劉 鵬 徐 剛 陳 毅 李 進 徐 濤

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

渤中25-1油田位于渤海灣盆地下第三系背斜構(gòu)造,2005年投入開發(fā),由于主力含油層段沙河街組儲層滲透率非常低,井間連通性差,單井產(chǎn)量低,儲層基本處于原始狀態(tài)。國內(nèi)外礦場經(jīng)驗表明,水平井分段壓裂是低滲透油氣藏提高單井產(chǎn)能和儲量動用程度的重要手段[1-6]。為此,以中油海16號自升式鉆井平臺為作業(yè)載體,國內(nèi)海上首次運用水平井套管內(nèi)多級封隔器分段壓裂技術(shù)開展大型加砂壓裂先導(dǎo)性試驗,并取得成功。

1 基本概況

表12口水平井基本情況

井號完鉆井深/m水平段長/m滲透率/10-3 μm2孔隙度/(%)完井方式水平段固井質(zhì)量C 1 H4 6884680.8～5.511.6～14.9Φ 244.5 mm套管懸掛Φ 139.7 mm尾管固井完井差C 2 H4 7354000.2～4.010.1～15.7Φ 244.5 mm套管懸掛Φ 139.7 mm尾管固井完井差

2 海上大型壓裂施工難點與對策

2.1 壓裂施工難點

海上大型壓裂施工條件受限,且受季節(jié)因素影響,海況復(fù)雜多變,同時還須兼顧作業(yè)安全、環(huán)保等風(fēng)險控制[7-10],海上大型壓裂施工難點主要包括以下方面:

1)水平井多段壓裂改造規(guī)模大,將壓裂設(shè)備、材料與工具等放置在壓裂船或三用工作船上的常規(guī)海上壓裂施工方式適應(yīng)性差、安全風(fēng)險更高。

2)與陸地油田壓裂相比,海上大型壓裂地面連續(xù)供液、供砂施工配套工藝保障難度更大。

3)2口水平井Φ 244.5 mm套管整體固井質(zhì)量較好,Φ 139.7 mm尾管固井質(zhì)量整體較差,最后一級壓裂時壓力竄至Φ 244.5 mm套管內(nèi)風(fēng)險相對較大。

4)目的儲層非均質(zhì)性強,層薄跨度大,巖性致密且破裂壓力高,增加了壓開地層造長縫的難度。

2.2 技術(shù)對策

1)打破常規(guī)海上壓裂施工方式(壓裂船或者拖輪),以自升式鉆井平臺為施工載體,壓前做好壓裂設(shè)備布置與流程聯(lián)接設(shè)計。

通過充分調(diào)動、整合自升式鉆井平臺上現(xiàn)有的設(shè)備設(shè)施和空間資源,合理地優(yōu)化了壓裂設(shè)備及其相關(guān)輔助設(shè)備的布置方案。將壓后返排的流程設(shè)備擺放在采油平臺主甲板,將壓裂液配制設(shè)備布置在鉆井平臺主甲板,壓裂橇、混砂橇、砂罐等主要壓裂設(shè)備全部布置在鉆井平臺管子堆甲板,現(xiàn)場壓裂設(shè)備布置示意圖見圖1。

圖1 現(xiàn)場壓裂設(shè)備布置示意圖

2)鉆井平臺壓裂采取非連續(xù)施工,保證供液、供砂都能跟上。

作為壓裂施工的配套設(shè)施,鉆井平臺上的泥漿艙等設(shè)備的儲液能力一定程度上限制了海上大型壓裂規(guī)模,鉆井平臺壓裂只好采取非連續(xù)施工,非連續(xù)性體現(xiàn)在以下兩方面:一是壓裂液配制工藝流程,仍沿用傳統(tǒng)“先配制,后使用”的壓裂液施工工藝流程,壓裂施工期間壓裂液通過泥漿泵輸送至管子堆甲板上的緩沖罐內(nèi),現(xiàn)場壓裂液配制工藝流程見圖2;二是壓裂工藝流程,每壓完一段后進行關(guān)井、配液、備砂，再開井、投球打開滑套壓下一段。壓裂液配制與施工期間,停在自升式鉆井平臺附近的壓裂補給船根據(jù)需要可進行打清水、配液、倒液和主壓裂施工作業(yè)配合。

圖2 現(xiàn)場壓裂液配制工藝流程

3)壓裂管柱增加了Φ 244.5 mm懸掛封隔器,井口套管閥處安裝雙安全限壓閥管控風(fēng)險。

壓裂管柱增加Φ 244.5 mm懸掛封隔器(工具耐壓差69 MPa,耐溫177 ℃),保護懸掛封隔器上部的 Φ 244.5 mm 套管;在井口套管打平衡壓,另一側(cè)閥門處安裝雙安全限壓閥(限壓13 MPa),在突發(fā)壓力上升時能自動打開卸壓;同時,施工過程中對套壓實時監(jiān)測,若發(fā)現(xiàn)套壓異常上升則停止加砂。

4)采用支撐劑段塞工藝和大排量施工提高壓裂效果。

在前置液階段加入小粒徑支撐劑段塞,可有效降低彎曲摩阻并減少多裂縫的形成,同時降低液體濾失,采用大排量施工有利于壓開儲層,提高主裂縫延伸的可能性。

3 分段壓裂工具與壓裂參數(shù)設(shè)計

3.1 分段壓裂工具及管柱結(jié)構(gòu)

試驗選擇了哈里伯頓水平井完井分段壓裂工具,可實現(xiàn)多層分段壓裂,不需要壓井投產(chǎn)。管柱結(jié)構(gòu)主要包括球座總成、壓差滑套、隔離封隔器、投球滑套和懸掛封隔器。壓裂管柱入井后,投泡沫球入球座總成,坐封隔離封隔器,并打開底部壓差滑套,然后進行壓裂施工;隨后逐級投可溶金屬球依次打開投球滑套對其它目的層進行壓裂,壓后放噴試生產(chǎn)不動管柱,實現(xiàn)一趟管柱完成3～5段壓裂,高效快捷。后期壓裂管柱可實現(xiàn)丟手,過提提出棘齒密封,更換為生產(chǎn)/注水管柱,這一趟管柱實現(xiàn)了壓裂生產(chǎn)一體化,具有節(jié)省工期、工藝成熟、工具可靠性高的優(yōu)點[11-15]。水平井分段壓裂主要工具技術(shù)參數(shù)見表2。

表2水平井分段壓裂主要工具技術(shù)參數(shù)

工具名稱規(guī)格尺寸/mm長度/m外徑/mm內(nèi)徑/mm耐溫/℃承受壓差/MPa懸掛封隔器244.51.99206.3874.9117769隔離封隔器139.72.11116.6671.88817764.1投球滑套760.83100.3360.96176.7-壓差滑套88.91.10114.3-176.7-坐封球座88.90.604114.3-176.7-水力錨88.90.82107615070

3.2 壓裂參數(shù)設(shè)計

采用壓裂分析軟件FracproPT進行壓裂施工參數(shù)設(shè)計,在每口井正式壓裂前進行小型測試壓裂以認(rèn)識儲層,確定和調(diào)整正式壓裂參數(shù)[16-20]。借鑒渤中25-1油田前期已措施井的壓裂經(jīng)驗,選擇了較為穩(wěn)妥的壓裂泵注程序,設(shè)計C 1 H、C 2 H井加砂規(guī)模分別為166.4、79.1 m3,各井段設(shè)計壓裂參數(shù)見表3。

表3各井段設(shè)計壓裂參數(shù)

井號壓裂級序射孔井段/m前置液比例/(%)施工排量/(m3·min-1)砂量/m3平均砂比/(%)C 1 H第一段4 590～4 59351.63.5～4.030.720第二段4 497～4 50051.53.5～4.535.220第三段4 361～4 36451.53.5～4.535.220第四段4 260～4 26351.43.5～4.535.220第五段4 147～4 15051.63.5～4.030.120C 2 H第一段4 660～4 66351.13.5～4.025.320第二段4 547～4 55051.33.5～4.028.520第三段4 422～4 42551.23.5～4.025.320

4 現(xiàn)場試驗及效果

4.1 測試壓裂分析

分別采用Φ 88.9 mm+Φ 73.0 mm的3 Cr-P 110外加厚油管注入線性膠對C 1 H、C 2 H井第一段進行小型測試壓裂作業(yè)。運用壓裂分析軟件FracproPT對停泵后的壓降曲線進行擬合分析,結(jié)果見表4。

表4C1H、C2H井第一段小型測試壓裂分析數(shù)據(jù)

井號停泵壓力/MPa閉合壓力/MPa閉合壓力梯度/(MPa·m-1)閉合時間/min液體效率/(%)近井摩阻/MPa凈壓力/MPa濾失系數(shù)/(10-4·min-12)C 1 H80.373.430.019 637.270.12.66～75.3C 2 H78.571.560.018 835.167.32.46～76.1

4.2 分段壓裂施工

采用油管注入非連續(xù)8段進行壓裂作業(yè),歷時8 d,C 1 H井分5段進行壓裂,共成功完成163 m3支撐劑、1 831 m3壓裂液的注入。C 2 H井分3段,共完成90 m3支撐劑、1 006 m3壓裂液的注入。各段壓裂實際指標(biāo)均達到了設(shè)計要求,現(xiàn)場試驗情況統(tǒng)計見表5。

表5現(xiàn)場試驗情況統(tǒng)計表

井號壓裂級序入地液量/m3前置液比例/(%)加砂量/m3平均砂比/(%)施工排量/(m3·min-1)施工泵壓/MPaC 1 H第一段337.944.531.520.42.963.0～71.5第二段378.744.028.816.73.063.1～69.0第三段403.541.735.818.63.563.3～68.8第四段381.142.035.720.73.561.0～66.0第五段349.842.931.322.73.657.0～65.0C 2 H第一段336.344.028.522.53.366.0～71.5第二段349.442.932.122.53.462.5～67.5第三段320.143.729.222.53.261.2～68.0

4.3 壓后效果

表62口水平井先導(dǎo)性試驗效果分析表

井號目的層位垂深/m原始地層壓力/MPa儲層厚度/m油壓/MPa折算流壓/MPa生產(chǎn)壓差/MPa日產(chǎn)油/(m3·d-1)比采油指數(shù)/(m3·d-1·MPa-1·m-1)與鄰井直井產(chǎn)能倍數(shù)C 1 HC 2 HC 5沙三段沙三段沙三段3 73757.234.07.140.616.672.00.12753 79058.032.010.043.914.193.00.20783 81657.520.4-22.235.318.80.0261

5 結(jié)論

1)通過整合鉆井平臺上設(shè)備設(shè)施等資源,克服海上大規(guī)模壓裂難點,順利實施了2口套管完井的水平井分段壓裂,投產(chǎn)后增產(chǎn)效果明顯,為今后渤海低滲透儲層水平井完井和壓裂改造技術(shù)發(fā)展提供了成功經(jīng)驗。

2)水平井完井分段壓裂工具性能可靠,一趟管柱實現(xiàn)了水平段選擇性分段壓裂與投產(chǎn)一體化,明顯節(jié)省工期,因此保證工具入井順暢到位至關(guān)重要。

3)國內(nèi)海上水平套管井首次大型加砂壓裂施工的成功證明該作業(yè)模式可以參考借鑒,建議后續(xù)海上大型壓裂在保證液體性能穩(wěn)定的前提下實現(xiàn)壓裂液連續(xù)混配與施工，以縮短作業(yè)時間，降低作業(yè)成本。