，導(dǎo)致無(wú)法實(shí)現(xiàn)海上低滲透油田的有效開(kāi)發(fā)。

表1 低滲透油田開(kāi)發(fā)參數(shù)對(duì)比Table 1 Comparison of development parameters of low permeability oilfield

陸上低滲透油田在開(kāi)發(fā)過(guò)程中多采用水平井多級(jí)壓裂技術(shù)，并且成功實(shí)現(xiàn)了低滲透油田的有效開(kāi)發(fā)［3-4］。海上低滲透油田在310 m的實(shí)際井距和30 MPa注采壓差下，想要建立注水井與采油井之間的有效注采，需要借助于水平井多級(jí)壓裂技術(shù)，使人工裂縫不僅起到單井增產(chǎn)作用，還要利用人工裂縫來(lái)縮短注水井和采油井之間的距離，建立有效注采，從而實(shí)現(xiàn)少井多控，但采用水平井多級(jí)壓裂技術(shù)受到諸多技術(shù)、平臺(tái)條件和施工作業(yè)安全等因素的限制。

筆者在借鑒陸上油田水平井多級(jí)壓裂技術(shù)成功經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，曾建立了海上低滲透油田水平井多級(jí)壓裂技術(shù)突破方法［5-6］。本文以A油田為目標(biāo)，對(duì)試驗(yàn)井區(qū)的井距、裂縫參數(shù)等進(jìn)行了研究與優(yōu)化，并針對(duì)海上壓裂施工條件限制，開(kāi)展了實(shí)施工藝參數(shù)、壓裂管柱、多級(jí)壓裂裝備布置、壓裂液及支撐劑技術(shù)要求和作業(yè)安全控制等研究與設(shè)計(jì)，成功實(shí)施了海上低滲透油田水平井多級(jí)壓裂技術(shù)先導(dǎo)試驗(yàn)，為海上油田低滲透儲(chǔ)量動(dòng)用開(kāi)辟了一條新思路。

1 關(guān)鍵壓裂參數(shù)優(yōu)化

1.1 井距優(yōu)化

在海上油田采油平臺(tái)開(kāi)發(fā)井少的情況下，為解決大井距下建立有效注采的問(wèn)題，實(shí)現(xiàn)少井多控，需要建立有效的注采關(guān)系，原理如圖1所示。

圖1 注采連通關(guān)系原理圖Fig.1 Schematic diagram of injection production relationship

由圖1可知，有效注采極限井距為310 m，此時(shí)注采井組剛剛能夠建立注采關(guān)系，波及面積非常有限，呈8字形；當(dāng)注采井距為200 m時(shí)，波及面積最大，呈橢圓形。根據(jù)A油田電潛泵采油要求和實(shí)際注采條件，考慮油井上泵掛深度2 000 m，泵的沉沒(méi)度為500 m，結(jié)合注水井合理井底壓力，以注采井距200 m、注采壓差30 MPa為條件，則儲(chǔ)層的縱向動(dòng)用程度約為60%～70%，基本滿(mǎn)足縱向儲(chǔ)量動(dòng)用程度要求。因此，最終確定A油田水平井多級(jí)壓裂注采井距為200 m。

1.2 裂縫參數(shù)優(yōu)化

結(jié)合海上油田開(kāi)發(fā)特點(diǎn)，以建井成本、多級(jí)壓裂投入和后期直接生產(chǎn)費(fèi)等投入為測(cè)算依據(jù)［6］，根據(jù)銷(xiāo)售油價(jià)和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)，倒算A油田單井經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)量必須突破10×104m3（表2），而陸上常規(guī)低滲油田開(kāi)發(fā)累產(chǎn)量要求低于1×104m3［7］。因此，經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)量要求高對(duì)海上水平井多級(jí)壓裂關(guān)鍵參數(shù)提出了更高要求，必須要在較少的裂縫參數(shù)下形成較高的產(chǎn)能。

表2 海上低滲透油田單井經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)量界限（以A油田為例）Table 2 Economic limit production of single well in offshore low permeability oilfield（taking A oilfield for example）

1）裂縫條數(shù)。依據(jù)經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)能和井型井距要求，以初期產(chǎn)量和累產(chǎn)量要求為目標(biāo)函數(shù)，通過(guò)數(shù)值模擬方法對(duì)裂縫條數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，結(jié)果如圖2所示。以A1井為例，隨著裂縫條數(shù)增加，初期產(chǎn)量提高，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間增長(zhǎng)，當(dāng)裂縫條數(shù)超過(guò)5條后，增速降低并趨向平穩(wěn)，累產(chǎn)5 a后5～7條裂縫的最終累計(jì)產(chǎn)量相差不大。根據(jù)A1井實(shí)鉆地層情況、海上壓裂作業(yè)實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)以及水平井長(zhǎng)度要求，優(yōu)選裂縫條數(shù)為5條，可在滿(mǎn)足產(chǎn)能的前提下保證儲(chǔ)層改造的實(shí)施性。

圖2 A油田極限產(chǎn)量要求下裂縫條數(shù)優(yōu)化結(jié)果Fig.2 Optimization results of crack number under economic limit production of A oilfield

2）裂縫間距。通過(guò)數(shù)值模擬方法對(duì)裂縫間距進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，結(jié)果如圖3所示。同時(shí)，結(jié)合低滲透儲(chǔ)層具有啟動(dòng)壓力的特點(diǎn)和極限注采井距研究結(jié)論，裂縫間距過(guò)大會(huì)存在“死油區(qū)”而使部分原油無(wú)法采出，裂縫間距過(guò)小會(huì)存在干擾而使累產(chǎn)量貢獻(xiàn)幅度減少，最終根據(jù)日產(chǎn)量和累產(chǎn)量要求確定A1井最優(yōu)裂縫間距為80 m。

圖3 A油田極限產(chǎn)量要求下裂縫間距優(yōu)化結(jié)果Fig.3 Optimization results of crack spacing under economic limit production of A oilfield

3）裂縫半長(zhǎng)。依據(jù)裂縫條數(shù)和裂縫間距，通過(guò)數(shù)值模擬方法對(duì)裂縫半長(zhǎng)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，結(jié)果如圖4所示，可以看出當(dāng)裂縫半長(zhǎng)超過(guò)118 m以后，累產(chǎn)增速隨著裂縫半長(zhǎng)增長(zhǎng)而降低。由于縫長(zhǎng)增加所需壓裂規(guī)模擴(kuò)大，包括加砂量和壓裂液等，不利于施工風(fēng)險(xiǎn)及成本的控制，同時(shí)考慮采油井和注水井之間的實(shí)際井距和建立有效注采的極限井距要求，確定最大限度改造要求裂縫半長(zhǎng)為120 m。

圖4 A油田極限產(chǎn)量要求下裂縫長(zhǎng)度優(yōu)化結(jié)果Fig.4 Optimization results of crack length under economic limit production of A oilfield

根據(jù)上述優(yōu)化結(jié)果，A油田先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)為建立有效注采，在2口水平井井距310 m的條件下，通過(guò)采用多級(jí)壓裂，油水井裂縫半縫長(zhǎng)達(dá)到120 m、油水井裂縫間距達(dá)到80 m時(shí)，可以有效建立連通，形成良好的注采關(guān)系，其井組部署如圖5所示。

圖5 A油田先導(dǎo)試驗(yàn)井組部署示意圖Fig.5 Pattern of pilot test wells in A oilfield

2 多級(jí)壓裂工藝研究

2.1 壓裂+自噴生產(chǎn)一體化管柱

陸上油田水平井多級(jí)壓裂管柱通常不能實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)［8］，而在海上油田由于經(jīng)濟(jì)成本和作業(yè)安全的要求，需采用壓裂+生產(chǎn)一體化管柱，減少作業(yè)帶來(lái)的安全風(fēng)險(xiǎn)，因此對(duì)管柱設(shè)計(jì)提出了更高的要求。

在借鑒海上稠油熱采注采一體化管柱設(shè)計(jì)理念的基礎(chǔ)上［9-13］，此次海上油田水平井多級(jí)壓裂采用了壓裂+自噴生產(chǎn)一體化管柱，如圖6所示。通過(guò)在壓裂管柱增加大通徑安全閥，保證壓裂后自噴生產(chǎn)過(guò)程井筒安全可控，同時(shí)增加返循環(huán)閥，如遇壓裂砂堵可實(shí)現(xiàn)洗井，第一時(shí)間保證井筒不沉砂，確保實(shí)現(xiàn)下一級(jí)壓裂投產(chǎn)起管時(shí)還可以通過(guò)此閥進(jìn)行洗壓井，減少擠注式壓井對(duì)儲(chǔ)層帶來(lái)的二次傷害。此外，在φ244.475 mm套管內(nèi)壓裂管柱每160 m增加1個(gè)φ88.9 mm油管扶正器，可以保證油管居中，從而防止壓裂時(shí)因油管彎曲蠕動(dòng)對(duì)φ241.3 mm封隔器回接處造成的風(fēng)險(xiǎn)。

圖6 A1井壓裂管柱示意圖Fig.6 Fracturing string of Well A1

2.2 連續(xù)混配壓裂液和高性能支撐劑

1）連續(xù)混配壓裂液。陸上油田壓裂液通常采用傳統(tǒng)配置方法，即在液體儲(chǔ)罐或泥漿池按總量控制的方法加入水、稠化劑和助劑，循環(huán)放置后使稠化劑和水充分溶脹，從而使黏度達(dá)到設(shè)計(jì)要求，由于壓裂液溶脹速度慢，須預(yù)先批量混配，不僅需大量放置儲(chǔ)罐空間，還導(dǎo)致配液時(shí)間長(zhǎng)達(dá)1.5～2.0 d，不能滿(mǎn)足海上即配即用的作業(yè)需求。

針對(duì)海上油田壓裂作業(yè)需求，在考慮地質(zhì)油藏特點(diǎn)基礎(chǔ)上（溫度高、油層厚等），結(jié)合海上壓裂裝備能力、配液及存儲(chǔ)能力要求，在滿(mǎn)足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)壓裂液黏度≥50 mPa·s的基礎(chǔ)上，研究設(shè)計(jì)了“連續(xù)混配+耐高溫速溶瓜膠壓裂液”體系在海上油田的混配供液方式，即在實(shí)現(xiàn)壓裂液在線(xiàn)即配即用的同時(shí)，要實(shí)現(xiàn)泵注時(shí)間小于2 h，滿(mǎn)足目的層145℃條件下剪切120 min壓裂液黏度仍高于200 mPa·s的特殊要求，最終確定壓裂液體系配方為：0.55%HPG+0.3%BFC-3高效黏土穩(wěn)定劑+0.5%DL-8+0.05%～0.1%BOC-1殺菌劑+0.4%FAL-121調(diào)理劑+0.5%FAL-120交聯(lián)劑+NOB-100膠囊破膠劑，壓裂液體系性能曲線(xiàn)如圖7所示。

圖7 A油田耐高溫低濃度瓜膠壓裂液體系黏溫性能曲線(xiàn)Fig.7 Viscosity temperature performance of fracturing fluid system of A oilfield

2）高性能支撐劑。在參考陸地油田常規(guī)需求的基礎(chǔ)上，海上低滲透油田開(kāi)發(fā)支撐劑的選擇，要考慮海上油田高儲(chǔ)層閉合壓力（60～80 MPa）的儲(chǔ)層特點(diǎn)、高產(chǎn)量（單井80～150 m3/d）條件下導(dǎo)流能力（300 mD·cm）的需求和較大生產(chǎn)壓差（5～8 MPa）的沖蝕作用要求，最終優(yōu)選了高抗壓等級(jí)的陶粒支撐劑（最高耐壓69 MPa），平均砂比24%，考慮高砂比施工增加的砂堵風(fēng)險(xiǎn)，設(shè)計(jì)了以低密度20～40目陶粒為主；同時(shí)結(jié)合兩口試驗(yàn)井固井質(zhì)量問(wèn)題和降濾失需要，設(shè)計(jì)了100目和30～50目的陶粒段塞。

2.3 雙安全控制系統(tǒng)

2.3.1 雙安全閥

由于前期水平段固井質(zhì)量差對(duì)后續(xù)壓裂作業(yè)施工造成了不利影響，因此在井下安全控制系統(tǒng)基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)了井口雙安全閥控制系統(tǒng)（圖8），防止出現(xiàn)壓竄斷層、水層、竄層帶來(lái)的安全隱患和實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)。

為避免環(huán)空壓差過(guò)大產(chǎn)生的竄、斷、漏的風(fēng)險(xiǎn)，泵注時(shí)先通過(guò)前置液小排量線(xiàn)性膠泵注，使充填環(huán)空形成同一壓力系統(tǒng)，再逐漸增加前置液用量，降低砂堵風(fēng)險(xiǎn)，增加小粒徑支撐劑段塞數(shù)量、砂比，讓其最大限度支撐、充填環(huán)空。同時(shí)在套管安裝雙安全閥，設(shè)定壓力達(dá)到18 MPa自動(dòng)打開(kāi)，避免由于套管壓漏起壓出現(xiàn)的井筒安全風(fēng)險(xiǎn)。

圖8 雙安全閥控制系統(tǒng)Fig.8 Dual safety valve control system of A oilfield

2.3.2 裝備布置

陸上油田多級(jí)壓裂多采用大型壓裂裝備，以保證實(shí)施效果和作業(yè)安全，而海上油田由于平臺(tái)甲板空間和承重受限，導(dǎo)致大型壓裂施工裝備放置存在問(wèn)題，若使用鉆井船則受海況和作業(yè)實(shí)施時(shí)間窗等因素影響。在充分校核和工程設(shè)計(jì)分析的基礎(chǔ)上，對(duì)平臺(tái)空間進(jìn)行了重新布置，最終A油田壓裂作業(yè)選擇大型壓裂裝備布置于平臺(tái)主甲板，鉆井船為支撐裝備，壓裂液采用連續(xù)混配的實(shí)施方案，如圖9所示。

圖9 A油田多級(jí)壓裂裝備布置圖Fig.9 Multistage fracturing equipment layout of A oilfield

3 先導(dǎo)試驗(yàn)效果

依據(jù)優(yōu)化設(shè)計(jì)結(jié)果，最終確定的A油田2口水平井多級(jí)壓裂參數(shù)見(jiàn)表3。根據(jù)表3結(jié)果，A1、A2井于2016年12月開(kāi)展了水平井多級(jí)壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)，共實(shí)施8段壓裂作業(yè)，泵注液量達(dá)到近2 000 m3，加砂量突破100 m3，首次實(shí)現(xiàn)了中國(guó)近?！扒Х揭?、百方砂”的多級(jí)壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)。以A2井第1段壓裂為例，其施工曲線(xiàn)如圖10所示。

A油田先導(dǎo)試驗(yàn)井壓裂作業(yè)后，為保證產(chǎn)能，計(jì)劃采取1口井注水補(bǔ)充能量和1口井電潛泵生產(chǎn)的1注1采模式。但目前階段由于2口井自噴產(chǎn)能較高，達(dá)到120 m3/d（圖11），為了保證經(jīng)濟(jì)效益，待地層能量衰竭到一定程度后，再實(shí)施注水和電潛泵采油的開(kāi)發(fā)模式。

表3 A油田水平井多級(jí)壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)施工參數(shù)設(shè)計(jì)Table 3 Parameter design of pilot test for horizontal wells multi stage fracturing in A oilfield

圖10 A2井第1段壓裂施工曲線(xiàn)Fig.10 First stage fracturing construction curve of Well A2

圖11 A油田水平井多級(jí)壓裂產(chǎn)量曲線(xiàn)Fig.11 Production of horizontal wells multistage fracturing in A oilfield

4 結(jié)束語(yǔ)

以A油田為目標(biāo)，結(jié)合海上低滲透油田實(shí)際，設(shè)計(jì)優(yōu)化了水平井多級(jí)壓裂參數(shù)，采用壓裂+自噴生產(chǎn)一體化管柱、連續(xù)混配壓裂液和高性能支撐劑等特殊工藝，并應(yīng)用雙安全閥的安全控制系統(tǒng)、優(yōu)化多級(jí)壓裂裝備布置，在我國(guó)海上低滲透油田首次成功實(shí)施了水平井多級(jí)壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)，取得了首次突破“千方液、百方砂”的壓裂規(guī)模，為海上低滲透油田開(kāi)發(fā)提供了新模式。

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Pilot test of multi-stage fracturing technology for horizontal wells in offshore low permeability reservoirs

XU Wenjiang1XIAO Maolin2SUN Xingwang3WANG Yonggang3JIA Yunlin2JIANG An2DU Jingfeng3JIANG Weidong1
（1.Development and Production Department of CNOOC Ltd.，Beijing100010，China；2.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin300459，China；3.Holding Energy Petroleum Engineering Technology（Beijing）Co.Ltd.，Beijing100019，China）

Aiming at the contradictions and challenges in the development of low permeability reservoirs in offshore oilfields，taking oilfield A as the target，spacing between injection and production wells，number of fractures generated，spacing between fractures，and fracture half length were all optimized.Research on the feasibility of using the same tubing for both fracturing operation and flowing production，continuous mixing of fracturing fluid，and high performance proppants was conducted.Based on the work above and by applying double safety control system，multistage fracturing technology was for the first time pilot tested in horizontal wells in offshore low permeability reservoirs.The test made the first breakthrough in the operation scale—“1 000 m3of liquid，100 m3of proppant”.Upon fracturing the natural flow production reached 120 m3/d，so it was very successful.The work here provides a new mode for the development of offshore low permeability reservoirs.

offshore；low permeability oilfield；horizontal well；multistage fracturing；pilot test

徐文江，肖茂林，孫興旺，等.海上低滲透油田水平井多級(jí)壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)［J］.中國(guó)海上油氣，2017，29（6）：108-114.

XU Wenjiang，XIAO Maolin，SUN Xingwang，et al.Pilot test of multi-stage fracturing technology for horizontal wells in offshore low permeability reservoirs［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：108-114.

TE357.1

A

1673-1506（2017）06-0108-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.014

*中國(guó)海洋石油總公司“十二五”重大科研項(xiàng)目“海上低孔低滲油氣藏有效開(kāi)發(fā)模式、方法與適用技術(shù)研究與實(shí)踐（編號(hào)：CNOOCKT125ZDXM07LTD-05）”部分研究成果。

徐文江，男，教授級(jí)高級(jí)工程師，長(zhǎng)期從事海上油氣田采油工程技術(shù)研究和管理、推進(jìn)海上低品位油氣藏開(kāi)發(fā)技術(shù)探索和提高油氣田采收率工作。地址：北京市東城區(qū)朝陽(yáng)門(mén)北大街25號(hào)（郵編：100010）。E-mail：xuwj＠cnooc.com.cn。

2017-01-20改回日期：2017-07-31

（編輯：孫豐成）