海上水平井分段壓裂技術現狀與展望

杜福云，黃 杰，阮新芳，高彥才，袁 征

（1. 中海油田服務股份有限公司油田生產事業部，天津 300459；2. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300450）

水平井分段壓裂技術作為低滲油氣藏開發的最有效手段之一，可增大油藏的泄流面積，改變流體在油藏中的滲流機理和方式，已在陸地低滲油氣藏以及頁巖氣、致密氣等非常規油氣開發中取得了規模應用。而受作業環境限制，海上水平井分段壓裂技術仍處于摸索嘗試階段。2016年國內完成了首次海上水平井多級壓裂先導試驗[1],目前僅渤海、東海進行了少量井次的水平井分段壓裂施工。因此有必要根據海上壓裂作業環境實際情況，結合國內外海上水平井分段壓裂施工經驗，剖析技術現狀，展望海上水平井分段壓裂方式發展方向，為今后海上水平井分段壓裂技術發展提供參考與借鑒意義。

1 海上水平井分段壓裂需求特點

海上水平井分段壓裂與陸地水平井分段壓裂最大的區別為施工載體不同，主要如下：

（1）海上油氣生產平臺面積有限，而水平井分段壓裂施工涉及壓裂設備、返排設備、配套設備以及壓裂材料等，僅壓裂設備的擺放面積就需要近300 m2左右，海上多數平臺無法滿足要求，且部分平臺無修井機。因此需要優化壓裂規模，優選作業簡單、配套設備少的壓裂工藝[2]。

（2）海上水平井分段壓裂施工費用主要由支持平臺、配套設備、壓裂船等作業日費組成，且日費極高，而壓裂材料所占費用比例相對較小，因此需要優選出作業流程精簡、工藝簡單的水平井分段壓裂方式來進行海上壓裂作業。

（3）海上水平井壓裂施工作業成本高，為達到合理的投入產出比，相比于陸地油田需要獲得更高的油氣增產倍比，因此需要優選出增產潛力高的油氣井、增產效果可靠的工藝技術來進行壓裂作業。

（4）海上生產平臺井槽有限、油氣井數少，每口壓裂井都需要考慮后期的生產層位調整、堵水、重復壓裂或酸化等井下作業，因此應盡量優選壓裂作業結束后可實現套管全通徑的分段壓裂技術。

2 海上水平井分段壓裂現狀

國外，自2003年海上第一口水平井分段壓裂施工至今，巴西、剛果、北海、西非、黑海等地已進行了多井次的水平井分段壓裂施工。國內，中海油也自2016年開始進行了五口海上水平井分段壓裂改造施工。通過十余年的技術發展，國內外海上水平井分段壓裂在分段壓裂工藝優選、壓裂載體選擇、壓裂配套技術上日益成熟，形成以下技術特點。

（1）水力噴射分段壓裂、砂塞橋塞分段壓裂、裸眼封隔器投球滑套分段壓裂三種水平井分段壓裂技術適應海上壓裂需求，獲得規模應用。

國內外自20世紀80年代開始研究水平井壓裂增產改造技術，已形成了限流壓裂技術、水力噴射分段壓裂技術、裸眼封隔器投球滑套分段壓裂技術、固井滑套分段壓裂技術等十余種壓裂技術[3]，且在陸地油田得到了廣泛的應用。但由于海上作業環境以及工藝技術特點限制，目前僅水力噴射分段壓裂技術、砂塞橋塞分段壓裂技術、裸眼封隔器投球滑套分段壓裂技術是海上常用的三種分段壓裂方式。

水力噴射分段壓裂技術利用伯努利方程可實現水力動態封隔目的，不需要其他的機械封隔措施[4]。此項技術最大的優點是在管柱中不需要下入封隔器，施工風險小，安全系數高，在2003后得到了應用。此項技術在海上應用的缺點主要為進行多段壓裂時需上提管柱，需等到井筒內壓力降落后才可上提管柱，增加施工周期，同時由于噴槍加砂能力有限，達到噴槍極限加砂量后需要起出管柱更換噴槍，同樣增加了施工周期。

此項技術主要在巴西和剛果海上油田應用。2003年巴西Camorim油田進行了兩口井的水力噴射壓裂施工[5-6]，2008～2011年間剛果Tchendo油田進行了三井次的水力噴射分段壓裂施工[7]。作業結束后對作業工程進行分析發現：① 一層壓裂泵注結束后，需要等壓力下降后進行管柱上提作業，單層壓力下降平均等待時間為7 h；②壓裂2～3段后，噴槍會產生刺漏現象，需起出管柱更換噴槍進行壓裂，導致單段壓裂平均需要時間為1.4～2.3天，作業時效較低。

砂塞/橋塞分段壓裂技術為在前一段壓裂泵注結束后，使用砂塞或橋塞在井筒中形成固體堵塞，使后續泵入的壓裂液和支撐劑進入新裂縫。此項技術的優點為：① 工藝原理簡單，不存在砂卡管柱的風險；② 壓裂作業結束后套管內無任何縮徑，后期生產無限制。缺點為：① 作業程序繁瑣，導致作業周期長；② 需要連續油管進行沖砂或鉆橋塞作業，導致作業周期長、費用高。

表現在承包商被總包商、業主所要求執行的HSE 標準往往比自身的標準高，更多的表現在對標準的執行過程要求更嚴格。

此項技術在2007～2010年間在北海、西非海上油田得到應用[8-10]。其中西非2008～2009間共實施13井次的砂塞/橋塞分段壓裂作業。施工結束后進行生產時效與施工費用分析發現，由于需要配套連續油管設備以及支持平臺，平均單層壓裂需要3～4天，增加了作業時間，同時大幅增加了作業費用。對生產時效分析，發現非作業時間中，因支持平臺、連續油管導致的非作業時間占比為36%，對整個作業時間影響較大（圖1）。施工費用情況分析，壓裂船以及壓裂材料總占比為36%，而配套的支持平臺以及連續油管費用占比達37%，對于整個作業施工費用影響占比較大（圖2）[10]。

圖 1 非作業時間占比圖Fig. 1 Proportion of non-operation time

圖 2 壓裂費用構成圖Fig. 2 Composition of fracturing cost

裸眼封隔器投球滑套分段壓裂技術是近年來應用較多且極為成熟的一項技術。壓裂管柱由浮鞋、隔離閥、壓差式滑套、裸眼封隔器、投球滑套、懸掛封隔器以及送入工具等組成，可在套管或裸眼井內不動管柱完成多段壓裂施工。此項技術優點為：工序簡單，可實現連續泵注，無需配套連續油管等設備，作業周期短。缺點為：① 井筒內滑套節流較多，出現砂堵后，處理難度相對較大；② 壓后滑套無法重復開關，制約了后期進行重復壓裂以及堵水等作業實施。

西非、北海、黑海以及國內海上低滲油田水平井分段壓裂施工均采用過此種工藝方式，可極大縮短作業時間。如在黑海油田作業中，通過采用海水基壓裂液體系，配套連續混配設備，可實現一天內完成三段壓裂泵注作業[11]。西非海上進行了三口水平井壓裂作業，均采用此種分段方式，可實現一天內完成兩段壓裂作業[12]。此類壓裂分段方式由于管柱內滑套、封隔器較多，存在出現砂堵管柱、處理難度大的問題。如北海5Z井進行壓裂施工時，第一段泵注加砂至13.6 t支撐劑發生砂堵，處理砂堵管柱共耗時14天，極大影響了作業時效[9]。

（2）形成了“壓裂船+生產平臺”、“支持平臺（TENDER）+生產平臺”、“支持平臺（TENDER）+壓裂船+生產平臺”三種壓裂作業模式。

由于水平井分段壓裂需要壓裂設備、壓裂材料、返排設備以及配套裝備，而生產平臺面積有限，因此多采用“壓裂船+生產平臺”、“支持平臺（TENDER）+生產平臺”、“支持平臺（TENDER）+壓裂船+生產平臺”三種作業模式。

“壓裂船+生產平臺”作業模式為壓裂設備以及壓裂材料等擺放在壓裂船上，而返排設備以及配套連續油管等設備擺放在生產平臺上，壓裂施工作業時通過高壓軟管與平臺壓裂井口連接進行壓裂施工。作業結束后，壓裂船離開生產平臺，生產平臺利用壓裂液返排處理設備對壓裂液進行處理，達標后壓裂液處理液進入生產流程[13]。

（3）海水基壓裂液體系、連續混配、壓裂液返排處理設備、壓裂船等配套技術發展迅速，加快了海上水平井分段壓裂施工的開展。

受作業載體、液體儲層空間、淡水運輸等因素限制，采取淡水壓裂液體系施工嚴重影響海上壓裂施工周期與施工規模，增加了作業成本。而海水基壓裂液體系的成功應用極大解決了這個問題。2008年黑海地區采用海水基非胍膠壓裂液體系進行海上壓裂施工，儲層溫度為93 ℃[11,13]；2013年北海地區采用海水基胍膠體系對87 ℃儲層進行水平井分段壓裂[9]；2016年中海油完成了170 ℃海水基壓裂液體系研發并在現場獲得應用。目前中海油已經實現了高溫海水基壓裂液體系研發、撬裝連續混配以及壓裂液返排處理設備的研發，并已在現場應用，在渤海與東海施工中可實現1天完成2段壓裂施工作業，極大提高了壓裂作業時效。

隨著海上壓裂等各類增產措施作業量的不斷增加，海上壓裂船的數量不斷增加（至2011年全球共有壓裂船32艘），且持續增加。北海地區自1984年擁有首艘壓裂船，至2013年壓裂船已更新至第三代[14-15]。相比于第一代，新一代增產船改進主要體現在：船體規模增大可滿足大規模壓裂施工需求，第一艘壓裂船長76 m，載重3 424 t，可提供3 000水馬力作業支持，而最新的壓裂船長95 m，載重5150 t，可提供12 000水馬力支持；提升了設備可靠性，加強了設備的預防性保養以及備用設備的配置，施工水馬力、泵注排量以及供電能力上均可達到施工要求量的100%富余，保證施工安全；注重作業人員保護，新型壓裂船上的設備均可實現遠程控制，且酸液、壓裂液等均可在純密閉環境中進行攪拌配置，避免液體溢出、氣體泄漏導致人員受傷。

3 技術發展展望

盡管海上水平井分段壓裂技術有了極大的發展，但是經濟效益不理想一直是制約海上水平井分段壓裂技術發展的核心因素。因此海上水平井分段壓裂技術的發展需要從提高單井產能、降低施工成本兩個角度進行技術攻關。結合陸地低滲油氣壓裂開發歷程以及近幾年來海上壓裂技術發展情況，未來海上水平井分段壓裂技術發展展望如下。

3.1 精細化的壓裂優化方案設計

海上油氣生產經濟門檻高，因此需要優選出增產潛力大、物質基礎好的層位進行合理的壓裂裂縫參數優化來獲得最高的經濟效益。盲目借鑒陸地低滲油氣壓裂開發經驗，采用大規模、大排量的設計理念進行低滲、特低滲儲層壓裂開發很難得到良好的經濟效益。如渤海油田某區塊通過層位優選，篩選出儲層物性相對較好的油井進 行兩段的水力噴射壓裂施工，優化后施工排量為2～2.5 m3/min，兩段加砂規模分別為 27.2 t 和17.7 t，采用平臺施工，作業工時僅 5 天，壓后初期日產油達到 100 m3/d（配產 65 m3/d），經濟效益良好。

鑒于目前的油價以及壓裂技術水平，建議先在海上中低滲儲層中篩選增產潛力大的油氣井進行水平井分段壓裂開發，技術成熟后再進行低滲、特低滲層位的水平井分段壓裂開發，同時需要建立有效的注采井網，做好能量補充工作。

3.2 水平井分段壓裂工具的持續改進

海上水平井分段壓裂工具需求的核心就是安全、快速，現有的分段壓裂工具還存在以下改進方向。

（1）近幾年來國內四海域有大量的中低滲淺層疏松砂巖儲層投入勘探開發，此類儲層開發難度遠低于低滲致密儲層。目前此類儲層多采用裸眼水平井高速水充填方式進行完井，投產效果多數不理想且防砂效果差，需要一種可實現水平井分段壓裂充填的壓裂完井工具，來達到增產、防砂的雙重目的，實現此類儲層的經濟有效開發。目前國內已具備直井定向井的一趟多層壓裂充填服務工具[16]，對于水平井分段壓裂充填工具仍處于研發攻關中。

（2）裸眼封隔器投球滑套分段壓裂工藝需要考慮提升滑套重復開關性能，以滿足后期生產中重復壓裂或堵水作業需求。

（3）橋塞分段壓裂工藝應加大可溶橋塞研發力度，提升產品可靠性，此項技術將具有作業時效快、不需配套設備、壓后井筒全通徑等各項技術優點，在海上水平井分段壓裂施工中必將擁有廣闊的應用市場。

3.3 海水基壓裂液技術的不斷完善

目前海水基壓裂液體系已成熟，且在海上水平井壓裂施工中得到了應用，但在以下兩方面還存在改進空間。

（1）海水基壓裂液單劑研發需多劑合一。海上水平井壓裂施工均采用連續混配設備，單劑均通過液添設備實時泵入到連續混配設備中，過多的單劑將導致占用場地面積大，且施工風險增加，因此有必要進行多劑合一，減少壓裂液體系單劑種類。

（2）海水基壓裂液體系需實現酸性交聯。目前所用的海水基壓裂液體系為堿性條件下交聯，而海水中富含鈣鎂等離子，在堿性條件下易發生沉淀，影響壓裂液性能。目前做法為在壓裂液中加入金屬螯合劑，防止金屬離子沉淀。而由于海洋環保要求，北海地區已經不允許金屬螯合劑的使用，目前該地區已研發出適合于酸性條件交聯的海水基壓裂液體系[9]。

四 結束語

隨著海上水平井分段壓裂優化設計方法、分段壓裂工具、壓裂液體系以及其他配套壓裂設備性能的不斷提升，最終必將形成高效、快捷、安全的海上水平井分段壓裂技術。