趙敏江 柳志翔 李洪文

摘要 分級加砂壓裂及常規(guī)加砂壓裂是國內(nèi)外油田通用的針對低孔、低滲類低品位油、氣藏開發(fā)的一項重要手段。但是，在壓裂結(jié)束開井測試求產(chǎn)初期會出現(xiàn)支撐劑回流、地層出砂等問題。以前塔河油田采用單一條管線進行采油、排砂的普通流程進行壓后測試。該流程存在砂堵后整改必須關(guān)井，無法達到連續(xù)返排的要求，并且在關(guān)井期間存在由于砂粒沉降造成油管內(nèi)砂堵的風險。經(jīng)過數(shù)年的摸索，試油技術(shù)人員通過改進排砂流程的配置，制定“四流程、六管匯、八通道”的新型返排流程，解決了加砂壓裂施工后返排期間砂堵影響施工的問題。

關(guān)鍵詞 加砂壓裂 支撐劑 返排流程

一、現(xiàn)狀分析

加砂壓裂返排流程的配置是關(guān)系到加砂壓裂完井儲層改造工藝成敗的重要項目。以前塔河油田采用單一條管線進行采油、排砂的普通流程進行壓后測試。該流程在壓后返排過程中支撐劑回流造成對地面測試設(shè)備后就需要關(guān)井處理。如果處理不及時，就無法滿足壓裂結(jié)束后連續(xù)返排的要求，并且在關(guān)井期間存在由于砂粒沉降造成油管內(nèi)砂堵的風險。

二、加砂壓裂返排流程設(shè)計

1.高配置加砂壓裂返排流程設(shè)計。2010年前西北油田分公司無針對加砂壓裂后計量求產(chǎn)的返排流程，2011年-2013年通過對西北油田分公司加砂壓裂后返排情況的調(diào)查研究，逐漸摸索出專門應(yīng)用于加砂壓裂后計量求產(chǎn)的“四流程、六管匯、八通道”的高配置加砂壓裂返排流程。見圖l。

⑴高配置加砂壓裂返排流程的連接方法：主測試流程：29/16”15K法蘭變3”1502南工變扣+南工直角+3”1502南工管線+由壬直角+3”1502由壬管線+3”1502由壬三通+3”1502由壬管線+由壬直角+3”1502由壬管線+④號油嘴管匯+3”1502由壬管線+⑤號油嘴管匯+3”602由壬管線+分離器+27/8”油管+計量罐+打油泵+打油平臺。見表l。

（2）1#排砂流程：3”1502由壬三通+3”1502由壬管線+地面采油樹（15K）+②號油嘴管匯（70MPa）+27/8”油管+排酸三通+排酸罐、放噴口。

（3）2#排砂流程：3”1502由壬三通+3”1502由壬管線+地面采油樹（15K）+③號油嘴管匯（70MPa）+27/8”油管+排酸三通+排酸罐、放噴口。

（4）氣管線：31/2'油管+臨界速度流量計+墊圈流量計+31/2'油管。

通過2011年-2013年現(xiàn)場實際應(yīng)用評價，高配置加砂壓裂返排流程對于加砂壓裂后連續(xù)性返排有著良好的應(yīng)用效果。但是由于高配置加砂壓裂返排流程較前期高壓流程進一步復(fù)雜化，造成成本過高，流程連接時效性變差。

2.低配置加砂壓裂返排流程設(shè)計。歸納整理近兩年不同區(qū)塊油氣藏性質(zhì)、加砂壓裂返排流程出砂量及測試求產(chǎn)期間對返排流程的沖蝕程度。通過分析，發(fā)現(xiàn)液體+支撐劑混出的井相對于天然氣+支撐劑混出的井對返排流程的沖蝕危害程度要小得多，而且很多以產(chǎn)油為主的井加砂壓裂返排過程中支撐劑返出地面的量很少，對地面返排流程幾乎沒有沖蝕危害。

綜上所述，初定為天然氣井加砂壓裂使用原有的高配置加砂壓裂返排流程。以產(chǎn)油為主的井則將高配置加砂壓裂返排流程中的除砂器去掉，同時將一條排砂流程中的高壓排砂油嘴管匯去掉，使其變?yōu)閼?yīng)急排砂的放噴管線。改進后的流程圖、配置表見圖2、表2。

流程的連接方法：（1）主測試流程：同定式油嘴套+29/16”法蘭轉(zhuǎn)3”1502由壬轉(zhuǎn)換短節(jié)+3”1502由壬管線+3”由壬三通+3”1502由壬彎頭+70MPa油嘴管匯+27/8”由壬彎頭+27/8”由壬短節(jié)+預(yù)留口+27/8”由壬管線+27/8”由壬轉(zhuǎn)卡箍直角+分離器+計量罐+打油泵+打油平臺。

（2）1#排砂流程：3”由壬三通+3”1502由壬管線+地面采油樹（15K）+3”1502 由壬工管線+70MPa油嘴管匯+27/8”油管+三通+排酸罐、放噴口。

（3）2#排砂流程：3”南工三通+3”1502南工管線+地面采油樹（ 15K）+27/8”油管+三通+旋塞+排酸罐、放噴口。

（4）氣管線：卡箍直角+27/8”油管+臨界速度流量計+墊圈流量計+點火口。

三、現(xiàn)場應(yīng)用評價

1.氣藏應(yīng)用評價。橋古101井。該井是在沙雅隆起雅克拉斷凸庫納斯1號構(gòu)造1號高點所鉆的一口探評井，試油層位為寒武系（白云巖），該井采用加砂酸壓完井方式。2011年7月6日進行壓裂施工，擠入地層100目粉陶9T，40-60目陶粒13T，壓后前期采用低配置加砂壓裂返排流程進行開井返排。7月7日17：00-7月8日11： 30四次進分離器點火（火焰高3m～4m），均因流程管線沙堵，而關(guān)井修復(fù)流程。后期整改為高配置加砂壓裂返排流程，順利完成了該層段的試油求產(chǎn)任務(wù)。

2.油藏應(yīng)用評價。（1）順902H井。該井是在順托果勒低隆順托I號斷裂帶下盤所鉆的一n探井，試油層位為志留系下統(tǒng)柯坪塔格組（砂巖），該井使用多級分段加砂壓裂完井方式。2012年3月25日至3月27日進行多加分段加砂壓裂施工，擠入地層100目粉陶6.8m3（10.9t），JFRACl.6m3（2.6t），30/50目陶粒139.3m3（242.34t）。壓后采用高配置加砂壓裂返排流程進行開井返排，27日至30日油嘴12 mm-無油嘴反排，返排過程中未見支撐劑回流現(xiàn)象。

（2）玉北1-7井。該井是在麥蓋提l區(qū)塊瑪南VI號構(gòu)造所鉆的一口評價井，試油層位為奧陶系一間房組（灰?guī)r），該井采用加砂酸壓完井方式。2013年1月11日酸壓施工，擠入地層40/60目陶粒5.6t，采用低配置加砂壓裂返排流程進行開井返排。11日-14日油嘴8mm-12mm-無油嘴返排，返排過程中未見支撐劑回流現(xiàn)象。

通過對橋古井區(qū)、塔中井區(qū)、玉北井區(qū)的反復(fù)驗證，發(fā)現(xiàn)低配置加砂壓裂返排流程不滿足氣藏加砂壓裂后試油求產(chǎn)要求，氣藏加砂壓裂應(yīng)該使用高配置加砂壓裂返排流程；低配置加砂壓裂返排流程滿足塔中、玉北等區(qū)塊加砂壓裂后的返排需要，高配置加砂壓裂返排流程在塔中、玉北等產(chǎn)油為主的區(qū)塊使用大材小用。在之后的玉北區(qū)塊的井加砂壓裂后，均使用低配置加砂壓裂返排流程，且均順利地完成了壓后的試油求產(chǎn)任務(wù)。

四、效益分析

1.單井投資分析。目前除砂器定額待命0.7萬元/天，使用5萬元/天；高壓油嘴管匯定額使用0.09萬元/天?，F(xiàn)場實際情況是設(shè)備待命2天（等待壓裂隊備液）、返排使用4天，依此測算單井節(jié)省投資：除砂器2天待命×0.7萬元+4天使用×5萬元+高壓油嘴管匯4天使用×0.09萬元=21.76萬元/井，搬遷費用按平均400km計算，減少2輛30T板車使用費：30t×0.4元/t×400km×2趟×2輛=1.92萬元/400km。見表3。

2.單井時效分析。從2011年-2012年流程連接時效統(tǒng)計情況來看，高配置加砂壓裂返排流程連接、試壓以及完善三標總時間平均為48h，低配置加砂壓裂返排流程連接、試壓以及完善三標總時間為36h，單井節(jié)約12h。

3.2012年施工效益分析。2012年西北油田分公司砂壓裂12井次，其中4井次使用高配置加砂壓裂返排流程，8井次使用低配置加砂壓裂返排流程。按照全部使用高配置加砂壓裂返排流程計劃投資393.6萬元，實際投資201.28萬元，節(jié)約費用192.32萬元，節(jié)約48.73%；地面流程連接計劃使用576h，實際使用480h，節(jié)約時效96h，節(jié)約16.7%。見圖4。

五、前景評價

未來5年，西北油田分公司預(yù)計進行加砂壓裂100井次，按照單井節(jié)約成本24.04萬元計算，五年內(nèi)可最大可節(jié)約成本2404萬元；按照單井流程連接時間節(jié)約12h計算，五年內(nèi)累計節(jié)約50臺時。

六、結(jié)論及建議

（1）高、低配置加砂壓裂返排流程區(qū)分使用，對試油作業(yè)“降本增效”有著巨大的實際意義。

（2）根據(jù)加砂壓裂井區(qū)塊預(yù)測情況，高、低配置加砂壓裂返排流程選擇性使用值得大范圍推廣。