爆燃壓裂技術在海上低效油井中的研究與應用

周際永，李旭光，孫林，熊培祺，楊軍偉

中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司（天津300452）

爆燃壓裂是利用火藥在儲層部位燃燒產生的高溫高壓氣體壓出多條徑向裂縫以實現增產增注的技術[1-3]。近年來隨著海上油田開發向低滲油田邁進，爆燃壓裂技術逐漸在海上油田興起并推廣應用，目前累計在南海東部、南海西部、渤海油田生產油水井應用超過10井次，累計增油約7×104m3，社會經濟效益顯著。海上低滲油田低產低效井眾多，其中部分油井或平臺因無法達到經濟產量被迫關停廢棄，經過深入論證研究，爆燃壓裂技術在渤海Q油田因生產低效而關停的油井M井成功應用，取得了良好的應用效果，為海上油田低效乃至廢棄油井治理注入了新的活力。

1 M井基本情況

M井2012年10月3日投產，初期日產液85.8 m3，日產油49 m3，日產氣0.71×104m3左右，含水42.8%，無無水采油期。該井2016年2月25日關停前正常生產，日產液209.18 m3，日產油下降到1.97 m3，含水99.06%，日產氣0.16×104m3左右。M井分3個防砂段合采，見表1。

表1 M井射孔層位測井解釋

根據M井儲層特征，第2、3防砂段物性較好，第1防砂段物性相對較差，合采情況下第1防砂段有進一步挖潛潛力，因此優先選擇第1防砂段進行爆燃。進一步分析第1防砂段各層含油飽和度和儲層厚度，優選爆燃作業段為3 472.2～3 480.7 m、3 508.7～3 514.3 m。

2 M井爆燃壓裂工藝研究

2.1 火藥優選

由于火藥是徑向燃燒，具有一定燃燒速度，燃速計算見公式（1），作用時間越長越容易形成更長的縫長，縫長計算見公式（2），根據峰值壓力計算模型，見公式（3）和（4）[4]，火藥力越小，相同火藥用量情況下，則越易產生低峰值壓力，也相對安全。

式中：μ為火藥燃燒速度，m/s；e為火藥燃燒厚度，m；w0為燃速系數，m/(s·Pan)；P為外界壓力，Pa；n為壓力系數。

式中：L(t)為裂縫縫長，m；E為楊氏模量，Pa；ν為巖石泊松比，無因次；ρr為巖石密度，kg/m3；t為作用時間，s。

式中：Pmax為峰值壓力，Pa；P0為壓井液壓力，Pa；m為火藥用量，kg；f為火藥力，J/kg；V0為火藥燃燒后形成的空腔體積，m3；ψ為火藥燃燒量的百分比；ρ為火藥密度，kg/m3；α為火藥余容，m3/kg。

因此，為控制峰值壓力、確保安全，同時提高作業效果，M井采用低燃速、低火藥力的火藥，以產生低峰值壓力和長裂縫。M井實施之前海上油田實施的7口井中，有5口井采用低燃速、低火藥力的火藥安全率100%，施工峰值壓力為22.4～71.3 MPa[5]，有效控制高峰值壓力，避免高壓下管柱損傷。

2.2 峰值壓力模擬及火藥布置

M井分3 508.7～3 514.3 m、3 472.2～3 480.7 m兩段進行爆燃作業，根據選定的火藥參數以及地層物性信息、井身結構信息、施工管柱信息、壓擋液柱信息等計算兩段分別采用4節火藥（每節火藥質量為4.6 kg），井下爆燃峰值壓力分別為84.8MPa、82 MPa，如圖1、圖2所示。爆燃井段垂深為2 783.2～2 811.5 m，地層破裂壓力為50.10～50.61 MPa（按0.018 MPa/m破裂壓裂梯度計算），結合海上油田爆燃安全壓力設計經驗，峰值壓力一般控制為地層破裂壓力的1.1～1.5倍左右[5]。考慮到M井爆燃井段滲透率較低，在保證安全的前提下適當提高峰值壓力，已設計峰值壓力約為地層破裂的1.6倍左右，也符合陸地油田爆燃壓裂安全壓力范圍，該壓力可確保儲層壓開。結合作業段各小層物性參數，為提高作業效果，火藥布局分別如圖3、圖4所示，對于跨度較大的第1段，設計采用篩管夾層槍連接壓裂槍，從而避開隔夾層，使火藥集中作用于目的儲層。

圖1 第1段3 508.7～3 514.3 m爆燃峰值壓力模擬

圖2 第2段3 472.2～3 480.7 m爆燃峰值壓力模擬

圖3 第1段3508.7～3 514.3 m爆燃火藥布置

圖4 第2段3 472.2～3 480.7 m爆燃火藥布置

2.3 其他安全控制措施

2.3.1 安全工具優選

在起爆器選擇上，對于電纜起爆，避免采用以往的電雷管，采用安全性更高的電磁雷管。對于管柱加壓起爆和管柱撞針起爆，則選擇具備耐高溫和密封功能的機械加壓、機械撞針等起爆器，上述工具僅在井下施工條件下才能起爆。考慮M井作業井深和作業穩定性，采用管柱加壓起爆方式。

安全管柱組件包括鉆桿及多級縱向減震器，需根據井筒尺寸和施工模擬峰值壓力優選。

基于鉆桿的厚度和重量采用鉆桿施工，在爆燃壓裂過程中管柱的安全程度較高。在M井實施前海上油田已實施的7口井，5口井采用鉆桿作業施工，管柱起出正常，而2口井采用油管或部分采用油管作業的井，均出現管柱穿孔或扭曲變形的情況[6]。

其中多級縱向減震器主要是為了防止管柱上竄，減小縱向位移，基于海上油田已實施的7口井和陸地油田上萬口井的現場作業經驗，在起爆器上和距離起爆器2 m左右位置，至少放置一個，為確保安全M井放置了兩級減震器。

此外，為確保井控安全，采用投球式壓力開孔起爆器，實現了爆燃壓裂管串在下鉆過程中和點火后油套的連通，大大降低了作業安全風險。

2.3.2 套管安全性驗證

造成套管損傷的主要因素是爆破壓差，即爆燃后的套管環空壓力與地層破裂壓力之差，對于M井，爆破壓差約為30 MPa，M井作業段為177.8 mm（7"）套管，抗內壓為56.3 MPa，爆破壓差小于抗內壓，所以套管處于安全狀態。

2.3.3 泄壓方式優化

井下爆燃壓裂火藥燃燒過程會造成壓擋液柱上移，鑒于海上油田某井采用井下封隔器造成井下憋壓、損壞作業管柱的情況，M井不采用井下封隔器，而采用海上油田特殊的井口泄壓工藝，主要操作如下：①在井口打開節流和壓井管匯，防止井口噴濺；②關閉萬能，防止井口噴濺；③通過卡瓦、吊卡雙重懸掛確保施工管柱安全；④在延時起爆的同時切換閥門接通方井口，泄壓至泥漿池。

3 M井現場實施效果

M井關停前1、2、3防砂段合采，日產液209.18 m3，日產油1.97 m3，含水99.06%。2018年9月，M井作業后按生產制度單采第1防砂段，初期日產液53.22 m3，日產油10.07 m3，含水81.1%。爆燃層段地層系數僅占整個儲層段的11.7%，作業后單采第1防砂段產量達到原產量的25.4%，作業前后日產液、日產油對比見表2。截至2019年6月M井所在平臺廢棄前，累計增油3 127.6 m3，經濟效益顯著。

表2 M井第1防砂段作業前后日產液、日產油對比

兩次爆燃使用18.4 kg火藥，壓裂井下爆燃峰值壓力設計分別為84.8、82 MPa，根據現場銅柱測壓結果，兩次爆燃銅柱的平均長度均為5.56 mm，根據所用銅柱的壓后高與壓力的關系知，峰值壓力為90 MPa，峰值壓力計算值模擬精度達90%以上（表3），計算較為準確，由于模擬中采用了部分經驗參數，若地層資料齊全，模擬精度會更高。

表3 M井銅柱實測值與模擬峰值壓力值對比

施工后管柱提出后，工具和鉆桿完好，無任何變形。同時，第1段爆燃采用的過夾層篩管槍內、外沒有出現撕裂和變形，中心傳火管也無變形，驗證了過夾層篩管槍的安全性，且傳爆可靠。

4 結論

1）針對M井，通過在火藥優選、峰值壓力模擬及火藥布置、安全工具優選、泄壓方式優化等方面深入研究，形成了適合海上油田的爆燃壓裂技術。M井作業后管柱及井下工具完好，說明形成的系列爆燃壓裂技術安全可靠。

2）M井井下峰值壓力模擬值與井下銅柱實測值相比，模擬精度達90%以上。通過選用低燃速、低火藥力火藥，配合高精度峰值壓力模擬，可在控制峰值壓力、確保井下安全的前提下，提高作業效果。該方法可用于指導海上油田爆燃壓裂工藝設計，以確保技術實施安全高效。

3）截至2019年6月所在平臺廢棄前，M井累計增油3 127.6 m3，經濟效益顯著。實踐表明，爆燃壓裂技術能夠有效實現低滲儲層改造增產，以較低的成本使低效油井重煥生機，為海上油田低產低效井治理提供了新的技術解決思路。