渤海中深层探井水力喷射压裂可行性研究

张启龙 徐 刚 霍宏博 李 进 陈 卓

1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459; 2. 海洋石油高效开发国家重点实验室, 天津 300459

0 前言

渤中凹陷中深层油气构造(BZ 19-6油气田)是渤海油田甚至中国发现的最大的中深层油气田,其对满足京津冀发展的能源需求有着重要的作用[1-3]。BZ 19-6油气田的储层为太古界潜山裂缝地层,其埋深大于4 000 m,在钻井探井过程中遇到地层压力系统复杂、岩石耐磨性高、井漏等复杂事故频繁等难题[4-6],一口4 000 m探井的钻进时间大约为65 d,成本是常规探井成本的150%以上。因此保留探井转生产井是渤海油田未来高效和低成本开发BZ 19-6油气田的重要方向,但渤海湾中深层属于低孔渗储层,而探井多为直井,如何保证直井的开采效率至关重要,除了部分学者提出的径向射流技术外[7],对直井进行一定规模的压裂作业,穿透污染带、沟通储层、改善井底流动状态从而增加产能,也是重要的研究方向[8-9]。

水力喷射压裂是一种集射孔和压裂为一体的增产措施,具有增产效果明显、占地面积小、作业时间短和管柱结构简单等优势[10]。Surjaatmadja J B[11]首先提出了水力喷射压裂的构想与方法,并通过室内试验和数值模拟的方法对其压裂机理进行了研究;李根生等人[12]通过室内实验研究了8个主要参数对水力喷射压裂效果的影响规律,并形成最优参数组合;张毅等人[13]通过数值模拟研究了射孔方向对裂缝拓展的导向作用,验证了水力喷射压裂的增产可行性;2005年,长庆油田在靖平1井实施了国内首次水力喷射压裂作业并取得较好效果,该技术逐渐在国内推广应用;2010-2019年,水力喷射压裂技术先后在中原油田、华北油田、新疆油田等成功应用数十口,增产效果明显[14-15]。目前该技术增产机理的研究已较为成熟,在陆地油田已推广应用,但在海上油田应用较少,其原因如下:1)受限于海上井槽间距较小,海上生产井的井口设备与陆地油田相比,其尺寸和耐压等级都明显降低,因此其对水力喷射压裂过程中的井口压力预测精度有更高要求,但目前对井口泵压和套压的计算方法较为粗糙[15];2)海上需要进行压裂措施的低渗油田埋藏普遍较深,海上平台设备条件下的水力喷射压裂极限作业深度有待确定;3)受限于海上平台的空间限制,平台能否满足水力喷射压裂作业的施工规模和设备摆放的要求有待评估。

为了解决以上问题,建立了一套水力喷射压裂参数设计流程和井口压力预测方法,结合BZ 19-6探井的实际情况和海上作业平台的作业能力,评估了水力喷射压裂技术在海上平台的极限作业深度,并综合考虑了作业规模、设备要求、工期费用等多方面因素,分析了该技术在BZ 19-6油气田探井上应用的可行性。

1 参数设计方法研究

1.1 排量设计方法

进行水力喷射压裂作业设计时,首先要根据管柱尺寸和压裂需求,确定喷嘴数量和尺寸组合,根据喷嘴组合确定油管的流量范围,喷射速度计算公式见式(1)。

(1)

式中:uj为喷射速度,m/s;Q1为射孔阶段油管流量,m3/min;di为第i个喷嘴直径,m。

实验表明,当喷嘴喷射速度大于240 m/s时,射流可以较好地射穿地层和套管,因此选定喷嘴组合后,可以求出射孔阶段的排量范围(Q1≥Qmin 1)[16],计算结果见图1。

图1 不同排量下常用喷嘴的喷射速度图Fig.1 Jet velocity of common nozzles with different displacement

水力喷射压裂另一个关键指标是喷嘴压降,即喷嘴入口与喷嘴出口压力之差,其计算公式见式(2)。

(2)

式中:Q2为压裂阶段油管排量,m3/min;pb为喷嘴压降,MPa; ρ 为流体密度,g/cm3;C为喷嘴流量系数,一般常用喷嘴为0.8～0.95。

室内和现场实验证明,当喷嘴压降大于30 MPa时便可保证较好的压裂效果[17],因此可以求出压裂阶段流程范围(Q1≥Qmin2),计算结果见图2。

图2 不同排量下常用喷嘴的喷嘴压降图Fig.2 Nozzle pressure drop of common nozzles with different displacement

在实际作业阶段,有两个基本原则:1)射孔和压裂阶段油管的排量尽量相同,防止流量变化导致管柱变形量变化;2)射孔和压裂阶段的油管流量在满足基本要求后,尽量取最小值,减少管柱和设备的内部承压。因此,可以得到射孔和压裂阶段的流量,见式(3)。射孔阶段环空是敞开的,而压裂阶段环空关闭,并向环空进行补液,其环空排量配合油管排量使流量达到设计的砂比需求,利用式(4)便可求出环空排量。

Q1=Q2=max(Qmin 1,Qmin 2)

(3)

S=Qs/(Q2+Q3+Qs)

(4)

式中:Q3为压裂阶段环空泵入排量,m3/min;Qs为陶粒流量,m3/min;S为设计砂比。

1.2 地面泵压设计方法

水力喷砂射孔阶段,环空敞开,因此环空套压为0,地面泵压只需要设计油管泵压即可。流体从油管泵泵入,通过喷嘴喷射地层,然后从环空返出到地面,因此油管泵压如式(5)所示。

pwh=pb+fft+ffa

(5)

式中:pwh为油管泵压,MPa;fft为油管管柱流体沿程摩阻,MPa;ffa为环空内流体流动磨阻,MPa。

水力喷射压裂阶段,环空关闭并向环空进行补液,因此地面泵压需要设计油管泵压和环空泵压。油管内的流体从井口泵入,经过喷嘴的加速后进入射孔孔道进行压裂作业,其压力计算公式见式(6);而环空流体从环空泵入后,经过环空流道,进入射孔孔道辅助压裂作业,其压力计算公式见式(7)。

pwh=pb+fft-ffa+pa

(6)

pa+ph+pboost-ffa≥pfrac

(7)

式中:pa为地面套管压力,MPa;ph为环空内静液柱压力,MPa;pboost为孔内增压值,MPa,根据实验测定,喷嘴压降为30 MPa时,该值为6 MPa;pfrac为地层的起裂压力,MPa。

通过式(5)～(7)可知,计算泵压的关键落脚到计算油管压耗fft和环空压耗ffa。通过对现场实验参数的多元非线性拟合,得到油管和环空压耗的计算公式[18],见式(8)和(9)。

(8)

(9)

式中:δ为降阻比;D为套管或井眼直径,mm;d和do为油管的内径和外径,mm;CHPG为稠化剂浓度,kg/m3;Cp为支撑剂浓度,kg/m3;Δp0为清水时的磨阻,MPa,可以通过范宁公式求得。

1.3 参数设计流程

通过2.1和2.2节的介绍,形成了一套水力喷射压裂参数设计流程,具体流程见图3。首先根据作业要求优选水力喷嘴组合,利用式(1)求出流量的最小值之一Qmin 1;再根据式(2),计算不同流量的喷嘴压降,根据喷嘴压降大于30 MPa时压裂效果较好,求出流量的最小值之一Qmin 2;取Qmin 1和Qmin2的最大值为设计射孔和压裂阶段的油管流量;根据设计砂比,利用式(4)计算压裂时的环空排量;根据设计流量利用式(5)计算射孔阶段的油管泵压;根据式(6)～(9),计算压裂阶段的油管和套管泵压。

图3 水力喷射压裂关键参数设计流程图Fig.3 Key parameters design process of hydraulic jet fracturing

1.4 实例验证

以某陆地油田JZ-X井为例,其深为2 731 m,设计在2 560、2 600、2 640 m三个位置进行三段水力喷射压裂,该井的基本施工参数见表1。以第二段压裂为例,根据我们的设计流程对该井的水力参数进行了设计:施工流量为2.5 m3/min,射孔时的泵压为62.53 MPa,压裂时的泵压为66.97 MPa、套压为16.03 MPa。将设计参数与实际作业参数进行对比,见图4,射孔时的设计泵压误差为5.55%,压裂时设计泵压误差为1.52%,压裂时设计套压误差为9.54%。该方法的平均误差都小于10%,具有较高的精确性。该井严格按照设计参数进行施工,总共泵入支撑剂30 m3、压裂液506.7 m3,泵入效率为100%,产生了缝高10～15 m、缝长50 m的人工裂缝,压后产量为预测产量的1.35倍,验证了该设计方法的合理性。

表1 JZ-X井基础作业参数表

图4 设计值与实际值的参数对比图Fig.4 Comparion of design and actual parameters

2 渤海中深层探井的技术可行性分析

2.1 深度对水力喷射压裂的影响

BZ 19-6油气田的埋深在4 000～7 000 m,根据设计流程,分别计算88.9 mm和114.3 mm两种尺寸油管条件下,常用喷嘴组合下的井口压力(射孔时的油压、压裂时的油压和套压)随深度的变化情况,计算结果见图5～6。

通过计算可知,随着作业深度的增加,压裂时的井口泵压、环空套压以及射孔时的泵压都随之增加,考虑到海上平台井口设备的承压能力和人员安全,海上水力喷射压裂作业存在极限作业深度。当海上井口限压和环

a)射孔阶段的泵压 a)Pump pressure at perforation stage

b)压裂阶段的油压和套压 b)Pump pressure and casing pressure in fracturing stage

a)射孔阶段的泵压 a)Pump pressure at perforation stage

b)压裂阶段的油压和套压 b)Pump pressure and casing pressure in fracturing stage

空限压分别为100 MPa和50 MPa时,88.9 mm和 114.3 mm 油管的极限水力喷射压裂深度分别为5 700 m和6 800 m。渤中凹陷油气构造现阶段的开采层位在 7 000 m 之内,因此水力喷射压裂在该区块是可以作业的,当储层深度大于5 700 m时,推荐采用114.3 mm油管进行作业。

2.2 海上平台适用性分析

除了作业深度外,海上作业平台的规模是否能够满足水力喷射压裂的参数要求和设备需求也是决定该技术能否在渤海中深层成功实施的关键因素。从压裂设备需求和作业工期成本两个方面分析了该技术的可行性。

2.2.1 压裂设备需求

利用水力喷射压裂参数设计方法,预测了该技术在BZ 19-6油气田中深层压裂作业的规模,并根据施工规模的要求,对海上作业平台的作业设备要求进行了评估。水力喷射压裂作业时,油管排量<3 m3/min,油管泵压<100 MPa,3台2000型的压裂橇即可满足要求;环空排量<1.2 m3/min,环空套压<50 MPa,1台2000型的压裂橇即可满足要求;总的压裂液用量<200 m3,4个清水罐即可满足要求;总的加砂量<20 m3,1个清水罐即可满足要求。参考渤海低渗透储层压裂井施工经验,压裂设备摆放见图7,压裂船或者自升式钻井平台都可以满足设备的摆放要求。

图7 海上平台设备摆放图Fig.7 Layout of offshore platform equipments

2.2.2 压裂工期费用

参考渤海低渗透储层压裂井作业工期[19],常规海上大规模压裂的工期平均为1 d/层,而水力喷射压裂采用水力喷射射孔代替常规炮弹射孔,同时采用拖动式进行逐层压裂,大规模节省了工期,参考陆地油田作业经验,平均工期约为0.5 d/层,大幅度降低了压裂的工期。而考虑到海上钻井船日租费用较高、作业成本较大,水力喷射压裂技术具有明显的降本增效优势。

2.3 实例设计

以BZ 19-6-X 1井为例,对该井进行水力喷射压裂设计。该井的井深为4 567 m,其开采的潜山储层在 4 200～4 300 m之间,设计在4 225 m和4 275 m两处进行水力喷射压裂,增加其产能,以满足探井转开发井的产量要求。根据第1.3节的关键参数设计流程进行设计,参数如下:喷嘴尺寸设计为6×6 mm;油管排量为2.5 m3/min;环空排量为1 m3/min;压裂时两段的预测油管泵压分别为83.25、83.83 MPa,环空套压分别为25.57、25.94 MPa;射孔时两段的预测油管泵压分别为62.06、62.32 MPa;两段的压裂液预测用量都为170 m3,加砂量都为17 m3。根据海上平台的实际作业能力,海上平台可以满足压裂施工参数的要求。根据施工规模及储层信息,采用气藏低渗压裂产能预测公式[20],预测该井压裂后的产气量为4.09×104m3/d,为直井常规射孔开发方式的1.79倍,具有较好的增产效果。

3 结论

1)本文提出了一套水力喷射压裂参数设计方法,应用实例表明,该方法具有较好的精确度和合理性,未来可用于海上水力喷射压裂作业参数的优化设计。

2)综合考虑作业深度、作业规模、设备要求等多方面因素对技术可行性的影响,结果表明水力喷射压裂技术在BZ 19-6探井上具有较好的应用可行性和适用性,有望成为该油田探井高效开发的重要技术储备。

3)根据计算的海上水力喷射压裂极限作业深度可知,该技术可以满足现阶段海上中深储层的开采要求,但随着开采深度的进一步增大,工作重点转为如何增加海上井口设备的耐压等级,以满足更深井作业的井口压力要求。