库车山前深层高温高压气井多封隔器分层压裂工艺

2021-06-03王克林张波李超刘洪涛何新兴秦世勇黄锟

石油钻采工艺 2021年2期

王克林张波李超刘洪涛何新兴秦世勇黄锟

1.中国石油塔里木油田分公司；2.新疆华油油气工程有限公司

塔里木盆地库车山前区域是国内深层天然气主要富集区域之一，其储层孔隙度为4%～8%、渗透率为(0.01～0.5)×10-3μm2，最高温度和压力可达188 ℃、136 MPa，具有高温高压和低孔低渗特征，因此需要通过实施储层改造来提高单井产量。暂堵分层、桥塞分段和多封隔器分层是储层压裂改造的常用工艺措施［1-3］。暂堵分层压裂效果受限于储层应力差，当应力差大于6 MPa或小于3 MPa的储层，暂堵转向效果差。桥塞分段压裂在页岩气开发中应用广泛，但桥塞钻磨作业过程中井口压力需保持30 MPa以下，而库车山前压裂井的停泵压力普遍在40 MPa以上，不适用于深层高温高压气藏储层改造［4-7］。因此，多封隔器分层成为库车山前区域高温高压气藏分层压裂改造的必然选择。然而，受井筒温度压力［8］、温压效应［9-10］和完井管柱结构［11］的影响，多封隔器分层压裂工艺在高温高压气井中容易出现封隔器失效、钢球滞留及钻井液返排不充分堵塞管柱等问题，库车山前区域的现场应用也证实了上述问题［12］，严重影响了分层压裂的实施效果以及后期资料录取。为解决上述问题，从完井管柱、投球性质和全通径压裂阀结构三方面入手，改善了压裂过程中封隔器受力情况，增加了管柱通径，解决了滞留投球堵塞管柱的问题，提高了井筒替液效率，取得了良好的应用效果。

1 压裂工艺优化

1.1 优化完井管柱结构

前期压裂作业过程中，过大的轴向载荷导致封隔器失效，且完井管柱管鞋一般下入射孔段顶界或中部位置，无法把射孔段中下部的压井钻井液替出，导致压井钻井液出现沉淀，影响有效射孔厚度和压裂施工作业。基于此，对管柱结构进行了优化，如图1所示。

图1 优化后分层压裂完井管柱图Fig.1 Optimized completion string of separate layer fracturing

首先，在封隔器之间设置了伸缩短节。通过控制伸缩短节销钉的数量来确保伸缩短节在压裂作业前处于闭合状态，在压裂作业时，伸缩短节处于拉开状态，从而避免压裂时封隔器之间轴向力过大，造成封隔器失效。

其次，采用大尺寸封隔器与小尺寸封隔器组合提高管柱下入能力，规避多个封隔器在小尺寸尾管中下入遇阻的现象，形成了Ø177.8 mm+Ø127.0 mm(悬挂)和Ø206.38 mm+Ø139.7 mm (悬挂)套管柱封隔器组合方式。

第三，延伸完井管柱管鞋到射孔段底界，在完井管柱对应射孔段顶界位置设置全通径压裂阀，形成大加小封隔器分层压裂完井管柱，管柱通径变大，从而替出射孔段试油钻井液，为后期施工提供有利通道，形成了2种改进的分层压裂完井管柱。

(1) Ø206.38 mm+Ø139.7 mm复合套管井：油管挂+Ø114.3 mm气密封扣油管+Ø114.3 mm上提升短节+Ø114.3 mm上流量短节+Ø101.6 mm安全阀+Ø114.3 mm下流量短节+Ø114.3 mm下提升短节+Ø114.3 mm气密封扣油管+变扣+Ø88.9 mm气密封扣油管+Y443-162永久式封隔器+Ø88.9 mm气密封扣油管+Ø88.9 mm伸缩管+Ø88.9 mm分层压裂阀+Y443-111永久式封隔器+Ø88.9 mm全通径压裂阀+变扣+Ø73.02 mm气密封扣油管+Ø73.02 mm球座。

(2) Ø177.8 mm+Ø127.0 mm复合套管井：油管挂+Ø114.3 mm气密封扣油管+Ø114.3 mm上提升短节+Ø114.3 mm上流量短节+Ø101.6 mm安全阀+Ø114.3 mm下流量短节+Ø114.3 mm下提升短节+Ø114.3 mm气密封扣油管+变扣+Ø88.9 mm气密封扣油管+ Y443-139永久式封隔器+Ø88.9 mm气密封扣油管+Ø88.9 mm伸缩管+Ø88.9 mm+变扣+Ø73.02 mm气密封扣油管+Ø73.02 mm分层压裂阀+ Y443-101永久式封隔器+Ø73.02 mm全通径压裂阀+Ø73.02 mm气密封扣油管+Ø73.02 mm球座。

1.2 研发可溶球

前期采用钢球进行投球作业，钢球密度大，遇到低产井或遇卡后返排难度大，堵塞生产通道，影响后期生产和井筒作业。为此研发了高强度铝合金可溶球，表面涂有以三聚氰胺为过渡层的复合有机硅树脂涂层［13］保护膜，可溶球保护膜与溶液接触时，溶解速度慢，保护膜溶解完后，本体与溶液接触，本体材料比保护膜溶解快，溶解速度加快。

可溶球保护膜能够确保溶解速度先慢后快。在“助排剂+1.0%破乳剂+0.2%交联调节剂+5%甲醇+水”介质中时，可溶球在60 ℃压裂液中溶解10 h，其外径由63.5 mm变为63 mm。实验介质为1.2%氯化钾时，氯离子含量5 500～6 000 mg/L，在70 ℃条件下，22 h后可溶球外径由63 mm变为51 mm，48 h后外径为32 mm，72 h后全部溶解完。

1.3 全通径压裂阀

前期完井管柱管鞋下至射孔顶界或中部，造成钻井液及支撑剂易沉积在井底替不出；优化完井管柱将管鞋延伸至射孔段底界为替液通道，射孔顶界下入压裂阀作为压裂通道；传统分层压裂阀的滑套下端设计弹性爪固定滑套，投球打压打开使滑套下移到设计位置，下端弹性爪弹开对滑套固定，同时滑套和外筒的椭圆孔对正，滑套内外连通，钢球落入球座上，后期需要返排出来。为此，研发一种全通径压裂阀［14］，从而达到压裂时对准储层和井筒疏通时采用大尺寸管柱目的。

全通径压裂阀采用棘爪式结构和投球打压方式，可在滑套打开侧孔时扩径通过球，使球移动至管柱底部，不影响管柱的其他作业，通径达到与封隔器相同，承压能力及性能指标与传统分层压裂滑套相同，见图2。

图2 全通径压裂阀示意图Fig.2 Full-bore fracturing valve

2 现场应用及效果分析

2010—2013年，库车山前区域进行了9井次多封隔器机械分层压裂作业，出现了封隔器失效、钢球返排不出、替液不干净及管柱堵塞等问题。2019—2020年优化后的多封隔器分层压裂工艺在库车山前博孜、克深等区域高压气井累计应用14井次，未出现上述问题，改造后平均单井产量提高5.1倍。

以KS1井为例，该井完钻井深/垂深7 060.0 m/6 398.4 m，采用优化后的分层压裂工艺进行多封隔器分层压裂。在最高排量6.55 m3/min、最高泵压118.5 MPa情况下，未出现管柱堵塞现象，封隔器坐封效果良好。压裂结束后用Ø9 mm油嘴放喷求产，无阻流量由压裂前的30×104m3/d增至压裂后的250×104m3/d，提产效果显著。

2.1 缓解轴向载荷避免封隔器失效

2012年，库车山前某井下部层段酸压快结束时，套压突升、油压突降，判断油套窜通，修井作业中发现封隔器芯轴被拉断。计算发现［15］，压裂过程中封隔器受到的轴向载荷由140 kN提高至405 kN，是导致封隔器失效的主要原因。KS1井加装伸缩短节后，力学计算结果显示在低挤、压裂、生产工况下封隔器受力均处于安全范围内，很好地缓解了轴向载荷，现场作业未再出现封隔器失效现象。

2.2 可溶球解决管柱堵塞问题

钢球返排不出严重增加井筒油气的流动阻力，堵塞生产通道，影响后期生产和井筒作业，造成上述问题的主要原因为：地层流体无法推动钢球向上运动至井口；钢球被地层返出的砂或其他岩屑堆积卡死在管柱内；液体返排速度小使钢球在压裂后由于塑性变形卡死在球座上。

可溶球在压裂液中承压能力仍保持在69 MPa以上，持续时间达4 h。库车山前高温高压气井压裂期间井底温度70 ℃左右，压裂施工时间为3 h左右，耐压差50 MPa，因此，可溶球强度能够满足前期压裂施工要求。根据溶解速度先慢后快的特性，滞留井筒内的可溶球，在较短时间内即可溶解。可溶球投入现场应用后，未再出现管柱堵塞问题。

2.3 优化管柱设计，增强井筒疏通能力

库车山前试油压井钻井液一般采用油基、水基或超微重晶石体系，密度1.75～2.25 g/cm3，分层压裂完井管柱下到预定位置后换装井口，再用完井液低排量反替出压井钻井液。前期分层压裂完井管柱结构：Ø206.38 mm套管+Ø139.7 mm套管井常用Y443-111永久式封隔器多封隔器分层，封隔器最小内径58.62 mm，配置的最大压裂阀内径52mm；Ø177.8 mm套管+Ø127.0 mm套管井采用Y443-101永久式封隔器多封隔器分层，封隔器最小内径为48.51 mm，配置的最大压裂阀内径42 mm。管鞋下至产层中部或顶部。

优化前分层压裂管柱不利于后期连续油管井筒疏通等作业，优化后分层压裂完井管柱Ø206.38 mm套管+Ø139.7 mm套管井采用Y443-162+Y443-111永久式封隔器多封隔器分层，封隔器最小内径58.62 mm，配置的最大压裂阀内径60 mm；Ø177.8 mm套管+Ø127.0 mm套管井采用Y443-139+Y443-101永久式封隔器多封隔器分层，封隔器最小内径48.51 mm，配置的最大压裂阀内径60 mm。优化后的分层压裂管柱，管鞋延伸至射孔段底界，在压裂作业时通过投球打开全通径压裂阀的循环孔，压裂液和支撑剂可通过循环孔直接进入储层，解决管鞋下至射孔段底界带来的支撑剂易沉积在井底、循环摩阻大的问题。全通径压裂阀投球打开滑套后最大内径与封隔器内径一致，改进后的管柱井筒疏通能力增强了，为压裂液注入和后期井筒作业提供了良好的条件，在后期作业中应用效果良好。