再压裂防砂技术在蓬莱油田的应用

李文涛 车争安 徐振东 巩永刚

(1.中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司，天津 300459；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

蓬莱油田是一个石油地质储量达数亿吨级别的大油田[1]。随着油田开发的进行，很多井在生产过程中逐渐暴露出诸如出砂、含水率上升，产液量下降等问题。本次研究主要分析了蓬莱油田2口低效井进行再压裂防砂措施，在不进行侧钻的前提下提高油井产能的实例，为该油田低效井综合治理提供一种新的技术及思路。

1 研究背景

蓬莱油田在生产过程中，伴随着含水率的上升，产液量急速下降；同时传统防砂技术只是被动防砂，无法提高油井产量，从而产生了一大批低产低效井。侧钻再完井虽然在国内外海上油田已广泛应用，但也暴露出后期钻井难度加大，新侧钻井的钻完井投产费用高等弊端。在低油价时期，如何开源节流，利用常规增产手段或者大修手段治理低产低效井，越来越受到重视。

1.1 低产低效井综合治理要求

对于低产低效井，在侧钻前需要论证常规增产措施效果差，且无法实施大修或大修无法恢复到设计产能，才考虑实施侧钻。否则优先开展增产措施恢复产能，提高油田的经济开发效益。95/8″套管压裂充填防砂井低产低效或是出砂关停井，恢复产能目前可采取的方式见图1。其中，蓬莱油田未进行过直接下充填服务工具、再压裂充填作业，因此本次优选2口井，对该作业的可行性进行试验。

图1 95/8″套管压裂充填井恢复产能可采取的方式

压裂充填是常用的增产防砂措施。一般来说，压裂充填适用于低、中、高渗透率，疏松固结差的砂岩地层，以及污染较严重的地层[2]。其主要作用有4点：(1) 能够穿透近井地带的污染带，减小表皮因子，提高油气井产量；(2) 具有良好的防砂效果，从而提高油井寿命；(3) 能减缓近井地带流体的速度；(4) 能减少近井地带的微粒运移。

1.3 压裂充填防砂在蓬莱油田的应用

管内压裂充填防砂是海上常用的一种防砂方法，可以带来油井高产、低表皮、低生产压差，能有效防砂并具有多层封隔的作用。蓬莱油田在2008—2009年进行了压裂充填防砂试验，油井见水后防砂效果明显。至今累计压裂充填作业井 200余井次，目前压裂充填已经成为该油田生产井的主要完井方式。从目前实施的效果分析，压裂充填防砂失效率低，相对于裸眼下入优质筛管防砂井，日产液、日产油递减慢，且在含水率上升以后，仍然能够维持油井较高的产液量，表现出较好的提液效果。

1.4 再压裂增产机理

初次人工压裂在生产一定时间后会失效，导致油井产量下降。失效的主要原因是由于裂缝及裂缝周围储层的堵塞，以及初次人工压裂裂缝在油气生产过程中的逐渐闭合。

再压裂也就是二次压裂，也即重复压裂，是指在同一口井进行2次或2次以上的压裂。

再压裂增产机理：(1) 重新撑开原有裂缝；(2) 让原有裂缝继续延伸，扩大原有裂缝范围；(3) 冲洗裂缝面，解除近井地带堵塞；(4) 压开新的裂缝[3]。

1.5 再压裂在蓬莱油田试验的背景

再压裂技术是在国内外陆地已广泛实施的一种治理低产低效井的手段，以页岩气再压裂技术尤为突出，但海上油田因场地等因素限制了该技术的应用。早在20世纪50年代，国内外就已经开始进行重复压裂。特别是自2014年以来，国际油价持续降低，给石油的上游勘探开发带来严峻挑战，新井的开发受限于成本的控制。重复压裂技术于是被广泛地应用于各类老井增产改造，并获得了良好的经济效益。目前，在美国有将近30%的压裂属于重复压裂。

在成本可控范围内，尽可能挖掘油井产能，延长油井寿命。经过反复论证，将大修打捞和压裂防砂技术有机结合，分析对比井况，决定对A井和B井进行原井眼再压裂完井试验，为后期此类低产低效井的综合治理积累经验。

对A、B井是2种不同的处理情况。A井防砂失效且已经出砂，所以再压裂完井需要打捞原井眼中的筛管，然后重新下入新的防砂筛管，重新再压裂完井；B井原井没有出砂，只是产量较低，该井只需要再次下入压裂充填服务工具，重新再压裂完井即可。

2 再压裂试验现场应用分析

2.1 A井再压裂现场试验分析

2.1.1 作业背景

A井原井完井方式为95/8″套管射孔+优质筛管压裂充填防砂完井。该井于2011年2月23日投产，见水后，产液量快速下降，日产油量维持在40 m3。2015年3月进行了酸化作业，酸化后液量上升，半年后产液量加速递减，累计产油量14.2×104m3，采出程度为16%。生产动态表明增产措施有效，但持续时间不够理想。该井出砂躺井，后期修井冲砂证实该井筛管已经破损。出砂前日产液量为162 m3，日产油量为53.3 m3。建议对A井进行大修，提高井区储量动用程度。

2.1.2 可行性分析

根据以往作业经验统计，对于95/8″的STMZ作业(一趟多层)：当中心管长度大于175 m时，单层作业成功率低于90%。对于射孔段总跨度且各单层长度差异较大，中心管长度过长的单井作业，建议将作业分为2个阶段，有效降低中心管长度，提高作业成功率。

A井大修打捞再压裂完井需要采用一趟多层压裂充填防砂的方式进行，因为压裂充填作业不允许防砂段上部套管有与地层连通的情况，A井初始完井跨度为158 m，满足再压裂作业条件。从随钻测井解释分析可知，该井每层均有主力厚油层和其他薄油层组成，再压裂将在原打开层位进行，风险不大。

综上，通过对再完井跨度和以往随钻资料的分析，A井满足可行性和安全性2方面条件，可以实施再压裂作业。A井再压裂完井分段数据见表1，射孔作业跨度(底层防砂段顶深与顶层防砂段之间的距离)为158 m。

表1 A井再压裂完井分段数据表

2.1.3 作业情况

(1) 打捞作业过程。A井大修打捞作业过程见图2中的1—3步，第1步验证充填滑套处于关闭状态。大修采用的主要技术是一趟管柱分段切割打捞防砂管柱，使作业效率得到了极大的提高。

图2 A井大修打捞作业方案

(2) 再压裂作业要点：根据每层作业实际规模调整小压设计；主压阶段泵注砂塞测试地层；最高排量为2.9 m3/min；最高砂比为600 kg/m3；充填系数设计为744 ～ 1 190 kg/m；准备高浓度胶液体系，以防高漏失情况的发生。

(3) 再压裂作业过程。A井再次压裂施工作业过程中，4层压裂作业的主压施工作业均较顺利，4层的充填系数均较高，再压裂施工参数见表2。

2.1.4 再压裂后生产状况

A井再压裂前1个月的平均日产油量为50.0 m3；再压裂后第1个月的平均日产油量为78.8 m3。该井大修后解决了出砂问题，产量比出砂关停前增加了47.9%。

表2 A井再压裂施工参数

2.2 B井再压裂现场试验分析

2.2.1 作业背景

2010年10月B井初次完井，采用95/8″套管内油管输送射孔(TCP)，下入51/2″ Poromax 300 μm筛管，采用STMZ工具系统进行4层压裂充填作业。

该井存在的问题：(1) 2013年初，因受效注水井C井出砂停注，其产液量和产油量大幅下降，在C井恢复注水后，该井产液量和产油量仍未恢复；(2) 生产测井(PLT)资料显示，物性好的X4层位(厚 9.6 m)产出量偏少，因此，根据分析认为产量递减的原因可能是主力层堵塞造成的。对B井进行二次压裂作业，解除主力层生产过程中造成的堵塞，恢复该井产能。作业前平均日产液量为117 m3，平均日产油量为29 m3，含水率75%。

2.2.2 可行性分析

从随钻测井解释分析可知，该井每层均由主力厚层和其他小层组成，再压裂将在原打开层位进行，打开其他层位的风险不大。由于B井生产未出砂，相比于B井来说省去了打捞步骤，且根据随钻测井分析，该井可以实施再压裂施工作业。

2.2.3 现场施工

(1) 再压裂作业要点：①下入一趟冲砂管柱确保井筒内无沉砂；②下入试挤管柱组合，逐层进行挤注作业；③在压裂服务工具下到位后，先进行验充填；④合理设计主压泵注程序，开始主压裂；⑤为了减少再次充填时砂卡作业风险，建议充填系数为 893～1 190 kg/m，计算充填系数的厚度指垂厚；⑥控制最高砂比为600 kg/m3；⑦控制最大排量Rmax=2.9 m3/min。

(2) 再压裂作业过程。第1层挤注测试结果：起泵排量0.08 m3/min，之后逐渐提高到0.32 m3/min，将整个井筒的盐水替换成线性胶。在压力为 14.2 MPa时观测到地层破裂，逐渐提高排量至 0.68 m3/min，地层再次破裂，说明裂缝有所延伸。最后提高排量至0.80 m3/min，在累计泵入配制的30 m3胶液后，停泵。观察10 min，压力降至11.5 MPa。

第1层循环测试：由于原来 B井第1层压裂前没有循环测试数据，经软件模拟计算循环测试摩阻为0.462、0.628 MPa(见表3)。循环测试压力较低，与模拟摩阻相近，几乎没有盲管埋高。由于盲管没有埋高，所以适合再次压裂。

表3 B井再压裂作业第1层循环测试数据

B井第1层成功进行了再压裂作业。第2、3、4层由于挤注测试及循环测试结果显示并不具备再压裂作业条件，故现场未进行再压裂作业尝试，见表4。

2.2.4 再压裂后生产状况

B井作业前1个月的平均日产油量为29 m3；再压裂后1个月内的平均日产油量为30 m3，增油效果不明显，但该井再压裂施工作业是成功的，对第1层初始完井压裂充填失败进行了补救作业，大幅度提高了该层的充填系数。

表4 B井再压裂各层情况

3 再压裂防砂作业费用分析

A井打捞再压裂总费用比蓬莱油田81/2″侧钻井钻完井的平均费用节省67.3%，B井再压裂总费用比蓬莱油田81/2″侧钻井的钻完井平均费用节省70.6%。

4 结 语

A和B井为蓬莱油田首次再压裂作业井，这2口井再压裂作业的顺利开展表明了该工艺的可行性，同时也为后续其他低效井增产方式的选择提供了宝贵的经验，对2口井重复压裂时的选井选层及压裂技术的研究得出以下结论及认识。

(1) 本次2口井可进行套管再压裂完井作业的前提条件是：初次完井井眼尺寸较大，均为95/8″套管完井。因此建议在前期设计中，要通过油藏调靶、优化定向井轨迹等手段，尽量采用大尺寸井眼完钻。

(2) 高速水充填的井或低充填系数井，无盲管埋高等井适合作为重复压裂的备选井。

(3) 优选重复压裂井时应同时结合多种数据进行优选：例如油藏数值模拟分析、邻井动态分析、测井PLT数据、完井方式、管柱结构等基本信息。

(4) 再压裂作业能大幅度节省钻完井投资费用，经济效益较好，值得推广应用。