2019, Vol. 39引用本文 |
| G函数分析在压裂充填施工中的应用研究 |  [PDF全文] |
2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459
2. CNOOC China Limited, Tianjin Branch, Tianjin 300459, China
压裂充填受工艺的特殊性、储层的复杂性等因素影响，极易发生提前脱砂，影响压裂充填措施改造的效果。如2006年美孚石油与哈里伯顿在马来西亚海上气田进行三层的压裂充填作业，第二层作业时由于未充分考虑高应力遮挡层的影响，在最高砂比段发生提前脱砂，充填系数0.3 m3/m远低于设计的0.9 m3/m，压裂充填效果不理想[1]。
常规压裂施工过程中，裂缝的长、宽、高都是不断增长的，井底压力基本稳定。压裂充填施工中，脱砂前裂缝增长规律及压力特征与常规压裂均相同。而当缝长延伸到预期的长度后，前置液几乎完全滤失于地层中，后到的携砂液到达裂缝端部后，由于液体的迅速滤失，支撑剂难以继续向前延伸，随即发生脱砂，迫使裂缝变宽，从而形成高导流能力的支撑带。压裂充填工艺要求在脱砂时刻同时完成套管与筛管环形空间内的充填，且要保证防砂管串的内管柱（主要为防砂服务工具和冲管）顺利从外管柱（包括封隔器总成、筛管、盲管、锚定插入密封等）中顺利上提[2]。若无法准确预测与控制脱砂时刻而导致发生提前脱砂，则易导致以下后果：（1）无法完成设定的加砂量，导致地层充填系数过低，影响改造效果甚至盲管埋高过低达不到防砂的要求，需要进行二次充填；（2）提前脱砂，导致压裂服务管串内存在大量的支撑剂，上提进行反循环时需要的循环时间长，影响作业时效，严重时发生砂卡管柱，造成工程事故。
因此有必要形成一套针对性的压裂充填施工优化方法以更好地提升压裂充填改造效果。
1 渤海油田压裂充填难点分析渤海油田含油层系中上第三系馆陶组和明化镇组，含油层段地层厚度约100~600 m，油藏比较厚且埋深较浅，属于中高孔、中高渗储层，地层原油黏度较高，为30.55~278.00 mPa · s。由于储层厚度大、原油黏度高，各小层存在较强的层间干扰[3]，尝试多种完井方式，油田开发效果均不理想。而压裂充填防砂可解除近井地带污染，减小表皮因子，同时通过提高泵注加砂量，提高充填系数，达到增强防砂的效果，可达到增加油气井产能、延长油井寿命的目的，可大规模应用于疏松砂岩稠油油藏开发[4-5]。
渤海地区压裂充填层位有以下特点：（1）压裂充填层位具有层位跨度长、井斜角度大、射孔段数多的特点。渤海压裂充填段单层平均跨度为56.6 m[4]，最长为112 m，井斜角主要集中在30°~ 60°，最大井斜角可达80°。射孔段数主要为4~6段，最大为12段；（2）同一充填层内包含若干小层，且各小层间储层物性差异大，如储层厚薄不均，孔隙度、渗透率差异大。目前渤海地区压裂充填单个压裂充填层段内小层厚度区间为0.6~20 m，属于典型的薄互层发育储层，渗透率范围为（20~3 200）×10-3 μm2，渗透率非均质性强。
对此类储层段进行压裂充填时，易产生以下情况：（1）初期仅一个射孔段因为物性好（孔渗高、厚度大）形成唯一起裂裂缝，后期随着泵注进行，纵向上连通多个射孔层段或仅仅在原射孔段内延伸成为压裂施工主裂缝；（2）初期多个射孔段同时起裂，形成多个人工小裂缝，由于井斜角原因，多个小裂缝不处于同一纵向上（即井筒坐标系中周向角相同的方位），有可能发展成另外的大裂缝，最后导致多个大裂缝的同时延伸；（3）初期形成多个人工小裂缝，随着各个裂缝尺寸的增大，在纵向上各个裂缝连接在一起，成为一个大裂缝[6-7]。
压裂裂缝形态是影响压裂施工参数乃至决定压裂施工成败的重要因素。单一裂缝中，压裂液滤失相对较小，且所有的压裂液、支撑剂均进入单一裂缝，裂缝宽度相对较大，支撑剂进入难度较低。而多裂缝系统则易造成以下后果：（1）压裂液滤失量大，易产生提前脱砂；（2）因为压裂液（支撑剂）由相当多个数量的压裂裂缝共同拥有，压裂裂缝将更短更窄，支撑剂进入裂缝难度增大，砂堵几率升高。
因此为提高压裂充填施工成功率，核心是判断压裂裂缝形态，从而针对性进行主压裂泵注调整，保证储层压裂充填系数。
2 储层压裂裂缝识别及应对措施目前国内外学者对压裂裂缝形态判断进行了很多研究，主要有室内物模机理研究以及小型压裂测试分析方法[8]。室内物模机理研究多为定性判断，对现场单层施工作业指导意义性差。国内低渗压裂施工中一般采用现场小型压裂测试分析方法对储层裂缝发育情况进行识别，而对于高渗储层压裂中易出现的裂缝高度衰竭等其他情况运用较少。同时考虑到压裂充填施工工艺不同于常规低渗压裂，因此有必要通过小型压裂测试理论，对压裂充填层位进行压裂裂缝形态判断，并结合工艺特点制定针对性的泵注调整措施。
根据Notle理论，小型压裂测试结束后井口压力降落主要受裂缝形态、压裂液相关参数影响[9]。通过进行小型压裂测试G函数导数以及特征曲线分析，并结合渤海地区压裂充填施工井油藏物性、射孔、井斜，以及施工曲线等资料，将渤海地区压裂充填储层漏失类型细化为三大类：正常滤失类型、多裂缝发育类型、裂缝高度衰竭类型。同时针对三种储层滤失类型，形成了三种针对性的压裂充填泵注程序，大幅提高压裂充填成功率，保证了措施改造效果。
2.1 正常滤失类型储层该类型储层G函数曲线特征为：G函数导数曲线初期斜率较大，裂缝闭合后为直线，表明在关井初期滤失较大，主要原因为关井初期裂缝内压力较高，滤失压差较大导致漏失速率大。而后滤失速度为一恒定值，为储层基质特性反应出的漏失[9]。此类储层压裂过程中压裂裂缝形态单一，漏失速率主要受储层基质特性（渗透率、孔隙度等）以及压裂液特性（黏度、造壁性）影响（图 1）。
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| 图 1 正常滤失类型储层类型储层G函数图 |
此类储层压裂裂缝形态简单，压裂液效率一般较高，压裂液滤失主要受储层渗透率影响。压裂裂缝以单一主裂缝的形式延伸，可保证裂缝有足够的宽度与向前延伸的能力。通过现场施工资料统计，发现此类储层特点为：防砂段跨度较小，一般小于30 m；防砂段内各小层渗透率差值小；射孔段数一般少于5段。
对于此类储层的压裂充填作业，由于裂缝形态较简单，且压裂液效率高，加砂难度较小，发生提前脱砂风险极低。故常规泵注方案为：前置液比例一般为20%~ 23%，最高砂比达60%，采取斜坡加砂与阶梯加砂均可顺利完成施工作业。
如A-**01井第一压裂充填防砂段，埋深1 556.7~ 1 568.7 m，跨度12 m，共3个射孔段，渗透率分别为179×10-3 μm2、159×10-3 μm2、531×10-3 μm2，渗透率差值较小。小型压裂测试结束后对压降曲线进行分析，G函数分析储层为正常滤失类型（图 2）。此类储层施工风险较低，按照常规泵注即可完成压裂充填作业。最终本层泵入设计砂量13.7 t后顺利起脱砂压力，净射孔段垂深充填系数为1.1 m3/m，盲管埋高2.16 m，顺利完成压裂充填施工。
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| 图 2 A-**01井第一压裂充填防砂段小压分析图 |
2.2 多裂缝发育类型储层
该类型储层在关井初期G函数导数曲线快速下降，曲线由两条相交的直线构成。GdP/dG曲线在关井初期呈现明显的上凸，上凸曲线与直线交点位置为多裂缝闭合点[9]（图 3）。
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| 图 3 正常滤失类型储层G函数图 |
此类储层压裂裂缝特征为多裂缝同时开启，压裂液滤失速率大，加砂难度大，且单个裂缝开启宽度较窄，发生砂堵几率较高，同时多裂缝发育导致净压力增大，井口施工压力高，加砂难度大。统计发现此类储层特征为：（1）单层防砂段跨度大；（2）防砂段内射孔段数多，且射孔段内存在多个优势起裂段，导致多裂缝形态的形成。
对于此类储层进行压裂充填时，需要从保证裂缝宽度、增加压裂液携砂性能两方面因素考虑。主要采取以下措施：（1）采用支撑剂段塞，堵塞小裂缝，降低压裂液滤失，提高压裂液效率，增加缝宽；（2）增加前置液比例；（3）增加胍胶粉比，提高交联强度，保证携砂性能；（4）降低高砂比泵注段体积，降低施工风险。
如A-**03井第四压裂充填防砂段，跨度92 m，共射孔9段，渗透率分布范围为600~ 1 000×10-3 μm2。小压G函数分析判断本井为多裂缝发育储层类型（图 4）。为保证施工顺利，在前置液阶段加入支撑剂段塞堵塞小裂缝，以达到降低压裂液漏失、扩大主裂缝延伸规模的目的；同时将最高砂比调整至52%。在总泵注砂量达到43 t时，顺利脱砂，最终净射孔段垂深充填系数为0.77 m3/m。
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| 图 4 A-**03井第四压裂充填防砂段小压分析图 |
2.3 裂缝高度衰竭类型储层
该类型储层压裂施工中，压裂裂缝穿透上下应力遮挡层而导致裂缝缝高不恒定。在裂缝闭合过程中，进入上下高应力层的裂缝部位先闭合，初期闭合主要显示上下低渗泥岩段物性，随后显示射孔层段的压裂滤失特性。该类型储层G函数曲线特征为：GdP/dG曲线有明显的下弯[9]（图 5）。
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| 图 5 裂缝高度衰竭类型储层G函数图 |
此类储层压裂裂缝特征为：起裂裂缝形态单一，起裂层位上下应力遮挡较弱，裂缝缝高突破上下应力遮挡层，从而沟通纵向上其他层位。此类储层特征为防砂段内存在高渗层位，压裂施工过程中压裂液优先进入高渗层位，从高渗层位起裂，随着压裂液的不断泵入导致压穿高渗层位上下的应力遮挡层，延伸进入其他层位。此类防砂段进行压裂充填措施改造的难点主要在于裂缝高度延伸过大易导致缝宽发育不够，导致提前脱砂现象发生。通过现场数据统计发现此类储层特征为储层防砂段内存在一个较厚的高渗射孔段，其余射孔段一般较薄或物性较差。
对于此类储层压裂充填施工主要采取以下措施：降低最高砂比、增加前置液比例确保施工顺利；可根据储层改造需求，通过降低或升高施工排量达到仅改造起裂段或改造纵向上多个层段的目的，提高压裂充填施工效果。
A-**5井第三压裂充填防砂段共射孔2段，总垂向跨度15.2 m，其中1 386.7~1 388.1 m段渗透率3 558×10-3 μm2，厚度为12.3 m。1 389.6~1 401.9 m段渗透率3 558×10-3 μm2，厚度为12.3 m。通过G函数分析属于裂缝高度衰竭类型储层（图 6）。主压裂施工过程中，为保证顺利加砂，防止因为裂缝纵向延伸过多导致裂缝宽度不够，造成提前脱砂，故前置液增加4 m3。主压裂施工过程中裂缝延伸平稳，泵注砂量至25 t后顺利脱砂。该层充填系数为1.0 m3/m，盲管埋高9.4 m。顺利完成压裂充填作业。
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| 图 6 A-**05井第三压裂充填防砂段小压分析图 |
3 应用效果
2017年渤海地区压裂充填层位达90层，通过G函数分析确定储层中正常滤失类型储层27层，多裂缝发育类型储层39层，裂缝高度衰竭类型储层24层。通过采取针对性的泵注施工方案均可很好地实现加砂泵注，避免了提前脱砂现象的发生，保证了充填质量。
总计施工90层中，76层设计充填系数为0.9 m3/m，实际平均充填系数达0.94 m3/m，其余14层考虑断层等其他因素影响，设计充填系数0.56 m3/m，实际充填系数达0.54 m3/m，施工效果达到了设计预期要求，很好地实现了压裂充填技术增产防砂的目的。
4 结论（1）压裂充填技术受储层特征、井身结构、工艺特点（高砂比、低排量）、工具结构等因素影响，施工难度大，极易发生提前脱砂，需要形成有针对性的施工泵注程序以提高压裂充填施工成功率。
（2）G函数分析法可根据压力降落情况很好地判断压裂裂缝延伸情况，为压裂泵注调整提供依据，提高压裂充填效果。
（3）G函数分析方法在渤海压裂充填井得到了成功应用，其他油田进行压裂充填作业也可采用G函数分析方法对储层裂缝延伸形态进行判断，优化泵注，降低提前脱砂比率，提高压裂充填效果。
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