大位移、大斜度井壓裂充填工藝設計及應用

張文博，徐鳳祥，張倫，倪濤，楊立軍，鄭九洲

(中海油田服務股份有限公司天津分公司，天津 300450)

0 引言

在海上油氣田開發(fā)過程中，地層出砂將嚴重影響油井的產(chǎn)能和壽命[1-2]。通過對油藏層位進行出砂預測，選擇合適的防砂方式，將進一步提高油氣田產(chǎn)量[3-5]。礫石充填防砂強度高、有效期長、產(chǎn)能損失相對較小[6-7]，常用的充填方式有：壓裂充填和高速水充填[8-9]；渤海某油田壓裂充填的充填系數(shù)高、泄油面積大，表皮系數(shù)低；參考渤海地區(qū)實際生產(chǎn)經(jīng)驗，壓裂充填防砂初期產(chǎn)量、產(chǎn)油指數(shù)、月產(chǎn)量遞減率等指標均優(yōu)于高速水充填防砂；并且該區(qū)塊探井未鉆遇大套邊底水，適宜采用壓裂充填方式；同時考慮沙河街組儲層酸化投產(chǎn)，增產(chǎn)效果較好，因此不再采取壓裂措施。綜上采用壓裂充填的方式，一方面防砂效果良好，另一方面也能達到增產(chǎn)的效果。

井身結構優(yōu)化是鉆完井降本提效的主要措施之一[10]，渤海油田某區(qū)塊采取7”套管“瘦身井”井身結構[11]；常規(guī)定向井一次多層壓裂充填管柱結構復雜[12]，施工難度較大，大位移、大斜度井更是給防砂管柱的下入和壓裂充填作業(yè)帶來嚴峻的挑戰(zhàn)。難點在于在防砂管柱下入過程中，管柱下入摩阻大，容易造成管柱下入遇阻，下放噸位不足不利于解卡[13]；同時在充填作業(yè)中，由于下壓噸位不足，容易導致管柱上竄。此外由于水平壓裂段過長，攜砂困難，很可能提前脫砂，導致環(huán)空充填不滿，影響防砂質(zhì)量。該區(qū)塊23 口井中，常規(guī)定向井2 口，大位移、大斜度井20 口，大位移水平井1 口，大斜度、大位移井占比達90%；但是針對大位移、大斜度井[14-16]的壓裂充填工藝設計與對策的研究相對較少；因此，針對大位移、大斜度井的壓裂充填作業(yè)，通過開展壓裂充填的工藝設設計、管柱下入模擬分析[17]、反循環(huán)摩阻計算等工作，來提高作業(yè)效率、降低作業(yè)風險、確保施工質(zhì)量，對未來同類型大位移、大井斜防砂井的壓裂充填作業(yè)有較大的借鑒意義。

1 壓裂充填設計

1.1 壓裂充填工藝設計

1.1.1 壓裂充填選井

該區(qū)塊主要開采館陶組，沙三上段以及沙四段。儲層泥質(zhì)含量較高，粘土礦物吸水膨脹性強，礦物酸溶性較差，地層砂均質(zhì)系數(shù)Uc 值均大于5，地層砂極不均勻，采用聲波時差法、B 指數(shù)法、斯倫貝謝S 指數(shù)法和實驗法分井區(qū)分層位進行出砂風險預測。預測分析，本次開發(fā)的1 井區(qū)和6 井區(qū)館陶組、沙三上段、沙三下段儲層出砂風險較高，推薦采取防砂措施。

新近系館陶組儲層孔隙度分布范圍21.2%～36.8%，平均值30.6%；滲透率分布范圍25.9～8 643.4 mD，平均值為2 095.0 mD，具有特高孔特高滲儲層特征；地層原油密度：0.929 t/m3，地層原油黏度：468.13 mPa·s。沙河街組沙三上段、沙三中段儲層孔隙度分布范圍20.0%～36.5%，平均值31.8%；滲透率分布范圍12.1～269.0 mD，平均值為130.0 mD，具有特高孔、中滲儲層特征。沙四段儲層孔隙度分布范圍15.5%～21.2%，平均值18.8%；滲透率分布范圍14.3～52.1mD，平均值為32.1 mD，具有中孔、中～低滲儲層特征，壓裂充填可以有效解決稠油低滲油藏出砂問題。

對較長的生產(chǎn)層段、層狀砂巖、頁巖夾層、低電阻產(chǎn)層、受嚴重傷害的產(chǎn)層、可能存在微粒運移的產(chǎn)層，均可考慮實施壓裂充填技術。

綜上所述，該油田開發(fā)需要適當?shù)牧芽p進行增產(chǎn)，高速水充填以及循環(huán)充填不是最好的選擇，應選擇壓裂充填造縫以降低生產(chǎn)壓差，減緩、避免巖石破壞。

1.1.2 壓裂充填施工參數(shù)優(yōu)化設計

通過測井、取芯等方法獲取儲層參數(shù)，是壓裂充填設計的基礎。根據(jù)相關參數(shù)計算裂縫規(guī)模，從而得到最優(yōu)的縫長縫寬，再通過壓裂施工設計軟件進行模擬，對數(shù)學模型的運算求解，實現(xiàn)對壓裂施工過程的泵注程序設計及裂縫幾何尺寸的預測。在壓裂充填施工中，壓裂設計軟件主要可以設計泵注程序以及得到特定泵注程序下裂縫的幾何尺寸和支撐劑分布。最終可預測產(chǎn)能，為壓裂充填效果提供保障。

1.1.3 壓裂液優(yōu)選

該區(qū)塊地層溫度普遍較低，館陶組44～50 ℃，沙河街組58～78 ℃，膠液破膠速度可能受到影響[18]，針對壓裂膠液在低溫環(huán)境下破膠速度慢的難題，創(chuàng)新性使用低溫破膠酶，大幅度提升了返排效率。

該壓裂夜體系具有高質(zhì)量、高黏度、高攜砂能力，高磅數(shù)，低殘留并且破膠可控的特點。用于壓裂充填的25#，30#，35#的線性膠和交聯(lián)膠體系。相較于同類其他產(chǎn)品，該Delta 壓裂液體系具有以下優(yōu)勢：

(1)高黏、高攜砂性：在達到同等攜砂效果的條件下盡可能節(jié)省膠粉的消耗，為客戶降低作業(yè)所需的經(jīng)濟成本；

(2) 適應性好，可用海水混配：該壓裂液體體系均可采用海水作為基液進行配制。海水經(jīng)簡單的機械篩分和硅藻土粗過濾即可投入使用，而無需自來水或純凈度較高的工業(yè)用水。因此可大大縮短配膠所需時間，并減少因膠液貯存所產(chǎn)生的費用。

1.2 管柱下入模擬

大位移井管柱下入時下入困難，易出現(xiàn)屈曲、篩管磨損、壓裂時下壓噸位不足等問題。在進行大斜度、大位移作業(yè)前應進行管柱的下入模擬分析，借助Landmark-Well Plan 模塊，評估下入可行性及下入風險。為了確保防砂管柱可以在風險可控的條件下順利下入，下入模擬的到位最小下放懸重不得小于20 t，封隔器處的最小下壓力不得小于15 t。

模擬計算思路如下：

(1) 鉆桿組合優(yōu)選。由于井身屬大斜度、大位移井，加重鉆桿放在大斜度段起不到增加下入重量的作用。同時，因該井井斜過大，對鉆桿抗屈服能力的要求也更高，常規(guī)3-1/2″鉆桿下壓容易產(chǎn)生屈曲。因此采用倒裝鉆桿(加重鉆桿配置于普通鉆桿以上)以及4-1/2″鉆桿。

(2)下入可行性分析。利用軟件計算下入過程，驗證是否存在屈曲及下入摩阻過大情況存在。

1.3 摩阻計算

1.3.1 沖管優(yōu)選

目前國外公司防砂管柱普遍采用1.9″ 和2-7/8″沖管的組合形式，根據(jù)現(xiàn)場數(shù)據(jù)最高僅能達到8 b/min，無法滿足壓裂充填作業(yè)，故需擴大內(nèi)沖管內(nèi)徑尺寸并結合防砂后內(nèi)通徑為3.88″，初選2-3/8″和3-1/2″的組合，沖管內(nèi)通徑分別提高19.7% 和25.4%，彌補現(xiàn)有技術沖砂管尺寸小的弊端，充填主通道流通面積大，基本能夠?qū)崿F(xiàn)大通徑、大排量、低摩阻的壓裂充填作業(yè)。

表1 沖管技術參數(shù)

1.3.2 充填摩阻分析

采用3 1/2″+2 3/8″沖管組合進行礫石充填作業(yè)，根據(jù)每口井射孔數(shù)據(jù)會做出單獨配管方案，根據(jù)對應配管方案可進行更準確的摩阻分析，為配管方案優(yōu)化及作業(yè)方案提供參考。

2 應用案例

以該區(qū)塊A1 井為例，生產(chǎn)層位在館陶組，井深為3 556 m，井斜為84.12°，水垂比為3.17，具有大斜度、大位移、井深的特點。

2.1 防砂管柱設計

2.1.1 防砂工具選擇

該井的套管組合為：13-3/8″×400 m+9-5/8″×2 650 m+7″×3 570 m；防砂管柱分為外管柱如圖2 所示和內(nèi)管柱如圖3 所示，外管柱由頂部封隔器總成[頂部封隔器+底部接頭+上延伸筒＋充填滑套+下延伸筒+ 負荷顯示接箍] ＋盲管＋篩管＋隔離封隔器總成×n(隔離封隔＋上延伸筒＋充填滑套+下延伸筒+負荷顯示接箍)＋盲管＋篩管＋插入密封＋沉砂封隔器組成。內(nèi)管柱由頂部封隔器坐封工具+3-1/2″及2-3/8″沖管 +上部密封×n+3-1/2″及2-3/8″沖管+充填工具總成+反循環(huán)單流閥+負荷顯示器+滑套單關工具+中心管+滑套開關工具+3-1/2″沖管+中部密封×n+底部密封組成。

圖2 方案二下入可行性分析

圖3 A1 井頂部N1g Ⅱ-1 層模擬裂縫形態(tài)

2.1.2 防砂管柱下入分析

利用Landmark 軟件開展大位移井下入可行性分析，為確保工具順利到位，同時保證壓裂作業(yè)時足夠的下壓噸位，通過計算4-1/2″ 篩管柱下入摩阻，分析下入的可行性，為作業(yè)設計提供參考依據(jù)。如圖1和圖2所示，選取方案一：3-1/2″ HWDP 1 004 m+3-1/2″DP 1 400 m+ 防砂管柱以及方案二：4″HWDP 1 004 m+4″ DP 1 400 m + 防砂管柱兩種方案，其中方案一到位后下放懸重為17.6 t，上提懸重為51.6 t，封隔器處最大下壓力8 t，管柱無屈曲；方案二到位后下放懸重為28.7 t，上提懸重為58.1 t，封隔器處最大下壓力17 t，管柱無屈曲；根據(jù)模擬結果，采用倒裝鉆具、選用4”鉆桿的方式，確保工具到位后有足夠的下放懸重(建議大于15 t)。

圖1 方案一下入可行性分析

2.2 壓裂充填工藝設計

以A1 井N1gⅡ-1 層位為例優(yōu)化相關壓裂充填施工工藝參數(shù)。

2.2.1 壓裂規(guī)模

N1gⅡ-1 層位平均滲透率為271 mD，根據(jù)油藏裂縫參數(shù)優(yōu)化結果，最優(yōu)半縫長為20 m，導流能力優(yōu)化效果明顯。

2.2.2 壓裂工藝方案

根據(jù)油藏設計裂縫規(guī)模，通過壓裂施工設計軟件進行模擬，對數(shù)學模型的運算求解，實現(xiàn)對壓裂施工過程的泵注程序設計及裂縫幾何尺寸的預測。油藏地質(zhì)數(shù)據(jù)，以館陶組A1 井頂部N1g Ⅱ-1 層為例，基于油藏地質(zhì)模型提出的裂縫規(guī)模，設計如下泵注方案，前置液占比25%，前置液砂液量86 bbls。

2.3 完工評價

A1 井頂部N1g Ⅱ-1 層設計砂量為26 000 lb，主充填設計最高砂比為3 lb/gal，泵注排量為14 b/min。最終打砂量為26 348 lb，返出1 946 lb，凈射孔段垂深充填系數(shù)847 lb/ft，凈射孔段斜深充填系數(shù)153 lb/ft，盲管埋高為13ft。最終裂縫尺寸，縫長39.4 m，縫寬0.584 cm，縫高15 m，形成短寬裂縫，達到壓裂充填預期效果。

3 結語

(1)對于大位移井，防砂管柱下入困難，選擇適用的鉆桿組合是管柱能否順利下入的關鍵。通過開展大位移井下入可行性分析，通過采用倒裝鉆具、選用4″鉆桿的方式，確保管柱下入到位并滿足最小下壓噸位要求。選用4″鉆桿使得反循環(huán)摩阻大幅度降低，大大降低了的防砂工具砂卡的風險，對未來同類型大位移、大井斜防砂井具有較大的借鑒意義。

(2)針對壓裂膠液在低溫環(huán)境下破膠速度慢的難題，采用低溫破膠酶，可以大幅提高反排效率。

(3)對于大位移，大斜度井，在壓裂充填現(xiàn)場應用中，采用低砂比，大排量充填，從而形成短寬縫，達到了良好的充填防砂效果。