诱导脱砂技术在渤海油田的应用

夏金娜，黄 杰，袁 征，高彦才，李开兴

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津塘沽 300459）

1 端部脱砂在渤海油田的不适用性

上世纪80年代，端部脱砂的概念被首次提出，即泵注过程中，随着携砂液的漏失，支撑剂到达裂缝的尖端，从而阻止裂缝长度的继续延伸，一旦裂缝长度不再增加，后续砂浆的泵入将膨胀裂缝，即裂缝的宽度将大幅增加[1]。近几年，端部脱砂逐渐成为疏松砂岩地层压裂充填防砂的主导，其应用规模不断扩大。为了达到端部脱砂的目的，停砂的时机往往不好控制，停砂过早，容易造成过顶替，从而起不到防砂目的；停砂过晚，则会导致钻杆脱砂（图1），尤其在高砂比阶段，井筒脱砂会导致反循环困难，进而沉砂，极易造成工具遇卡。

渤海油田早期的压裂充填就经历过此阶段，施工时应用一趟多层的充填工具，结构较为复杂 （图2）。且存在较小的过流面积，密封圈较多[2]，增加了卡工具的风险，而一趟多层的工具中心管较长，钻杆脱砂时反循环的摩阻较大，会出现 “顶不动”的现象，这种情况下，陶粒极易沉降，如堆积在过流面积小或密封较多的工具处，就会发生卡工具的现象。卡在井里的工具内径较小（一般是冲管），并有一定的长度，生产时是一种截流，相当于增加了生产压差，从而降低油井产量[3]。

图1 端部脱砂压裂充填案例

图2 压裂充填工具内管柱示意图

2 诱导脱砂

针对上述问题，在渤海油田引进了一种新型的脱砂方式——诱导脱砂[4]，即在确保泵注砂量达到设计量后，地面停砂，顶替陶粒，然后通过降低排量，打开环空旁通路分流的方式，诱导裂缝闭合，并使陶粒填埋筛套环空。这种方法会使得脱砂后井筒中的陶粒较少，大大降低了反循环阻力，能在脱砂后迅速建立反循环通路，从而减少了卡工具的风险，提高了作业的成功率。

3 设计思路

裂缝无因次导流能力CfD是裂缝中的导流能力与地层中导流能力的比值[5]，它的大小直接影响到压裂后的产能，是压裂优化设计的一个重要参数，对于不同的油藏设计时所要求的无因次导流能力是不一样的。

式中：CfD为裂缝无因次导流能力，无因次；xf为裂缝半长，m；k为地层渗透率，μm2；w为裂缝宽度， m；kf为裂缝渗透率，μm2。

油井的产能可以由无因次生产指数JD来反映[6]，这个指数越大说明油井的产能越高：

式中：JD为 无因次生产指数，无因次；α为单位转换常数，无因次；B为地层体积因子，无因次；µ为地层流体黏度， mPa·s ；k为地层渗透率， µm2；h为产层厚度，m；J为生产指数，μm2。

压裂充填井的无因次生产指数与无因次导流能力有直接的关系，对于压裂充填井而言，JD主要受到以下几个因素影响：裂缝的形态、地层的铺砂浓度、裂缝渗透率与地层渗透率之比，可归结为受无因次导流能力（CfD）和无因次支撑剂数 （Nprop）的影响[7-8]，其中：

式中：Nprop为无因次支撑剂数，无因次；kf为裂缝的渗透率，μm2；Vf为支撑剂撑开裂缝的体积，m3；k为地层渗透率，μm2，Vr为油藏体积，m3。

通过图版（图3、图4），我们可以得到最大无因次生产指数JD对应的无因次导流能力CfD，确定最佳CfD后，可以通过以下公式获得裂缝的尺寸：

图3 无因次生产指数 JD 与无因次导流能力CfD优化图版（Nprop≤0.1）

图4 无因次生产指数 JD与无因次导流能力CfD优化图版（Nprop>0.1）

式中：CfD为裂缝无因次导流能力，无因次；xf：裂缝半长，m；k为地层渗透率，µm2；w为裂缝宽度，m；kf为裂缝渗透率，µm2；Vf为支撑剂撑开裂缝的体积，m3；h为油层厚度，m。

4 现场应用

基于这种设计思路，我们对X1井进行施工设计，其基本理念是在满足裂缝无因次导流能力的前提下，实现诱导脱砂。表1是该井的射孔信息。

表1 射孔段信息

表1给出了储层的厚度和渗透率，根据地质储量及井间距计算，该井的泄油半径为300 m。而由于受海上平台作业空间、吊装、承重等因素的限制，每次作业泵注的砂量须不大于100klb（千磅，1klb=453.59kg），通过计算可得：

根据图版1，可得最佳无因次采油指数JD对应的无因次导流能力CfD。进而可以计算得到最佳裂缝长度、宽度[9-10]。在应用软件进行模拟时，通过改变泵注程序来调整裂缝形态，以获得计算所得的裂缝尺寸。由此得到的泵注程序（表2）、压力预测（图5）及裂缝形态（图6），对现场作业均有较高的指导意义。

运行上述泵注程序，所得到的施工参数如下所示。

经过模拟可得，主压施工压力约为1500～2000psi，净压力增加114psi。

模拟得到的裂缝长111.8ft（1ft=0.3048 m），宽0.935in（1in=2.54cm），裂缝无因次导流能力1.57。

图7是实际施工的曲线，泵注程序基本按照模拟设计进行，由曲线可以看出，实际泵注压力、净压力与模拟的结果基本一致，在泵注完设计砂量63.36klb后地面停砂，顶替一定体积后，降排量，并实现诱导脱砂，最终井筒中剩余砂浆约为10bbls（1bbls=0.159 m3），反循环正常进行。

X1井在压裂充填完井结束后投产，初期产液量为1000bpd（1bpd=0.159 m3/d）（含水率为0），比油藏配产832bpd高16.8%（图8）。除此之外，诱导脱砂压裂充填技术在渤海油田的应用超过了200口井，卡工具的几率小于1%，增产成功率较高，防砂效果良好。

表2 泵注程序

图5 施工曲线模拟

图6 裂缝形态模拟

图7 X1井压裂充填施工曲线

5 结论

（1）针对完井工具复杂的井，诱导脱砂是较为安全的脱砂方式，能够大大降低卡工具的风险，提高作业的成功率。

（2）自诱导脱砂在渤海油田初次应用后，这项技术即取代了端部脱砂，成为渤海油田主导的脱砂方式。经过对多口应用井的产量跟踪可得出，诱导脱砂能实现油井的增产及稳产。

（3）裂缝的无因次导流能力与油井的生产压差、裂缝的尺寸都有直接的关系，因此裂缝的设计重点在于无因次导流能力的确定。

图8 X1井生产曲线

（4）对于海上油田的压裂充填，其设计不仅取决于产能、产出比等因素，还应考虑平台的条件限制[10]，如：平台承重、空间等。

（5）在保证无因次导流能力的前提下，实现诱导脱砂的关键在于压裂充填设计，这要求我们对油井有足够的了解，油藏的各项参数要足够准确。