压采一体化工艺在东胜气田小井眼定向井中的试验应用

2021-03-05梁志彬

石油地质与工程 2021年1期

梁志彬

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450006）

东胜气田位于鄂尔多斯盆地北部，横跨伊盟隆起、伊陕斜坡、天环坳陷3个一级构造单元，包含十里加汗、什股壕、乌兰吉林庙等7个勘探开发区带[1–3]。主力开发区十里加汗区带二叠系下石盒子组叠合发育山西组（山2 段、山1 段）及石炭系太原组等发育6 套气层，其中下石盒子组气藏规模最大。十里加汗区带是东胜气田主力开发区，气藏埋深2 600.00～3 300.00 m，平均孔隙度8.4%～10.1%，平均渗透率为0.45×10-3～1.64×10-3μm2，平均压力系数0.86～0.94，具有低孔、低渗、低压、低丰度的特征[4–6]，属低渗致密气藏，必须通过压裂改造才能获得经济产能。

东胜气田杭锦旗锦58 井区位于主力开发区十里加汗区带，自2016 年采用水平井规模开发，主体采用裸眼封隔器分段压裂工艺，建成了锦58 井区第一个1×108m3产能区，取得了较好的效果[7]。随着开发的持续，前期的持续上产导致已开发区域剩余气分布零散，且水平井不能兼顾叠合发育区的多套气层，水平井规模开发的难度越来越大。因此，急需一种低成本压裂工艺技术对叠合发育区剩余气进行有效开发。

1 压采一体化工艺

东胜气田前期直井/定向开发井井身结构采用二级井身结构φ139.7 mm 套管固井完井（图1a），为进一步降低钻井成本和钻井周期，减少岩屑处理，2019 年开始采用小井眼井身结构，即二级井身结构φ114.3 mm 套管固井完井（图1b）。φ139.7 mm 套管固井完井的定向井机械分压工艺应用成熟，但是在φ114.3 mm 套管固井完井的定向井内采用机械分压工艺，由于井眼直径小，难度较大。目前φ114.3 mm 套管固井完井定向井主体压裂工艺为固井滑套分层压裂工艺和连续油管带底封分层压裂工艺[8]。固井滑套分层压裂工艺存在滑套打不开、后续处理困难等问题；而连续油管带底封分层压裂工艺费用较高。因此，优化形成小井眼定向井压采一体化技术，即压裂管柱和生产管柱为一体，可降低钻井成本、减少作业工序、提高作业效率，单井可压裂改造多层，是低渗透气田低成本经济开发的有效途径。

图1 直井/定向井井身结构

1.1 压采一体化管柱结构

小井眼定向井采用φ114.3 mm 套管固井完井，内径仅101 mm，压采一体化管柱结构设计难度大。对比目前各油田应用较广的机械分压管柱封隔器组合，其中，Y211（Y221）+Y111 封隔器组合机械座封可靠、解封容易，缺点是工具卡井风险大、井斜大于50°不易座封。Y341 封隔器组合采用液压座封，座封简单，上提解封，缺点是砂堵返洗井难度大。通过反循环阀能进行反洗井，但离水力锚、封隔器有一定距离，反循环洗井洗不到位，存在整个压裂工具被卡的风险，施工后封隔器不能自动解封，并且压裂施工沉砂等原因，上提管柱难度大，解封困难。K344 封隔器组合采用液压座封、泄压解封，具有结构简单、施工方便、密封可靠的特点，且能够多次坐封解封，保证压裂施工时不同层段有效封隔，起出安全[9–11]。因此，优选K344 封隔器组合作为锦58 井区小井眼定向井压采一体化分压管柱用封隔器。

东胜气田小井眼定向井压采一体化机械分压工具主要采用φ73.0 mm 压裂油管、安全接头、水力锚、K344–96 型压裂封隔器、滑套喷砂器、球座喷砂器等（图2）。

图2 小井眼定向井压采一体化管柱示意图

1.2 压采一体化管柱工具参数

对锦58 井区小井眼定向井压采一体化分压管柱中封隔器、水力锚以及滑套喷砂器等参数进行优化，该工具组合最高可实现一趟管柱最高改造4 层。优化后的封隔器参数、水力锚参数、滑套喷砂器参数分别如表1、表2、表3 所示。

1.3 工作原理

采用电缆传输或者油管传输射孔，一次射开全部目的层（2 层或3 层），下入压采一体化机械分压管柱，利用K344 封隔器将井筒内各储层的射孔段分开。压裂时，依靠球座喷砂器节流，使封隔器坐封通过滑套式喷砂器将上部射孔段封住，压裂最下部气层；最下部气层压裂结束后投球打开第一级滑套，使中间气层连通，并封隔底部改造层，对中间气层进行压裂；依次再投球打开第二级滑套，使上部气层连通，并封隔中间改造层，对上部气层进行压裂。该工艺通过封隔器的封隔及喷砂器滑套的开启来实现由下而上逐层改造，最终实现不动管柱一次压裂两层或三层，分层改造完成后利用压裂管柱合层放喷排液、采气，实现压裂采气管柱一体化，避免压井更换投产管柱对储层造成伤害。

表1 K344–96 型封隔器参数

表2 K96 型水力锚参数

表3 PSQ–96 型滑套喷砂器参数（四层机械分压）

1.4 工艺特点

压采一体化机械分压工艺可实现不动管柱连续分层压裂，最高压裂4 层，压裂后不更换管柱合层开采。该工艺能够减少作业工序、提高作业效率，单井可压裂改造多层，其施工简单、转层快、排液速度快，对储层伤害低，改造层系施工的针对性强，可以实现对各目的层段的有效改造。其优点有：

（1）压裂管柱不需要提前坐封，不需要环空试压，只需管柱下到设计位置、管柱校对准确，坐封、解封可靠，施工简单高效

（2）施工中，若遇到地面设备出现故障、压裂砂堵等事故，能及时停泵，直接控制放喷排液或直接反洗井处理

（3）采用φ73 mm 油管作为压裂管柱以及采用可溶球打滑套，压裂后管柱畅通，利用压裂管柱即可排液采气。

1.5 配套井口及管柱强度选择

东胜气田锦58 井区下石盒子组储层埋深2 950～3 200 m，储层厚度为10～25 m。根据储层不同厚度，优化压裂施工排量为3.0～4.5 m3/min，加砂规模35～60 m3。计算得到施工排量为3.0～4.5 m3/min 时的不同储层深度井口施工压力为50～75 MPa（图3）。压裂井口选型原则既能满足投球尺寸又能满足耐压要求，压裂管柱需满足抗内压要求，为提高压裂管柱抗内压能力，压裂施工时在油管和套管的环空内补充平衡压。

图3 不同深度及施工排量下的井口压力

当预测施工井口压力不大于60 MPa 时，采用KQ65–70 型耐压70 MPa 压裂井口，压裂管柱采用N80 钢级φ73.0 mm 油管；预测施工井口压力大于60 MPa时，采用KQ65–105型耐压105 MPa压裂井口，压裂管柱采用P110 钢级φ73.0 mm 油管。φ73.0 mm油管管柱强度数据见表4。

表4 φ73.0 mm 油管强度数据

2 现场应用

2019 年，东胜气田锦58 井区共采用压采一体化机械分压工艺压裂小井眼定向井9 口24 层，施工排量为3.0～3.5.0 m3/min，施工压力31.2～66.0 MPa，平均单层入地液量234 m3，平均单层加砂量35.2 m3，施工成功率100%，工艺可靠性高。压裂后平均日产气量1.98×104m3，取得了较好的改造效果（表5）。利用压采一体化技术，单井分压3 层压裂施工时间6～8 h，单井压裂投产作业周期缩短6～8 d，施工成功率100%，分压3 层工具成本约8×104元，该工艺具有很高的可靠性、安全性和经济性。下面以XX–8–14 井为例详细介绍。

表5 小井眼定向井压采一体化工艺施工统计

2.1 XX–8–14 井井况

XX–8–14 井位于杭锦旗锦58 井区，二级井身结构，φ114.3 mm 套管固井完井，井深3 460 m，人工井底3 426 m，最大井斜28.54°。层共选取盒13层、盒31层和盒32层作为改造目的层。目的层显示情况及压裂设计参数如表6 所示，要求分压合采。

表6 XX–8–14 井目的层显示及压裂设计参数

2.2 XX–8–14 井压采一体化管柱结构

XX–8–14 井根据选层情况采用三层机械分压压采一体化管柱，管柱结构为（自上而下）：φ73.0 mm 外加厚油管（N80）+校深短节+φ73.0 mm 外加厚油管（N80）1 根+安全接头+φ96.0 mm 水力锚+K344–96 封隔器（3 132.0 m）+φ73.0 mm 外加厚油管+φ38.0 mm 滑套喷砂器+K344–96 封隔器（3188.5 m）+φ73.0 mm 外加厚油管+φ33.5 mm 滑套喷砂器+ K344–96 封隔器（3 212.0 m）+φ73.0 mm外加厚油管1 根+φ30.0 mm 球座喷砂器（图4）。

2.3 压裂施工及压后效果

XX–8–14 井于2019 年11 月15 日完成压裂，用时8 h，总入地液量784 m3，总加砂量110.6 m3，液氮48 m3，施工压力43.6～62.9 MPa，整体施工顺利。

XX–8–14 井于2019 年11 月16 日开始利用压裂管柱放喷排液，第4 d 见气，第6 d 实现进站生产，实现快速建产，充分体现了压采一体化管柱的优势。该井于2019 年11 月26 日稳定产气，油压18 MPa，套压16 MPa，日产气3.0 5×104m3，日产液3.6 m3，累计排液214.7 m3，返排率27.4%，放喷排液情况见图5。