海上高氣油比致密油藏壓裂返排技術

姜玉峰，葛東升

（中海油能源發展股份有限公司上海工程技術分公司，上海 200335）

1 壓裂返排難點

東海低孔滲油藏分布廣泛[1–3]，滲透率主要為1×10–3～10 ×10–3μm2，且油藏含氣量大，氣油比在1 500 m3/m3以上，屬高氣油比致密油藏[4–6]。此類油藏壓裂后返排期間，存在油、氣、液三相同出的現象，相態流動規律性差，難以判斷井下情況。海上平臺實施返排作業時，工程方面也存在返排油嘴的選擇、返排流程、作業場地、成本及儲層保護、流程背壓、液體處理等諸多難題[7]。地層返排液夾雜地層雜質、油污等，必須對返排液進行無害化處理達標后才允許排放。

2 壓后返排技術

2.1 數據分析計算及返排制度

壓裂返排通常是在停泵關井壓裂液充分破膠后，再次開井使壓裂液從水力裂縫中經由井筒返回至地面。該過程中水力裂縫尚未完全閉合，若壓裂液流動速度超過一定臨界值，可能會將裂縫中已填充的支撐劑攜出回流至井筒，導致縫口導流能力急劇減小，嚴重影響壓裂效果[8]。因此，現場返排施工時，必須選擇合理的時機、正確的返排工藝以及最優的返排參數（表1），嚴格控制油嘴開度和返排速率并對支撐劑回流進行有效控制，避免返排時出砂。

表1 東海P 井區B5 井壓裂數據

基于B5 井實際壓裂數據（表1），代入井口壓力與最優返排油嘴直徑的關系式中，計算出該井壓裂返排時的合理油嘴開度：

其中：

裂縫閉合前：

裂縫閉合后：

式中：r 為油嘴尺寸，mm；ξ 為局部阻力系數，無量綱，取0.5；R為油管半徑，m；limv 為支撐劑臨界流速，m/s；hL 為裂縫高度，m；wL 為裂縫寬度，m；ρ 為壓裂液密度，kg/m3；tp 為井口壓力，MPa；op為大氣壓力，取0.1 MPa；sd 為單個支撐劑的直徑，m；g 為重力加速度，m/s2；sρ 為支撐劑的密度，kg/m3；ε 為黏結力系數，取2.56 dyn/cm；δ 為薄膜參數，取0.213×10-4cm；h為儲層垂深，m。

計算結果顯示，合理返排油嘴直徑逐漸增大。裂縫閉合前，合理的返排油嘴尺寸約為4 mm，結合現場經驗，早期通常選用2～4 mm 油嘴控制返排。制定返排制度為：①關井測壓降1.5 h，保證壓裂液充分破膠；②開井選用3 mm 油嘴進行裂縫強制閉合返排，之后油嘴逐級調大；③基于壓降曲線分析，井底壓力高于閉合壓力階段，使用3 mm 油嘴控制返排；④當井底壓力低于閉合壓力1.5～2.0 MPa 后，認為裂縫基本閉合，改用5 mm 油嘴；⑤后續根據返排情況，依次采用7，9，11，13 mm 或更大油嘴進行快速放噴返排。

2.2 返排流程設計

初期返排流程利用平臺鉆井管匯、分離系統、泥漿系統等。返排液走向為：返排液→除砂器→油嘴管匯→鉆井管匯→分離器→計量罐→轉移池→泥漿池（圖1）。

2.3 返排液處理技術

圖1 海上生產平臺常用壓裂返排流程

壓裂返排液中石油類化學需氧量（COD）、懸浮物、氨氮超標嚴重，這些污染物如不經處理直接外排，會給海洋環境造成嚴重危害[9]。將泥漿池內暫存的返排液供至返排液處理設備進行處理，把含油量和COD 降低至所屬海域的標準值以下[10]，并去除固相顆粒和油污，最終實現壓裂返排液的無害化處理，滿足排海要求。常見的返排液處理方法有自然蒸發、凍融、過濾、臭氧氧化、化學絮凝、電絮凝、反滲透、蒸餾法等[10]。依據這些處理方法，常見處理設備主要有七種：混凝沉淀裝置、氣浮除油裝置、氧化控制裝置、多介質過濾裝置、超濾裝置、收集過濾裝置、固液分離裝置等，壓裂返排液處理技術流程如圖2 所示。

圖2 海上壓裂返排液處理技術流程

2.4 返排各階段分析

裂縫閉合是影響油嘴選取的敏感要素，裂縫未閉合，返排油嘴直徑一般不超過4 mm，當裂縫閉合后，支撐劑受到夾持，理論上可采用大油嘴來進行返排。考慮到井筒含砂、膠結疏松等復雜因素，建議閉合后返排油嘴為9～13 mm[11–12]。參考此原則，將壓裂返排分為裂縫閉合階段、放大排量階段、壓力上升階段和井活生產階段并就每個階段的工作制度和特點進行分析。

2.4.1 裂縫閉合階段

工作制度：停泵壓力超過20 MPa，關井期間壓力下降小于40%的井選擇2 mm 油嘴，反之選擇4 mm 油嘴。現場通常用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 記錄一次油套壓及排液量，15～30 min 檢查一次油嘴，發現刺大立即更換。

特點分析：此階段裂縫尚未閉合或壓裂液未充分破膠，需嚴格控制油嘴開度，采用2～4 mm 油嘴控制返排，每次油嘴調整幅度控制在2 mm 以內。要結合油壓和返排速率變化，判斷油嘴是否堵塞或者刺大，更換固定油嘴時，要嚴格按照操作規程，防止地層激動出砂。整個放噴過程，每次換油嘴都要計算臨界攜砂流量，在低于這一流速條件下更換油嘴[13]。

2.4.2 放大排量階段

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，以地層不出砂、放噴管線出口不見砂粒為原則。現場根據出液情況，15～30 min檢查一次油嘴，每0.5 h 記錄一次油壓及排液量。

特點分析：此階段被認為裂縫已經完全閉合，且壓裂液已經充分破膠，油嘴可適度調大，選擇較大油嘴加快返排，徹底排通地層，建立起連續供液通道。此階段屬過度階段，必須密切監測油壓、井口溫度、出氣出油情況、返出液性能、返出是否有砂、油嘴是否堵塞或刺大等情況，采取措施轉入下一階段。

2.4.3 壓力上升階段

工作制度：若井口產氣量逐漸增大，能夠達到工業油氣流，產液量較少，且不出砂，流程導入測試分離器，通過調節采油樹油嘴來控制分離器上游壓力，通常用9～13 mm 油嘴控制。

特點分析：此階段地層已經排通，出現氣、油、液三相同出的階段，考慮壓裂多段同采，存在段間自身地質情況差異性及壓裂改造規模的差異性，導致段間存在干擾。此階段需繼續密切監測返排參數，壓力穩定的前提下可適當調大油嘴，待三相產出穩定、比例一致，產氣有較大突破且穩定后，方可轉入生產流程。此階段產液、產氣量增大，井筒內殘留的支撐劑會帶出，油嘴會刺大，注意取樣及油嘴的檢查更換。對于高氣油比和原油含蠟的井，此階段需伴注除蠟劑及醇類藥劑，用于解除結蠟或冰堵導致的堵塞。

2.4.4 井活生產階段

工作制度：按照正常生產井的生產制度，調節至合適的油嘴開度進行生產，通常油嘴開度在13 mm 以上，需以井口壓力穩定為原則，同時考慮配產要求（圖3）。

特點分析：此階段之前，需落實生產流程情況，包括：采油樹狀態、生產油嘴狀態及規格、流程背壓、計量方式、計量準確性、三相去向等，排除任何干擾井正常生產的因素。針對類似高氣油比且產液量較大的井，進入生產流程后，會出現氣、油產量減少的跡象，主要原因：一是流程存在一定背壓，二是生產油嘴開度較固定且油嘴偏小，井口回壓增加，最終導致氣產量下降。出現井筒積液時，可逐級調大油嘴，降低井口回壓，增加井底生產壓差，提高氣產量來解決。

圖3 海上生產平臺常見生產流程

3 結論

（1）基于海上平臺化壓裂的需求，通過分析海上生產平臺壓裂返排的諸多問題及難點，有針對性地制定了具有廣泛適用性的返排制度，設計出了科學合理的返排流程，配套成熟的返排液處理技術，并將壓后返排按照共性的特點分成四個階段，每個階段制定了相應的工作制度，并進行了特點分析，對各階段的注意事項進行了提示。

（2）應用結果表明，利用該套壓裂返排技術可以達到海上平臺高氣油比致密油藏壓裂返排的要求，對其他海上平臺化壓裂作業也具有一定的借鑒意義。