王廣濤，徐創(chuàng)朝，曹宗熊，郭小勇

(中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018)

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鄂爾多斯盆地致密儲層井下控砂壓裂技術

王廣濤，徐創(chuàng)朝，曹宗熊，郭小勇

(中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018)

鄂爾多斯盆地儲層致密且特征復雜，常規(guī)體積壓裂難以形成復雜裂縫，單井產量低，為此引進了井下控砂壓裂技術，并通過研發(fā)專用井下混砂工具、開展井下混砂工具全尺寸地面模擬試驗、優(yōu)化壓裂工藝關鍵參數，形成了井下控砂壓裂工藝，以實現實時控制井底砂濃度、形成縫內支撐劑架橋、提高裂縫復雜程度的目的。該技術在鄂爾多斯盆地30口井的壓裂作業(yè)中進行了成功應用，最高砂濃度1 800 kg/m3(20/40目石英砂體積密度1.62 g/cm3、視密度2.64 g/cm3)，與應用混合水壓裂的油井相比，平均產油量顯著提高，且可節(jié)省1/3左右水功率和用液量，大幅降低了壓裂成本。應用結果表明，采用井下控砂壓裂技術可以達到提高致密儲層縫內凈壓力、增加裂縫復雜程度的目的，能夠實現致密油儲層的有效改造，提高單井產量。

致密儲層；控砂壓裂；混砂工具；凈壓力；鄂爾多斯盆地

鄂爾多斯盆地長6—長8層是長慶油田實現穩(wěn)產5 000×104t的重要資源基礎，其縱向上表現為砂泥層共生，層內泥質、鈣質隔夾層較發(fā)育，地應力、脆性指數等特征變化較大，天然裂縫一般較為發(fā)育。前期采用混合水體積壓裂工藝對長6—長8層進行壓裂改造[1]，但單井產量較低(試油產量一般為4～8 t/d)，因而急需研究應用新型壓裂技術。通過調研國內外致密油儲層改造作業(yè)情況發(fā)現，增加裂縫復雜程度可以提高單井產量[2]。為此，長慶油田從國外引進了井下控砂壓裂技術。該技術起源于北美地區(qū)，采用連續(xù)油管連接井下混砂器與水力噴射聯作，在井下實時調控砂濃度而實現縫內暫堵壓裂，提高裂縫復雜程度。該技術近年來在美國鷹灘和瑪西拉頁巖氣水平井多段壓裂中得到了成功應用[3-7]。該技術在我國尚無應用先例，工藝技術及配套工具急待研發(fā)。針對鄂爾多斯盆地致密儲層特征，長慶油田在充分調研國外技術資料的基礎上，揭示了井下控砂壓裂的增產機理，優(yōu)化了壓裂工藝參數，自主研發(fā)了井下混砂工具、壓裂液,形成適用于鄂爾多斯盆地致密儲層的井下控砂壓裂技術，并在該盆地30口井進行了應用，平均產油量顯著提高，初步實現了復雜特征致密儲層的有效改造，開辟了提高致密油單井產量的新途徑。

1　增產機理

井下控砂壓裂技術通過實時控制井底砂濃度的變化，實現裂縫中支撐劑架橋的形成和解除。在此過程中，隨著壓裂裂縫中支撐劑架橋的形成，瞬時增大縫內凈壓力，開啟天然微裂縫，形成新的剪切裂縫，提高了裂縫的復雜程度，同時增大了改造體積[8-9],增產原理如圖1所示。

圖1　井下控砂壓裂增產原理Fig.1　Productivity enhancement by using fracturing techniques with down-hole sand control

具體工藝過程如下：采用油管攜帶砂濃度較高的攜砂液，通過調整環(huán)空排量實時控制井下砂濃度。當環(huán)空排量降至0時，將高濃度的支撐劑泵入裂縫中，最終支撐劑在裂縫中形成架橋，導致裂縫內的凈壓力瞬時升高，此后不斷提高環(huán)空排量解除架橋，重復以上過程直至完成壓裂。

2　關鍵技術研究

井下控砂壓裂技術的關鍵是實時控制井下砂濃度，為實現油管內砂濃度高的攜砂液與環(huán)空內純液體快速、均勻混合,需優(yōu)選注入方式，研發(fā)專用井下混砂工具。同時，針對鄂爾多斯盆地致密儲層的特征，圍繞提高縫內凈壓力，需開展壓裂工藝關鍵參數、壓裂液及支撐劑優(yōu)化。

2.1注入方式的優(yōu)選

為優(yōu)選合適的注入方式，實現井底實時均勻控制砂濃度的目的，筆者對幾種注入方式的井下混砂情況進行了分析，結果如圖2所示(“砂濃1”指井底攜砂液的砂濃度，“砂濃2”、“砂濃3”指井筒中攜砂液的砂濃度，“液”指滑溜水)。

圖2　不同注入方式下的井底混砂情況示意Fig.2　Bottom-hole sand mixing conditions in different injection designs

從圖2可以看出，目前常規(guī)壓裂施工采用的井口改變砂濃度的地面混砂注入方式，存在井下混砂不實時的問題；采用地面混砂、環(huán)空加砂油套同注的方式或地面混砂、油管加砂油套同注的注入方式，存在井下混砂不實時且不均勻的問題，而且高砂濃度施工時容易發(fā)生砂堵；采用井下混砂、油管加砂油套同注的注入方式，同樣存在井下混砂不實時的問題；采用井下混砂器混砂、油管加砂油套同注的注入方式，則可以實現井下實時、均勻混砂。因此，最終選擇采用井下混砂器混砂、油管加砂油套同注的注入方式：油管小排量攜帶高濃度支撐劑，環(huán)空注滑溜水不攜砂，采用井下混砂器通過調整環(huán)空排量實時均勻控制井底砂濃度，環(huán)空降排量時會形成支撐劑架橋。

2.2混砂工具的研制

為實現環(huán)空液體與油管內砂濃度高的攜砂液混合并順利入井，在借鑒國外相關工具的基礎上，研制開發(fā)了專用井下混砂工具，其基本組成自上而下依次為高性能振蕩器、混砂器、多功能堵頭，如圖3所示。該工具的最大外徑為100 mm，可承壓70 MPa，可耐溫120 ℃，壓裂時油管直接與振蕩器連接并下至井底。

圖3　井下混砂工具基本組成Fig.3　Basic structure of sand mixing down-hole tools

2.2.1振蕩器的設計

為了提高混砂工具的可靠性和穩(wěn)定性，保證更好的混砂效果，基于Helmholtz振蕩腔的原理設計了高性能振蕩器。該振蕩器通過流道形狀的變化使攜砂液在流動過程中產生振動，在混砂器的旋流效應共同作用下實現同環(huán)空液體在井底快速均勻混合，提高混砂效果。其基本結構見圖4。

圖4　振蕩器基本結構Fig.4　Basic structure of the oscillator1.上游噴嘴；2.振蕩腔；3.下游噴嘴

Helmholtz振蕩腔原理為[10]：高壓水射流經過噴嘴后形成射流束(上游噴嘴的幾何形狀及加工的精度會直接影響射流束的流動狀態(tài))，在向下游流動時形成渦量擾動，并在射向下游的過程中，在一定頻率范圍內的擾動會得到放大。

2.2.2混砂器的研制

基于流體旋流混合原理，確定了通過機械端口引導流體旋流攪拌的思路，通過流體力學數值分析等手段對混砂器的混砂機理進行了研究，設計了旋流型井下混砂器的結構。由數值模擬分析結果(見圖5、圖6)可以明顯看出，在相同位置處，旋流型混砂器的均勻混合能力要明顯高于直噴型混砂器。

向油管內注入高砂比攜砂液，向油套環(huán)空變排量注入滑溜水，使兩者在混砂器的作用下充分混合，該過程主要分為2個階段：1)油管內砂濃度高的攜砂液剛從混砂器流出階段，由于混砂器出口軸線與中軸線存在一定的偏心距和角度，會產生旋流效應，有利于液體混合；2)砂濃度高的攜砂液流出混砂器與滑溜水混合后，混合液流至工具的末端時，由于流動空間增大，在套管內的流速相應降低，邊界層分離，由于液體的強剪切流動，在混砂器下游產生漩渦，同時由于密度差的影響，進一步加速液體混合效果。

圖5　直噴型混砂器混合效果模擬Fig.5　Performance simulation of sand-mixing by using mixer of direct injection type

圖6　旋流型混砂器混合效果模擬Fig.6　Performance simulation of sand-mixing by using mixer of cyclone type

2.2.3地面模擬試驗

為了驗證井下混砂工具的混砂性能、泵注設備性能和壓裂液攜砂性能，進行了井下混砂工具全尺寸地面模擬試驗。試驗發(fā)現，在API油管(內徑50.3 mm)、最小排量為0.84 m3/min和環(huán)空排量在0～5 m3/min變化的注入條件下，井下混砂工具可以滿足最高砂濃度1 800 kg/m3的混砂需要(支撐劑采用20/40目石英砂，其體積密度為1.62 g/cm3，視密度為2.64 g/cm3；油管注入0.6%CJ2-6胍膠基液，油套環(huán)空注入0.08%CJ2-6滑溜水)，混砂效果較好。

2.3壓裂工藝設計

2.3.1壓裂參數優(yōu)化

1) 排量。油管排量優(yōu)化的主要依據是井下混砂工具地面模擬試驗結果。API油管(內徑50.3 mm)地面模擬試驗排量為0.84～1.43 m3/min，通過臨界攜砂流速換算得出長慶油田常用API油管(內徑62.0 mm)壓裂時的排量為1.41～2.05 m3/min(見表1)。

表1　不同規(guī)格油管的排量界限

注：Q1為臨界攜砂速度下的最小允許排量；Q2為臨界沖蝕速度下的最大允許排量。

前期鄂爾多斯盆地致密儲層混合水壓裂研究結果表明，當總排量超過一定值后，裂縫縫高容易失控，同時縫內凈壓力增加也不明顯，但井下控砂壓裂工藝為提高裂縫縫內凈壓力，需要控制裂縫高度過度延伸。以鄂爾多斯盆地A區(qū)塊長7層為例，當施工排量超過7 m3/min時，縫高容易失控，縫內凈壓力不再增加(如圖7所示)。因此，長7層井下控砂壓裂總排量應不超過7 m3/min，環(huán)空變排量優(yōu)化為0～5.0 m3/min；同樣長6層、長8層環(huán)空變排量優(yōu)化為0～4.0 m3/min。

圖7　A區(qū)塊長7層混合水壓裂排量與凈壓力的關系Fig.7　Relation between mixed water fracturing displacement and net pressure in Chang 7 of Block A

2) 油管砂濃度。在整個壓裂施工過程中，油管排量、油管砂濃度保持不變，通過不斷調整油套環(huán)空的排量實時控制井底砂濃度。J112井長7層井底實測凈壓力與油管砂濃度具有正相關性，油管砂濃度每增加200～400 kg/m3，井底凈壓力可提高0.5～1.5 MPa?？紤]到設備能力及施工安全，油管砂濃度最高達到1 800 kg/m3(見圖8)。

圖8　J112井長7層實測井底凈壓力變化曲線Fig.8　Changes of measured bottom-hole net pressures in Chang 7 of Well J112

3) 控砂階段數。一個控砂階段是指環(huán)空排量逐漸降為0再逐漸提高至最大的過程?？厣半A段數與入地液量具有較強的相關性，入地液量越大，控砂階段數越多。現場施工表明，鄂爾多斯A區(qū)長7層控砂階段數一般為4～8個。

為進一步認識控砂階段數對井底凈壓力的影響，開展了不同控砂階段數的壓裂試驗，結果見表2。由表2可知，在相同的入地液量、油管砂濃度和施工排量條件下，提高控砂階段數(A區(qū)、C區(qū)試驗井控砂階段數由4個提高到6個)，壓裂后期井底凈壓力明顯提升。

表2　不同控砂階段數的井底凈壓力

注：pnet為壓裂后期井底凈壓力升高值。

4) 脈沖間隔時間。脈沖間隔時間是指一個控砂階段內油套環(huán)空排量變化前后所間隔的時間，由于油套環(huán)空排量持續(xù)間隔變化，導致井口油套環(huán)空壓力變化較大。結合地面物理模擬試驗及現場施工經驗，確定脈沖間隔時間為1 min和2 min；環(huán)空排量為0時，井底砂濃度最高，最有利于支撐劑架橋的形成。A區(qū)長7層不同脈沖間隔時間的井底壓力情況見表3。

表3A區(qū)長7層不同脈沖間隔時間的井底壓力

Table 3Bottom-hole pressure in Layer Chang 7 of Block A at different pulse intervals

井號層位脈沖間隔時間/min環(huán)空排量為0間隔時間/min油管壓力升值/MPa井底凈壓力升值/MPaN211長7110.50.9Z262長7220.40.6Z265長7123.54.2W323長7232.93.4

由表3可知，適當延長環(huán)空排量為0時的間隔時間(由1 min延長至2 min)，井底凈壓力有較明顯的升高。

2.3.2壓裂液及支撐劑優(yōu)選

采用“油管高濃度胍膠攜砂+環(huán)空低傷害滑溜水注入”的混合壓裂液體系，保障了現場施工及改造效果，同時滿足了低摩阻、低傷害、易返排、低成本的壓裂液性能要求。

圍繞提高導流能力和縫內凈壓力，充分考慮不同儲層特征，優(yōu)選不同粒徑支撐劑，并與壓裂液體系相配套。在鄂爾多斯盆地長7儲層開展了不同粒徑支撐劑(40/70目陶粒和20/40目石英砂)對比試驗，結果表明，采用較大粒徑(20/40目石英砂)支撐劑可以提高縫內凈壓力0.5～1.0 MPa。

通過開展上述工藝優(yōu)化設計，形成了適應鄂爾多斯盆地長6層、長7層及長8層特征的井下控砂壓裂工藝關鍵參數，見表4。

表4　長6—長8層井下控砂壓裂工藝關鍵參數優(yōu)化結果

3　現場應用效果

井下控砂壓裂技術在鄂爾多斯盆地22口井長7層壓裂中進行了應用，與應用混合水壓裂的68口鄰井的壓裂效果相比，平均試油產量由5.7 t/d提高到15.5 t/d，增產效果明顯。此后，該技術又在8口井長6層和長8層壓裂中進行了推廣應用，與應用混合水壓裂的32口鄰井的壓裂效果相比，投產初期產量由2.1 t/d提高到2.8 t/d，增產效果顯著。

3.1凈壓力分析

鄂爾多斯盆地A區(qū)塊長7層薄互層發(fā)育，天然裂縫1.45條/m，滲透率0.02～0.35 mD，水平兩向應力差6.2 MPa，儲隔層應力差3.9 MPa，平均脆性指數40.3%。通過對該區(qū)長7層5口測試壓裂G函數曲線進行分析，當凈壓力平均達到5.5 MPa時，天然裂縫開啟。該區(qū)長7層巖石平均抗張強度為4.0 MPa，形成分支縫臨界凈壓力應大于10.2 MPa。

鄂爾多斯盆地A區(qū)塊X312井長7層砂體較厚，縱向上砂泥層共生，層內泥質、鈣質隔夾層較發(fā)育，油層厚度18.2 m，孔隙度7.8%，平均滲透率0.03 mD。為提高裂縫凈壓力，優(yōu)化了井下控砂壓裂工藝參數(油管排量1.6 m3/min，環(huán)空排量0～5.0 m3/min,控砂階段6個，脈沖間隔時間2.0 min)。該井現場施工順利，油管砂濃度最高為1 600 kg/m3，試油獲22.6 t/d的高產工業(yè)油流。

X312井的井底凈壓力變化情況如圖9所示。

圖9　X312井長7層壓裂施工時井底凈壓力變化曲線Fig.9　Changes of net bottom-hole pressures of Layer Chang 7 in Well X312 during fracturing

從圖9可以看出，該井實測縫內凈壓力為5.8～12.0 MPa，實現了天然裂縫的開啟，后期凈壓力升高至10 MPa以上，有分支裂縫形成的跡象。

3.2裂縫監(jiān)測分析

為認識油井井下控砂壓裂后的裂縫擴展形態(tài)，開展了井下微地震裂縫監(jiān)測。由于鄂爾多斯盆地長7層一般用水平井開發(fā)，而目前該工藝還未在水平井壓裂中進行應用，因此選取采用定向井開發(fā)的B區(qū)塊長8層作為監(jiān)測目的層，該層薄互層發(fā)育，天然裂縫1.42條/m，滲透率0.01～0.30 mD，水平兩向應力差5.9 MPa，儲隔層應力差4.3 MPa，平均脆性指數39.7%，與A區(qū)塊長7層地質特征接近。

B區(qū)塊B-001井長8層應用井下控砂壓裂技術進行改造，鄰井B-002井和B-003井長8層應用混合水壓裂進行改造，其井下微地震裂縫測試結果見表5。

表5應用不同壓裂工藝的油井井下微地震監(jiān)測結果

Table 5Underground micro seismic monitoring results of wells with different processes

壓裂工藝井號層位裂縫帶長/m裂縫帶寬/m裂縫帶高/m投產初期產油量/(t·d-1) 井下控砂壓裂B-001長8層362.0137.091.03.52 混合水壓裂B-002長8層377.4106.155.02.55B-003長8層246.072.046.02.27

由表5可知，與應用混合水壓裂工藝的2口鄰井相比，B-001井壓裂后裂縫帶寬增加50%以上，實現了提高儲層改造體積增加裂縫復雜程度的目的，投產初期產油量提高1.1 t/d。

3.3經濟性分析

A區(qū)塊長7層和B區(qū)塊長8層不同壓裂工藝的主要參數對比見表6。

表6　不同工藝類型施工參數對比結果

由表6可知，井下控砂壓裂工藝單井平均用液量和施工排量較混合水壓裂工藝降低1/3左右，節(jié)省了水功率和施工用水，減少了井場占地，大幅度降低了壓裂成本。

4　結論與建議

1) 自主研制了井下控砂壓裂關鍵工具及工藝管柱，滿足了不同排量下高砂濃度壓裂的需要。

2) 形成了井下砂濃度實時控制工藝，實現了從井口改變砂濃度到井底實時控制砂濃度的轉變。與常規(guī)混合水壓裂相比，該工藝可以達到提高凈壓力、增加裂縫復雜程度的目標。

3) 井下控砂壓裂技術在鄂爾多斯盆地致密儲層累計應用30口井，試油產量達到混合水壓裂的1倍以上，投產初期產油量提高30%，取得了較好的應用效果。

4) 井下控砂壓裂工藝用液量和施工排量僅為常規(guī)混合水壓裂工藝的1/3左右，節(jié)省了水功率和施工用水，大幅度降低了壓裂成本。

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[編輯令文學]

A Sand Control Downhole Fracturing Technique for Tight Reservoir Development in the Ordos Basin

WANG Guangtao,XU Chuangchao,CAO Zongxiong,GUO Xiaoyong

(OilandGasTechnologyInstituteofChangqingOilfieldCompany,CNPC,Xi'an,Shaanxi,710018,China)

Reservoir formations in Ordos Basin are tight and exhibit complicated features.Under such circumstances,conventional stimulated reservoir volume (SRV) fracturing could hardly produce desirable fracture networks,without which productivities of individual wells were low.To enhance productivity,innovative down-hole fracturing techniques with sand control were introduced.With the development of fit-for-purpose down-hole sand-mixing tools,full-scale simulation tests were performed on surface to determine optimal fracturing parameters.The innovative fracturing techniques may be deployed to control concentrations of sands at wellbore in real time to generate proppant networks in newly-formed fractures and to enhance complexity of fracture networks.These new techniques have been deployed successfully for fracturing operations in 30 wells in Ordos Basin with maximum sand concentration of 1 800 kg/m3(20/40 mesh quartz sand with volume density of 1.62 g/cm3and density of 2.64 g/cm3).Compared with oil producers fractured by using mixed water,producers fractured by using these innovative techniques have average productivity enhanced significant with reduction of hydraulic power and fluid volumes for approximately 1/3.In this way,operation costs were reduced dramatically.On-site application results showed the newly developed fracturing techniques with down-hole sand control could effectively enhance net pressures in fractures of tight reservoirs,promote complexity of fracture networks,improve the properties of tight oil-bearing formations and enhance the productivity of individual wells.

tight reservoir; sand control fracturing; sand mixing tool; net pressure; Ordos Basin

2016-01-18；改回日期：2016-08-04。

王廣濤(1979—)，男，河南周口人，2002年畢業(yè)于石油大學(北京)石油工程專業(yè)，2008年獲中國石油大學(北京)油氣田開發(fā)工程專業(yè)碩士學位，工程師，主要從事非常規(guī)儲層改造方面的研究工作。E-mail:wgt_cq@petrochina.com.cn。

國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開發(fā)示范工程”(編號：2011ZX05044)資助。

?油氣開發(fā)?doi:10.11911/syztjs.201605014

TE357.1+3

A

1001-0890(2016)05-0084-06