水平井预置管柱完井与连续油管带底封分段压裂一体化技术

陈现义

中石化华北油气分公司

水平井预置管柱完井与连续油管带底封分段压裂一体化技术

陈现义

中石化华北油气分公司

在大牛地气田致密气藏开发中，常规水平井预置管柱分段压裂为其主体技术，但该技术存在分级滑套逐级缩径、不能全部返出的分级球滞留井底的问题，不利于压后排水采气、地层测试及后期措施改造等作业。预置管柱与连续油管带底封压裂相结合的完井压裂工艺可以达到全通径的工程技术要求，通过压裂材料优选和压裂施工参数优化，在A井进行了现场试验，压后获得无阻流量6.07×104m3/d。同邻井应用效果对比来看，采用预置管柱完井与连续油管带底封分段压裂工艺施工效果明显好于固井完井压裂效果，与采用常规预置管柱裸眼封隔器压裂工艺效果持平，可进一步推广应用。

大牛地气田；水平井；全通径；预置管柱完井；连续油管；分段压裂

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，主要开发层位为上古石盒子组和山西组。储层平均压力系数为0.84～0.92，平均孔隙度为7.96%～8.69%，渗透率为0.41～0.58 mD ，属于低压、特低孔、特低渗储层［1-2］。经过多年的勘探开发实践，已经形成了以水平井裸眼分段压裂为主体的致密气藏有效动用技术，但在生产实践中，该技术逐渐暴露出分级滑套逐级缩径、不能全部返出的分级球滞留井底从而不利于后期措施作业的技术缺点。

2015年起，大牛地气田试验了固井滑套完井和套管固井完井、连续油管带底封或可钻（可溶）桥塞分段压裂等工艺［3-7］，这类工艺实现了压后全通径，但却带来了固井过程中堵塞井筒周围天然裂缝、不能自选“甜点”破裂、产量低等问题。为此，采用了一种预置管柱完井与连续油管带底封分压相结合的完井压裂工艺，并在A井进行了现场试验。

1 完井与压裂工艺

Completion and fracturing technologies

1.1 完井管柱结构

Structure of completion string

该工艺与常规裸眼封隔器预置管柱分段压裂不同之处在于完井管柱中不预置分级投球滑套及球座，其井下工具由引鞋+浮鞋、坐封球座、压差滑套、裸眼封隔器、悬挂封隔器等工具组成。压差滑套位于水平段第一压裂段位置，悬挂封隔器悬挂在直井段或造斜段技术套管内。悬挂封隔器与压差滑套之间为裸眼封隔器和套管的交替组合，悬挂封隔器至井口为回接管柱，井内管柱及工具外径均与套管内径相同（图1）。

图1 预置裸眼封隔器完井管柱Fig. 1 Completion string with preset open hole packer

1.2 压裂工具结构

Structure of fracturing tool

连续油管带底封分段压裂工艺应用于水平井磨料射孔及压裂联作，能够有效快速地在水平井段实施多段压裂改造。压裂工具包括机械式接箍定位器、封隔器、循环阀、喷枪、扶正器、机械/液压丢手、连续油管连接短节和连续油管等（图2）。

图2 连续油管带底封压裂工具Fig. 2 Fracturing tool of coiled tubing with bottom packer

1.3 工作原理

Operating principle

该工艺在采用预置管柱完井之后，第一段采用井口打压开启压差滑套后直接压裂，其余段下入连续油管带底封分压工具串实现连续分段压裂。

连续油管带底封分压工具利用机械式接箍定位器能实现快速精确定位射孔及压裂位置，封隔器实现套管内封隔，采用喷枪喷砂射孔射开套管，通过油管与套管之间的环空注入压裂液和支撑剂，加入支撑剂数量不受限制。完成一段压裂解封封隔器后，拖动压裂工具串至下一压裂位置，即可以实现无限级的压裂改造。

1.4 技术特点

Technical characteristics

（1）该工艺能够一趟管柱完成射孔及压裂，具有井下工具简单、射孔和压裂位置精确、施工时间短、作业风险小、处理井内压裂事故快的特点。

（2）由于水平段不固井，压裂裂缝一般会在这一段中物性最好、最容易压裂的“甜点”位置起裂，起裂位置也为这一段最好的储层［8］。该工艺既有预置裸眼封隔器及分级滑套完井工艺与储层接触面大、“甜点”自选、可以形成多裂缝、产生更大泄气面积且兼有固井完井压后全通径的优点［9-11］。

（3）该工艺完井管柱中常规裸眼封隔器内径为101.6 mm，套管内径为101.6 mm，由于未连接滑套，形成的完井管柱内通径为101.6 mm，能够满足后续作业施工要求。

1.5 技术参数

Technical parameters

底封工具串可采用外径为60.3 mm或50.8 mm连续油管携带；底封封隔器采用上提下放式坐封，封隔压差70 MPa，最大外径为95 mm；机械定位器最小内径为32 mm，弹性定位爪随井内通径弹性变化；喷枪最大外径为73 mm，最小内径为32 mm，孔眼数量为4个，孔眼直径为4.5 mm；喷枪扶正器最大外径为95 mm，最小内径为32 mm。所有工具耐温100 ℃。

2 应用实例

Case study

2.1 A井井况

Situations of Well A

A井实钻水平段总长1 000 m，垂深2 730 m；钻遇砂岩总长814 m，占水平段总长度的81.4%；水平段最高全烃净增值51.3%，水平段加权全烃净增值15.6%；钻遇泥岩长度为186 m，占水平段总长度的18.60%。

为最大限度开采压裂段间地质储量，使储层改造体积最大化，钻井设计水平段方位约为345°，区块的最大主应力方向75°，以使压后形成垂直缝；完井设计采用预置管柱完井与连续油管带底封分压相结合的完井压裂工艺，分8段进行压裂改造，并同时实现“甜点”位置起裂及压后全通径。

2.2 施工参数设计

Construction parameter design

2.2.1 压裂设计参数 根据该井物性参数、隔层发育及应力分布情况，利用FracproPT软件模拟确定压裂设计参数。由加砂量与支撑缝长关系图（图3）可以看出，支撑缝长随加砂规模增大而增大，由于该井距离临井约450 m，考虑储层改造效果并避免压窜风险，设计裂缝长度为井距的2/5（180 m左右），加砂规模38～45 m3。由施工排量与缝高关系图（图4）可以看出，裂缝高度随施工排量增大而增大，施工排量为4 m3/min时裂缝高度为21 m。由于该井砂体厚度约为20 m，为避免缝高失控，设计施工排量4 m3/min。

图3 加砂量与支撑缝长关系Fig. 3 Relationship of proppant vs. propped fracture length

同时，为加快返排速度、增加返排能量，采用液氮伴注增能助排。根据大牛地气田压裂井压后自然喷通液氮伴注比例模型计算本区最低液氮伴注比例为7%～10.5%，据此优化液氮注入排量为0.25～0.28 m3/min。

图4 施工排量与裂缝高度关系Fig 4 Relationship of fracturing flow rate vs. fracture height

2.2.2 喷砂射孔参数优化 水力喷砂射孔是通过喷嘴的节流，利用高速射孔液的冲击切割作用来实现穿透射孔。喷砂射流速度直接影响喷砂射孔效果及压裂施工破裂压力的高低（图5）。若水力喷射速度小于190 m/s则压裂施工难度明显增加，仅53%的射孔段能够一次性顺利压开地层。故要求射流速度不小于190 m/s。根据喷枪喷射速度计算结果，优化喷砂射孔排量0.8 m3/min，射孔液石英砂选用40/70目，质量浓度为100 kg/m3，喷射速度可达205 m/s，满足压裂施工要求。

图5 水力喷射速度与射孔时间对压裂施工的影响Fig. 5 Effect of hydraulic jetting velocity and perforation time on fracturing operation

2.2.3 压裂液体系选择 井区地层平均温度梯度为3.12 ℃/100 m，预测地层温度89 ℃左右。基液选用本区成熟应用的中高温压裂液体系：0.42%HPG（一级）+1.0%防膨剂+0.05%杀菌剂+0.5%起泡剂+0.2%助排剂+0.2%Na2CO3。

破胶剂：胶囊破胶剂，0.04%（质量比，根据泵注程序添加）；过硫酸铵，0.015%～0.1%（质量比，携砂液和顶替液阶段现场楔形追加）。满足压后返排液12 h黏度不大于5 mPa·s。

2.2.4 支撑剂优选 根据本区同层位邻井施工资料反映，地层闭合压力梯度约为0.016～0.018 MPa/m，计算A井地层闭合压力为37.4～42.84 MPa，主加砂采用20/40目陶粒作为支撑剂。性能要求：52 MPa下破碎率不大于5%，体积密度不大于1.71 g/cm3。

2.2.5 压裂井口选择 根据压裂井口选择原则，并根据本区压裂液摩阻系数、区块裂缝延伸压力梯度及附加安全系数统合计算，满足井口最高限压。本区裂缝延伸压力梯度0.016～0.018 MPa/m，按最大值计算裂缝延伸压力梯度下所需的静压力，按第一段计算压裂液沿程摩阻，静液柱压力按27.3 MPa计算。不同排量下的地面施工压力见表1。

表1 各施工排量下井口施工压力预测结果Table 1 Predicted wellhead operation pressure under different fracturing flow rates

压裂井口限压60 MPa，安全系数按1.2倍计算，同时综合考虑入井工具外径及压力预测情况，压裂井口选择使用KQ103/65-70型。

2.3 施工步骤

Fracturing procedures

（1）钻井完成后，刮管通井，下入裸眼封隔器预置管串至坐封深度，投球坐封坐挂完井管柱；

（2）尾管悬挂封隔器验封合格后，坐封工具脱手，起出完井送放管柱；

（3）连接回接密封总成，下入并回接压裂管柱，验封合格后，安装压裂井口；

（4）连接地面压裂车组、管汇流程，安装连续油管设备，管线试压合格；

（5）根据压差滑套开启压力，井口打压开启压差滑套压裂第一段；

（6）连续油管连接底封压裂工具串，工具入井、套管接箍定位器定位、校深，坐验封合格；

（7）地面倒换射孔流程，喷砂射孔；

（8）地面倒换压裂流程，完成该段压裂施工；

（9）上提连续油管解封，继续上提至下一段坐封位置坐封封隔器。重复步骤（7）、（8）、（9）完成后续各段压裂施工。

2.4 施工效果

Fracturing effects

A井于2016年4月24日完成压裂，总入地净液量2 792 m3，总石英砂量10 m3，总加砂量335 m3，总液氮量166.6 m3。例举其中一段施工曲线如图6所示，整体施工顺利。

图6 A井第5段压裂曲线Fig. 6 Fracturing curve of the fifth section of Well A

A井全井8段压裂结束后进入放喷排液阶段，排液至井口压力为0后，下Ø60.3 mm冲砂-生产一体化管柱，冲砂至坐封球座位置，达到了全通径干净井筒的实施目的，后上提至生产管柱设计深度气举诱喷。试气结束，获得无阻流量6.07×104m3/d。

选取同层位两口压裂段数相同的邻井B井和C井进行效果对比（表2）。其中B井加砂量、地质显示与A井接近，也采用连续油管带底封分段压裂工艺，但与A井的区别是其采用了套管固井完井，而A井采用了预置管柱完井，压后B井无阻流量为2.82×104m3/d，差于A井。

表2 邻井施工效果对比Table 2 Comparison of fracturing effects with other neighboring wells

C井采用常规的裸眼封隔器工艺压裂，加砂量与A井接近，气测显示好于A井，压后获得无阻流量6.39×104m3/d，略好于A井，整体压裂效果与A井持平。

从邻井对比效果来看，采用预置管柱完井连续油管带底封分段压裂工艺施工效果明显好于固井完井压裂效果，与采用常规预置管柱裸眼封隔器压裂工艺效果持平。

3 结论

Conclusions

（1）预置裸眼封隔器完井与连续油管带底封分段压裂工艺中完井管柱无需预置分级投球滑套及球座，完井后第一段采用井口打压开启压差滑套压裂，此后采用连续油管带底封实现水平井分段压裂。

（2）预置裸眼封隔器完井与连续油管带底封分段压裂工艺在施工时效、通径、投资上均与套管固井压裂工艺一致，而且避免了套管固井完井工艺的缺点。

（3）从施工时效、井筒通径、工程投资及压后效果等方面综合考虑，该压裂新工艺既具有固井完井全通径的优点，又具有预置管柱打开气层面积大、可自选地质甜点压裂改造的优点，具有很好的推广应用前景。

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（修改稿收到日期 2016-12-12）

〔编辑 景 暖〕

Preset string completion for horizontal wells and staged fracturing integrated technology of coiled tubing with bottom packer

CHEN Xianyi
SINOPEC North China Oil & Gas Branch, Zhengzhou 450006, He’nan, China

The conventional horizontal well staged fracturing with preset pipe string is the main technology used for the development of tight gas reservoirs in Daniudi Gasfield. During its application, however, stepped sliding sleeves are faced with stepwise reducing and the grading balls which cannot be returned totally are detained at the bottom hole. And these problems are not favorable for drainage gas recovery after fracturing, formation testing and later stimulation. The completion and fracturing technology which combines the preset pipe string completion and the coiled tubing fracturing with bottom packer together can meet the engineering technology requirements of full bore. After fracturing material selection and fracturing operation parameter optimization, this technology was tested on site in Well A, whose absolute open flow after fracturing is 6.07×104m3/d. The test results were compared with the application results of its neighboring wells. It is indicated that preset string completion and staged fracturing with coiled tubing and bottom packer is much better than the cementing, completion and fracturing, and basically the same as the conventional fracturing technology with preset pipe string and open hole packer. Therefore, it can be popularized further.

Daniudi Gasfield; horizontal well; full bore; preset string completion; coiled tubing; staged fracturing

陈现义.水平井预置管柱完井与连续油管带底封分段压裂一体化技术［J］ .石油钻采工艺，2017，39（1）：66-70.

TE257；TE357

B

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0066 – 05

10.13639/j.odpt.2017.01.013

: CHEN Xianyi. Preset string completion for horizontal wells and staged fracturing integrated technology of coiled tubing with bottom packer［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 66-70.

陈现义（1972-），2004年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现从事非常规完井技术及压裂工艺研究应用与管理工作。通讯地址：（450006）河南省郑州市陇海西路199号华北石油局1212室。电话：0371-68629213。E-mail：hbfgscxy@163.com