致密砂岩气藏水平井固井滑套分段压裂工艺

申贝贝

中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院

致密砂岩气藏水平井固井滑套分段压裂工艺

申贝贝

中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院

鄂尔多斯盆地大牛地气田属于典型的低孔、低渗致密砂岩气藏，水平井分段压裂是经济高效开发气田的关键技术。针对现有水平井裸眼封隔器分段压裂工艺无法控制裂缝起裂位置、二次改造困难等问题，探索了固井滑套分段压裂工艺在大牛地气田的适应性，阐述了该工艺的技术原理、工具组合和工艺特点，并开展现场应用和压后分析。现场应用情况表明：固井滑套分段压裂工艺不仅能够实现水平井定点压裂，而且施工效率高，能够实现一天压裂改造10段。此外，该工艺采用环空压裂施工，施工摩阻低，工具性能好，施工成功率高，在大牛地气田以及国内其他致密低渗油气田具有较好的推广应用价值。

大牛地气田致密砂岩储层水平井固井滑套连续油管分段压裂

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，主要含气层位为上古生界下石盒子组、山西组和太原组，开发层系纵向上分布7套气层。气藏顶界埋深介于2 340～2 850 m，各气层平均孔隙度介于6.2%～8.1%，平均渗透率介于0.41～0.95 mD，总体表现为低孔、低渗特点。

大牛地气田由于储层孔隙连通性差、渗透率低、地层流体渗流阻力大，常规直井自然产量低，达不到经济开发的要求。水平井分段压裂可以有效提高井筒的泄气面积，提高单井的控制储量和产气量[1-2]。目前，大牛地气田水平井压裂以“裸眼预置管柱管外封隔分段压裂工艺”为主，该技术实现完井压裂管柱一体化，通过投球逐级打开压裂滑套，能够快速实现单井压裂施工，为气田的高效开发提供了强有力的技术支撑。

但是随着大牛地气田规模化开发的逐年进行，改造面临的储层砂岩物性更差，储量丰度更低，对改造工艺提出了更高的要求。由于预置管柱分段压裂存在人工裂缝起裂位置不能确定，无法实现水平段的精确定点改造；压后管柱永久性地留在井内，且不能实现压后井筒的全通径，制约后期二次改造等问题[3-4]，对此在大牛地气田采用了水平井固井滑套分段压裂工艺新技术。

1 固井滑套分段压裂工艺

1.1 工艺原理及技术特点

固井滑套分段压裂工艺采用预置固井滑套（φ114.3 mm或φ139.7 mm）套管串固井完井，水平井分段级数不受限制。压裂采用连续油管集成滑套定位器、封隔器以及喷枪等工具组合进行作业。第一级压裂施工采用连续油管喷枪水力喷砂射孔（或者通过爆破阀打压开启）进行施工作业；第一级压裂施工完成后，通过滑套定位器和滑套内定位槽进行精确定位并坐封封隔器，然后通过环空打压开启滑套，从而实现第二级压裂施工。如果滑套开启不成功或者施工压力异常影响，则可利用工具串自带喷枪进行喷砂射孔作业，射孔后进行压裂；逐级重复打开滑套并完成分段压裂。压裂施工完成后整体放喷投产。

与裸眼预置管柱管外封隔分段压裂工艺相比，固井滑套分段压裂裂缝起裂点能够控制在滑套位置附近，改造针对性较强，利于水平井的布缝；而且压后井眼全通径，方便后期的排液采气或二次改造等作业的实施。此外，固井滑套分段压裂还具有以下技术特点：

1）固井滑套分段压裂依靠连续油管工具串对滑套实施开启，压裂时无需射孔作业，转层迅速，施工效率高；

2）施工管柱集成喷砂射孔枪，对于滑套开启不完善或者施工压力异常的井段，能够及时进行重新选段水力喷砂射孔，确保施工成功率；

3）施工管柱封隔器上下均可安装井底压力计，压后可以进行级间压力检测和干扰分析以及压后井底压力拟合分析，不断完善施工设计；

4）固井滑套分段压裂采用油套环空注入作业方式，由于环空通道的过流面积大，管路摩阻较低，降低施工作业水马力，利于降低作业成本；

5）固井滑套内通径与套管内径一致，实现压后井眼的全通径，生产后期可以开展生产测井、找水或堵水以及重复改造等施工。

1.2 完井及压裂管柱结构

1）完井管柱结构组成

水平井固井滑套分段压裂工艺管柱主要由固井滑套、套管、浮箍、浮鞋等工具以及回接套管组成，其结构如图1所示。

图1 固井滑套分段压裂工艺管柱结构示意图

固井滑套是完井管柱的核心部分，其滑套结构主要有滑套本体、滑套内筒、压裂孔眼以及滑套定位/锁定槽等组成，其结构如图2所示。

图2 固井滑套外观整体结构示意图

固井滑套主要是通过滑套内筒控制压裂孔眼的开启和关闭，压裂施工时，通过连续油管移动滑套内筒，实现固井滑套的开启，如图3所示。

2）压裂施工管柱结构组成

固井滑套开启采用连续油管作业，压裂管柱结构为：（从上至下）连续油管+连续油管接头+丢手+扶正器+水力喷枪（4个喷嘴）+反循环平衡阀+压力/温度计（可选择）+封隔器+套管锚+压力/温度计（可选择）+滑套定位器+导引头，如图4所示。

图3 固井滑套开启前和开启后结构示意图

图4 固井滑套分段压裂连续油管管柱结构示意图

水力喷枪由高硬度本体和耐磨喷嘴组成，液体在喷嘴的节流作用下可以实现流体的能力转换，形成高速射流流体。当喷嘴的射流速度达到142 m/s时，则可以射穿套管、水泥环和地层等[5-6]。当固井滑套打开不成功时，可以重新选段进行水力喷砂射孔从而进行压裂，提高压裂施工成功率。

封隔器的主要目的是用于实现压裂段与已压裂段的有效封隔，防止段间干扰；同时利用封隔器与卡瓦在开启滑套过程中带动滑套内筒实现滑套开启。其基本原理是上部加载荷坐封，上提直接解封，可实现重复坐封和解封作业，实现多段改造。

滑套定位器是一种机械式定位装置，主要原理是利用固井滑套预置的定位/锁定槽，当滑套定位器经过定位/锁定槽时，定位器接触片由压缩状态张开，产生载荷变化，以此确定工具串的位置。

整个工具串与连续油管连接，通过连续油管上提或下放实现封隔器的解封和坐封。在喷砂射孔和主压裂阶段，工具处于坐封状态。在工具入井或转层过程中，封隔器与锚定系统处于解封状态。在压裂结束转层过程中，需通过连续油管循环洗井直到工具上提至设计位置完成坐封，确保井筒清洁，避免工具遇卡。

2 典型井的现场应用

2.1 DPH-137井基本情况

DPH-137井为鄂尔多斯大牛地气田大8井区的一口水平井，目的层为下二叠统下石盒子组盒12段。采用二级井身结构固井滑套+套管固井完井，井身结构如表1所示，完钻井深3 812 m（垂深2 573 m），水平段长1 030 m。根据水平段测、录井显示结果、随钻伽马成果以及地震反演剖面等综合分析，优化DPH-137井进行10段压裂改造，其中第一段采用水力喷砂射孔，其余9段采用固井滑套分段压裂。

表1 DPH-137井井身结构表

2.2 压裂施工管柱

根据DPH-137水平井实际情况、套管通径以及注入头（井口装置，连续油管动力装置）提升载荷能力，结合水力喷砂射孔沿程摩阻与节流摩阻的计算结果，以降低施工作业成本的原则，优选φ50.8 mm连续油管（外径50.8 mm、壁厚4.45 mm、抗内压70 MPa），射孔工具喷嘴直径4.68 mm、喷嘴数量4个、射孔相位角90°。

2.3 压裂参数设计

针对DPH-137井水力喷砂射孔压裂及固井滑套分段压裂工艺技术，优化水力喷砂射孔参数以及主压裂施工参数。

射孔参数：采用40～70目的石英砂为射孔磨料，射孔排量0.85m3/min，石英砂浓度120 kg/m3，射孔时间15 min。核算射流速度152m/s，大于临界射流速度142m/s。

图5 DPH-137井压裂人工裂缝剖面图

图6 DPH-137井固井滑套分段压裂典型施工曲线图

施工参数：根据大牛地气田盒1段气藏水平井压裂改造工艺参数优化成果，为了充分改造储层，设计单段加砂量在44 m3左右，套管排量4.5 m3/min，采用FracproPT软件模拟裂缝形态如图5所示。同时设计连续油管采用0.1～0.2 m3/min低排量补液，保护连续油管，并确保封隔器座封，防止支撑剂进入油管。

2.4 压裂施工情况

DPH-137水平井顺利完成十段压裂施工，累计入地总液量4 368 m3，平均单段入地液量436.8 m3，累计加砂总量440 m3，平均单段加砂量44 m3。固井滑套打开压力29～35 MPa之间，压裂施工压力25～58 MPa之间（环空）。其中第一段和第四段采用水力喷砂射孔压裂，第四段由于固井滑套打开不完善导致施工压力异常，重新选段进行喷砂射孔压裂，顺利完成压裂施工；其余压裂段采用连续油管打开固井滑套压裂。

典型压裂施工曲线如图6所示，主要分为四个阶段：①连续油管转层（阶段一）；②连续油管定位、座封、验封，并通过环空打压开启固井滑套（阶段二）；③环空主压裂施工（阶段三）。

2.5 施工复杂情况处理

DPH-137井压裂施工过程中，第四段滑套打开后进行主压裂，施工压力异常，采用酸液处理和前置液段塞处理后，施工压力仍然较高，如图7所示。分析认为滑套打开不完善，导致滑套过流面积较小，存在较大的节流效应，影响压裂正常施工。

上提连续油管解封封隔器，避开套管接箍（附近套管接箍3 428.5 m和3 440.0 m），优选射孔位置（3 432.0 m）进行水力喷砂射孔，进行压裂施工作业，顺利完成本段施工作业，如图8所示。

图7 第四段固井滑套压裂施工曲线图

图8 第四段水力喷砂射孔(a)及压裂施工(b)曲线图

3 DPH-137应用成果分析

3.1 压后效果分析

DPH-137水平井压后试气产量为6352m3/d，无阻流量为7015m3/d，产液量为21.6m3/d，较同层位邻井DPH-128（多级管外封隔分段压裂）压后产气量欠佳。

通过压后井底净压力拟合结果表明：DPH-137井拟合人工裂缝平均支撑缝长170 m，平均支撑缝高22 m，改造体积达到设计要求，满足充分改造储层的目的。而通过DPH-137井和DPH-128井导眼段和水平段的测录井解释对比分析表明：DPH-137井储能系数、产能系数、水平段砂岩钻遇显示段长以及全烃值含量（平均全烃、最高全烃）均明显差于DPH-128井（表2）。

表2 DPH-137井与DPH-128井测录井显示对比表

3.2 施工压力分析

3.2.1 施工摩阻分析

DPH-137水平井主压裂采用φ139.7 mm套管与φ50.8 mm连续油管环空进行施工作业，通过井底压力计实测压力与井口监测压力分析计算，结果表明：施工排量4.5m3/min环空摩阻系数约为0.94MPa/1000m，沿程摩阻较低。另外，结合停泵压力和已知的管路摩阻，计算孔眼摩阻和近井筒迂曲摩阻，结果表明：固井滑套分段压裂孔眼和近井筒的迂曲摩阻值较大，平均为6.29 MPa左右，说明前置液阶段的段塞处理以及适当的酸液处理对于该工艺而言非常必要。

3.2.1 施工压力分析

DPH-137井固井滑套分段压裂施工曲线总体表现为前置液阶段施工压力较高，而施工后期压力较低，二者差值在10～20 MPa之间。通过井底净压力拟合结果表明：施工前期拟合裂缝体积因子介于4～6，开缝因子介于2～4，说明DPH-137井压裂施工前期，主裂缝尚未形成，裂缝的起裂和延伸伴随着多裂缝的发育，导致施工初期净压力偏高。

多裂缝原因分析：施工前期，尚未形成主裂缝，裂缝净压力高于10 MPa，大于储层水平两向主应力差，容易诱导形成多裂缝[7-8]。

3.3 工具施工性能评价

DPH-137井在压裂施工前，封隔器上下部均安置压力计对施工期间井底压力进行实时监测。通过压后压力回放结果表明：DPH-137井采用连续油管开启固井滑套工具串封隔器性能良好，封隔器上下压力计压力显示无沟通显示，相邻压裂段施工期间无干扰，能够满足多段（DPH-137井10段）压裂施工要求，保证施工效果，如图9所示。

图9 封隔器上下压力计压力回放图

3.4 工艺时效性分析

DPH-137水平井10段压裂改造累计作业时间20.2 h。其中固井滑套压裂平均单段作业时间2.0 h；水力喷砂射孔压裂平均单段作业时间2.2 h。而套管固井完井连续油管带底封分段压裂平均单段作业时间2.0～2.5 h[9-10]；可钻桥塞分段压裂平均单段作业时间4～6 h[11]。

另外，采用固井滑套分段压裂，平均单段转层时间介于25～55 min，施工后期平均单段转层时间30 min左右；连续油管带底封分段压裂平均单段转层时间50 min左右；可钻桥塞分段压裂单段转层时间90～120 min左右[11]。

与套管固井完井连续油管带底封分段压裂和可钻桥塞分段压裂工艺相比，固井滑套分段压裂工艺效率较高，施工和转层迅速。

4 结论

1）固井滑套分段压裂采用连续油管施工，滑套开启后直接进行压裂，无需射孔作业。与裸眼预置管柱管外封隔分段压裂工艺相比，不仅能够实现定点压裂，便于水平井的布缝，而且压后井眼全通径，利于后期排液采气作业及二次改造等措施的实施。

2）通过DPH-137井固井滑套分段压裂的现场实施和分析：固井滑套分段压裂工艺施工效率高，转层迅速，能够实现一天压裂改造10段；且施工工具性能可靠，满足多段施工的性能要求，并对施工压力异常影响正常施工等复杂情况的处理手段丰富，确保施工成功率。

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（修改回稿日期 2016-04-16 编辑 文敏）

申贝贝，1986年生，工程师；从事压裂酸化工艺技术研究工作。地址：（450006）河南省郑州市陇海西路199号中石化华北油气分公司石油工程技术研究院。电话：18037373419。E-mail：skxv@163.com