渤海油田疏松砂巖壓裂充填技術研究與應用*

張曉誠 王曉鵬 李進 韓耀圖 張明

(中海石油(中國)有限公司天津分公司；海洋石油高效開發國家重點實驗室)

0 引 言

渤海油田淺層疏松砂巖儲層分布廣泛，占探明儲量的84%以上，疏松砂巖油藏的高效開發是渤海油田穩產增產的重中之重[1-2]。疏松砂巖儲層出砂風險高，渤海油田常用的獨立篩管和礫石充填等防砂工藝在防砂的同時會增加附加表皮，降低產量[3-5]。此外，受條件限制，海上油田多采用少井高產、多層同采的開發方式，由于儲層物性差異，高滲層容易形成優勢通道，中低滲儲層吸收注水能量弱，產油貢獻低，整體產能無法得到有效釋放[6]。為了滿足渤海油田疏松砂巖儲層高效開發的需求，解除近井地帶污染，增強低滲層導流能力，達到防砂、增產、調剖和控水等多重目的，本文對疏松砂巖裂縫起裂延伸機理進行了研究，并以S油田為例，研究了壓裂充填對生產的影響，同時對液壓鎖定器、頂部封隔器總成、充填短節旁通孔及反循環流道等進行優化，形成了一趟多層壓裂充填防砂工藝技術，并進行了現場應用。所得結論可為渤海油田疏松砂巖的高效開發提供新思路。

1 疏松砂巖裂縫起裂與延伸機理

1.1 彈塑性變形流固耦合理論

疏松砂巖壓裂時壓裂液向地層濾失，導致近裂縫壁面附近孔隙壓力變化，從而引起地層有效應力變化。有效應力變化導致巖石變形甚至破壞，改變地層孔隙度與滲透率，從而影響地層孔隙流體流動與孔隙壓力分布，因此疏松砂巖應力、變形與孔隙流體流動耦合效應顯著。疏松砂巖受力平衡方程為：

σij,j+fi=0

(1)

式中：σij,j為應力，MPa；fi為體積力，N/m3；i、j=1、2、3，表示方向。

考慮疏松砂巖為均質彈塑性材料，其應力應變關系為：

(2)

疏松砂巖孔隙流體流動的數學方程可以由孔隙流體質量守恒方程與達西定律推導得到，即有：

(3)

疏松砂巖剪切破壞后會發生體積膨脹，滲透率增大，可采用Touhidi-Baghini提出的經驗關系式進行描述，即有：

ln(k/k0)=Bεv/φ0

(4)

式中：k0為初始滲透率，mD；φ0為初始孔隙度，%；B為擬合系數，取值范圍2.9～3.8。

疏松砂巖在壓裂過程中的裂縫起裂可采用二次名義應力準則判斷，如式(5)所示。

(5)

當裂縫面上的內聚應力未達到式(5)的條件時，單元保持完好；當內聚應力達到式(5)的條件時，單元開始發生損傷。裂縫面上的內聚應力隨著裂縫的張開而逐漸減小，直至完全損傷，裂縫面上的內聚應力為0。

1.2 裂縫起裂延伸模型及規律研究

1.2.1 裂縫起裂延伸模型

為了模擬疏松砂巖壓裂過程中的裂縫起裂和延伸情況，基于彈塑性變形流固耦合理論，采用數值模擬軟件建立疏松砂巖壓裂流固耦合數值模型。其中，拉伸裂縫起裂延伸以及裂縫內流體流動采用軟件內置的Cohesive單元描述，如圖1所示。考慮問題的對稱性，圖1所示模型為模型，模型整體長、寬、高分別為50、50及30 m，中間與上下隔層厚度均為10 m，射孔段厚度為7.5 m。

圖1 三維地層數值模型Fig.1 3D stratigraphic numerical model

線性膠壓裂時，考慮線性膠的造壁性弱，造壁作用可忽略不計，計算中保持線性膠的濾失系數不變。交聯壓裂液壓裂時，因交聯劑具有造壁性，所以壓裂過程中壓裂液濾失系數發生變化。根據M.J.ECONOMIDES等的試驗結果，可采用Carter濾失模型實現濾失系數的動態變化，以模擬交聯劑的造壁特性，如式(6)所示。

(6)

1.2.2 裂縫起裂延伸規律

本文以滲透率500 mD的儲層為例，分別采用黏度為10 mPa·s的非交聯線性膠壓裂液和黏度為2 mPa·s交聯壓裂液，以2.4 m3/min的排量進行壓裂，對比2種壓裂液壓裂過程中裂縫起裂延伸情況和近裂縫面附近孔隙壓力分布規律，結論如下。

(1)非交聯線性膠壓裂液壓裂拉伸裂縫延伸規模較小，裂縫半長僅為9.6 m，出現穿層擴展現象，裂縫進入上、下隔層，儲層內裂縫半長為9.6 m，最大縫寬約1.0 mm；隔層內縫長與儲層延伸長度接近，但縫寬較寬，最大縫寬為4.0 mm；采用交聯壓裂液能夠在疏松砂巖儲層中起裂并延伸為規則的平面拉伸裂縫，裂縫半長為18.6 m，縫寬為33.5 mm，如圖2所示。

圖2 壓裂拉伸裂縫延伸情況(裂縫寬度)Fig.2 Extension of fracturing tensile fracture (fracture width)

(2)非交聯線性膠壓裂液由于沒有造壁性，不會在裂縫面上形成濾餅，壓裂液將大量濾失進入近裂縫附近地層，造成孔隙壓力升高，巖石平均有效應力降低，從而形成剪切破裂區(見圖3a)，難以形成拉伸形裂縫；而交聯壓裂液通過在裂縫面上形成濾餅，壓裂液濾失得到較好控制，盡管裂縫內壓力高達23.5 MPa，但儲層內孔隙壓力變化不大，最大孔隙壓力僅從原始的13.9 MPa升高至15.4 MPa，不會形成大規模的剪切破裂區。因此，使用交聯劑的壓裂液濾失量較小，可在裂縫內憋起較高壓力，如圖3所示。

圖3 近裂縫面附近孔隙壓力分布Fig.3 Distribution of pore pressure near fracture surface

綜上分析，線性膠壓裂液濾失量較大、壓裂液效率低、裂縫形態復雜，難以形成短、寬的平整裂縫。交聯類型壓裂液濾失量小、壓裂液效率高、易形成平整的短寬縫，有利于壓裂充填。因此，渤海油田疏松砂巖壓裂充填適合采用交聯類型的壓裂液。

1.3 疏松砂巖壓裂規模圖版

為了合理控制疏松砂巖壓裂規模，模擬分析不同滲透率儲層在不同壓裂液排量下的裂縫形態和裂縫長度。以厚度為10 m的儲層為例，分析得出裂縫長度隨儲層滲透率和排量的變化規律，繪制成疏松砂巖壓裂規模圖版，如圖4所示。由圖4可知：在壓裂排量小于1.8 m3/min時，隨地層滲透率增大，裂縫長度逐漸增大；當滲透率大于1 000 mD時，裂縫長度基本不變；在大排量下，隨地層滲透率增大，裂縫長度不斷增大；在相同滲透率條件下，隨排量增大，裂縫長度明顯增大，在地層滲透率較小時，增大排量會造成裂縫長度明顯增大。

圖4 疏松砂巖壓裂規模圖版(裂縫長度)Fig.4 Fracturing scale chart of loose sandstone (fracture length)

2 壓裂充填完井增產機理研究

2.1 壓裂充填裂縫參數模擬

本文以渤海S油田D區為例進行模擬分析。S油田主力開發層系為東二下段疏松砂巖儲層，儲層深度1 390～1 465 m，地層原油黏度27.3 mPa·s，正常壓力梯度，油田儲層在縱向和橫向分布比較穩定，油氣沿砂體呈層狀分布，儲層孔隙度28%～34%，滲透率500～3 000 mD，屬于中高孔滲儲層。儲層縱向上各小層之間滲透率分布不均勻，縱向不同小層物理特性參數見表1。根據設計，S油田射孔孔密為39孔/m，交聯壓裂液黏度為300 mPa·s，壓裂排量為2.2 m3/min，泵注時間為40 min。

表1 S油田儲層物理特性參數Table 1 Physical property parameters of reservoir in S Oilfield

根據S油田D區地層特性，采用裂縫起裂延伸數值模擬模型，對壓裂充填裂縫形態進行分析。模擬結果表明：在滲透率高于3 000 mD的小層中無法形成裂縫；在滲透率為60～736 mD的地層中形成半長14～32 m不等的裂縫，縫寬在30 mm左右。

2.2 壓裂充填對生產的影響研究

本文以D區塊儲層縱向小層分布規律為基礎，采用一注一采開發模式，模擬分析常規礫石充填和壓裂充填完井方式對生產的影響。其中：注水井與采油井間距350 m，日產液量100 m3，注采比1∶1，各小層之間無隔層。模擬分析常規礫石充填和壓裂充填完井在生產過程中的綜合含水體積分數和日產油量，結果分別如圖5和圖6所示。

圖5 2種完井方式下的綜合含水體積分數Fig.5 Composite water cut under 2 completion modes

圖6 2種完井方式下的日產油Fig.6 Daily oil flow rate under 2 completion modes

由圖5可知，雖然2種完井方式的最終含水體積分數相近，但在生產過程中見水初期，壓裂充填完井綜合含水體積分數低于礫石充填完井方式。由圖6可知，壓裂充填完井方式在初期日產油量略高于常規礫石充填完井。因此，壓裂充填較常規礫石充填而言具有改造低滲層和延緩注入水錐進時間的優勢，可降低含水體積分數，提高日產油量。

通過模擬分析，出現圖5、圖6中現象的原因在于：采用常規礫石充填完井時，注入水會優先沿著滲透率高的第2小層運移，容易發生單層注入水突進，影響整體開發效果。同時，常規礫石充填完井生產30 a后，油藏綜合采出程度約26.1%，其中主要貢獻仍然來自滲透率最高的第2小層，其次為第1小層，說明在縱向非均質油藏水驅開發過程中，滲透率較高的層波及效率更高。而采用壓裂充填完井時，由于第2小層滲透率高于3 000 mD，在壓裂過程中無法形成裂縫，同時通過在第1、3、4小層形成充填裂縫，提高了低滲層導流能力，避免注入水單層突進現象，從而降低含水體積分數。因此，壓裂充填完井改變了油水運移剖面，生產30 a后油藏綜合采出程度達到29.6%，與常規礫石充填相比提高了3.5%。

3 一趟多層壓裂充填防砂工藝技術

3.1 ?244.5 mm(9 in)套管壓裂充填工具改進

針對渤海油田早期采用的?244.5 mm套管一趟多層壓裂充填管柱工具穩定性差、耐腐蝕性差、抗沖蝕性能差及操作繁瑣的問題，筆者對液壓鎖定器、充填短節旁通孔、反循環流道、頂部封隔器總成及服務工具總成結構進行了優化，具體優化內容如下。

3.1.1 液壓鎖定器改進

創新采用內、外雙彈性機構設計，精準控制鎖套解鎖力。圖7為改進后的液壓鎖定器結構圖。改進后的液壓鎖定器采用液壓激活方式，激活壓力為10.34 MPa±0.69 MPa，具有防誤激活、性能穩定、激活壓力精準的優勢，有效解決了管柱下放遇阻誤激活鎖定器的問題。

圖7 改進后的液壓鎖定器Fig.7 Improved hydraulic lock device

3.1.2 充填旁通孔和反循環流道改進

將深孔結構的壓裂充填短節旁通孔改進為深月牙孔結構，流道增大為原來的9倍，摩阻降低50%；優化反循環孔流道，優化短節長度、孔徑及布孔結構，使流體產生螺旋上升效應，大幅增強流體攜砂效果，增大沖刷面積；升級滑套關閉工具，工具總長減小26 cm，采用整體籠式結構，縮短充填孔與反循環孔間距離，摩阻降低20%。優化后的工具可使反循環的壓力降低約25%，反循環合格率可從67.1%提升至98.7%，如表2所示。同時，短節的耐沖蝕性能大幅提升，有效解決了充填孔易沖蝕的問題。

表2 壓裂充填短節改進前、后參數對比Table 2 Comparison of parameters before and after improvement of fracturing filling nipple

3.1.3 頂部封隔器總成改進

將頂部封隔器總成及頂部服務工具總成長度由14 m縮短至11 m，降低工具成本。同時，采用可旋轉的中心管，可實現快速連接，縮短井口連接時間，提高現場作業時效，增強連接穩定性。

通過上述改進，有效解決了作業管柱竄動和循環壓力高等技術難題，提高了壓裂充填工具穩定性、耐腐蝕性和抗沖蝕性能，有效滿足了?244.5 mm套管一趟多層壓裂充填防砂完井需求。

3.2 ?177.8 mm(7 in)套管壓裂充填工具研制

為了解決?177.8 mm套管壓裂充填工具只能進行逐層壓裂充填、時效低、工期長、費用高、防砂管柱內通徑小以及不能下入分采管等技術難題，通過?177.8 mm套管配套防砂封隔器的研制，研發了?177.8 mm套管一次多層壓裂充填防砂管柱[7-8]，如圖8所示。管柱內通徑為98.6 mm，采用?88.9和?60.3 mm沖管，可實現定向井一趟 4 層及以上壓裂充填防砂，施工排量3.18 m3/min，壓力級別51.7 MPa。一趟多層壓裂充填防砂管柱具有如下特點：①內徑由常規的82.6 mm增大至98.6 mm，可實現單井的分采分注要求，并可為后續增產增注措施提供作業通道；②滿足壓裂要求；③充填工具內部配有耐沖蝕合金襯套，可保護充填工具本體。

通過正循環摩阻分析，一趟多層壓裂充填管柱可滿足施工排量3.18 m3/min、施工長度400 m的?177.8 mm套管一次多層壓裂充填完井作業。反循環時，?88.5 mm鉆桿和?177.8 mm尾管的環空比較大，沿程摩阻可以忽略不計，因此反循環時的沿程摩阻主要發生在?88.9 mm沖管和?60.3 mm沖管的環形空間內。按照井深2 000 m計算，反循環排量0.954 m3/min時鉆桿摩阻為4.73 MPa。壓裂充填工藝作業能力主要受限于反循環時的排量限壓，在反循環套壓限壓20.6 MPa的情況下，最大沖管連接長度258 m(不考慮最下層充填段長度)，而渤海油田隔層平均長度在30～40 m。因此，一趟多層壓裂充填工藝技術能夠滿足4層以上的壓裂充填防砂作業要求。沖蝕方面，整體流體域最大沖蝕速率為4.05×10-3kg/(m2·s)，沖蝕嚴重的區域主要集中在上延伸筒和套管上，充填過程中的充填孔最大沖蝕速率為7.25×10-5kg/(m2·s)。按照平均充填一口4層的井要求，需要耗時4 h，過砂量113.4 t，磨損量為36.3 g，充填滑套上短節厚度10 mm，充填完厚度損耗在0.062 25 mm，滿足現場作業要求。

1—坐封工具；2—上部隔離密封；3—?88.9 mm沖管；4—?60.3 mm沖管；5—中部密封；6—中心管； 7—充填工具；8—反循環閥；9—載荷顯示器；10、11—滑套開關工具；12—底部密封；13—沉砂封隔器；14—插入密封；15、19、24—定位接箍；16、20、26—充填滑套；17、21、27—上延伸筒；18、22—隔離封隔器；23—篩(盲)管；25—下延伸筒；28—變扣；29—密封筒；30—頂部封隔器。

3.3 壓裂充填防砂工藝技術

一趟多層壓裂充填防砂工藝作業步驟如下：①刮管洗井；②射孔作業；③再次刮管洗井作業；④下入沉砂封隔器，并坐封驗封；⑤下入防砂管柱；⑥坐封頂部封隔器，驗封；⑦坐封隔離封隔器，驗封；⑧壓裂充填防砂作業。

在壓裂充填作業時，首先將管柱置于充填位置進行循環測試，記錄排量0.159和0.318 m3/min的循環壓力。然后，同樣在充填位置進行小壓測試，通過提升排量測試，并記錄對應的泵壓及套壓，得到最后的擠注壓力時，迅速停泵獲取瞬時關井壓力，等待裂縫閉合。根據小壓測試結果，分析裂縫及地層信息，從而確定最優的壓裂充填泵注程序。隨后進行壓裂充填防砂作業，起脫砂壓力后，立即停泵。將管柱提至反循環位置，采用固井泵進行大排量反循環，直至確認返出無陶粒。

4 現場應用

渤海X油田位于渤海東北部遼東灣海域，平均水深約30 m。油田構造為北東走向斷裂半背斜構造，主力儲層位于東二下段，細分為14個小層。油田原油具有密度大、黏度高和膠質瀝青含量高等特點，屬于重質油。在平面上，構造高部位原油性質優于構造低部位。N平臺區域地層飽和壓力下原油黏度為20～100 mPa·s，黏度相對較低。

為保持地層能量，提升區塊開發效益，N平臺大部分井都采用了同注同采工藝。在N平臺加密調整井設計中，部署了4口試驗井(N1、N2、N3和N4井)，各井之間相距330～350 m。N1、N2和N3井均采用壓裂充填防砂完井技術，N4井進行高速水礫石充填，對比壓裂充填和高速水充填開發效果。各井設計儲層的施工參數如表3所示。

表3 充填防砂施工參數設計Table 3 Design of parameters for filling sand control operation

從投產情況來看，4口井穩產生產壓差基本在5.0～8.5 MPa之間，N1、N2和N3井產液量基本在200～300 m3/d，N4井產液量為100～200 m3/d，產量數據如表4所示。

表4 4口井日產量數據統計Table 4 Daily output data of 4 wells

壓裂充填井無論是初期還是穩產后的日產油量明顯高于高速水礫石充填井，目前產量為高速水礫石充填井的2～3倍，同時壓裂充填井初期含水體積分數低于高速水礫石充填井，在疏松砂巖油藏開發中能起到較好的防砂、增產和一定的調剖控水效果。

近年來，壓裂充填防砂完井技術已在渤海P-1、P-2、S-1、L-1及J-3等油田成功應用177口井，單井產量得到顯著提高，累計增油量為166.41 萬m3。

5 結 論

(1)結合彈塑性變形流固耦合理論，建立了疏松砂巖壓裂裂縫起裂延伸數值模型，對非交聯線性膠和交聯壓裂液的壓裂裂縫延伸規律進行了研究，得到了疏松砂巖壓裂規模圖版。研究認為，交聯類型的壓裂液濾失量小、壓裂液效率高、易形成平整的短寬縫，有利于進行壓裂充填作業。

(2)以S油田為例，在疏松砂巖裂縫參數模擬的基礎上，研究了壓裂充填對生產的影響。研究認為，壓裂充填完井與常規礫石充填完井相比，壓裂充填完井可解除近井地帶污染，增強低滲層導流能力，達到增產、調剖和控水等多重目的。

(3)通過關鍵工具的改進和研制，形成了適用于?244.5和?177.8 mm套管的一趟多層壓裂充填防砂管柱及工藝技術，管柱摩阻和沖蝕分析結果表明，該工藝技術可滿足一趟4層壓裂充填防砂完井作業要求，為渤海油田疏松砂巖高效開發提供了新思路。