海上高气油比致密油藏压裂返排技术

2021-03-05姜玉峰葛东升

石油地质与工程 2021年1期

姜玉峰，葛东升

（中海油能源发展股份有限公司上海工程技术分公司，上海 200335）

1 压裂返排难点

东海低孔渗油藏分布广泛[1–3]，渗透率主要为1×10–3～10 ×10–3μm2，且油藏含气量大，气油比在1 500 m³/m³以上，属高气油比致密油藏[4–6]。此类油藏压裂后返排期间，存在油、气、液三相同出的现象，相态流动规律性差，难以判断井下情况。海上平台实施返排作业时，工程方面也存在返排油嘴的选择、返排流程、作业场地、成本及储层保护、流程背压、液体处理等诸多难题[7]。地层返排液夹杂地层杂质、油污等，必须对返排液进行无害化处理达标后才允许排放。

2 压后返排技术

2.1 数据分析计算及返排制度

压裂返排通常是在停泵关井压裂液充分破胶后，再次开井使压裂液从水力裂缝中经由井筒返回至地面。该过程中水力裂缝尚未完全闭合，若压裂液流动速度超过一定临界值，可能会将裂缝中已填充的支撑剂携出回流至井筒，导致缝口导流能力急剧减小，严重影响压裂效果[8]。因此，现场返排施工时，必须选择合理的时机、正确的返排工艺以及最优的返排参数（表1），严格控制油嘴开度和返排速率并对支撑剂回流进行有效控制，避免返排时出砂。

表1 东海P 井区B5 井压裂数据

基于B5 井实际压裂数据（表1），代入井口压力与最优返排油嘴直径的关系式中，计算出该井压裂返排时的合理油嘴开度：

其中：

裂缝闭合前：

裂缝闭合后：

式中：r 为油嘴尺寸，mm；ξ 为局部阻力系数，无量纲，取0.5；R为油管半径，m；limv 为支撑剂临界流速，m/s；hL 为裂缝高度，m；wL 为裂缝宽度，m；ρ 为压裂液密度，kg/m3；tp 为井口压力，MPa；op为大气压力，取0.1 MPa；sd 为单个支撑剂的直径，m；g 为重力加速度，m/s2；sρ 为支撑剂的密度，kg/m³；ε 为黏结力系数，取2.56 dyn/cm；δ 为薄膜参数，取0.213×10-4cm；h为储层垂深，m。

计算结果显示，合理返排油嘴直径逐渐增大。裂缝闭合前，合理的返排油嘴尺寸约为4 mm，结合现场经验，早期通常选用2～4 mm 油嘴控制返排。制定返排制度为：①关井测压降1.5 h，保证压裂液充分破胶；②开井选用3 mm 油嘴进行裂缝强制闭合返排，之后油嘴逐级调大；③基于压降曲线分析，井底压力高于闭合压力阶段，使用3 mm 油嘴控制返排；④当井底压力低于闭合压力1.5～2.0 MPa 后，认为裂缝基本闭合，改用5 mm 油嘴；⑤后续根据返排情况，依次采用7，9，11，13 mm 或更大油嘴进行快速放喷返排。

2.2 返排流程设计

初期返排流程利用平台钻井管汇、分离系统、泥浆系统等。返排液走向为：返排液→除砂器→油嘴管汇→钻井管汇→分离器→计量罐→转移池→泥浆池（图1）。

2.3 返排液处理技术

图1 海上生产平台常用压裂返排流程

压裂返排液中石油类化学需氧量（COD）、悬浮物、氨氮超标严重，这些污染物如不经处理直接外排，会给海洋环境造成严重危害[9]。将泥浆池内暂存的返排液供至返排液处理设备进行处理，把含油量和COD 降低至所属海域的标准值以下[10]，并去除固相颗粒和油污，最终实现压裂返排液的无害化处理，满足排海要求。常见的返排液处理方法有自然蒸发、冻融、过滤、臭氧氧化、化学絮凝、电絮凝、反渗透、蒸馏法等[10]。依据这些处理方法，常见处理设备主要有七种：混凝沉淀装置、气浮除油装置、氧化控制装置、多介质过滤装置、超滤装置、收集过滤装置、固液分离装置等，压裂返排液处理技术流程如图2 所示。

图2 海上压裂返排液处理技术流程

2.4 返排各阶段分析

裂缝闭合是影响油嘴选取的敏感要素，裂缝未闭合，返排油嘴直径一般不超过4 mm，当裂缝闭合后，支撑剂受到夹持，理论上可采用大油嘴来进行返排。考虑到井筒含砂、胶结疏松等复杂因素，建议闭合后返排油嘴为9～13 mm[11–12]。参考此原则，将压裂返排分为裂缝闭合阶段、放大排量阶段、压力上升阶段和井活生产阶段并就每个阶段的工作制度和特点进行分析。

2.4.1 裂缝闭合阶段

工作制度：停泵压力超过20 MPa，关井期间压力下降小于40%的井选择2 mm 油嘴，反之选择4 mm 油嘴。现场通常用2～4 mm 油嘴控制，返排速率控制在100～200 L/min。返排初期5～10 min 记录一次油套压及排液量，15～30 min 检查一次油嘴，发现刺大立即更换。

特点分析：此阶段裂缝尚未闭合或压裂液未充分破胶，需严格控制油嘴开度，采用2～4 mm 油嘴控制返排，每次油嘴调整幅度控制在2 mm 以内。要结合油压和返排速率变化，判断油嘴是否堵塞或者刺大，更换固定油嘴时，要严格按照操作规程，防止地层激动出砂。整个放喷过程，每次换油嘴都要计算临界携砂流量，在低于这一流速条件下更换油嘴[13]。

2.4.2 放大排量阶段

工作制度：通常用5～9 mm 油嘴控制，返排速率控制在300～500 L/min，以地层不出砂、放喷管线出口不见砂粒为原则。现场根据出液情况，15～30 min检查一次油嘴，每0.5 h 记录一次油压及排液量。

特点分析：此阶段被认为裂缝已经完全闭合，且压裂液已经充分破胶，油嘴可适度调大，选择较大油嘴加快返排，彻底排通地层，建立起连续供液通道。此阶段属过度阶段，必须密切监测油压、井口温度、出气出油情况、返出液性能、返出是否有砂、油嘴是否堵塞或刺大等情况，采取措施转入下一阶段。

2.4.3 压力上升阶段

工作制度：若井口产气量逐渐增大，能够达到工业油气流，产液量较少，且不出砂，流程导入测试分离器，通过调节采油树油嘴来控制分离器上游压力，通常用9～13 mm 油嘴控制。

特点分析：此阶段地层已经排通，出现气、油、液三相同出的阶段，考虑压裂多段同采，存在段间自身地质情况差异性及压裂改造规模的差异性，导致段间存在干扰。此阶段需继续密切监测返排参数，压力稳定的前提下可适当调大油嘴，待三相产出稳定、比例一致，产气有较大突破且稳定后，方可转入生产流程。此阶段产液、产气量增大，井筒内残留的支撑剂会带出，油嘴会刺大，注意取样及油嘴的检查更换。对于高气油比和原油含蜡的井，此阶段需伴注除蜡剂及醇类药剂，用于解除结蜡或冰堵导致的堵塞。

2.4.4 井活生产阶段

工作制度：按照正常生产井的生产制度，调节至合适的油嘴开度进行生产，通常油嘴开度在13 mm 以上，需以井口压力稳定为原则，同时考虑配产要求（图3）。

特点分析：此阶段之前，需落实生产流程情况，包括：采油树状态、生产油嘴状态及规格、流程背压、计量方式、计量准确性、三相去向等，排除任何干扰井正常生产的因素。针对类似高气油比且产液量较大的井，进入生产流程后，会出现气、油产量减少的迹象，主要原因：一是流程存在一定背压，二是生产油嘴开度较固定且油嘴偏小，井口回压增加，最终导致气产量下降。出现井筒积液时，可逐级调大油嘴，降低井口回压，增加井底生产压差，提高气产量来解决。