致密油水平井体积压裂工厂化作业模式研究

许冬进，廖锐全，石善志，承 宁，李建民

(1.教育部油气资源与勘探技术重点实验室 长江大学，湖北 荆州 434023;2.中油采油采气重点实验室长江大学分室，湖北 荆州 434023;3.中油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

1 致密油概述

随着全世界能源需求的急剧增加，非常规油气资源越来越受到重视［1－2］。近年来，随着非常规连续型油气聚集理论的发展和致密储层中纳米孔喉体系的重大发现，为非常规致密岩油气的快速发展提供了科学依据，同时也为非常规油气资源的勘探和开发奠定了十分重要的理论基础。致密油是非常规油气资源中比较重要的部分，也是未来油气资源上产的重要接替资源。因此，致密油的研究和开发近年来受到广泛关注［3－4］。2000年，美国威利斯顿盆地巴肯致密油开发取得突破后，日产量达到7000 t/d。8 a后，借鉴致密气开发的思路和技术，巴肯致密油实现规模开发，并成为当年全球十大发现之一，致密油也因此被西方媒体誉为“黑金”。

水平井钻井技术、大规模压裂技术和压裂微地震实时监测诊断三大关键技术，是致密油气近年来快速发展的技术背景。由于技术进步和压裂设备的不断更新，水平井压裂技术也从分段压裂、多级分段压裂发展到大规模分段多簇的体积压裂，“工厂化”作业技术已经成为中外致密油气低成本开发的有效模式［5］。致密油体积压裂工厂化作业模式实现了致密油低成本高效开发“技术可采”与“经济可采”的统一。

2 体积压裂方式

2.1 体积压裂定义

体积压裂，也称SRV(Stimulated Reservoir Volume)技术，通过水力压裂对储层实施改造，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，实现对天然裂缝和岩石层理的沟通，同时在主裂缝的侧向上强制形成次生裂缝，最后形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而将有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率［6］。

体积压裂技术的实施以北美地区特别是美国的Barnett页岩的有效开发最具代表性［7］，其储层改造的主体技术为水平井分段多簇体积压裂。与常规压裂相比，体积压裂技术特点主要体现在大液量、大排量、大砂量、小粒径和低砂比［6］。

2.2 体积压裂工艺技术

致密油一般采用水平井多段压裂后投入开发，要求完井工程不仅要为实现水平井分段压裂提供高质量的井筒条件，还要兼顾长期开采过程中的生产措施及油井维护需求。

国内外致密油开发完井方式主要有固井完井和裸眼完井2种，随着分段压裂技术的不断进步，这2种完井方式在国内外水平井完井及改造中都得到了广泛应用［8］。根据管外及管内压裂段隔离及井筒与地层沟通方式的差异，派生出多种压裂完井方式(表1)。其中，固井+速钻桥塞与裸眼封隔器+分压滑套是应用最广泛、技术最成熟的2种方式(图 1、2)。

表1 致密油水平井完井方式对比

图1 固井+速钻桥塞分段压裂管柱示意图

图2 裸眼管外封隔器+滑套分段压裂管柱示意图

3 体积压裂“工厂化”模式

3.1 “工厂化”模式

“工厂化”模式是指应用系统工程的思想和方法，集中配置人力、物力、投资、组织等要素，以现代科学技术、信息技术和管理手段，用于传统石油开发施工和生产作业。美国致密砂岩气、页岩气开发，英国北海油田、墨西哥湾和巴西深海油田，都采用“工厂化”作业的方式［9－10］。

“工厂化”作业为非常规油气实现有效开发提供了高效运行模式。根据国外开发经验［10］，一般现场实施有2种方式:一种是2套压裂车组同时压裂，称为同步压裂(Synchronous Fracturing);另一种是2口井、1套压裂车组，配合射孔、下桥塞等作业，交互施工、逐段压裂，称为交叉压裂(Zipper Fracturing，又称拉链式压裂)。为了监测压裂裂缝扩展形态，一般选择第3口井作为微地震监测井。这2种方法的显著优点是可以促使水力裂缝在扩展过程中相互作用，产生更复杂的缝网，增加改造体积，可大幅度提高初始产量和最终采收率，同时减少作业时间和设备动迁次数，降低施工成本;一般平均产量比单独压裂可类比井提高21%～55%，成本降低 50%以上［11］。

3.2 “工厂化”压裂系统组成

“工厂化”压裂作业为非常规油气实现有效开发提供了高效生产作业模式。工厂化作业的本质，主要体现在批量布井、标准井场建设、压裂流水作业、压裂液重复利用和少井高产5个方面。致密油工厂化压裂，包括以下几大系统:连续泵注系统、连续供砂系统、连续配液系统、连续供水系统、工具下入系统、后勤保障系统等［12－13］。

“工厂化”压裂作业通过科学集中布井，一方面减少压裂作业时间和压裂设备动迁次数，降低压裂改造成本;另一方面，通过集中布井压裂改造，促使平台各井压裂水力裂缝在扩展过程中相互作用，产生更复杂的缝网，增加改造体积，大幅度提高初始产量和最终采收率。实践表明，在同等压裂规模下，此种作业模式极大提高了设备利用率，节省了大量施工等待时间，推动了水平井数量快速增加与规模应用，最大程度地提高了综合效益。其优势主要体现在:①减少土地占用(井场、道路)的同时，便于大量大型施工设备摆放;②减少设备拆装、搬迁，减少消耗(燃料、道路维护);③通过材料重复利用及设备(施)共用降低成本;④为交错压裂、同步压裂等不同压裂方式提供条件，利用压裂液注入对就地应力场的影响，增加裂缝网络复杂性，实现体积压裂;⑤便于产出液集中处理和再利用;⑥便于生产管理和资料采集。

3.3 “工厂化”压裂作业流程

图3 北美地区工厂化压裂流程

“工厂化”压裂作业流程主要包括以下几个方面(图3):①工具下入系统按照压裂设计实施井口的压裂作业辅助施工，做好压裂准备;②连续供水系统把合格的压裂用水从水源地连续输送到连续配液系统;③连续配液系统使用连续供水系统从水源地输送的来水连续配置压裂液;④连续供砂系统把支撑剂连续输送到连续泵注系统的混砂车搅笼中;⑤连续泵注系统把连续配液系统配置的压裂液和连续供砂系统输送的支撑剂按照压裂设计进行混合，并将混砂液连续泵入地层。

4 “工厂化”作业模式应用

4.1 国外“工厂化”作业模式应用

“工厂化”作业模式能够有效提高效率、降低成本。因地理环境、地质条件及不同时期钻完井技术水平等条件差异，“工厂化”压裂作业有多种形式［13－15］。

一种是以美国Piceance盆地和Green River盆地为代表的页岩气与致密砂岩气“工厂化”作业，也称作“压裂基地”模式(图4)。该模式既可对位于同一平台的水平井丛进行集中压裂，也可建立独立的压裂平台，利用长距离地面高压管线对一定距离范围内的平台井或单井进行“远程”压裂施工。由于避免了多次拆装和搬迁设备、材料等，同时实现了产出液集中处理与回收利用，极大地提高了效率，降低了成本。

图4 Green River盆地(左)与Piceance盆地(右)远程压裂示意图

Green River盆地利用中心压裂平台对其周围单井或多井平台的40口井完成了400段压裂，地面高压压裂管线最大长度达2000 m以上。

另一种是加拿大Horn River页岩气开发所采用的“工厂化”作业模式［17］。Horn River页岩气每个钻井平台约有8～16口井，平均每井压裂20～25段，每个平台潜在压裂段数在300段以上，每段压裂平均耗时5～6 h，由于压裂设备不需要重新拆卸、组装和移动(图5)，节省了大量时间，可完成全天候施工，每天可压裂3段，一般需要20部2250HP泵车，排量达到14～16 m3/min，压力45～69 MPa。

4.2 国内致密油“工厂化”作业模式

在中国××油田致密油采用“工厂化”压裂模式进行开发，降低了设备的搬迁成本，从而提高了压裂效率。根据井口的位置关系，设计6口井平台压裂井场布局如图6所示。单个平台宽(2平台连线方向)190 m，长180 m。在“工厂化”钻井完成后，设计部署2组压裂装置，以满足“工厂化”压裂地面连续供液、连续混配、连续输砂、大排量泵注压裂车组的设备摆放需求。所有高压注入管汇及外排系统都在施工前完成连接，通过旋塞阀等注入控制系统可快速实现施工井切换，在某一段压裂出现砂堵等意外情况时，可快速实施放喷及其他处理措施，压裂车组同时可快速切换至另一口井进行压裂作业。排采流程具有压后快速返排、连续排液及准确计量功能。

图5 ENCANA公司Horn River 63－K平台工厂化作业现场

针对2个压裂平台的2套压裂装置，需配备2套供水系统，每套系统供水能力大于8 m3/min。同时为满足现场2组车同时施工需要，现场作业需要2套连续配液设备，单套参数如下:工作排量不小于8.0 m3/min，瞬时最大流量达到10 m3/min，配液浓度达到0.3% ～0.6%(粉水质量比)。在压裂过程中，设计每段加砂量为80～100 m3，单车组单井日施工2段。根据设计要求确定压裂设备及参数为:2套连续供砂设备(与2套压裂车组匹配)，每组供砂能力大于200 m3/d，单套设备容积大于100 m3，最大上砂及输砂能力大于5000 kg/min。

施工发现，在采用常规压裂作业模式进行分段压裂时，最高作业效率为1.5段/d，而在采用“工厂化”压裂作业模式后，在纯作业时间24 d内压裂了62段，作业效率为2.5段/d;如果排除初期压裂设备和人员等的磨合时间，在设备车组正常运转的情况下，作业效率高达3.2段/d，从而大大提高了压裂效率，降低了生产作业时间。

4.3 “工厂化”作业模式适应性分析

致密油勘探开发必须采取低成本的原则，在世界范围内特别是北美地区凭借先进的水平井技术、分段压裂技术、裂缝微地震监测技术以及“工厂化”作业模式实现了技术、资源和人工的优化配置，最大程度地降低了开发成本，实现了致密油经济有效的开发，开创了非常规能源开发的“北美模式”［13］。中国致密油储量丰富，分布范围广(主要有鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地和四川盆地等)。目前中国已经在以上区域建立了多个致密油工业化勘探开发试验区，取得了一些致密油技术开发和管理方面的经验。表2是中国与北美致密油地质背景和开发条件的对比。

从表2可以看出，中国与北美致密油在很多方面有很大的不同，不能简单的对北美“工厂化”作业模式完全照搬。为了更好地促进中国致密油资源的高效开发，“工厂化”体积压裂模式需要在以下方面有所突破和创新。

(1)水资源的高效利用。中国是一个水资源相对贫乏的国家，特别是在中国的西北地区，而这些地域又恰好是中国致密油资源的密集区。致密油体积压裂需要大量的水资源，单段液量高达1000 m3以上，单井需要液量通常在1.5×104m3以上，这就需要对水资源进行合理的配置，对压裂返排液进行高效重复利用，同时加强污水处理等环保措施。

(2)开发方案设计模式的改变。传统的常规油藏的勘探开发方案，一般都是油藏地质设计—钻井地质、工程设计—压裂完井—试油投产的单向接力式设计模式，而致密油等非常规能源的设计从一开始就需要油藏、钻井、压裂、返排、试油各个环节相互协调，各个专业之间需要不断交叉优化的环形设计模式。

(3)作业模式和管理模式的改变。为了提高单井经济可采储量，降低开发成本，将钻井、压裂、试气等作业程序按照“流程化、批量化、标准化”的方式从组织模式、资源配置、流程设计、技术支撑、作业管理等多方面进行革新，集中现有资源和技术优势实现模块化组织、程序化控制和流程化作业。

图6 ××油田致密油体积压裂井场布置示意图

表2 中国与北美致密油地质背景和开发条件对比

5 结论

(1)水平井钻井技术、大规模压裂技术和压裂微地震实时监测诊断三大关键技术，是致密油气近年来快速发展的技术背景。由于技术进步和压裂设备的不断更新，水平井压裂技术也从分段压裂、多级分段压裂发展到大规模分段多簇的体积压裂，“工厂化”作业技术已经成为中外致密油气低成本开发的模式。

(2)致密油开发完井方式主要有固井完井和裸眼完井2种，随着分段压裂技术的不断进步，水平段裸眼完井和注水泥固井2种完井方式在国内外水平井完井及改造中得到了广泛应用。

(3)体积压裂与传统压裂的区别很大。采用常规单井压裂模式，不仅施工井数多，且加砂量、压裂液用量巨大，成本高。而采用“工厂化”压裂作业模式，不仅可以充分发挥连续供水系统的作用，而且可以对压裂液进行重复利用，既降低了水资源的使用量，又减少了压裂污水的处理量，且降低了生产成本。

(4)体积压裂“工厂化”的优势是快速与高效。“工厂化”压裂作业是高层次的标准化作业，其对施工设备的要求较高。在“工厂化”压裂施工过程中，压裂的地面连续供液、连续混配、连续输砂、大排量泵注压裂车组的设备摆放需要适应“工厂化”压裂作业的施工要求，以此来实现“工厂化”压裂作业的流水线生产作业。

(5)人员的有效管理和高效配置是体积压裂“工厂化”模式的保障依据。由于采用“工厂化”压裂作业模式，不仅缩短了致密油开发压裂周期，而且降低了生产成本，提高了工作效率，对于致密油的高效生产开发具有重要意义。

(6)通过对国内外“工厂化”压裂作业模式研究发现，在同等压裂规模下，与常规单井压裂模式相比，采用“工厂化”压裂作业模式作业效率可提高21% ～55%，成本降低50% 以上。因此，“工厂化”压裂作业模式对推动致密油高效开发具有重要作用。

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