海上探井大型压裂工艺技术研究与实践
Outline:
刘宁
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陈紫薇
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宁晓颖
收稿日期：2011-08-10
作者简介：刘宁((1985-)，男，陕西蒲城人，工程师，本科，主要从事油气田开发研究工作。地址(300280)：天津市大港油田石油工程研究院压酸中心。电话：15522060985。E-mail：
410878117@qq.com.
摘要：2010年8月9日，大港油田公司在渤海湾海域进行大规模压裂施工，采用低伤害超级胍胶压裂液体系及配套工艺技术对探井滨海6井成功实施了压裂改造，日产油103.6 m3，日产气29 000 m3，效果显著，不仅扩大了预探成果，而且为海上油井压裂技术应用提供了宝贵的经验。
关键词：海上油田 压裂 工艺 压裂液
Research and practice of large scale fracturing technology in offshore exploration well
Outline:
Liu Ning
,
Chen Ziwei
,
Ning Xiaoying
Dagang Oilfield Petroleum Engineering Research Institute, Tianjin Dagang 300280
Abstract: On August 9, 2010, large-scale fracturing implement was successfully carried out to exploratory well Binhai 6 well by Dagang Oilfield Company in the waters of the Gulf of Bohai with low damage super guar gum fracturing fluid system and the matching technology. Oil output is 103.6 m3/d, and gas output is 29 000 m3/d. The preliminary exploration achievements are not only expanded, but also valuable experience is provided for offshore oil well fracturing technology application. The successes and shortcomings of the fracturing are discussed, which are a reference to offshore oil well fracturing in future.
Key words:
offshore fracturing technology fracturing fluid
1 滨海6井地质特征
滨海6井位于渤海湾海域滨海3号构造滨海6井断块构造带上，根据岩石薄片的鉴定，油层岩性主要由岩屑长石中细砂岩组成。压裂目的层埋藏深(4474.4 m~4535.3 m)，地层温度高(167 ℃)，平均孔隙度8.67%，平均渗透率5.6×10-3 μm2，平均泥质含量16.09%，属于低孔低渗且泥质含量较高的储层。
试油产量低，压裂前酸化未达到预期效果，需要进行压裂改造，如何保证海上施工安全顺利进行，获得好的压裂改造效果，是迫切需要研究探索的问题。
2 滨海6井压裂工艺优化
2.1 研制优选低伤害压裂液体系以满足滨海6井压裂改造的需要
2.1.1 压裂液粘温性能
滨海6井具有典型的低渗透薄互层特征，压裂施工易形成窄裂缝，造成加砂困难。需通过压裂液流变性能优选，筛选出适宜的压裂液配方，以获得合理的压裂裂缝宽度，提高施工规模和成功率。通过筛选，形成的压裂液体系在150 ℃、170 s-1剪切90 min，压裂液粘度＞100 mPa·s，粘温曲线见图 1。
2.1.2 延迟交联性能
与常规压裂液相比，延迟交联时间延长了46.25%，有效降低了管线和井筒中的摩阻，与清水相比, 降阻率为67%, 达到降低施工泵压的目的，实验数据见表 1。
表 1
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表 1 压裂液延迟交联时间
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2.1.3 压裂液破胶性能
滨海6井压裂目的层渗透率0.11×10-3 μm2~9.82×10-3 μm2，为低孔低渗储层，易产生水锁伤害，故对压裂液破胶性能提出了更高的要求。通过压裂液配方优选，进行压裂液破胶实验，实验结果显示，压裂液破胶彻底，残渣含量低，表面张力低，表明优选出的压裂液体系具有低残渣，易返排的特点，与常规压裂液相比，残渣含量降低了27%[1]，破胶数据见表 2。
表 2
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表 2 压裂液破胶性能数据
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2.1.4 复合防膨剂性能
滨海6井泥质含量高，平均16.09%，8个层泥质含量超过20%，最高达到48.47%。因此必须优选性能优良的粘土稳定剂，尽可能减少粘土膨胀并堵塞流体流动通道，降低通道的导流能力。通过大量室内实验，优选出性能优良的粘土稳定剂A-26，与KCl配套使用作为复配的粘土稳定剂，防膨数据见表 3。
表 3
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表 3 复合防膨剂用量优选实验
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2.1.5 压裂液滤失性能
对优选的压裂液体系进行了室内滤失实验，滤失数据见表 4。
表 4
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表 4 压裂液静态滤失系数实验结果
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2.2 结合海上压裂特点，提高压裂工艺适应性
2.2.1 应用长源距声波测井曲线计算滨海6井压裂目的层岩石力学参数
滨海6井是一口预探井，为了获取较为准确的岩石力学参数[2]，进行了长源距声波测井。应用E-StimPlan全三维压裂设计软件，计算压裂目的层岩石力学数据，为压裂工艺设计优化提供依据。图 2是压裂目的层岩石力学参数计算结果，应用该结果进行压裂工艺设计优化，进一步提高工艺设计的科学、合理性。
2.2.2 压裂工艺参数优化
(1) 施工规模优选。通过增产倍数分析，当加砂强度为0.6 m3/m时，其增产倍数明显小于其他5种加砂强度。图 3表明，随着加砂强度的增大，增产倍数有所提高，但是提高幅度越来越小。当加砂强度为1.4 m3/m时，与1.2 m3/m相比，效果相当。分析认为加砂强度在1.1 m3/m~1.3 m3/m内较为合理。设计加砂强度1.2 m3/m。
(2) 加砂时机优选。选择适当的加砂时机，也就是选择合理的前置液用量是确保施工成功，获得好的压裂改造效果的重要前提条件之一。足够的前置液量形成有效的裂缝体积，提高施工成功率；但过多的压裂液进入地层，将会对裂缝支撑带和地层渗透率造成难以恢复的损害，影响压裂效果，因此前置液量的选择是非常重要的, 模拟结果见表 5。
表 5
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表 5 不同前置液量软件模拟结果
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综合分析压裂软件对不同前置液量的模拟结果，确定180 m3前置液量为最优设计。
(3) 压裂管柱设计。采用压采联作管柱[3]，压裂后及时排液，达到有效保护油气层的目的。压裂管柱结构如下：
P110Φ89 mm外加厚油管+Φ89 mm内滑套防垢水力泵(内径53 mm)+托砂皮碗(内径48 mm)+Φ73 mm油管1根+单向堵塞器工作筒+Φ115 mmRTTS封隔器(内径45 mm)×3500 m+Φ73 mm油管1根+Φ62 mm喇叭口。
完成压裂管柱时，井筒替高密度防水锁液，既有效降低了水锁伤害，又保证了施工安全。
2.2.3 压裂优化设计结果
应用支撑剂多级段塞技术、支撑剂粒径与裂缝缝宽匹配技术[4]模拟计算，设计泵注程序见表 6，模拟裂缝支撑浓度剖面见图 4。
表 6
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表 6 泵注程序表
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3 现场试验
3.1 现场试验及效果
滨海6井第一层压裂，加砂36.6 m3，排量4.1 m3/min~3.9 m3/min, 泵压70 MPa~63 MPa。压前：泵排15 h，产油3.2 m3，产气2 599 m3，残酸7.4 m3；压后：8 mm油嘴，日产油103.6 m3，日产气29 000 m3。效果显著。施工曲线见图 5。
3.2 现场施工分析
现场实施数据表明，与常规压裂液相比，优选的低伤害压裂液延迟交联时间延长了46.25%，有效降低了管线和井筒中的摩阻，与清水相比, 降阻率为67%, 达到了降低施工泵压的目的。
3.3 安全措施
(1) 在压裂船上实行高低压分区、二次供液、安装单流阀等措施，提高了施工安全性；
(2) 安装快速解脱装置，制定压裂船紧急撤离平台应急预案，保证压裂船在紧急情况下安全快速撤离平台。
4 结论
(1) 针对滨海6井储层特征及压裂难点，研究开发了低伤害高温压裂液体系，不含易燃添加剂，具有粘度适宜、低残渣、低伤害、易返排、防膨性能好和降阻性能优良的特点，满足海上压裂的需要。
(2) 通过压裂工艺参数优化、配套技术应用、联作工艺应用、安全措施实施在滨海6井的成功实施，为下步海上大型压裂改造提供了成功的经验。
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罗英俊. 采油技术手册[M]. 北京: 石油工业出版社, 2005.
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葛家理. 现代油藏渗流力学原理[M]. 北京: 石油工业出版社, 2001.
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2012, Vol. 41