海上低渗透油田水平井多级压裂先导试验*

徐文江 肖茂林 孙兴旺 王永刚 贾云林 姜 安 杜景锋 姜维东

（1.中国海洋石油有限公司开发生产部 北京 100010； 2.中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459；3.华鼎鸿基石油工程技术公司（北京）有限公司 北京 100019）

海上低渗透油田水平井多级压裂先导试验*

徐文江1肖茂林2孙兴旺3王永刚3贾云林2姜 安2杜景锋3姜维东1

（1.中国海洋石油有限公司开发生产部 北京 100010； 2.中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459；3.华鼎鸿基石油工程技术公司（北京）有限公司 北京 100019）

针对海上低渗透油田开发面临的矛盾和挑战，以A油田为目标，通过设计优化注采井井距、压裂裂缝条数、裂缝间距、裂缝半长等参数，研究压裂+自喷生产一体化管柱、连续混配压裂液和高性能支撑剂等多级压裂工艺，应用双安全控制系统，在海上低渗透油田首次成功实施了水平井多级压裂技术先导试验取得了首次突破“千方液、百方砂”的压裂规模，压裂后自喷产量达到120 m3/d，为海上低渗油田开发提供了新模式。

海上；低渗透油田；水平井；多级压裂；先导试验

海上油气田开发井主要集中在采油平台上，特殊的作业施工装备和作业条件导致工程建设成本高，这也决定了油田开发中所使用的平台数量有限［1］。相比陆上油田来说，海上油田采油平台上的开发井数量有限（表1），容易造成难以建立有效注采、平面波及系数低及纵向动用程度低等问题［2］，导致无法实现海上低渗透油田的有效开发。

表1 低渗透油田开发参数对比Table 1 Comparison of development parameters of low permeability oilfield

陆上低渗透油田在开发过程中多采用水平井多级压裂技术，并且成功实现了低渗透油田的有效开发［3-4］。海上低渗透油田在310 m的实际井距和30 MPa注采压差下，想要建立注水井与采油井之间的有效注采，需要借助于水平井多级压裂技术，使人工裂缝不仅起到单井增产作用，还要利用人工裂缝来缩短注水井和采油井之间的距离，建立有效注采，从而实现少井多控，但采用水平井多级压裂技术受到诸多技术、平台条件和施工作业安全等因素的限制。

笔者在借鉴陆上油田水平井多级压裂技术成功经验的基础上，曾建立了海上低渗透油田水平井多级压裂技术突破方法［5-6］。本文以A油田为目标，对试验井区的井距、裂缝参数等进行了研究与优化，并针对海上压裂施工条件限制，开展了实施工艺参数、压裂管柱、多级压裂装备布置、压裂液及支撑剂技术要求和作业安全控制等研究与设计，成功实施了海上低渗透油田水平井多级压裂技术先导试验，为海上油田低渗透储量动用开辟了一条新思路。

1 关键压裂参数优化

1.1 井距优化

在海上油田采油平台开发井少的情况下，为解决大井距下建立有效注采的问题，实现少井多控，需要建立有效的注采关系，原理如图1所示。

图1 注采连通关系原理图Fig.1 Schematic diagram of injection production relationship

由图1可知，有效注采极限井距为310 m，此时注采井组刚刚能够建立注采关系，波及面积非常有限，呈8字形；当注采井距为200 m时，波及面积最大，呈椭圆形。根据A油田电潜泵采油要求和实际注采条件，考虑油井上泵挂深度2 000 m，泵的沉没度为500 m，结合注水井合理井底压力，以注采井距200 m、注采压差30 MPa为条件，则储层的纵向动用程度约为60%～70%，基本满足纵向储量动用程度要求。因此，最终确定A油田水平井多级压裂注采井距为200 m。

1.2 裂缝参数优化

结合海上油田开发特点，以建井成本、多级压裂投入和后期直接生产费等投入为测算依据［6］，根据销售油价和经济评价参数，倒算A油田单井经济极限累产量必须突破10×104m3（表2），而陆上常规低渗油田开发累产量要求低于1×104m3［7］。因此，经济极限累产量要求高对海上水平井多级压裂关键参数提出了更高要求，必须要在较少的裂缝参数下形成较高的产能。

表2 海上低渗透油田单井经济极限累产量界限（以A油田为例）Table 2 Economic limit production of single well in offshore low permeability oilfield（taking A oilfield for example）

1）裂缝条数。依据经济极限产能和井型井距要求，以初期产量和累产量要求为目标函数，通过数值模拟方法对裂缝条数进行了优化设计，结果如图2所示。以A1井为例，随着裂缝条数增加，初期产量提高，稳产时间增长，当裂缝条数超过5条后，增速降低并趋向平稳，累产5 a后5～7条裂缝的最终累计产量相差不大。根据A1井实钻地层情况、海上压裂作业实施风险以及水平井长度要求，优选裂缝条数为5条，可在满足产能的前提下保证储层改造的实施性。

图2 A油田极限产量要求下裂缝条数优化结果Fig.2 Optimization results of crack number under economic limit production of A oilfield

2）裂缝间距。通过数值模拟方法对裂缝间距进行了优化设计，结果如图3所示。同时，结合低渗透储层具有启动压力的特点和极限注采井距研究结论，裂缝间距过大会存在“死油区”而使部分原油无法采出，裂缝间距过小会存在干扰而使累产量贡献幅度减少，最终根据日产量和累产量要求确定A1井最优裂缝间距为80 m。

图3 A油田极限产量要求下裂缝间距优化结果Fig.3 Optimization results of crack spacing under economic limit production of A oilfield

3）裂缝半长。依据裂缝条数和裂缝间距，通过数值模拟方法对裂缝半长进行了优化设计，结果如图4所示，可以看出当裂缝半长超过118 m以后，累产增速随着裂缝半长增长而降低。由于缝长增加所需压裂规模扩大，包括加砂量和压裂液等，不利于施工风险及成本的控制，同时考虑采油井和注水井之间的实际井距和建立有效注采的极限井距要求，确定最大限度改造要求裂缝半长为120 m。

图4 A油田极限产量要求下裂缝长度优化结果Fig.4 Optimization results of crack length under economic limit production of A oilfield

根据上述优化结果，A油田先导试验区为建立有效注采，在2口水平井井距310 m的条件下，通过采用多级压裂，油水井裂缝半缝长达到120 m、油水井裂缝间距达到80 m时，可以有效建立连通，形成良好的注采关系，其井组部署如图5所示。

图5 A油田先导试验井组部署示意图Fig.5 Pattern of pilot test wells in A oilfield

2 多级压裂工艺研究

2.1 压裂+自喷生产一体化管柱

陆上油田水平井多级压裂管柱通常不能实现生产［8］，而在海上油田由于经济成本和作业安全的要求，需采用压裂+生产一体化管柱，减少作业带来的安全风险，因此对管柱设计提出了更高的要求。

在借鉴海上稠油热采注采一体化管柱设计理念的基础上［9-13］，此次海上油田水平井多级压裂采用了压裂+自喷生产一体化管柱，如图6所示。通过在压裂管柱增加大通径安全阀，保证压裂后自喷生产过程井筒安全可控，同时增加返循环阀，如遇压裂砂堵可实现洗井，第一时间保证井筒不沉砂，确保实现下一级压裂投产起管时还可以通过此阀进行洗压井，减少挤注式压井对储层带来的二次伤害。此外，在φ244.475 mm套管内压裂管柱每160 m增加1个φ88.9 mm油管扶正器，可以保证油管居中，从而防止压裂时因油管弯曲蠕动对φ241.3 mm封隔器回接处造成的风险。

图6 A1井压裂管柱示意图Fig.6 Fracturing string of Well A1

2.2 连续混配压裂液和高性能支撑剂

1）连续混配压裂液。陆上油田压裂液通常采用传统配置方法，即在液体储罐或泥浆池按总量控制的方法加入水、稠化剂和助剂，循环放置后使稠化剂和水充分溶胀，从而使黏度达到设计要求，由于压裂液溶胀速度慢，须预先批量混配，不仅需大量放置储罐空间，还导致配液时间长达1.5～2.0 d，不能满足海上即配即用的作业需求。

针对海上油田压裂作业需求，在考虑地质油藏特点基础上（温度高、油层厚等），结合海上压裂装备能力、配液及存储能力要求，在满足行业标准压裂液黏度≥50 mPa·s的基础上，研究设计了“连续混配+耐高温速溶瓜胶压裂液”体系在海上油田的混配供液方式，即在实现压裂液在线即配即用的同时，要实现泵注时间小于2 h，满足目的层145℃条件下剪切120 min压裂液黏度仍高于200 mPa·s的特殊要求，最终确定压裂液体系配方为：0.55%HPG+0.3%BFC-3高效黏土稳定剂+0.5%DL-8+0.05%～0.1%BOC-1杀菌剂+0.4%FAL-121调理剂+0.5%FAL-120交联剂+NOB-100胶囊破胶剂，压裂液体系性能曲线如图7所示。

图7 A油田耐高温低浓度瓜胶压裂液体系黏温性能曲线Fig.7 Viscosity temperature performance of fracturing fluid system of A oilfield

2）高性能支撑剂。在参考陆地油田常规需求的基础上，海上低渗透油田开发支撑剂的选择，要考虑海上油田高储层闭合压力（60～80 MPa）的储层特点、高产量（单井80～150 m3/d）条件下导流能力（300 mD·cm）的需求和较大生产压差（5～8 MPa）的冲蚀作用要求，最终优选了高抗压等级的陶粒支撑剂（最高耐压69 MPa），平均砂比24%，考虑高砂比施工增加的砂堵风险，设计了以低密度20～40目陶粒为主；同时结合两口试验井固井质量问题和降滤失需要，设计了100目和30～50目的陶粒段塞。

2.3 双安全控制系统

2.3.1 双安全阀

由于前期水平段固井质量差对后续压裂作业施工造成了不利影响，因此在井下安全控制系统基础上，设计了井口双安全阀控制系统（图8），防止出现压窜断层、水层、窜层带来的安全隐患和实施风险。

为避免环空压差过大产生的窜、断、漏的风险，泵注时先通过前置液小排量线性胶泵注，使充填环空形成同一压力系统，再逐渐增加前置液用量，降低砂堵风险，增加小粒径支撑剂段塞数量、砂比，让其最大限度支撑、充填环空。同时在套管安装双安全阀，设定压力达到18 MPa自动打开，避免由于套管压漏起压出现的井筒安全风险。

图8 双安全阀控制系统Fig.8 Dual safety valve control system of A oilfield

2.3.2 装备布置

陆上油田多级压裂多采用大型压裂装备，以保证实施效果和作业安全，而海上油田由于平台甲板空间和承重受限，导致大型压裂施工装备放置存在问题，若使用钻井船则受海况和作业实施时间窗等因素影响。在充分校核和工程设计分析的基础上，对平台空间进行了重新布置，最终A油田压裂作业选择大型压裂装备布置于平台主甲板，钻井船为支撑装备，压裂液采用连续混配的实施方案，如图9所示。

图9 A油田多级压裂装备布置图Fig.9 Multistage fracturing equipment layout of A oilfield

3 先导试验效果

依据优化设计结果，最终确定的A油田2口水平井多级压裂参数见表3。根据表3结果，A1、A2井于2016年12月开展了水平井多级压裂先导试验，共实施8段压裂作业，泵注液量达到近2 000 m3，加砂量突破100 m3，首次实现了中国近海“千方液、百方砂”的多级压裂先导试验。以A2井第1段压裂为例，其施工曲线如图10所示。

A油田先导试验井压裂作业后，为保证产能，计划采取1口井注水补充能量和1口井电潜泵生产的1注1采模式。但目前阶段由于2口井自喷产能较高，达到120 m3/d（图11），为了保证经济效益，待地层能量衰竭到一定程度后，再实施注水和电潜泵采油的开发模式。

表3 A油田水平井多级压裂先导试验施工参数设计Table 3 Parameter design of pilot test for horizontal wells multi stage fracturing in A oilfield

图10 A2井第1段压裂施工曲线Fig.10 First stage fracturing construction curve of Well A2

图11 A油田水平井多级压裂产量曲线Fig.11 Production of horizontal wells multistage fracturing in A oilfield

4 结束语

以A油田为目标，结合海上低渗透油田实际，设计优化了水平井多级压裂参数，采用压裂+自喷生产一体化管柱、连续混配压裂液和高性能支撑剂等特殊工艺，并应用双安全阀的安全控制系统、优化多级压裂装备布置，在我国海上低渗透油田首次成功实施了水平井多级压裂先导试验，取得了首次突破“千方液、百方砂”的压裂规模，为海上低渗透油田开发提供了新模式。

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Pilot test of multi-stage fracturing technology for horizontal wells in offshore low permeability reservoirs

XU Wenjiang1XIAO Maolin2SUN Xingwang3WANG Yonggang3JIA Yunlin2JIANG An2DU Jingfeng3JIANG Weidong1
（1.Development and Production Department of CNOOC Ltd.，Beijing100010，China；2.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin300459，China；3.Holding Energy Petroleum Engineering Technology（Beijing）Co.Ltd.，Beijing100019，China）

Aiming at the contradictions and challenges in the development of low permeability reservoirs in offshore oilfields，taking oilfield A as the target，spacing between injection and production wells，number of fractures generated，spacing between fractures，and fracture half length were all optimized.Research on the feasibility of using the same tubing for both fracturing operation and flowing production，continuous mixing of fracturing fluid，and high performance proppants was conducted.Based on the work above and by applying double safety control system，multistage fracturing technology was for the first time pilot tested in horizontal wells in offshore low permeability reservoirs.The test made the first breakthrough in the operation scale—“1 000 m3of liquid，100 m3of proppant”.Upon fracturing the natural flow production reached 120 m3/d，so it was very successful.The work here provides a new mode for the development of offshore low permeability reservoirs.

offshore；low permeability oilfield；horizontal well；multistage fracturing；pilot test

徐文江，肖茂林，孙兴旺，等.海上低渗透油田水平井多级压裂先导试验［J］.中国海上油气，2017，29（6）：108-114.

XU Wenjiang，XIAO Maolin，SUN Xingwang，et al.Pilot test of multi-stage fracturing technology for horizontal wells in offshore low permeability reservoirs［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：108-114.

TE357.1

A

1673-1506（2017）06-0108-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.014

*中国海洋石油总公司“十二五”重大科研项目“海上低孔低渗油气藏有效开发模式、方法与适用技术研究与实践（编号：CNOOCKT125ZDXM07LTD-05）”部分研究成果。

徐文江，男，教授级高级工程师，长期从事海上油气田采油工程技术研究和管理、推进海上低品位油气藏开发技术探索和提高油气田采收率工作。地址：北京市东城区朝阳门北大街25号（邮编：100010）。E-mail：xuwj＠cnooc.com.cn。

2017-01-20改回日期：2017-07-31

（编辑：孙丰成）