海上水平井分段压裂技术现状与展望

2021-03-30杜福云阮新芳高彦才

海洋石油 2021年1期

杜福云，黄杰，阮新芳，高彦才，袁征

（1. 中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459；2. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300450）

水平井分段压裂技术作为低渗油气藏开发的最有效手段之一，可增大油藏的泄流面积，改变流体在油藏中的渗流机理和方式，已在陆地低渗油气藏以及页岩气、致密气等非常规油气开发中取得了规模应用。而受作业环境限制，海上水平井分段压裂技术仍处于摸索尝试阶段。2016年国内完成了首次海上水平井多级压裂先导试验[1],目前仅渤海、东海进行了少量井次的水平井分段压裂施工。因此有必要根据海上压裂作业环境实际情况，结合国内外海上水平井分段压裂施工经验，剖析技术现状，展望海上水平井分段压裂方式发展方向，为今后海上水平井分段压裂技术发展提供参考与借鉴意义。

1 海上水平井分段压裂需求特点

海上水平井分段压裂与陆地水平井分段压裂最大的区别为施工载体不同，主要如下：

（1）海上油气生产平台面积有限，而水平井分段压裂施工涉及压裂设备、返排设备、配套设备以及压裂材料等，仅压裂设备的摆放面积就需要近300 m2左右，海上多数平台无法满足要求，且部分平台无修井机。因此需要优化压裂规模，优选作业简单、配套设备少的压裂工艺[2]。

（2）海上水平井分段压裂施工费用主要由支持平台、配套设备、压裂船等作业日费组成，且日费极高，而压裂材料所占费用比例相对较小，因此需要优选出作业流程精简、工艺简单的水平井分段压裂方式来进行海上压裂作业。

（3）海上水平井压裂施工作业成本高，为达到合理的投入产出比，相比于陆地油田需要获得更高的油气增产倍比，因此需要优选出增产潜力高的油气井、增产效果可靠的工艺技术来进行压裂作业。

（4）海上生产平台井槽有限、油气井数少，每口压裂井都需要考虑后期的生产层位调整、堵水、重复压裂或酸化等井下作业，因此应尽量优选压裂作业结束后可实现套管全通径的分段压裂技术。

2 海上水平井分段压裂现状

国外，自2003年海上第一口水平井分段压裂施工至今，巴西、刚果、北海、西非、黑海等地已进行了多井次的水平井分段压裂施工。国内，中海油也自2016年开始进行了五口海上水平井分段压裂改造施工。通过十余年的技术发展，国内外海上水平井分段压裂在分段压裂工艺优选、压裂载体选择、压裂配套技术上日益成熟，形成以下技术特点。

（1）水力喷射分段压裂、砂塞桥塞分段压裂、裸眼封隔器投球滑套分段压裂三种水平井分段压裂技术适应海上压裂需求，获得规模应用。

国内外自20世纪80年代开始研究水平井压裂增产改造技术，已形成了限流压裂技术、水力喷射分段压裂技术、裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术、固井滑套分段压裂技术等十余种压裂技术[3]，且在陆地油田得到了广泛的应用。但由于海上作业环境以及工艺技术特点限制，目前仅水力喷射分段压裂技术、砂塞桥塞分段压裂技术、裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术是海上常用的三种分段压裂方式。

水力喷射分段压裂技术利用伯努利方程可实现水力动态封隔目的，不需要其他的机械封隔措施[4]。此项技术最大的优点是在管柱中不需要下入封隔器，施工风险小，安全系数高，在2003后得到了应用。此项技术在海上应用的缺点主要为进行多段压裂时需上提管柱，需等到井筒内压力降落后才可上提管柱，增加施工周期，同时由于喷枪加砂能力有限，达到喷枪极限加砂量后需要起出管柱更换喷枪，同样增加了施工周期。

此项技术主要在巴西和刚果海上油田应用。2003年巴西Camorim油田进行了两口井的水力喷射压裂施工[5-6]，2008～2011年间刚果Tchendo油田进行了三井次的水力喷射分段压裂施工[7]。作业结束后对作业工程进行分析发现：① 一层压裂泵注结束后，需要等压力下降后进行管柱上提作业，单层压力下降平均等待时间为7 h；②压裂2～3段后，喷枪会产生刺漏现象，需起出管柱更换喷枪进行压裂，导致单段压裂平均需要时间为1.4～2.3天，作业时效较低。

砂塞/桥塞分段压裂技术为在前一段压裂泵注结束后，使用砂塞或桥塞在井筒中形成固体堵塞，使后续泵入的压裂液和支撑剂进入新裂缝。此项技术的优点为：① 工艺原理简单，不存在砂卡管柱的风险；② 压裂作业结束后套管内无任何缩径，后期生产无限制。缺点为：① 作业程序繁琐，导致作业周期长；② 需要连续油管进行冲砂或钻桥塞作业，导致作业周期长、费用高。

表现在承包商被总包商、业主所要求执行的HSE 标准往往比自身的标准高，更多的表现在对标准的执行过程要求更严格。

此项技术在2007～2010年间在北海、西非海上油田得到应用[8-10]。其中西非2008～2009间共实施13井次的砂塞/桥塞分段压裂作业。施工结束后进行生产时效与施工费用分析发现，由于需要配套连续油管设备以及支持平台，平均单层压裂需要3～4天，增加了作业时间，同时大幅增加了作业费用。对生产时效分析，发现非作业时间中，因支持平台、连续油管导致的非作业时间占比为36%，对整个作业时间影响较大（图1）。施工费用情况分析，压裂船以及压裂材料总占比为36%，而配套的支持平台以及连续油管费用占比达37%，对于整个作业施工费用影响占比较大（图2）[10]。

图 1 非作业时间占比图Fig. 1 Proportion of non-operation time

图 2 压裂费用构成图Fig. 2 Composition of fracturing cost

裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术是近年来应用较多且极为成熟的一项技术。压裂管柱由浮鞋、隔离阀、压差式滑套、裸眼封隔器、投球滑套、悬挂封隔器以及送入工具等组成，可在套管或裸眼井内不动管柱完成多段压裂施工。此项技术优点为：工序简单，可实现连续泵注，无需配套连续油管等设备，作业周期短。缺点为：① 井筒内滑套节流较多，出现砂堵后，处理难度相对较大；② 压后滑套无法重复开关，制约了后期进行重复压裂以及堵水等作业实施。

西非、北海、黑海以及国内海上低渗油田水平井分段压裂施工均采用过此种工艺方式，可极大缩短作业时间。如在黑海油田作业中，通过采用海水基压裂液体系，配套连续混配设备，可实现一天内完成三段压裂泵注作业[11]。西非海上进行了三口水平井压裂作业，均采用此种分段方式，可实现一天内完成两段压裂作业[12]。此类压裂分段方式由于管柱内滑套、封隔器较多，存在出现砂堵管柱、处理难度大的问题。如北海5Z井进行压裂施工时，第一段泵注加砂至13.6 t支撑剂发生砂堵，处理砂堵管柱共耗时14天，极大影响了作业时效[9]。

（2）形成了“压裂船+生产平台”、“支持平台（TENDER）+生产平台”、“支持平台（TENDER）+压裂船+生产平台”三种压裂作业模式。

由于水平井分段压裂需要压裂设备、压裂材料、返排设备以及配套装备，而生产平台面积有限，因此多采用“压裂船+生产平台”、“支持平台（TENDER）+生产平台”、“支持平台（TENDER）+压裂船+生产平台”三种作业模式。

“压裂船+生产平台”作业模式为压裂设备以及压裂材料等摆放在压裂船上，而返排设备以及配套连续油管等设备摆放在生产平台上，压裂施工作业时通过高压软管与平台压裂井口连接进行压裂施工。作业结束后，压裂船离开生产平台，生产平台利用压裂液返排处理设备对压裂液进行处理，达标后压裂液处理液进入生产流程[13]。

（3）海水基压裂液体系、连续混配、压裂液返排处理设备、压裂船等配套技术发展迅速，加快了海上水平井分段压裂施工的开展。

受作业载体、液体储层空间、淡水运输等因素限制，采取淡水压裂液体系施工严重影响海上压裂施工周期与施工规模，增加了作业成本。而海水基压裂液体系的成功应用极大解决了这个问题。2008年黑海地区采用海水基非胍胶压裂液体系进行海上压裂施工，储层温度为93 ℃[11,13]；2013年北海地区采用海水基胍胶体系对87 ℃储层进行水平井分段压裂[9]；2016年中海油完成了170 ℃海水基压裂液体系研发并在现场获得应用。目前中海油已经实现了高温海水基压裂液体系研发、撬装连续混配以及压裂液返排处理设备的研发，并已在现场应用，在渤海与东海施工中可实现1天完成2段压裂施工作业，极大提高了压裂作业时效。

随着海上压裂等各类增产措施作业量的不断增加，海上压裂船的数量不断增加（至2011年全球共有压裂船32艘），且持续增加。北海地区自1984年拥有首艘压裂船，至2013年压裂船已更新至第三代[14-15]。相比于第一代，新一代增产船改进主要体现在：船体规模增大可满足大规模压裂施工需求，第一艘压裂船长76 m，载重3 424 t，可提供3 000水马力作业支持，而最新的压裂船长95 m，载重5150 t，可提供12 000水马力支持；提升了设备可靠性，加强了设备的预防性保养以及备用设备的配置，施工水马力、泵注排量以及供电能力上均可达到施工要求量的100%富余，保证施工安全；注重作业人员保护，新型压裂船上的设备均可实现远程控制，且酸液、压裂液等均可在纯密闭环境中进行搅拌配置，避免液体溢出、气体泄漏导致人员受伤。

3 技术发展展望

尽管海上水平井分段压裂技术有了极大的发展，但是经济效益不理想一直是制约海上水平井分段压裂技术发展的核心因素。因此海上水平井分段压裂技术的发展需要从提高单井产能、降低施工成本两个角度进行技术攻关。结合陆地低渗油气压裂开发历程以及近几年来海上压裂技术发展情况，未来海上水平井分段压裂技术发展展望如下。

3.1 精细化的压裂优化方案设计

海上油气生产经济门槛高，因此需要优选出增产潜力大、物质基础好的层位进行合理的压裂裂缝参数优化来获得最高的经济效益。盲目借鉴陆地低渗油气压裂开发经验，采用大规模、大排量的设计理念进行低渗、特低渗储层压裂开发很难得到良好的经济效益。如渤海油田某区块通过层位优选，筛选出储层物性相对较好的油井进行两段的水力喷射压裂施工，优化后施工排量为2～2.5 m3/min，两段加砂规模分别为 27.2 t 和17.7 t，采用平台施工，作业工时仅 5 天，压后初期日产油达到 100 m3/d（配产 65 m3/d），经济效益良好。

鉴于目前的油价以及压裂技术水平，建议先在海上中低渗储层中筛选增产潜力大的油气井进行水平井分段压裂开发，技术成熟后再进行低渗、特低渗层位的水平井分段压裂开发，同时需要建立有效的注采井网，做好能量补充工作。

3.2 水平井分段压裂工具的持续改进

海上水平井分段压裂工具需求的核心就是安全、快速，现有的分段压裂工具还存在以下改进方向。

（1）近几年来国内四海域有大量的中低渗浅层疏松砂岩储层投入勘探开发，此类储层开发难度远低于低渗致密储层。目前此类储层多采用裸眼水平井高速水充填方式进行完井，投产效果多数不理想且防砂效果差，需要一种可实现水平井分段压裂充填的压裂完井工具，来达到增产、防砂的双重目的，实现此类储层的经济有效开发。目前国内已具备直井定向井的一趟多层压裂充填服务工具[16]，对于水平井分段压裂充填工具仍处于研发攻关中。

（2）裸眼封隔器投球滑套分段压裂工艺需要考虑提升滑套重复开关性能，以满足后期生产中重复压裂或堵水作业需求。

（3）桥塞分段压裂工艺应加大可溶桥塞研发力度，提升产品可靠性，此项技术将具有作业时效快、不需配套设备、压后井筒全通径等各项技术优点，在海上水平井分段压裂施工中必将拥有广阔的应用市场。

3.3 海水基压裂液技术的不断完善

目前海水基压裂液体系已成熟，且在海上水平井压裂施工中得到了应用，但在以下两方面还存在改进空间。

（1）海水基压裂液单剂研发需多剂合一。海上水平井压裂施工均采用连续混配设备，单剂均通过液添设备实时泵入到连续混配设备中，过多的单剂将导致占用场地面积大，且施工风险增加，因此有必要进行多剂合一，减少压裂液体系单剂种类。

（2）海水基压裂液体系需实现酸性交联。目前所用的海水基压裂液体系为碱性条件下交联，而海水中富含钙镁等离子，在碱性条件下易发生沉淀，影响压裂液性能。目前做法为在压裂液中加入金属螯合剂，防止金属离子沉淀。而由于海洋环保要求，北海地区已经不允许金属螯合剂的使用，目前该地区已研发出适合于酸性条件交联的海水基压裂液体系[9]。