可钻桥塞水平井分段压裂工艺在致密低渗气田的应用

2014-06-15刘威何青张永春陈付虎余高华

断块油气田 2014年3期

刘威，何青，张永春，陈付虎，余高华

（1.中国石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州450006；2.中国石化中原油田分公司采油四厂，河南濮阳457176）

0 引言

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，伊陕斜坡北部。上古生界自下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2、盒3 等7 套气层，气藏纵向上交错叠合发育，且产层跨距较大，平面上分片展布，储层非均质性较强，气藏内部差别较大，各套气层纵向上交错叠合。气田上古生界属于致密低渗砂岩气藏［1］，埋深2 400～2 900 m，平均孔隙度8.6%，平均渗透率0.7×10-3μm2，具有低孔、低渗致密砂岩气层特征。

目前大牛地气田主要采用裸眼预置管柱分段压裂工艺技术，该工艺存在管柱永久留在井里、裂缝起裂位置无法确认、无法后续改造等局限性。随着北美地区对页岩气藏的大规模开发［2-7］，可钻桥塞射孔联作压裂工艺作为页岩气开发的重要技术手段已得到一定认可。该工艺具有裂缝起裂位置明确、压裂改造针对性强、压后能实现井筒全通径等优点。为验证该工艺能否在致密低渗气藏取得较好的改造效果，在DPH-47 井开展了现场试验。

1 DPH-47 井概况

DPH-47 井地处内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗，是一口开发水平井，完钻深度3 889 m（斜深），1 200 m水平段全部钻遇砂岩，采用φ139.7 mm 套管完井。

DPH-47 井分11 段压裂，采用φ139.7 mm 套管压裂。针对前2 段水平段较长、排量小易造成脱砂的问题，将2 段施工排量控制在5.0 m3/min 左右。根据该井所处井区盒1 段砂体厚度，结合盒1 物性参数以及与邻井的井距，为该井优化裂缝长度138～150 m，裂缝高度20 m、裂缝宽度4.2 mm 左右，每段加砂量为41.0～47.5 m3（见表1）。

表1 各段施工规模优化结果

2 工艺流程及特点

2.1 工艺流程

可钻桥塞射孔联作压裂工艺［8-10］在水平井套管完成固井后，即可施工。首先，可采用油管、连续油管或者爬行器拖动射孔枪实施第1 段射孔，取出射孔枪后，进行第1 段压裂作业。然后，通过电缆作业下入桥塞坐封、射孔联作工具串，通过工具串上的磁定位工具校深，在预定位置通过点火实现桥塞坐封和丢手，对桥塞试压，接着上提射孔枪至设计位置，完成射孔。最后，起出工具串，进行压裂施工。其他各层用同样的方式，依次下入桥塞、射孔、压裂。分段压裂完成后，采用油管或者连续油管，配合不压井作业装置，钻除桥塞，桥塞完全钻磨掉后，即可排液求产。

2.2 工艺特点

可钻桥塞压裂工艺与裸眼预置管柱压裂工艺相比，具有射孔加砂压裂后可迅速钻磨、保证井筒的全通径、利于后期作业的实施等特点。相比水力喷射压裂工艺，可钻桥塞分段压裂的改造强度和力度更大，对于低渗透储层的改造效果更好。该工艺由于采用射孔、压裂联作，与常规先射孔再下管柱压裂的方法相比，能大幅提高作业时效。

3 关键配套技术

可钻桥塞工艺是一个系统工程，能否顺利完成，成功进行压裂施工是关键环节，而压裂施工过程中的配套工艺技术尤为关键。为进一步完善施工过程中的配套工艺技术，对施工参数和工具选择进行优化，提出了3 大关键配套技术。

3.1 井下工具水力泵送技术

大牛地气田水平井平均水平段长1 098 m，需要长距离泵送工具串，如何能够顺利泵送到位成为一个技术难点。针对该难点提出了井下工具泵送技术。

建立推送力与泵送排量之间的关系曲线（见图1），再结合现场模拟不同深度下电缆线的拉力，最终形成不同深度下对应的泵送排量，DPH-47 井模拟优化出的不同深度对应的施工排量见表2。

图1 推送力与泵送排量之间的关系

表2 DPH-47 井不同深度的泵送排量

3.2 水平井钻塞技术

可钻桥塞压裂施工结束后，为了保证快速返排压裂液，减少对储层造成的伤害，必须快速钻扫桥塞。由于每个公司使用的桥塞材料各不相同，如果不对钻压和循环排量进行优化，有可能导致憋压和卡钻等问题。DPH-47 井选用更加易钻的复合材料桥塞，并对其钻扫参数进行优化。钻压10～15 kN，排量0.45 m3/min，循环用液为瓜胶压裂液体系中的基液。

3.3 井口捕屑技术

钻扫桥塞过程中，当大量钻屑返排出来时，容易出现堵塞放喷管线及油嘴的现象，须将钻屑顺利排出，保证管线畅通。为此，现场应用了井口捕屑技术。通过使用自主设计的捕屑器，返排捕屑效果明显，成功捕到钻扫后的桥塞复合材料，保证了压裂液顺利而且快速返排，减小了液体对地层的伤害。

4 现场应用

4.1 施工分析

4.1.1 桥塞下入

DPH-47 井第1 段采用普通油管传输射孔。压完第1 层后，将压裂井口闸门关闭，利用斯伦贝谢公司提供的电缆注脂防喷系统（见图2），实现带压下入电缆工具。该装置利用气泵将密封脂注入注脂控制头，能够在高压状态下密封电缆，对井内流体进行可靠密封。

图2 注脂防喷装置主要组成

在带压状态下用电缆下入桥塞坐封、射孔联作工具串。其主要由电缆、桥塞坐封工具、多级射孔枪和桥塞等工具组成（见图3）。

图3 坐封、射孔联作管柱示意

桥塞下入过程：1）将工具串下入到防喷管中，用吊车将整套防喷装置吊起至井口，与井口闸门连接；2）连接完成后即可打开压裂井口闸门，在注脂防喷系统控制下，用电缆下入桥塞；3）在直井段可利用装置自身的重力下入，当到达井斜30°时开始提排量，直至把桥塞送至目的层段。DPH-47 井共泵送10 个桥塞，全部顺利泵送到位。

4.1.2 压裂施工

DPH-47 井于2013年6月2日开始施工，6月6日施工结束，历时5 d 完成11 段施工。该井累计入地总液量4 417.4 m3，累计加砂473.2 m3，加砂规模高于大牛地气田水平井的平均加砂量，平均排量5.0 m3/min，各段最高泵压为40～65 MPa。

现场主要存在的问题是，DPH-47 井各段压裂施工开始均存在施工压力较高的现象（见图4），最高施工压力高达65 MPa，初步分析认为是由于孔眼摩阻及近井迂曲摩阻造成的。现场调整了加入段塞的数量（比设计多打1～2 个段塞），当段塞入地层后，施工压力均有明显下降。

4.1.3 桥塞钻除

所有层压完后，利用连续油管配合不压井装置下入钻磨管柱将桥塞钻除。

钻扫管柱主要由磨鞋、马达、震击器、循环阀、丢手和单流阀等组成。其工作原理是：通过液力带动螺杆钻，为磨鞋提供扭矩，实现桥塞的钻除，保证井筒内清洁，为后续工艺提供方便；单流阀起到防止螺杆钻反转的作用；震击器可在卡钻时提供震击力，实现解卡，无法解卡时通过丢手工具进行丢手后，再进行后续弥补措施。

DPH-47 井共钻扫10 个桥塞，整体钻扫较为顺利，只有在钻扫至第2 个桥塞的时候，由于使用旧的磨鞋导致无进尺，在更换新的磨鞋之后，连续钻扫掉9 个桥塞。

4.2 时效性分析

1）DPH-47 井共进行10 次泵送桥塞射孔联作作业，均成功完成，具有很高的成功率。与常规先射孔再下管柱压裂的方法相比，电缆泵送桥塞射孔联作平均单段用时仅58.3 min，最短用时29.0 min，大幅提高了作业时效。

2）与裸眼封隔器分段压裂工艺相比，该工艺直接采用套管压裂，节省了下入预置管柱和下入压裂管柱的时间，同时消除了滑套打不开无法对设计层段进行改造的风险。

3）该工艺压裂后使用连续油管能够快速钻扫，具有时间短、效率高和安全可靠的特点。DPH-47 井成功钻扫掉全部桥塞，钻扫共用时19 h，后9 个桥塞一次性顺利钻扫。

图4 DPH-47 井施工曲线

4.3 压裂效果分析

对比DPH-47 井周边采用不同工艺的邻井及直井，可以看出该井取得显著的改造效果（见表3）。由表3可以看出，在地质条件相近的情况下，DPH-47 井的无阻流量是DPH-25 井的8.4 倍；DPH-3 井地质条件优于DPH-47 井，DPH-47 井获得了高于DPH-3 井的无阻流量；与直井D28-5 井相比，DPH-47 井无阻流量是其4.2 倍。