海上疏松砂岩压裂防砂工艺的改进

1、胜利石油管理局井下作业公司,海上疏松砂岩 压裂防砂工艺的改进,一、引 言,埕岛油田位于渤海海湾南部的极浅海海域，主力含油层系馆陶组油藏构造简单，具有埋藏浅、压实作用差、物性好的特点，属于常规稠油、高渗透、高饱和度的构造岩性层状油藏。 目前通过采用压裂防砂，提高海上油井的防砂成功率，延长防砂有效期。 由于受海上条件限制，海上开发井以丛式井组的定向斜井为完井模式；海上油田馆陶组油藏天然能量不足，导致油藏压力下降快。由于以上条件的限制，给常规防砂施工带来很大难度，导致施工与设计符合率低，易出现砂堵，因此需对常规压裂防砂进行了改进。,二. 压裂防砂工艺改进,1、采用海水预处理 根据达西定律，储层中流体

2、向井内渗流属于平面径向流，它的产量公式为： 当（pe- pw）0时， Q为油井产量；当（ pe- pw ）0时， Q可以认为是进水流量。在防砂施工时可以认为漏失量。对老井压力系数明显降低， | pe- pw |值增大，造成漏失量增大。为了降低漏失，正式施工前注入一定量的海水，使井筒附近形成暂时的高压区，以降低| pe- pw |值，从而降低漏失量，保证施工成功。,2、进行多裂缝的判断和控制,由于油井斜度大，油层多，施工中产生多裂缝的机率增大。多裂缝使压裂液(和支撑剂)必须由相当多个数量的压裂裂缝所共同拥有，压裂裂缝将更短和更窄；净压力和泵压增大；液体滤失增加；极大地增加了脱砂的可能性。 通过阶

3、梯降测试可以判断多裂缝的存在。在阶梯降测试时，监测环空压力变化，可以了解入口摩阻大小，入口摩阻由射孔孔眼的摩阻和邻近井筒区域摩阻组成。 大斜度井、多层压裂井，多裂缝具有普遍性，主要采取以下措施加以控制。 1）减少射孔段的长度。 2）使用高的排量和高的压裂液粘度。 3）使用支撑剂段塞来堵塞多裂缝。,3、支撑剂的选择,支撑剂在输送过程中的沉降是影响缝中铺砂浓度的重要因素，进而影响到填砂裂缝的导流能力。单颗粒在液体中的自由沉降方程为斯托克斯沉降等式 从斯托克斯沉降等式可以看出，颗粒的沉降速度除与颗粒的粒径和液体粘度有关外，还与颗粒与液体的密度差成正比,为了降低沉降速度，在保证满足油层支撑剂强度的条件

4、下，选用了Carbo陶粒和国产低密度陶粒，使颗粒的沉降速度明显降低。,根据150口压裂井的资料统计，目前所用压裂液配方的摩阻情况如右表 从表中可以看出在相同排量下73mm油管摩阻远远大于89mm油管摩阻。所以选用89mm油管作为施工管柱。 压裂液近似为幂率流体，剪切速率逾大，视粘度逾小。油管流动中的牛顿剪切速率为： 从上式可以看出，液体的剪切速率与油管直径成反比，油管直径越大，剪切速率越小，有利于压裂液粘度的保持。,3、管柱结构选择,3、管柱结构选择,根据以上公式，施工排量为3m3/min时在89mm油管中的流速大约为11m/s，剪切速率为1160.8/s; 施工排量为3m3/min,在73m

5、m油管中的流速大约为16.6m/s，剪切速率为2138/s。,n1,CB26A-5施工曲线,管径小 限压低 排量低,排量1.8m3/min（2.2) 1891.7m,摩阻12MPa,CB26A-1施工曲线(1),CB26A-1施工曲线(2),CB251A-2施工曲线,4、充填工具及防砂工艺改进,由于海上油井的斜度增大，出现球与球座密封不严、施工时携砂液将球座冲坏，循环充填时携砂液返至套管工具以上，如果发现不及时可导致砂埋工具等严重事故。 针对大斜度井这种情况，对防砂充填工具进行了改进。将投球打压座封改为带球下井，保证在斜井段球与座封之间的密封。 另外在大斜度井上应用逆向充填工具。该工具采用大皮

6、碗过盈配合，保证密封效果，不需座封，所以不存在球与球座间的密封问题。采用砂浆反向循环可防止产生空洞,不存在砂浆前沿砾石沉降并在层段底部堆集的情况，保证充填效果。,CB701-2逆向充填施工曲线,三. 现场应用效果,2006-2007年3月，在埕岛油田进行压裂防砂30口井，35井次，施工一次成功率97.1%，有效率96.7%。 施工的30口井中，全部井均采用了89mm油管作为施工管柱，对28口井进行了海水预处理和阶梯降测试，通过测试了解了地层漏失情况，对漏失量大的井及时调整了前置液量、排量等施工参数，对多油层、斜井全部采用了支撑剂段塞，有效地抑制多裂缝的产生，保证了施工成功；对井斜超过50的井，充填工具采用了带球下井或采用了逆向充填防砂工具，采用逆向充填防砂的5口井中，有两口井井斜超过了60，施工正常，避免了事故发生。,四、结 论,4.1 海水预处理可以降低滤失量，了解地层亏空 情况。 4.2 支撑剂段塞可段塞多裂缝，