海上水平井分段壓裂技術(shù)現(xiàn)狀與展望

杜福云，黃 杰，阮新芳，高彥才，袁 征

（1. 中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459；2. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300450）

水平井分段壓裂技術(shù)作為低滲油氣藏開發(fā)的最有效手段之一，可增大油藏的泄流面積，改變流體在油藏中的滲流機理和方式，已在陸地低滲油氣藏以及頁巖氣、致密氣等非常規(guī)油氣開發(fā)中取得了規(guī)模應(yīng)用。而受作業(yè)環(huán)境限制，海上水平井分段壓裂技術(shù)仍處于摸索嘗試階段。2016年國內(nèi)完成了首次海上水平井多級壓裂先導(dǎo)試驗[1],目前僅渤海、東海進行了少量井次的水平井分段壓裂施工。因此有必要根據(jù)海上壓裂作業(yè)環(huán)境實際情況，結(jié)合國內(nèi)外海上水平井分段壓裂施工經(jīng)驗，剖析技術(shù)現(xiàn)狀，展望海上水平井分段壓裂方式發(fā)展方向，為今后海上水平井分段壓裂技術(shù)發(fā)展提供參考與借鑒意義。

1 海上水平井分段壓裂需求特點

海上水平井分段壓裂與陸地水平井分段壓裂最大的區(qū)別為施工載體不同，主要如下：

（1）海上油氣生產(chǎn)平臺面積有限，而水平井分段壓裂施工涉及壓裂設(shè)備、返排設(shè)備、配套設(shè)備以及壓裂材料等，僅壓裂設(shè)備的擺放面積就需要近300 m2左右，海上多數(shù)平臺無法滿足要求，且部分平臺無修井機。因此需要優(yōu)化壓裂規(guī)模，優(yōu)選作業(yè)簡單、配套設(shè)備少的壓裂工藝[2]。

（2）海上水平井分段壓裂施工費用主要由支持平臺、配套設(shè)備、壓裂船等作業(yè)日費組成，且日費極高，而壓裂材料所占費用比例相對較小，因此需要優(yōu)選出作業(yè)流程精簡、工藝簡單的水平井分段壓裂方式來進行海上壓裂作業(yè)。

（3）海上水平井壓裂施工作業(yè)成本高，為達到合理的投入產(chǎn)出比，相比于陸地油田需要獲得更高的油氣增產(chǎn)倍比，因此需要優(yōu)選出增產(chǎn)潛力高的油氣井、增產(chǎn)效果可靠的工藝技術(shù)來進行壓裂作業(yè)。

（4）海上生產(chǎn)平臺井槽有限、油氣井?dāng)?shù)少，每口壓裂井都需要考慮后期的生產(chǎn)層位調(diào)整、堵水、重復(fù)壓裂或酸化等井下作業(yè)，因此應(yīng)盡量優(yōu)選壓裂作業(yè)結(jié)束后可實現(xiàn)套管全通徑的分段壓裂技術(shù)。

2 海上水平井分段壓裂現(xiàn)狀

國外，自2003年海上第一口水平井分段壓裂施工至今，巴西、剛果、北海、西非、黑海等地已進行了多井次的水平井分段壓裂施工。國內(nèi)，中海油也自2016年開始進行了五口海上水平井分段壓裂改造施工。通過十余年的技術(shù)發(fā)展，國內(nèi)外海上水平井分段壓裂在分段壓裂工藝優(yōu)選、壓裂載體選擇、壓裂配套技術(shù)上日益成熟，形成以下技術(shù)特點。

（1）水力噴射分段壓裂、砂塞橋塞分段壓裂、裸眼封隔器投球滑套分段壓裂三種水平井分段壓裂技術(shù)適應(yīng)海上壓裂需求，獲得規(guī)模應(yīng)用。

國內(nèi)外自20世紀(jì)80年代開始研究水平井壓裂增產(chǎn)改造技術(shù)，已形成了限流壓裂技術(shù)、水力噴射分段壓裂技術(shù)、裸眼封隔器投球滑套分段壓裂技術(shù)、固井滑套分段壓裂技術(shù)等十余種壓裂技術(shù)[3]，且在陸地油田得到了廣泛的應(yīng)用。但由于海上作業(yè)環(huán)境以及工藝技術(shù)特點限制，目前僅水力噴射分段壓裂技術(shù)、砂塞橋塞分段壓裂技術(shù)、裸眼封隔器投球滑套分段壓裂技術(shù)是海上常用的三種分段壓裂方式。

水力噴射分段壓裂技術(shù)利用伯努利方程可實現(xiàn)水力動態(tài)封隔目的，不需要其他的機械封隔措施[4]。此項技術(shù)最大的優(yōu)點是在管柱中不需要下入封隔器，施工風(fēng)險小，安全系數(shù)高，在2003后得到了應(yīng)用。此項技術(shù)在海上應(yīng)用的缺點主要為進行多段壓裂時需上提管柱，需等到井筒內(nèi)壓力降落后才可上提管柱，增加施工周期，同時由于噴槍加砂能力有限，達到噴槍極限加砂量后需要起出管柱更換噴槍，同樣增加了施工周期。

此項技術(shù)主要在巴西和剛果海上油田應(yīng)用。2003年巴西Camorim油田進行了兩口井的水力噴射壓裂施工[5-6]，2008～2011年間剛果Tchendo油田進行了三井次的水力噴射分段壓裂施工[7]。作業(yè)結(jié)束后對作業(yè)工程進行分析發(fā)現(xiàn)：① 一層壓裂泵注結(jié)束后，需要等壓力下降后進行管柱上提作業(yè)，單層壓力下降平均等待時間為7 h；②壓裂2～3段后，噴槍會產(chǎn)生刺漏現(xiàn)象，需起出管柱更換噴槍進行壓裂，導(dǎo)致單段壓裂平均需要時間為1.4～2.3天，作業(yè)時效較低。

砂塞/橋塞分段壓裂技術(shù)為在前一段壓裂泵注結(jié)束后，使用砂塞或橋塞在井筒中形成固體堵塞，使后續(xù)泵入的壓裂液和支撐劑進入新裂縫。此項技術(shù)的優(yōu)點為：① 工藝原理簡單，不存在砂卡管柱的風(fēng)險；② 壓裂作業(yè)結(jié)束后套管內(nèi)無任何縮徑，后期生產(chǎn)無限制。缺點為：① 作業(yè)程序繁瑣，導(dǎo)致作業(yè)周期長；② 需要連續(xù)油管進行沖砂或鉆橋塞作業(yè)，導(dǎo)致作業(yè)周期長、費用高。

表現(xiàn)在承包商被總包商、業(yè)主所要求執(zhí)行的HSE 標(biāo)準(zhǔn)往往比自身的標(biāo)準(zhǔn)高，更多的表現(xiàn)在對標(biāo)準(zhǔn)的執(zhí)行過程要求更嚴(yán)格。

此項技術(shù)在2007～2010年間在北海、西非海上油田得到應(yīng)用[8-10]。其中西非2008～2009間共實施13井次的砂塞/橋塞分段壓裂作業(yè)。施工結(jié)束后進行生產(chǎn)時效與施工費用分析發(fā)現(xiàn)，由于需要配套連續(xù)油管設(shè)備以及支持平臺，平均單層壓裂需要3～4天，增加了作業(yè)時間，同時大幅增加了作業(yè)費用。對生產(chǎn)時效分析，發(fā)現(xiàn)非作業(yè)時間中，因支持平臺、連續(xù)油管導(dǎo)致的非作業(yè)時間占比為36%，對整個作業(yè)時間影響較大（圖1）。施工費用情況分析，壓裂船以及壓裂材料總占比為36%，而配套的支持平臺以及連續(xù)油管費用占比達37%，對于整個作業(yè)施工費用影響占比較大（圖2）[10]。

圖 1 非作業(yè)時間占比圖Fig. 1 Proportion of non-operation time

圖 2 壓裂費用構(gòu)成圖Fig. 2 Composition of fracturing cost

裸眼封隔器投球滑套分段壓裂技術(shù)是近年來應(yīng)用較多且極為成熟的一項技術(shù)。壓裂管柱由浮鞋、隔離閥、壓差式滑套、裸眼封隔器、投球滑套、懸掛封隔器以及送入工具等組成，可在套管或裸眼井內(nèi)不動管柱完成多段壓裂施工。此項技術(shù)優(yōu)點為：工序簡單，可實現(xiàn)連續(xù)泵注，無需配套連續(xù)油管等設(shè)備，作業(yè)周期短。缺點為：① 井筒內(nèi)滑套節(jié)流較多，出現(xiàn)砂堵后，處理難度相對較大；② 壓后滑套無法重復(fù)開關(guān)，制約了后期進行重復(fù)壓裂以及堵水等作業(yè)實施。

西非、北海、黑海以及國內(nèi)海上低滲油田水平井分段壓裂施工均采用過此種工藝方式，可極大縮短作業(yè)時間。如在黑海油田作業(yè)中，通過采用海水基壓裂液體系，配套連續(xù)混配設(shè)備，可實現(xiàn)一天內(nèi)完成三段壓裂泵注作業(yè)[11]。西非海上進行了三口水平井壓裂作業(yè)，均采用此種分段方式，可實現(xiàn)一天內(nèi)完成兩段壓裂作業(yè)[12]。此類壓裂分段方式由于管柱內(nèi)滑套、封隔器較多，存在出現(xiàn)砂堵管柱、處理難度大的問題。如北海5Z井進行壓裂施工時，第一段泵注加砂至13.6 t支撐劑發(fā)生砂堵，處理砂堵管柱共耗時14天，極大影響了作業(yè)時效[9]。

（2）形成了“壓裂船+生產(chǎn)平臺”、“支持平臺（TENDER）+生產(chǎn)平臺”、“支持平臺（TENDER）+壓裂船+生產(chǎn)平臺”三種壓裂作業(yè)模式。

由于水平井分段壓裂需要壓裂設(shè)備、壓裂材料、返排設(shè)備以及配套裝備，而生產(chǎn)平臺面積有限，因此多采用“壓裂船+生產(chǎn)平臺”、“支持平臺（TENDER）+生產(chǎn)平臺”、“支持平臺（TENDER）+壓裂船+生產(chǎn)平臺”三種作業(yè)模式。

“壓裂船+生產(chǎn)平臺”作業(yè)模式為壓裂設(shè)備以及壓裂材料等擺放在壓裂船上，而返排設(shè)備以及配套連續(xù)油管等設(shè)備擺放在生產(chǎn)平臺上，壓裂施工作業(yè)時通過高壓軟管與平臺壓裂井口連接進行壓裂施工。作業(yè)結(jié)束后，壓裂船離開生產(chǎn)平臺，生產(chǎn)平臺利用壓裂液返排處理設(shè)備對壓裂液進行處理，達標(biāo)后壓裂液處理液進入生產(chǎn)流程[13]。

（3）海水基壓裂液體系、連續(xù)混配、壓裂液返排處理設(shè)備、壓裂船等配套技術(shù)發(fā)展迅速，加快了海上水平井分段壓裂施工的開展。

受作業(yè)載體、液體儲層空間、淡水運輸?shù)纫蛩叵拗?，采取淡水壓裂液體系施工嚴(yán)重影響海上壓裂施工周期與施工規(guī)模，增加了作業(yè)成本。而海水基壓裂液體系的成功應(yīng)用極大解決了這個問題。2008年黑海地區(qū)采用海水基非胍膠壓裂液體系進行海上壓裂施工，儲層溫度為93 ℃[11,13]；2013年北海地區(qū)采用海水基胍膠體系對87 ℃儲層進行水平井分段壓裂[9]；2016年中海油完成了170 ℃海水基壓裂液體系研發(fā)并在現(xiàn)場獲得應(yīng)用。目前中海油已經(jīng)實現(xiàn)了高溫海水基壓裂液體系研發(fā)、撬裝連續(xù)混配以及壓裂液返排處理設(shè)備的研發(fā)，并已在現(xiàn)場應(yīng)用，在渤海與東海施工中可實現(xiàn)1天完成2段壓裂施工作業(yè)，極大提高了壓裂作業(yè)時效。

隨著海上壓裂等各類增產(chǎn)措施作業(yè)量的不斷增加，海上壓裂船的數(shù)量不斷增加（至2011年全球共有壓裂船32艘），且持續(xù)增加。北海地區(qū)自1984年擁有首艘壓裂船，至2013年壓裂船已更新至第三代[14-15]。相比于第一代，新一代增產(chǎn)船改進主要體現(xiàn)在：船體規(guī)模增大可滿足大規(guī)模壓裂施工需求，第一艘壓裂船長76 m，載重3 424 t，可提供3 000水馬力作業(yè)支持，而最新的壓裂船長95 m，載重5150 t，可提供12 000水馬力支持；提升了設(shè)備可靠性，加強了設(shè)備的預(yù)防性保養(yǎng)以及備用設(shè)備的配置，施工水馬力、泵注排量以及供電能力上均可達到施工要求量的100%富余，保證施工安全；注重作業(yè)人員保護，新型壓裂船上的設(shè)備均可實現(xiàn)遠程控制，且酸液、壓裂液等均可在純密閉環(huán)境中進行攪拌配置，避免液體溢出、氣體泄漏導(dǎo)致人員受傷。

3 技術(shù)發(fā)展展望

盡管海上水平井分段壓裂技術(shù)有了極大的發(fā)展，但是經(jīng)濟效益不理想一直是制約海上水平井分段壓裂技術(shù)發(fā)展的核心因素。因此海上水平井分段壓裂技術(shù)的發(fā)展需要從提高單井產(chǎn)能、降低施工成本兩個角度進行技術(shù)攻關(guān)。結(jié)合陸地低滲油氣壓裂開發(fā)歷程以及近幾年來海上壓裂技術(shù)發(fā)展情況，未來海上水平井分段壓裂技術(shù)發(fā)展展望如下。

3.1 精細(xì)化的壓裂優(yōu)化方案設(shè)計

海上油氣生產(chǎn)經(jīng)濟門檻高，因此需要優(yōu)選出增產(chǎn)潛力大、物質(zhì)基礎(chǔ)好的層位進行合理的壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化來獲得最高的經(jīng)濟效益。盲目借鑒陸地低滲油氣壓裂開發(fā)經(jīng)驗，采用大規(guī)模、大排量的設(shè)計理念進行低滲、特低滲儲層壓裂開發(fā)很難得到良好的經(jīng)濟效益。如渤海油田某區(qū)塊通過層位優(yōu)選，篩選出儲層物性相對較好的油井進 行兩段的水力噴射壓裂施工，優(yōu)化后施工排量為2～2.5 m3/min，兩段加砂規(guī)模分別為 27.2 t 和17.7 t，采用平臺施工，作業(yè)工時僅 5 天，壓后初期日產(chǎn)油達到 100 m3/d（配產(chǎn) 65 m3/d），經(jīng)濟效益良好。

鑒于目前的油價以及壓裂技術(shù)水平，建議先在海上中低滲儲層中篩選增產(chǎn)潛力大的油氣井進行水平井分段壓裂開發(fā)，技術(shù)成熟后再進行低滲、特低滲層位的水平井分段壓裂開發(fā)，同時需要建立有效的注采井網(wǎng)，做好能量補充工作。

3.2 水平井分段壓裂工具的持續(xù)改進

海上水平井分段壓裂工具需求的核心就是安全、快速，現(xiàn)有的分段壓裂工具還存在以下改進方向。

（1）近幾年來國內(nèi)四海域有大量的中低滲淺層疏松砂巖儲層投入勘探開發(fā)，此類儲層開發(fā)難度遠低于低滲致密儲層。目前此類儲層多采用裸眼水平井高速水充填方式進行完井，投產(chǎn)效果多數(shù)不理想且防砂效果差，需要一種可實現(xiàn)水平井分段壓裂充填的壓裂完井工具，來達到增產(chǎn)、防砂的雙重目的，實現(xiàn)此類儲層的經(jīng)濟有效開發(fā)。目前國內(nèi)已具備直井定向井的一趟多層壓裂充填服務(wù)工具[16]，對于水平井分段壓裂充填工具仍處于研發(fā)攻關(guān)中。

（2）裸眼封隔器投球滑套分段壓裂工藝需要考慮提升滑套重復(fù)開關(guān)性能，以滿足后期生產(chǎn)中重復(fù)壓裂或堵水作業(yè)需求。

（3）橋塞分段壓裂工藝應(yīng)加大可溶橋塞研發(fā)力度，提升產(chǎn)品可靠性，此項技術(shù)將具有作業(yè)時效快、不需配套設(shè)備、壓后井筒全通徑等各項技術(shù)優(yōu)點，在海上水平井分段壓裂施工中必將擁有廣闊的應(yīng)用市場。

3.3 海水基壓裂液技術(shù)的不斷完善

目前海水基壓裂液體系已成熟，且在海上水平井壓裂施工中得到了應(yīng)用，但在以下兩方面還存在改進空間。

（1）海水基壓裂液單劑研發(fā)需多劑合一。海上水平井壓裂施工均采用連續(xù)混配設(shè)備，單劑均通過液添設(shè)備實時泵入到連續(xù)混配設(shè)備中，過多的單劑將導(dǎo)致占用場地面積大，且施工風(fēng)險增加，因此有必要進行多劑合一，減少壓裂液體系單劑種類。

（2）海水基壓裂液體系需實現(xiàn)酸性交聯(lián)。目前所用的海水基壓裂液體系為堿性條件下交聯(lián)，而海水中富含鈣鎂等離子，在堿性條件下易發(fā)生沉淀，影響壓裂液性能。目前做法為在壓裂液中加入金屬螯合劑，防止金屬離子沉淀。而由于海洋環(huán)保要求，北海地區(qū)已經(jīng)不允許金屬螯合劑的使用，目前該地區(qū)已研發(fā)出適合于酸性條件交聯(lián)的海水基壓裂液體系[9]。

四 結(jié)束語

隨著海上水平井分段壓裂優(yōu)化設(shè)計方法、分段壓裂工具、壓裂液體系以及其他配套壓裂設(shè)備性能的不斷提升，最終必將形成高效、快捷、安全的海上水平井分段壓裂技術(shù)。