渤海中深層探井水力噴射壓裂可行性研究

張啟龍 徐 剛 霍宏博 李 進 陳 卓

1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459; 2. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室, 天津 300459

0 前言

渤中凹陷中深層油氣構造(BZ 19-6油氣田)是渤海油田甚至中國發(fā)現的最大的中深層油氣田,其對滿足京津冀發(fā)展的能源需求有著重要的作用[1-3]。BZ 19-6油氣田的儲層為太古界潛山裂縫地層,其埋深大于4 000 m,在鉆井探井過程中遇到地層壓力系統(tǒng)復雜、巖石耐磨性高、井漏等復雜事故頻繁等難題[4-6],一口4 000 m探井的鉆進時間大約為65 d,成本是常規(guī)探井成本的150%以上。因此保留探井轉生產井是渤海油田未來高效和低成本開發(fā)BZ 19-6油氣田的重要方向,但渤海灣中深層屬于低孔滲儲層,而探井多為直井,如何保證直井的開采效率至關重要,除了部分學者提出的徑向射流技術外[7],對直井進行一定規(guī)模的壓裂作業(yè),穿透污染帶、溝通儲層、改善井底流動狀態(tài)從而增加產能,也是重要的研究方向[8-9]。

水力噴射壓裂是一種集射孔和壓裂為一體的增產措施,具有增產效果明顯、占地面積小、作業(yè)時間短和管柱結構簡單等優(yōu)勢[10]。Surjaatmadja J B[11]首先提出了水力噴射壓裂的構想與方法,并通過室內試驗和數值模擬的方法對其壓裂機理進行了研究;李根生等人[12]通過室內實驗研究了8個主要參數對水力噴射壓裂效果的影響規(guī)律,并形成最優(yōu)參數組合;張毅等人[13]通過數值模擬研究了射孔方向對裂縫拓展的導向作用,驗證了水力噴射壓裂的增產可行性;2005年,長慶油田在靖平1井實施了國內首次水力噴射壓裂作業(yè)并取得較好效果,該技術逐漸在國內推廣應用;2010-2019年,水力噴射壓裂技術先后在中原油田、華北油田、新疆油田等成功應用數十口,增產效果明顯[14-15]。目前該技術增產機理的研究已較為成熟,在陸地油田已推廣應用,但在海上油田應用較少,其原因如下:1)受限于海上井槽間距較小,海上生產井的井口設備與陸地油田相比,其尺寸和耐壓等級都明顯降低,因此其對水力噴射壓裂過程中的井口壓力預測精度有更高要求,但目前對井口泵壓和套壓的計算方法較為粗糙[15];2)海上需要進行壓裂措施的低滲油田埋藏普遍較深,海上平臺設備條件下的水力噴射壓裂極限作業(yè)深度有待確定;3)受限于海上平臺的空間限制,平臺能否滿足水力噴射壓裂作業(yè)的施工規(guī)模和設備擺放的要求有待評估。

為了解決以上問題,建立了一套水力噴射壓裂參數設計流程和井口壓力預測方法,結合BZ 19-6探井的實際情況和海上作業(yè)平臺的作業(yè)能力,評估了水力噴射壓裂技術在海上平臺的極限作業(yè)深度,并綜合考慮了作業(yè)規(guī)模、設備要求、工期費用等多方面因素,分析了該技術在BZ 19-6油氣田探井上應用的可行性。

1 參數設計方法研究

1.1 排量設計方法

進行水力噴射壓裂作業(yè)設計時,首先要根據管柱尺寸和壓裂需求,確定噴嘴數量和尺寸組合,根據噴嘴組合確定油管的流量范圍,噴射速度計算公式見式(1)。

(1)

式中:uj為噴射速度,m/s;Q1為射孔階段油管流量,m3/min;di為第i個噴嘴直徑,m。

實驗表明,當噴嘴噴射速度大于240 m/s時,射流可以較好地射穿地層和套管,因此選定噴嘴組合后,可以求出射孔階段的排量范圍(Q1≥Qmin 1)[16],計算結果見圖1。

圖1 不同排量下常用噴嘴的噴射速度圖Fig.1 Jet velocity of common nozzles with different displacement

水力噴射壓裂另一個關鍵指標是噴嘴壓降,即噴嘴入口與噴嘴出口壓力之差,其計算公式見式(2)。

(2)

式中:Q2為壓裂階段油管排量,m3/min;pb為噴嘴壓降,MPa; ρ 為流體密度,g/cm3;C為噴嘴流量系數,一般常用噴嘴為0.8～0.95。

室內和現場實驗證明,當噴嘴壓降大于30 MPa時便可保證較好的壓裂效果[17],因此可以求出壓裂階段流程范圍(Q1≥Qmin2),計算結果見圖2。

圖2 不同排量下常用噴嘴的噴嘴壓降圖Fig.2 Nozzle pressure drop of common nozzles with different displacement

在實際作業(yè)階段,有兩個基本原則:1)射孔和壓裂階段油管的排量盡量相同,防止流量變化導致管柱變形量變化;2)射孔和壓裂階段的油管流量在滿足基本要求后,盡量取最小值,減少管柱和設備的內部承壓。因此,可以得到射孔和壓裂階段的流量,見式(3)。射孔階段環(huán)空是敞開的,而壓裂階段環(huán)空關閉,并向環(huán)空進行補液,其環(huán)空排量配合油管排量使流量達到設計的砂比需求,利用式(4)便可求出環(huán)空排量。

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

(3)

S=Qs/(Q2+Q3+Qs)

(4)

式中:Q3為壓裂階段環(huán)空泵入排量,m3/min;Qs為陶粒流量,m3/min;S為設計砂比。

1.2 地面泵壓設計方法

水力噴砂射孔階段,環(huán)空敞開,因此環(huán)空套壓為0,地面泵壓只需要設計油管泵壓即可。流體從油管泵泵入,通過噴嘴噴射地層,然后從環(huán)空返出到地面,因此油管泵壓如式(5)所示。

pwh=pb+fft+ffa

(5)

式中:pwh為油管泵壓,MPa;fft為油管管柱流體沿程摩阻,MPa;ffa為環(huán)空內流體流動磨阻,MPa。

水力噴射壓裂階段,環(huán)空關閉并向環(huán)空進行補液,因此地面泵壓需要設計油管泵壓和環(huán)空泵壓。油管內的流體從井口泵入,經過噴嘴的加速后進入射孔孔道進行壓裂作業(yè),其壓力計算公式見式(6);而環(huán)空流體從環(huán)空泵入后,經過環(huán)空流道,進入射孔孔道輔助壓裂作業(yè),其壓力計算公式見式(7)。

pwh=pb+fft-ffa+pa

(6)

pa+ph+pboost-ffa≥pfrac

(7)

式中:pa為地面套管壓力,MPa;ph為環(huán)空內靜液柱壓力,MPa;pboost為孔內增壓值,MPa,根據實驗測定,噴嘴壓降為30 MPa時,該值為6 MPa;pfrac為地層的起裂壓力,MPa。

通過式(5)～(7)可知,計算泵壓的關鍵落腳到計算油管壓耗fft和環(huán)空壓耗ffa。通過對現場實驗參數的多元非線性擬合,得到油管和環(huán)空壓耗的計算公式[18],見式(8)和(9)。

(8)

(9)

式中:δ為降阻比;D為套管或井眼直徑,mm;d和do為油管的內徑和外徑,mm;CHPG為稠化劑濃度,kg/m3;Cp為支撐劑濃度,kg/m3;Δp0為清水時的磨阻,MPa,可以通過范寧公式求得。

1.3 參數設計流程

通過2.1和2.2節(jié)的介紹,形成了一套水力噴射壓裂參數設計流程,具體流程見圖3。首先根據作業(yè)要求優(yōu)選水力噴嘴組合,利用式(1)求出流量的最小值之一Qmin 1;再根據式(2),計算不同流量的噴嘴壓降,根據噴嘴壓降大于30 MPa時壓裂效果較好,求出流量的最小值之一Qmin 2;取Qmin 1和Qmin2的最大值為設計射孔和壓裂階段的油管流量;根據設計砂比,利用式(4)計算壓裂時的環(huán)空排量;根據設計流量利用式(5)計算射孔階段的油管泵壓;根據式(6)～(9),計算壓裂階段的油管和套管泵壓。

圖3 水力噴射壓裂關鍵參數設計流程圖Fig.3 Key parameters design process of hydraulic jet fracturing

1.4 實例驗證

以某陸地油田JZ-X井為例,其深為2 731 m,設計在2 560、2 600、2 640 m三個位置進行三段水力噴射壓裂,該井的基本施工參數見表1。以第二段壓裂為例,根據我們的設計流程對該井的水力參數進行了設計:施工流量為2.5 m3/min,射孔時的泵壓為62.53 MPa,壓裂時的泵壓為66.97 MPa、套壓為16.03 MPa。將設計參數與實際作業(yè)參數進行對比,見圖4,射孔時的設計泵壓誤差為5.55%,壓裂時設計泵壓誤差為1.52%,壓裂時設計套壓誤差為9.54%。該方法的平均誤差都小于10%,具有較高的精確性。該井嚴格按照設計參數進行施工,總共泵入支撐劑30 m3、壓裂液506.7 m3,泵入效率為100%,產生了縫高10～15 m、縫長50 m的人工裂縫,壓后產量為預測產量的1.35倍,驗證了該設計方法的合理性。

表1 JZ-X井基礎作業(yè)參數表

圖4 設計值與實際值的參數對比圖Fig.4 Comparion of design and actual parameters

2 渤海中深層探井的技術可行性分析

2.1 深度對水力噴射壓裂的影響

BZ 19-6油氣田的埋深在4 000～7 000 m,根據設計流程,分別計算88.9 mm和114.3 mm兩種尺寸油管條件下,常用噴嘴組合下的井口壓力(射孔時的油壓、壓裂時的油壓和套壓)隨深度的變化情況,計算結果見圖5～6。

通過計算可知,隨著作業(yè)深度的增加,壓裂時的井口泵壓、環(huán)空套壓以及射孔時的泵壓都隨之增加,考慮到海上平臺井口設備的承壓能力和人員安全,海上水力噴射壓裂作業(yè)存在極限作業(yè)深度。當海上井口限壓和環(huán)

a)射孔階段的泵壓 a)Pump pressure at perforation stage

b)壓裂階段的油壓和套壓 b)Pump pressure and casing pressure in fracturing stage

a)射孔階段的泵壓 a)Pump pressure at perforation stage

b)壓裂階段的油壓和套壓 b)Pump pressure and casing pressure in fracturing stage

空限壓分別為100 MPa和50 MPa時,88.9 mm和 114.3 mm 油管的極限水力噴射壓裂深度分別為5 700 m和6 800 m。渤中凹陷油氣構造現階段的開采層位在 7 000 m 之內,因此水力噴射壓裂在該區(qū)塊是可以作業(yè)的,當儲層深度大于5 700 m時,推薦采用114.3 mm油管進行作業(yè)。

2.2 海上平臺適用性分析

除了作業(yè)深度外,海上作業(yè)平臺的規(guī)模是否能夠滿足水力噴射壓裂的參數要求和設備需求也是決定該技術能否在渤海中深層成功實施的關鍵因素。從壓裂設備需求和作業(yè)工期成本兩個方面分析了該技術的可行性。

2.2.1 壓裂設備需求

利用水力噴射壓裂參數設計方法,預測了該技術在BZ 19-6油氣田中深層壓裂作業(yè)的規(guī)模,并根據施工規(guī)模的要求,對海上作業(yè)平臺的作業(yè)設備要求進行了評估。水力噴射壓裂作業(yè)時,油管排量<3 m3/min,油管泵壓<100 MPa,3臺2000型的壓裂橇即可滿足要求;環(huán)空排量<1.2 m3/min,環(huán)空套壓<50 MPa,1臺2000型的壓裂橇即可滿足要求;總的壓裂液用量<200 m3,4個清水罐即可滿足要求;總的加砂量<20 m3,1個清水罐即可滿足要求。參考渤海低滲透儲層壓裂井施工經驗,壓裂設備擺放見圖7,壓裂船或者自升式鉆井平臺都可以滿足設備的擺放要求。

圖7 海上平臺設備擺放圖Fig.7 Layout of offshore platform equipments

2.2.2 壓裂工期費用

參考渤海低滲透儲層壓裂井作業(yè)工期[19],常規(guī)海上大規(guī)模壓裂的工期平均為1 d/層,而水力噴射壓裂采用水力噴射射孔代替常規(guī)炮彈射孔,同時采用拖動式進行逐層壓裂,大規(guī)模節(jié)省了工期,參考陸地油田作業(yè)經驗,平均工期約為0.5 d/層,大幅度降低了壓裂的工期。而考慮到海上鉆井船日租費用較高、作業(yè)成本較大,水力噴射壓裂技術具有明顯的降本增效優(yōu)勢。

2.3 實例設計

以BZ 19-6-X 1井為例,對該井進行水力噴射壓裂設計。該井的井深為4 567 m,其開采的潛山儲層在 4 200～4 300 m之間,設計在4 225 m和4 275 m兩處進行水力噴射壓裂,增加其產能,以滿足探井轉開發(fā)井的產量要求。根據第1.3節(jié)的關鍵參數設計流程進行設計,參數如下:噴嘴尺寸設計為6×6 mm;油管排量為2.5 m3/min;環(huán)空排量為1 m3/min;壓裂時兩段的預測油管泵壓分別為83.25、83.83 MPa,環(huán)空套壓分別為25.57、25.94 MPa;射孔時兩段的預測油管泵壓分別為62.06、62.32 MPa;兩段的壓裂液預測用量都為170 m3,加砂量都為17 m3。根據海上平臺的實際作業(yè)能力,海上平臺可以滿足壓裂施工參數的要求。根據施工規(guī)模及儲層信息,采用氣藏低滲壓裂產能預測公式[20],預測該井壓裂后的產氣量為4.09×104m3/d,為直井常規(guī)射孔開發(fā)方式的1.79倍,具有較好的增產效果。

3 結論

1)本文提出了一套水力噴射壓裂參數設計方法,應用實例表明,該方法具有較好的精確度和合理性,未來可用于海上水力噴射壓裂作業(yè)參數的優(yōu)化設計。

2)綜合考慮作業(yè)深度、作業(yè)規(guī)模、設備要求等多方面因素對技術可行性的影響,結果表明水力噴射壓裂技術在BZ 19-6探井上具有較好的應用可行性和適用性,有望成為該油田探井高效開發(fā)的重要技術儲備。

3)根據計算的海上水力噴射壓裂極限作業(yè)深度可知,該技術可以滿足現階段海上中深儲層的開采要求,但隨著開采深度的進一步增大,工作重點轉為如何增加海上井口設備的耐壓等級,以滿足更深井作業(yè)的井口壓力要求。