黃 杰，鞏永剛，高彥才，阮新芳，徐延濤，夏金娜

（1.中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 300459；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

自1996 年2 月世界上第一口壓裂充填井施工至今，壓裂充填技術(shù)因可實現(xiàn)儲層增產(chǎn)與防砂的雙重目的，已成為海上主流的完井方式[1]。墨西哥灣地區(qū)70 %的油氣井、巴西海上29.8 %的油氣井均采用壓裂充填完井方式[2]。國內(nèi)油田自2004 年起，已在渤海多個油氣田采用壓裂充填完井方式對明化鎮(zhèn)、館陶組等疏松砂巖層位進行開發(fā)生產(chǎn)，取得了良好的開發(fā)效果[3-7]。

由于目前海上壓裂充填防砂井多為長射孔段、大角度定向井，且儲層內(nèi)薄互層發(fā)育，層間物性差異大，導致壓裂充填施工中存在多個起裂點同時起裂，裂縫延伸形態(tài)復雜，且裂縫間相互干擾，加砂困難，提前脫砂井數(shù)增多。針對陸地低滲致密砂巖壓裂施工作業(yè)中裂縫形態(tài)復雜導致加砂困難的問題，國內(nèi)已進行過多項研究，如通過減小射孔段厚度、降低施工砂比等辦法[8-11]。而海上油田由于完井成本壓力與配產(chǎn)的要求，無法采取短射孔段、低砂比等陸地低滲壓裂施工中常用手段，因此有必要針對海上薄互層發(fā)育儲層進行壓裂充填工藝技術(shù)研究，解決海上薄互層發(fā)育儲層壓裂充填提前脫砂比例偏高的難題。

1 薄互層發(fā)育儲層壓裂充填難點分析

海上薄互層發(fā)育儲層壓裂充填施工難度高，提前脫砂比例高，主要受儲層條件、工藝特點兩大因素影響。

1.1 儲層條件復雜導致壓裂充填施工難度高

隨著海上油田勘探開發(fā)的不斷進行，渤海地區(qū)壓裂充填施工層位呈現(xiàn)出射孔跨度增大、射孔簇數(shù)增多、井斜角變大、高滲層厚度增加的特征。此四類特征均可能導致壓裂裂縫形態(tài)復雜，造成加砂困難。如統(tǒng)計渤海地區(qū)壓裂充填施工94 層（其中90 層進行了小壓測試），提前脫砂層位14 層，占比高達15 %。為更好判斷各因素對壓裂充填施工影響情況，對94 層已施工壓裂充填層位數(shù)據(jù)進行分析。

1.1.1 射孔跨度 為降低完井作業(yè)成本，海上油氣井單層防砂段長度不斷增加，防砂段內(nèi)射孔跨度范圍為7 m～122 m，平均52 m。統(tǒng)計數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，隨著射孔段跨度增加，壓裂充填提前脫砂比例隨之增加。為更好的確定射孔跨度對于壓裂充填施工的影響情況，將射孔段跨度分為7 m～55 m 與55 m～122 m 兩個范圍進行比較。當射孔跨度高于55 m 后，壓裂充填提前脫砂比例大幅提高（見表1）。

表1 射孔跨度與提前脫砂比例關(guān)系表

1.1.2 射孔簇數(shù) 目前渤海同一防砂段內(nèi)存在多個射孔簇數(shù)，最高達17 個，平均值為6 個。射孔簇數(shù)的增多，壓裂充填裂縫起裂點數(shù)量也將增多，導致多裂縫的發(fā)生，增加壓裂充填施工加砂難度。通過統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，同一防砂段內(nèi)射孔簇數(shù)低于10 個時，提前脫砂比例為10 %。當射孔簇數(shù)高于10 個后，提前脫砂比例增至35 %（見表2）。

表2 射孔簇數(shù)與提前脫砂比例關(guān)系表

1.1.3 井斜角 隨著海上平臺調(diào)整井數(shù)的不斷增多，新鉆井井斜角不斷增大，井斜角最高達60°，平均井斜角33°。井斜角是導致多裂縫發(fā)生的因素之一，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)井斜角大小對于壓裂充填提前脫砂影響不大。井斜角低于30°與高于30°條件下，提前脫砂比例均為15 %。14 層壓裂充填提前脫砂層為中，僅2 層井斜角大于40°，其余12 層井斜角均小于35°。分析認為導致此分析結(jié)果可能是因為目前海上壓裂充填層位井斜角相對較?。ň陀?0°）原因?qū)е拢ㄒ姳?）。

1.1.4 高滲層厚度 儲層薄互層發(fā)育，防砂段內(nèi)各小層層間差異大，非均質(zhì)性強，滲透率范圍在200 mD～2 000 mD。而壓裂充填施工中，高滲層是攜砂液優(yōu)先進入且漏失較大的層位，對壓裂充填加砂難易程度影響較大。渤海地區(qū)單個防砂段內(nèi)滲透率超過1 D 的高滲油層最大厚度達31 m，平均厚度達6 m。統(tǒng)計規(guī)律發(fā)現(xiàn)，隨著防砂段內(nèi)高滲層段厚度的增加，提前脫砂比例也隨之增加，尤其是高滲層厚度高于10 m 后，提前脫砂比例達到25 %（見表4）。

表3 井斜角與提前脫砂比例關(guān)系表

表4 高滲層厚度與提前脫砂比例關(guān)系表

由此可見，射孔段跨度增大、射孔簇數(shù)增多、高滲層厚度變大對于儲層加砂難易程度有較大影響，井斜角大小影響較小。而陸地油田壓裂施工中，多為單簇射孔且射孔跨度多不超過3 m，主要為中低滲儲層，因此有必要針對海上儲層物性特征進行壓裂充填提前脫砂對策研究。

1.2 施工砂比高導致壓裂充填施工難度大

海上壓裂充填施工不同于陸地常規(guī)低滲壓裂，需要保證較高的加砂濃度，才能達到增產(chǎn)、防砂的目的。主要原因有：

（1）海上油田儲層物性相對較好，滲透率在200 mD～2 000 mD。為了保證良好的儲層改造效果，油藏數(shù)模軟件模擬表明此類儲層壓裂充填裂縫導流能力需達到20 mD·cm～50 mD·cm。為滿足導流能力需求，利用壓裂軟件模擬確定壓裂充填施工中最高砂比需不低于42 %，平均砂比不低于26%，前置液比例不高于32%。

（2）為了保證套管與篩管間良好的充填效果，在壓裂充填誘導脫砂時，井筒內(nèi)需要保證較高的支撐劑濃度。渤海地區(qū)壓裂充填要求盲管以上埋高需不低于2 m 才可滿足防砂要求。根據(jù)渤海井下管柱配置情況計算，脫砂時刻井筒內(nèi)砂比需不低于30 %才可滿足埋高要求，達到防砂的目的。

海上壓裂充填施工中需保證較高的施工砂比，在前置液比例、平均砂比、最高砂比等參數(shù)要求上均不同于陸地低滲壓裂，導致海上壓裂充填施工加砂難度高于陸地低滲壓裂。因此有必要針對海上油田儲層情況、工藝特點進行提前脫砂工藝對策研究。

2 壓裂充填提前脫砂危害

海上薄互層發(fā)育儲層壓裂充填發(fā)生提前脫砂的危害主要有：（1）提前脫砂導致無法完成設(shè)定的加砂量，導致地層充填系數(shù)過低，造成增產(chǎn)、防砂效果不理想；（2）提前脫砂導致壓裂服務管串內(nèi)存在大量的支撐劑，上提進行反循環(huán)需要時間長，增加完井作業(yè)周期。嚴重時甚至發(fā)生砂卡管柱的狀況，造成工程事故；（3）海上薄互層發(fā)育儲層壓裂充填中一般為多個裂縫同時起裂，若上部裂縫發(fā)生提前脫砂，必然導致儲層改造不徹底，且由于海上壓裂充填井井斜角度一般較大，井筒內(nèi)在上部裂縫處易產(chǎn)生砂橋，最終井筒內(nèi)下部僅少量礫石充填，影響本井防砂效果（見圖1）；（4）海上部分薄互層發(fā)育儲層層間應力差值低，裂縫優(yōu)先在高度方向延伸，導致裂縫縫寬、長度發(fā)育不夠，造成加砂困難，導致提前脫砂（見圖2）。

圖1 井筒充填效果不理想示意圖

圖2 壓裂充填效果不理想示意圖

3 壓裂充填對策研究

為在保證壓裂充填改造效果的基礎(chǔ)上實現(xiàn)降低提前脫砂比例的目的，需要結(jié)合現(xiàn)場施工數(shù)據(jù)進行理論分析，形成易提前脫砂壓裂充填層位識別以及針對性的方案調(diào)整能力，從而完成薄互層發(fā)育儲層壓裂充填對策研究工作。

3.1 施工數(shù)據(jù)分析

為明確施工工藝參數(shù)對壓裂充填施工的影響情況，結(jié)合現(xiàn)場小壓測試分析數(shù)據(jù)，對儲層濾失類型、壓裂液效率、地層脫砂砂比等因素進行分析研究。

3.1.1 儲層濾失類型 通過小壓G 函數(shù)分析儲層壓裂液濾失類型可細分正常濾失儲層，多裂縫發(fā)育儲層，裂縫高度衰竭儲層。正常濾失儲層特征為防砂段內(nèi)各小層層間物性差異小，壓裂液濾失顯示均質(zhì)地層特性，裂縫發(fā)育較為規(guī)則，加砂難度較小。多裂縫發(fā)育與裂縫高度衰竭類儲層為多個裂縫同時延伸或裂縫延伸至泥巖段或其他低滲層內(nèi)，導致壓裂液濾失顯示多種儲層特征，裂縫形態(tài)較為復雜，儲層加砂難度較大。對進行過小壓測試分析的90 層壓裂充填施工數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，正常濾失儲層提前脫砂比例僅為7 %，而多裂縫發(fā)育與裂縫高度衰竭類儲層發(fā)生提前脫砂比例較高，分別為21 %與18 %（見表5）。

表5 儲層濾失類型與提前脫砂比例關(guān)系表

3.1.2 壓裂液效率 小壓分析顯示渤海壓裂充填壓裂液效率范圍為19 %～66 %，隨著液體效率增加提前脫砂比例明顯降低，壓裂液效率達到45 %后，提前脫砂比例大幅降低（見表6）。

表6 壓裂液效率與提前脫砂比例關(guān)系表

儲層濾失類型對于壓裂液效率大小亦有較大的影響。正常濾失類型儲層壓裂液效率主要集中在0.45～0.66 區(qū)間內(nèi)，平均值為0.54；多裂縫發(fā)育儲層壓裂液效率主要集中在0.19～0.45 區(qū)間內(nèi)，平均值為0.38；裂縫高度衰竭儲層壓裂液效率在兩個區(qū)間均有分布，平均值為0.42。多裂縫發(fā)育儲層與裂縫高度衰竭儲層壓裂液效率明顯偏低，這也與之前分析的這兩類提前脫砂比例較高相吻合。

3.1.3 凈壓力 凈壓力為壓裂充填過程中裂縫內(nèi)壓力與地層閉合壓力間的差值，凈壓力大小反映了裂縫延伸的難易程度。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，施工凈壓力低于3.4 MPa 提前脫砂比例僅為4%，當施工凈壓力處于3.4 MPa～7.3 MPa時，提前脫砂比例大幅提高，比例達20 %。施工凈壓力高主要由兩個因素導致：（1）儲層多裂縫發(fā)育導致施工壓裂高，而多裂縫發(fā)育儲層加砂困難，提前脫砂比例較高；（2）施工排量較大導致施工凈壓力過高，凈壓力過高必然導致壓裂充填裂縫極易突破上下應力遮擋層在縱向上快速延伸，導致縫寬不夠，提前脫砂比例升高（見表7）。

表7 凈壓力與提前脫砂比例關(guān)系表

3.1.4 地層脫砂砂比 14 層提前脫砂層位，脫砂砂比分布在42%～56%共12 層，表明當?shù)貙由氨雀哂?2 %時，地層加砂難度增加，提前脫砂風險大幅提高（見表8）。

表8 提前脫砂井地層砂比例統(tǒng)計表

3.2 工藝方案調(diào)整思路

從以上施工數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，地層濾失類型不僅對壓裂充填提前脫砂有很大影響，同時對壓裂液效率、施工凈壓力等施工參數(shù)有直接的影響。由此確定地層濾失類型是影響壓裂充填施工的關(guān)鍵因素。目前海上已經(jīng)形成了一套可根據(jù)地層濾失類型，對壓裂充填泵注參數(shù)進行優(yōu)化調(diào)整的設(shè)計方法，可有效提高壓裂充填施工成功率。

（1）小壓G 函數(shù)分析判斷儲層為正常濾失類型儲層，即防砂段內(nèi)各小層層間物性差異小，壓裂液濾失顯示均質(zhì)地層特性。此類地層采用原設(shè)計參數(shù)即可完成壓裂充填施工，即前置液比例23 %，平均砂比30 %，最高砂比56 %。

（2）若小壓G 函數(shù)分析儲層多裂縫發(fā)育，即施工時裂縫從多個小層同時起裂共同延伸。此類儲層需在前置液階段增加段塞以保證施工成功率。多裂縫發(fā)生時，段塞中的支撐劑可在裂縫中快速聚集，降低壓裂液濾失，減緩裂縫進液，增加裂縫寬度，保證裂縫的延伸。陸地壓裂研究表明，近井摩阻低于2.5 MPa 時加入40 m3～80 m3濃度為60 kg/m3～160 kg/m3的支撐劑段塞，可很好的消除近井摩阻解決壓裂加砂問題[8]。采用PT 軟件對海上壓裂充填現(xiàn)場數(shù)據(jù)進行小壓測試凈壓力擬合判斷儲層多裂縫個數(shù)為2～3 個，階梯降排量測試分析近井摩阻一般不超過2 MPa。故推薦渤海地區(qū)多裂縫發(fā)育儲層壓裂充填施工時加入35 m3～40 m3砂比60 kg/m3的段塞?，F(xiàn)場應用表明支撐劑段塞的加入可有效降低多裂縫發(fā)育儲層提前脫砂層位數(shù)量，避免了壓裂充填施工時一個裂縫提前脫砂而導致其余裂縫延伸不徹底，甚至井筒充填效果不理想現(xiàn)象的發(fā)生。

（3）小壓G 函數(shù)判斷儲層為裂縫高度衰竭儲層，即壓裂裂縫穿過起裂層延伸至上下泥巖遮擋層以及其他低滲層內(nèi)，導致濾失速度變慢，壓力降落變緩。此類儲層壓裂最大難點為裂縫容易沿裂縫高度方向延伸，導致縫寬不夠，造成提前脫砂且裂縫長度有限。利用壓裂軟件對渤海地區(qū)壓裂充填施工模擬分析發(fā)現(xiàn)，在施工排量為3 m3/min 條件下，隔層厚度需達到12 m 以上才能保證對裂縫縫高有效遮擋。而渤海地區(qū)壓裂充填層位泥巖厚度多為2 m～3 m，難以對縫高形成有效遮擋。針對此類儲層壓裂充填施工中，需采取以下措施：①降低施工排量；②降低前置液比例；③降低最高砂比段攜砂液量。施工前將施工參數(shù)輸入壓裂軟件，進行優(yōu)化對比，從而獲得最終的施工泵注程序。目前現(xiàn)場多采用施工排量2 m3/min，前置液比例23 %～25 %，同時適當減少或取消最高砂比段液量的措施。壓裂充填施工中還需要實時監(jiān)測施工凈壓力，當施工凈壓力過高或升高速度過快，需及時采取降低排量、調(diào)整施工砂比等措施來降低施工凈壓力，避免提前脫砂發(fā)生。

4 應用效果及下步建議

通過此項技術(shù)應用，海上壓裂充填施工提前脫砂比例大幅降低。統(tǒng)計2018 年渤海壓裂充填層158 井次，提前脫砂僅2 井次，比例降低至1 %，壓裂充填施工成功率大幅提升。

盡管目前國內(nèi)海上壓裂充填施工成功率大幅提高，但是壓裂充填后裂縫形態(tài)、井筒內(nèi)礫石充填情況尚未進行現(xiàn)場檢測。而國外尼日利亞深水油田、墨西哥灣油田均已采用了放射性示蹤劑對充填裂縫形態(tài)進行監(jiān)測，以此判斷壓裂充填改造效果以及充填效果，從而對壓裂充填工藝參數(shù)調(diào)整等進行指導修正[12，13]。而國內(nèi)尚未進行過此類工作，因此今后有必要在現(xiàn)場進行壓裂充填裂縫監(jiān)測，根據(jù)監(jiān)測結(jié)果指導壓裂充填工藝參數(shù)優(yōu)化調(diào)整，提高壓裂充填增產(chǎn)防砂效果。