海上高氣油比致密油藏壓裂返排技術(shù)

姜玉峰，葛東升

（中海油能源發(fā)展股份有限公司上海工程技術(shù)分公司，上海 200335）

1 壓裂返排難點

東海低孔滲油藏分布廣泛[1–3]，滲透率主要為1×10–3～10 ×10–3μm2，且油藏含氣量大，氣油比在1 500 m3/m3以上，屬高氣油比致密油藏[4–6]。此類油藏壓裂后返排期間，存在油、氣、液三相同出的現(xiàn)象，相態(tài)流動規(guī)律性差，難以判斷井下情況。海上平臺實施返排作業(yè)時，工程方面也存在返排油嘴的選擇、返排流程、作業(yè)場地、成本及儲層保護、流程背壓、液體處理等諸多難題[7]。地層返排液夾雜地層雜質(zhì)、油污等，必須對返排液進行無害化處理達標后才允許排放。

2 壓后返排技術(shù)

2.1 數(shù)據(jù)分析計算及返排制度

壓裂返排通常是在停泵關(guān)井壓裂液充分破膠后，再次開井使壓裂液從水力裂縫中經(jīng)由井筒返回至地面。該過程中水力裂縫尚未完全閉合，若壓裂液流動速度超過一定臨界值，可能會將裂縫中已填充的支撐劑攜出回流至井筒，導(dǎo)致縫口導(dǎo)流能力急劇減小，嚴重影響壓裂效果[8]。因此，現(xiàn)場返排施工時，必須選擇合理的時機、正確的返排工藝以及最優(yōu)的返排參數(shù)（表1），嚴格控制油嘴開度和返排速率并對支撐劑回流進行有效控制，避免返排時出砂。

表1 東海P 井區(qū)B5 井壓裂數(shù)據(jù)

基于B5 井實際壓裂數(shù)據(jù)（表1），代入井口壓力與最優(yōu)返排油嘴直徑的關(guān)系式中，計算出該井壓裂返排時的合理油嘴開度：

其中：

裂縫閉合前：

裂縫閉合后：

式中：r 為油嘴尺寸，mm；ξ 為局部阻力系數(shù)，無量綱，取0.5；R為油管半徑，m；limv 為支撐劑臨界流速，m/s；hL 為裂縫高度，m；wL 為裂縫寬度，m；ρ 為壓裂液密度，kg/m3；tp 為井口壓力，MPa；op為大氣壓力，取0.1 MPa；sd 為單個支撐劑的直徑，m；g 為重力加速度，m/s2；sρ 為支撐劑的密度，kg/m3；ε 為黏結(jié)力系數(shù)，取2.56 dyn/cm；δ 為薄膜參數(shù)，取0.213×10-4cm；h為儲層垂深，m。

計算結(jié)果顯示，合理返排油嘴直徑逐漸增大。裂縫閉合前，合理的返排油嘴尺寸約為4 mm，結(jié)合現(xiàn)場經(jīng)驗，早期通常選用2～4 mm 油嘴控制返排。制定返排制度為：①關(guān)井測壓降1.5 h，保證壓裂液充分破膠；②開井選用3 mm 油嘴進行裂縫強制閉合返排，之后油嘴逐級調(diào)大；③基于壓降曲線分析，井底壓力高于閉合壓力階段，使用3 mm 油嘴控制返排；④當井底壓力低于閉合壓力1.5～2.0 MPa 后，認為裂縫基本閉合，改用5 mm 油嘴；⑤后續(xù)根據(jù)返排情況，依次采用7，9，11，13 mm 或更大油嘴進行快速放噴返排。

2.2 返排流程設(shè)計

初期返排流程利用平臺鉆井管匯、分離系統(tǒng)、泥漿系統(tǒng)等。返排液走向為：返排液→除砂器→油嘴管匯→鉆井管匯→分離器→計量罐→轉(zhuǎn)移池→泥漿池（圖1）。

2.3 返排液處理技術(shù)

圖1 海上生產(chǎn)平臺常用壓裂返排流程

壓裂返排液中石油類化學(xué)需氧量（COD）、懸浮物、氨氮超標嚴重，這些污染物如不經(jīng)處理直接外排，會給海洋環(huán)境造成嚴重危害[9]。將泥漿池內(nèi)暫存的返排液供至返排液處理設(shè)備進行處理，把含油量和COD 降低至所屬海域的標準值以下[10]，并去除固相顆粒和油污，最終實現(xiàn)壓裂返排液的無害化處理，滿足排海要求。常見的返排液處理方法有自然蒸發(fā)、凍融、過濾、臭氧氧化、化學(xué)絮凝、電絮凝、反滲透、蒸餾法等[10]。依據(jù)這些處理方法，常見處理設(shè)備主要有七種：混凝沉淀裝置、氣浮除油裝置、氧化控制裝置、多介質(zhì)過濾裝置、超濾裝置、收集過濾裝置、固液分離裝置等，壓裂返排液處理技術(shù)流程如圖2 所示。

圖2 海上壓裂返排液處理技術(shù)流程

2.4 返排各階段分析

裂縫閉合是影響油嘴選取的敏感要素，裂縫未閉合，返排油嘴直徑一般不超過4 mm，當裂縫閉合后，支撐劑受到夾持，理論上可采用大油嘴來進行返排?？紤]到井筒含砂、膠結(jié)疏松等復(fù)雜因素，建議閉合后返排油嘴為9～13 mm[11–12]。參考此原則，將壓裂返排分為裂縫閉合階段、放大排量階段、壓力上升階段和井活生產(chǎn)階段并就每個階段的工作制度和特點進行分析。

2.4.1 裂縫閉合階段

工作制度：停泵壓力超過20 MPa，關(guān)井期間壓力下降小于40%的井選擇2 mm 油嘴，反之選擇4 mm 油嘴。現(xiàn)場通常用2～4 mm 油嘴控制，返排速率控制在100～200 L/min。返排初期5～10 min 記錄一次油套壓及排液量，15～30 min 檢查一次油嘴，發(fā)現(xiàn)刺大立即更換。

特點分析：此階段裂縫尚未閉合或壓裂液未充分破膠，需嚴格控制油嘴開度，采用2～4 mm 油嘴控制返排，每次油嘴調(diào)整幅度控制在2 mm 以內(nèi)。要結(jié)合油壓和返排速率變化，判斷油嘴是否堵塞或者刺大，更換固定油嘴時，要嚴格按照操作規(guī)程，防止地層激動出砂。整個放噴過程，每次換油嘴都要計算臨界攜砂流量，在低于這一流速條件下更換油嘴[13]。

2.4.2 放大排量階段

工作制度：通常用5～9 mm 油嘴控制，返排速率控制在300～500 L/min，以地層不出砂、放噴管線出口不見砂粒為原則?，F(xiàn)場根據(jù)出液情況，15～30 min檢查一次油嘴，每0.5 h 記錄一次油壓及排液量。

特點分析：此階段被認為裂縫已經(jīng)完全閉合，且壓裂液已經(jīng)充分破膠，油嘴可適度調(diào)大，選擇較大油嘴加快返排，徹底排通地層，建立起連續(xù)供液通道。此階段屬過度階段，必須密切監(jiān)測油壓、井口溫度、出氣出油情況、返出液性能、返出是否有砂、油嘴是否堵塞或刺大等情況，采取措施轉(zhuǎn)入下一階段。

2.4.3 壓力上升階段

工作制度：若井口產(chǎn)氣量逐漸增大，能夠達到工業(yè)油氣流，產(chǎn)液量較少，且不出砂，流程導(dǎo)入測試分離器，通過調(diào)節(jié)采油樹油嘴來控制分離器上游壓力，通常用9～13 mm 油嘴控制。

特點分析：此階段地層已經(jīng)排通，出現(xiàn)氣、油、液三相同出的階段，考慮壓裂多段同采，存在段間自身地質(zhì)情況差異性及壓裂改造規(guī)模的差異性，導(dǎo)致段間存在干擾。此階段需繼續(xù)密切監(jiān)測返排參數(shù)，壓力穩(wěn)定的前提下可適當調(diào)大油嘴，待三相產(chǎn)出穩(wěn)定、比例一致，產(chǎn)氣有較大突破且穩(wěn)定后，方可轉(zhuǎn)入生產(chǎn)流程。此階段產(chǎn)液、產(chǎn)氣量增大，井筒內(nèi)殘留的支撐劑會帶出，油嘴會刺大，注意取樣及油嘴的檢查更換。對于高氣油比和原油含蠟的井，此階段需伴注除蠟劑及醇類藥劑，用于解除結(jié)蠟或冰堵導(dǎo)致的堵塞。

2.4.4 井活生產(chǎn)階段

工作制度：按照正常生產(chǎn)井的生產(chǎn)制度，調(diào)節(jié)至合適的油嘴開度進行生產(chǎn)，通常油嘴開度在13 mm 以上，需以井口壓力穩(wěn)定為原則，同時考慮配產(chǎn)要求（圖3）。

特點分析：此階段之前，需落實生產(chǎn)流程情況，包括：采油樹狀態(tài)、生產(chǎn)油嘴狀態(tài)及規(guī)格、流程背壓、計量方式、計量準確性、三相去向等，排除任何干擾井正常生產(chǎn)的因素。針對類似高氣油比且產(chǎn)液量較大的井，進入生產(chǎn)流程后，會出現(xiàn)氣、油產(chǎn)量減少的跡象，主要原因：一是流程存在一定背壓，二是生產(chǎn)油嘴開度較固定且油嘴偏小，井口回壓增加，最終導(dǎo)致氣產(chǎn)量下降。出現(xiàn)井筒積液時，可逐級調(diào)大油嘴，降低井口回壓，增加井底生產(chǎn)壓差，提高氣產(chǎn)量來解決。

圖3 海上生產(chǎn)平臺常見生產(chǎn)流程

3 結(jié)論

（1）基于海上平臺化壓裂的需求，通過分析海上生產(chǎn)平臺壓裂返排的諸多問題及難點，有針對性地制定了具有廣泛適用性的返排制度，設(shè)計出了科學(xué)合理的返排流程，配套成熟的返排液處理技術(shù)，并將壓后返排按照共性的特點分成四個階段，每個階段制定了相應(yīng)的工作制度，并進行了特點分析，對各階段的注意事項進行了提示。

（2）應(yīng)用結(jié)果表明，利用該套壓裂返排技術(shù)可以達到海上平臺高氣油比致密油藏壓裂返排的要求，對其他海上平臺化壓裂作業(yè)也具有一定的借鑒意義。