二次加砂壓裂技術在海上低孔滲砂巖氣藏的應用

姚鋒盛， 曹 冰， 王書彬， 胡忠太， 夏 瑜， 唐 亮

(1.中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200335；2.海油發展工程技術上海分公司，上海200335)

東海砂巖油氣藏，中下部低滲儲層規模大，埋藏深3 000～4 000 m，溫度為120～160 ℃，孔隙度為8%～12%，滲透率為0.5～15 mD，邊底水發育，巖石水敏水鎖特征強，資源儲量豐富，但目前有效動用率低，經濟釋放產能低，只有依靠高效的水力加砂壓裂技術才具備海上工業開發的價值?！笆濉币詠頄|海油氣田開展了20多井次的常規加砂壓裂作業，普遍測試產量低、壓后壓降快、有效產能低、穩產時間短，無法達到海上經濟有效開發的產能目標。陸地頁巖氣及致密氣成功經驗[1-4]，大規模體積壓裂改造是擴大滲流面積和提高產能的最有效方式[5-7]，但是對于海上油氣田考慮平臺空間、規模、吊機能力、甲板承重、海域涌浪工況等因素，實施大規模大排量的壓裂增產作業風險高、成本高、難度大。因此，針對東海低滲儲層壓裂特殊性及難點，以擴大加砂造縫有效率和提高裂縫導流能力為目標[8-12]，開展二次加砂壓裂技術研究，充分利用海上平臺資源，優化工藝方式，以期實現降低施工難度和安全風險、降低溝通邊底水風險，提高低品位資源整體開發效果，為海上低滲油氣藏經濟有效開發提供一種新的增產技術手段。

1 平臺壓裂的特殊性及難點

鑒于東海低滲油氣藏已有平臺設施和配套條件，評估二次加砂壓裂的適應性[13-15]，集成壓裂設備、綜合利用甲板空間，優化作業工序，滿足平臺二次加砂施工作業。但從地質和工程上，存在以下幾個難點。

(1)含水飽和度偏高，氣水關系較復雜，儲隔層應力差較小，為2～3 MPa，隔層厚度薄，若縫高過度延伸、壓竄水層，導致壓裂效率降低，降低油氣井生產周期。

(2)低孔低滲儲層埋藏深，導致施工管柱摩阻高，壓開地層破裂壓力高，施工排量受限，加砂難度增大，導致形成寬窄縫，易出現砂堵現象。

(3)儲層溫度高、水敏水鎖特征強，對壓裂液優選及儲層保護提出了苛刻條件，同時滿足二次加砂停泵及補砂的時間需求，液體體系具有耐高溫、低傷害、低摩阻等特性。

(4)海上平臺空間小，甲板面積不足300 m2，壓裂設備的擺放展布難，壓裂材料種類多、數量大，吊裝風險高。

(5)平臺儲液空間小，大規模配液及存儲難，同時作業工況復雜，支持船配合壓裂風險高，施工周期長，作業成本高，不利于經濟有效開發的目標。

2 海上二次加砂壓裂增產機理

基于東海地區低滲儲層特點、海上工況條件及平臺化壓裂施工等因素，探索出一種提高海上平臺壓裂單井產量的二次加砂壓裂模式，其增產機理為：實施第一次加砂壓裂后，停泵、壓裂液濾失擴散、支撐劑運移沉降，期間補充吊裝第二次用砂量[16-17]；待裂縫接近閉合后，重啟起泵進行第二次加砂，作業排量相對更高，先泵入小粒徑支撐劑，支撐次級裂縫，后續再進行更大規模的加砂，從而使水平方向裂縫向前繼續推進延伸[18]，增加了裂縫長度和寬度，充填了次生縫，形成一條較高導流能力的有效支撐裂縫及支叉型的次生縫[19-20]，增強了層內流動空間和滲流區域，達到增產增效的目的，如圖1、圖2所示。

對于海上低滲油氣藏，二次加砂與常規加砂壓裂相比，具有以下優勢。

(1)第一次加砂后，形成裂縫底部人工隔層，控制向下延伸，避免穿入下部水層。

(2)提高縫內凈壓力，利于裂縫擴展延伸，并增加縫寬，從而提高人工裂縫鋪砂濃度和有效導流能力。

(3)重新開泵增加施工排量時，裂縫不再向下延伸，而朝長度方向發展，同時開啟次級裂縫并有效充填，提高了改造面積和滲流區域。

(4)小粒徑多級段塞方式可降低壓裂液濾失，減少海上平臺壓裂砂堵風險，可有效提高二次加砂壓裂造縫率和成功率，提高壓裂井的生產周期。

圖1 二次加砂示意圖Fig.1 Diagram of secondary sanding

圖2 二次加砂縫寬剖面對比圖Fig.2 Comparison diagram of the width of secondary sanding

3 海上二次加砂壓裂技術優化

3.1 選井選層原則

針對海上低滲儲層壓裂的復雜性和風險性，在選井選層時可遵循以下主要原則。

(1)具有一定的可采儲量、供給能力和地層壓力較充足。

(2)海上投入產出比考慮：油層滲透率大于5 mD，氣層滲透率大于0.5 mD；油層孔隙度大于10%，氣層孔隙度大于6%，氣層含水飽和度不高于45%。

(3)地層壓力系數不小于0.7，儲層有效厚度大于4 m。

(4)上下隔層厚度大于3 m，儲隔層應力差大于3 MPa。

(5)裂縫距離斷層的最短距離不小于120 m。

3.2 二次加砂壓裂施工參數優化

基于東海平臺空間及作業能力，采用FracproPT對DH-B5井進行施工排量、加砂規模、二次加砂比例和停泵時間等參數模擬分析，優化二次加砂壓裂關鍵工藝參數。

DH-B5井P11層基本參數：有效厚度為27 m，滲透率為14.9 mD，孔隙度為11.4%，壓力系數為1.24，溫度為144 ℃，距離邊水63.3 m，隔層應力差為3.9 MPa。

3.2.1 施工排量

設置前置液比例為40%情況下，模擬排量在2.0、2.5、3.0、3.5、4.0 m3/min得到壓后裂縫長度、寬度及高度，如圖3～圖5所示。

模擬結果表明：當增加施工排量，動態及支撐縫長、縫高和縫寬都呈增大的趨勢?？紤]海上平臺作業能力，同時達到控縫高、獲得寬裂縫的目的，優化施工排量范圍為3.0～3.5 m3/min。

圖3 排量與裂縫長度的關系Fig.3 Relation between rate and fracture length

圖4 排量與裂縫高度的關系Fig.4 Relation between rate and fracture height

圖5 排量與裂縫寬度的關系Fig.5 Relation between rate and fracture width

3.2.2 加砂規模

設置平均砂比為30%、施工排量為3.5 m3/min、中途停泵時間為60 min條件下，模擬得到不同加砂量與支撐縫長、縫高及縫寬的關系，如圖6所示。

圖6 加砂規模與支撐縫長、縫高及縫寬的關系Fig.6 Relation of sand adding scale with supporting length, height and width

模擬結果表明：當提高加砂量，支撐縫長、縫高與縫寬呈不同程度增大趨勢，當加砂規模在35～40 m3時支撐縫長與縫高增幅不大，這是由于砂量過多導致端部脫砂現象，縫寬大幅提高，且裂縫未竄下部邊底水，再考慮平臺施工條件及風險因素，優化加砂規模為38 m3。

3.2.3 二次加砂比例

在海上工況下實施二次加砂，考慮平臺砂罐容積和吊機能力，分兩次添加不同比例的支撐劑并得到不同的裂縫幾何形態。將二次加砂比例定義為第二次加砂量與總加砂量的比值。在前置液比例40%、施工排量為3.5 m3/min、加砂規模38 m3、平均砂比30%、中途停泵時間60 min條件下，模擬分析在不同二次加砂比例下的裂縫幾何形態參數(二次加砂比例為0指常規加砂壓裂未采取二次加砂模式)如表1所示。

從表1可以看出：第一次加砂壓裂的支撐裂縫長度和高度都大于二次加砂壓裂；當加砂比例的提高，支撐縫長先減小后增大的趨勢，拐點為0.6；縫高呈下降趨勢，但當加砂比例為0.6時下降幅度減

表1 不同二次加砂比例下的裂縫幾何形態參數

弱；縫寬呈上升的趨勢。因此以控制裂縫高度和拓展裂縫寬度為目標，綜合考慮海上施工條件及風險因素，將二次加砂比例確定為0.6。

3.2.4 中途停泵時間

中途停泵時間應以裂縫閉合時間為下限，充足時間支撐劑在裂縫中的運移、沉降并形成人工隔層，但中途停泵時間不易過長以免對儲層產生二次傷害，以及考慮海上的實際工況及吊機吊砂能力。分別取停泵時間30、40、50、60、70、80、90 min，應用軟件模擬計算，得到壓后縫長、縫寬與停泵時間的關系，如圖7、圖8所示。

因平臺空間限制二次加砂時需要重新補砂28 m3，每5 min吊2 m3砂，同時為了獲得更寬更長的高導流能力裂縫，優化停泵時間在70 min左右為最佳。

圖7 停泵時間與裂縫長度的關系Fig.7 Relation between pump shutdown time and fracture length

圖8 停泵時間與裂縫寬度的關系Fig.8 Relation between pump shutdown time and fracture width

3.3 壓裂材料優選

3.3.1 低傷害壓裂液體系

針對海上施工時間長、儲層溫度高、水敏水鎖特征強和施工壓力高等特點，優選適合海上平臺連續混配低傷害、低摩阻壓裂液體系。

液體配方：0.45%羥丙基瓜膠+0.2%高溫穩定劑+0.2%黏土穩定劑+0.2%助排劑+0.2%破乳劑+0.5%交聯調節劑+0.4%交聯劑，具體性能參數如表2所示。

配液方式：充分利用平臺生產水及淡水以連續混配方式配液。

表2 低傷害壓裂液體系綜合性能評價

3.3.2 高強度高導流支撐劑

借鑒東海類似井的壓裂經驗，考慮射孔孔眼尺寸(10.67 mm)、閉合壓力(約59 MPa)、支撐劑嵌入及裂縫導流需求，優選30/50目中-高強度陶粒支撐劑(表3)，有利于加砂、降低砂堵風險，并防止支撐劑破碎和嵌入，保持裂縫長期高導流能力。

基于儲層情況和井口施工壓力高，采用40/70目粉陶充填次級裂縫并以段塞形式降低壓裂液濾失、磨蝕裂縫壁面和減小裂縫彎曲效應，增加人工裂縫寬度，降低海上平臺水力壓裂加砂風險。

表3 高強度支撐劑綜合性能評價

3.4 平臺空間綜合利用

東海目標區域低滲壓裂平臺面積約為300 m2，吊機限重25 t，可用儲液池體積為300 m3，均配有鉆機模塊，在上層管子甲板作為壓裂施工的主要區域，設備總重在380 t以內，其中壓裂泵、連續混配設備、混砂泵等設備都以橇裝形式吊裝和擺放。

圖9 平臺空間設備擺放及管線布置Fig.9 Platform space equipment layout and pipeline layout

基于平臺空間的綜合利用，優化設備擺放、流程管線布置(圖9)，充分利用下層平臺泥漿池，完成壓裂液連續混配設計(圖10)，設計了海上平臺化壓裂的施工流程設計圖，并根據壓裂工況條件下，完成平臺單點及整體承載能力校核評估，能滿足4～5臺壓裂泵、1臺連續混配設備擺放，最大功率為7 450 kW，最大施工壓力為65 MPa，可設計排量為4.0 m3/min。

圖10 平臺連續混配配液及流程設計Fig.10 Platform continuous mixing of liquid and process design

4 現場實施及效果

于2019年3月1日，首次在海上開展了DH-B5井的二次加砂壓裂作業，累計泵入壓裂液570.9 m3，支撐劑64.5 m3，施工時間為190 min，中途停泵時間為85 min。其中第一次壓裂泵入液量為239.9 m3，粉陶為1.5 m3，支撐劑為26.7 m3，平均砂比為21%，施工排量為3.0～3.5 m3/min，井口破裂壓力為40.4 MPa，最高施工壓力為46.5 MPa，停泵壓力為24 MPa；第二次壓裂泵入液量為239.9 m3，粉陶為1.2 m3，支撐劑為37.8 m3，平均砂比為24.5%，施工排量為3.0～3.5 m3/min，井口破裂壓力為38.4 MPa，停泵壓力為25.4 MPa。

DH-B5井實施壓裂后，以8.73～12.7 mm油嘴返排，累計返排液為274.9 m3，返排率為48.2%。返排1.5 d后開始出氣，產氣量先增大后減小，最高產氣量為2.9×104m3/d；返排后2 d開始產油，最高產油量為35 m3/d，隨后下降至約30 m3/d；截至6月1日，累計產油1 135.6 m3，產氣130.6×104m3，如圖11所示。相比鄰井初期產量增加了2倍，同一時期累計產量增加了3倍，可見二次加砂壓裂增產效果顯著。

圖11 DH-B5井壓后生產曲線Fig.11 DH-B5 well pressure production curve

5 結論

(1)二次加砂壓裂采用分批次加砂的模式，以提高縫寬及導流能力為目標，可有效控制裂縫高度，提高壓裂效果，延長生產周期，對于海上油氣田增產開發具有很強的適用性。

(2)通過壓裂軟件模擬及平臺空間綜合利用優化，推薦施工參數：施工排量3.0～3.5 m3/min，加砂規模38 m3，二次加砂比例0.6，中途停泵時間70 min，160 ℃低傷害低摩阻壓裂液體系，30/50低密度高強度支撐劑。

(3)現場實踐及效果分析表明：二次加砂壓裂技術首次成功應用于海上油氣田，并取得顯著的增產效果，相比鄰井初期產量增加了2倍，累計產量增加了3倍，針對類似儲層條件的井，可推廣應用于東海及其他海域的低滲儲層增產開發。