吳智文，林俊文，袁則名，馬志忠

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司工程技術(shù)作業(yè)中心，天津 300450；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

0 引 言

近幾年以來(lái)，為實(shí)現(xiàn)企業(yè)降本增效的使命，渤海油田推出了“勘探開(kāi)發(fā)一體化”“地質(zhì)工程一體化”“開(kāi)發(fā)過(guò)路儲(chǔ)層”等一系列戰(zhàn)略舉措。以往，當(dāng)原計(jì)劃開(kāi)采地層無(wú)開(kāi)采價(jià)值時(shí)，通常采取棄井或回填側(cè)鉆的方式尋找其他有利儲(chǔ)層。為盡快回收成本，止損失利局面，渤海油田嘗試開(kāi)采過(guò)路儲(chǔ)層。過(guò)路儲(chǔ)層往往是一些物性較差、儲(chǔ)層較薄的層位，對(duì)開(kāi)發(fā)工藝要求苛刻，處理不好則無(wú)法達(dá)到配產(chǎn)要求，同時(shí)極易造成出砂、水淹等情況，產(chǎn)量遞減明顯。國(guó)內(nèi)油田，自2004年起，已在渤海多個(gè)油氣田都進(jìn)行過(guò)壓裂充填完井，應(yīng)用效果良好［1-4］，但對(duì)于含底水的薄油層尚未進(jìn)行過(guò)壓裂充填作業(yè)；同時(shí)現(xiàn)有技術(shù)無(wú)法實(shí)現(xiàn)地層壓力的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，導(dǎo)致施工過(guò)程中方案調(diào)整靈活性較差，可能造成作業(yè)失敗。由于薄油層在壓裂施工中控制不當(dāng)極易壓穿底水，因此很有必要進(jìn)行壓裂充填完井工藝針對(duì)薄油層的適應(yīng)性研究改造，以解決工程當(dāng)務(wù)之急。

1 項(xiàng)目背景及難點(diǎn)

渤海油田實(shí)施的調(diào)整井E8S1井原計(jì)劃φ215.9 mm裸眼鉆進(jìn)至館陶組地層完井，在E8S1井實(shí)鉆過(guò)程中，發(fā)現(xiàn)原計(jì)劃開(kāi)采地層無(wú)開(kāi)發(fā)價(jià)值，決定開(kāi)采過(guò)路層位明化鎮(zhèn)地層。該儲(chǔ)層較薄，斜厚為8.0 m，垂厚為6.6 m，油藏提供配產(chǎn)為日產(chǎn)油40 m3，作業(yè)中存在以下難點(diǎn)。

1.1 常規(guī)完井工藝難以達(dá)到配產(chǎn)要求

套管射孔與常規(guī)礫石充填完井，近井地帶以徑向流為主，流速大，流入面積小，產(chǎn)量低，同時(shí)易出砂堵塞井筒，后期修井成本較高，難以達(dá)到配產(chǎn)要求［5-8］。

1.2 底水壓穿風(fēng)險(xiǎn)高

根據(jù)現(xiàn)有區(qū)塊資料分析，壓裂后形成的裂縫多為垂直縫。測(cè)井解釋成果如表1所示，E8S1井儲(chǔ)層斜厚僅斜厚8.0 m，垂厚6.6 m，距下部底水僅8.6 m，在壓裂施工過(guò)程中，如果規(guī)?？刂撇蛔?，極易壓開(kāi)下部水層，影響后期生產(chǎn)。

表1 E8S1井測(cè)井解釋成果Tab.1 Logging interpretation results of Well E8S1

1.3 地層壓力實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)難度大

壓裂充填作業(yè)中監(jiān)測(cè)地層壓力的目的是獲取地層相關(guān)數(shù)據(jù)，與設(shè)計(jì)的壓力進(jìn)行對(duì)比跟蹤。若實(shí)測(cè)壓力有異常，或與設(shè)計(jì)的地層壓力相差太多，則需要及時(shí)調(diào)整相關(guān)設(shè)計(jì)及壓裂充填數(shù)據(jù)，因此壓力監(jiān)測(cè)對(duì)壓裂充填作業(yè)至關(guān)重要。單層礫石充填服務(wù)工具上使用的是老式單流閥，當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆禃r(shí)，單流閥的球回落到閥座上，單流閥會(huì)關(guān)閉從而將環(huán)空與地層隔開(kāi)，無(wú)法實(shí)現(xiàn)地層壓力的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。

2 技術(shù)對(duì)策研究

2.1 完井技術(shù)選擇

通過(guò)調(diào)研，選擇壓裂充填防砂完井工藝。壓裂充填防砂是礫石充填防砂的一種，不同于致密地層的水力壓裂，它主要解決疏松地層生產(chǎn)出砂和解除或降低鉆完井過(guò)程中近井筒帶的侵入污染問(wèn)題［9-10］，在近井筒帶形成高滲的短而寬的裂縫跨越侵入帶，更好地溝通地層。壓裂充填完井，近井地帶以線(xiàn)性流為主，泄流面積大，流速小，不易出砂。同時(shí)相對(duì)于其他完井方式，壓裂充填完井方式有更長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)周期，綜合E8S1井地層情況和油藏配產(chǎn)要求，決定采用壓裂充填完井工藝［11-14］。各完井方式及穩(wěn)產(chǎn)周期如圖1所示。

圖1 各完井方式及穩(wěn)產(chǎn)周期示意圖Fig.1 Schematic diagram of the completion mode and stable production cycle of each well

2.2 防壓穿底水控制技術(shù)

2.2.1 精準(zhǔn)軟件模擬

根據(jù)現(xiàn)有的鉆完井和地質(zhì)油藏資料，同時(shí)結(jié)合渤海地區(qū)壓裂充填施工經(jīng)驗(yàn)，建立壓裂模型，對(duì)該井壓裂過(guò)程中裂縫的延伸形態(tài)進(jìn)行多次模擬，一步步確定裂縫的長(zhǎng)、寬、高、體積。同時(shí)模擬壓裂造縫效率及井底壓力等參數(shù)與壓裂施工參數(shù)的變化關(guān)系，進(jìn)而確定壓裂施工參數(shù)、優(yōu)選壓裂液體系，以求在控制縫高的前提下，增加縫寬，設(shè)計(jì)造短寬縫，大幅提高近井地帶的導(dǎo)流能力。根據(jù)配產(chǎn)確定導(dǎo)流能力的大小，以此導(dǎo)流能力為目標(biāo)函數(shù)進(jìn)行壓裂充填設(shè)計(jì)，控制砂比和前置液用量，使裂縫周邊單位面積陶粒的濃度合適，便于裂縫周邊脫砂，沿縫壁形成全面砂堵，繼續(xù)泵注，促使裂縫膨脹變寬，實(shí)現(xiàn)增加縫寬，提高該井產(chǎn)能。

2.2.2 優(yōu)選新型壓裂液體系

結(jié)合渤海及陸地壓裂液應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)，以及本井對(duì)壓裂規(guī)?？刂频囊螅?jīng)過(guò)反復(fù)試驗(yàn)及對(duì)比評(píng)價(jià)（見(jiàn)圖2），優(yōu)選出與該區(qū)塊地層配伍性更好的壓裂液體系——海水基速溶胍膠壓裂液體系（GW-3稠化劑）。

圖2 壓裂模擬結(jié)果Fig.2 Simulation results of fracturing

該體系壓裂液有如下特點(diǎn)：①超細(xì)顆粒，高增黏天然胍膠，低溫條件下快速水化，黏度更高，擁有優(yōu)異的攜砂、造縫能力；②速溶性好，僅需5 min即可達(dá)到要求黏度值，可實(shí)現(xiàn)連續(xù)混配；③生物酶破膠劑提高了該體系低溫破膠能力；④該壓裂液體系表面張力低，擁有良好的助排和返排能力；⑤與淡水、中密度鹽水、海水兼容性強(qiáng)，水質(zhì)使用范圍廣，便于使用。從圖3可以看出，GW-3稠化劑在相同情況下，線(xiàn)性膠黏度優(yōu)于其他稠化劑。不同濃度交聯(lián)膠連續(xù)剪切4 h，黏度均在200 MPa·s以上，且呈平緩趨勢(shì)，該體系性能穩(wěn)定，造縫、攜砂效率高。

圖3 新舊單流閥工具（老式單流閥（左），可選擇性球閥（右））Fig.3 New and old single flow valve tools

2.2.3 改進(jìn)壓裂充填服務(wù)工具

將單層礫石充填服務(wù)工具上的老式單流閥換為新研發(fā)的可選擇性球閥（見(jiàn)圖3和圖4），能夠選擇球閥的開(kāi)啟或者關(guān)閉，從而在壓裂作業(yè)過(guò)程中實(shí)現(xiàn)對(duì)地層壓力的有效監(jiān)測(cè)。該閥代替老式單流閥裝在壓裂工具下壓定位器上端。作業(yè)時(shí)，下放服務(wù)管柱并下壓15T，下壓定位器作用在定位節(jié)箍上端，同時(shí)可選擇性球閥打開(kāi)，該閥在下壓力的作用下處于常開(kāi)狀態(tài)，壓裂作業(yè)過(guò)程中環(huán)空與地層之間保持連通狀態(tài)，通過(guò)環(huán)空的壓力讀數(shù)就可實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)地層壓力值。

圖4 國(guó)產(chǎn)壓裂工具（下壓定位器+定位節(jié)箍）Fig.4 Domestic fracturing tools（positioner+positioning collar）

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用與效果分析

3.1 施工情況

本井使用了壓裂充填防砂工藝，在作業(yè)前通過(guò)專(zhuān)業(yè)軟件進(jìn)行了作業(yè)方案精準(zhǔn)模擬。該井測(cè)井解釋平均孔隙度為31.1%，平均滲透率為3 935 m D，為特高孔特高滲儲(chǔ)層。油田地層壓力系數(shù)為1.01，壓力梯度為0.97 MPa/100 m，油藏中部壓力為10.0 MPa，地層溫度梯度為3.54℃/100 m，油藏中部溫度為53℃。根據(jù)現(xiàn)有的鉆完井和隨鉆測(cè)井資料及射孔數(shù)據(jù)，使用壓裂模擬軟件對(duì)該井壓裂裂縫進(jìn)行模擬。設(shè)計(jì)半縫長(zhǎng)20 m的壓裂方案，目標(biāo)縫長(zhǎng)分別設(shè)置為20 m，目標(biāo)鋪砂濃度設(shè)為10 kg/m2，井底允許最大施工壓力設(shè)置為25 MPa，最大砂濃度設(shè)置為240 kg/m3，結(jié)果如圖5所示。施工過(guò)程中嚴(yán)格按照設(shè)計(jì)方案執(zhí)行，施工過(guò)程順利。

圖5 壓裂模擬結(jié)果Fig.5 Simulation results of fracturing

3.2 底水控制效果

E8S1井投產(chǎn)情況如表2所示，投產(chǎn)后2個(gè)月內(nèi)，含水率小于5%；4個(gè)月內(nèi)，含水率小于10%；6個(gè)月內(nèi)，含水率為30%，生產(chǎn)初期含水率遠(yuǎn)低于該油田同層位的井，說(shuō)明在壓裂過(guò)程中，下部水層未被壓開(kāi)。

表2 生產(chǎn)含水率變化表Tab.2 Variation of production moisture content

3.3 產(chǎn)量情況

投產(chǎn)以來(lái)，產(chǎn)液量及產(chǎn)油量一直保持較高水平，達(dá)到配產(chǎn)要求。配產(chǎn)產(chǎn)油量為40 m3，實(shí)際達(dá)56 m3，生產(chǎn)壓差一直保持低于2 MPa，壓裂充填有效降低了流動(dòng)阻力，達(dá)到了增產(chǎn)的目的，如圖6所示。

圖6 產(chǎn)量對(duì)比圖Fig.6 Comparison of output

4 結(jié) 語(yǔ)

（1）軟件模擬可以對(duì)壓裂施工參數(shù)、壓裂液體系進(jìn)行優(yōu)選，能精確地控制裂縫的長(zhǎng)、寬、高，能最大限度地防止壓穿底水的風(fēng)險(xiǎn)，最大程度地實(shí)現(xiàn)產(chǎn)能目標(biāo)。

（2）壓裂充填工藝能充分降低流體的流動(dòng)阻力，解除了近井帶污染，穩(wěn)產(chǎn)周期長(zhǎng)。

（3）通過(guò)對(duì)工具的改進(jìn)實(shí)現(xiàn)了地層壓力的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，更好地輔助壓裂充填作業(yè)。

（4）淺層壓裂控制技術(shù)成功應(yīng)用為油田開(kāi)發(fā)增加了新的完井增產(chǎn)措施，形成了一整套的底水薄層油藏開(kāi)采技術(shù)，為同類(lèi)型油氣藏開(kāi)發(fā)奠定了技術(shù)基礎(chǔ)。