连续管密切割压裂工艺技术及其应用

侯景龙，王传庆，李玉东，刘岩

（1.大庆油田有限责任公司井下作业分公司，黑龙江 大庆 163453；2.大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江 大庆 163453）

0 引言

大庆外围分布致密油难采储层，探明未动用储量4.14亿t，多因致密常规压裂改造往往效果差，形成的单一人工裂缝因动用距离有限，导致有效距离外渗流阻力增加，当渗流阻力等于生产压差时变成间歇渗流，无法实现连续渗流稳定产液。因此20世纪90年代初期发展了体积压裂，通过多缝控制和缝网控制，缩短渗流距离，提高渗流速度，增大渗流面积，提高采油速度。图1展示了体积压裂工艺技术发展的3个阶段。

图1 体积压裂发展演化过程Fig.1 Volume fracturing evolution

国内绝大多数采用双封单卡分段压裂、速钻桥塞分段压裂工艺（图2、图3）。双封单卡分段压裂配合防喷阀实现压后放喷，单趟管柱压裂17段，施工排量可达7 m3/min，加砂规模490 m3，时效和规模不高。桥塞体积压裂耐温120℃、耐压70 MPa，单段排量14 m3/min，针对性不强：多簇改造（单段2~3簇），裂缝不能均衡延伸，施工时效低［1］：需油管通洗井、电缆推塞射孔、连续管钻塞等多项工序，周期长、成本高；存在过量替挤、桥塞通过性不强易卡阻的风险。

图2 水平井桥塞暂堵分段多簇压裂示意Fig.2 Multi⁃cluster staged fracturing with the temporary plug in horzontal wells

图3 水平井连续管密切割分段压裂示意Fig.3 Intensive cutting with coiled⁃tubing staged fracturing in horizontal wells

随着国内连续管应用规模不断扩大和工艺不断成熟拓展，为精细精准的压裂改造创造了条件。特别是在体积改造上密切割工艺应用井数增多，工具配套完善，施工时效和效果不断显现。

1 连续管密切割压裂工艺技术

1.1 压裂方案优化

按照工程地质一体化优化设计思路，以地质甜点为目标，避免缝间干扰，最大范围缩短缝间距，形成了“细切割、大液量、大排量”为核心的密切割压裂设计方法，实现最优改造体积。该技术具有以下技术优势：单簇排量由4~5 m3/min增加到8~10 m3/min，改造针对性强，最小段间距<10 m。图4是密切割体积压裂裂缝优化的一个实例［2］。

173-8 6区块方案共设计油井15口，其中水平井5口，开发直井10口，动用地质储量127.6×104t，含油面积4.85 km2。水平井设计井深2634 m，平均完钻井深2593 m，设计水平段长度872 m，完钻水平段长度865 m，钻遇砂岩长度734 m，含油砂岩长度621 m，砂岩钻遇率85.2%，油层钻遇率70%，油浸96 m，油斑550 m。最大水平主应力方向在50°~90°之间，平均为75°，为近东西向。5口水平井设计参数如表1所示。

Q196-P2井水平段长950 m，砂岩816 m，含油砂岩740 m（油浸45 m、油斑695 m），解释致密油II-1类45 m，致密油II-2类473 m，致密油III类222 m，干层76 m，最远距油层0.5 m，2623 m处完钻。井眼轨迹如图5所示。根据起伏段的特征大致分为8个压裂控制大段，每个大段控制的水平段长度已经确定。

结合以往区块改造的结果和效果反演，遵循的优化设计原则为：

（1）缝间距：I类储层簇间距10~15 m、III类簇间距15~18 m；泥岩段簇间距20 m；

图4 密切割体积压裂裂缝优化[3]Fig.4 Intensive cut volume fracturing optimization

表1 173-86区块水平井设计参数Table 1 Design parameters of horizontal wells in Block 173-86

图5 Q196-P2井砂体剖面和反演剖面Fig.5 Sand profile and inversion section in Q196-P2 well

（2）射孔点优选有利部位射孔，以“三高一低”为优选原则（电性高、孔渗高、脆性高、伽马低）；

（3）加砂规模：I类砂量50 m3，加砂强度3.4 m3/m；II类砂量45 m3，加砂强度3.0 m3/m；III类、泥岩段砂量40 m3，加砂强度2.0 m3/m；

（4）支撑剂优选：采用70/140目+40/70目+20/40目多粒径组合，段塞+连续方式加入，确保多级别裂缝有效支撑，见图6；

（5）采用滑溜水+缔合压裂液，有利于储层保护，便于现场组织施工。

为提高改造强度，在Q196-P2井开展缩短缝间距试验，增加段数加密切割，提高效果。最终优化结果为设计118簇。II-1类储层簇间距6 m，II-2类储层7 m，III类储层8 m，泥岩穿层段10 m，平均簇间距7.6 m；II-1类单簇砂量32 m3，加砂强度5.3 m3/m，II-2类单簇砂量27 m3，加砂强度3.8 m3/m，III类单簇砂量23 m3，加砂强度2.9 m3/m，穿层段单簇砂量18 m3，加砂强度1.8 m3/m。设计半缝长220~270 m。

1.2 配套工具的研制

研制低坐封力新型Y211封隔器（图7）［4］，复合式密封结构单胶筒，坐封力由90 kN降至20 kN，满足连续油管低负荷坐封封隔器需要；改进胶料配方，提高抗拉强度残余变形率低于3%，达到耐温120℃、承压70 MPa指标。

工具呈现2方面特点：换向功能方面，采用短轨道设计，实现工具换向灵活；防卡方面，采用密闭式设计，换向槽被完全保护，解决了管柱解封、换向时砂卡问题；同时独特的卡瓦、锚定、坐封机构，坐封容易、解封可靠。

图6 Q196-P2井组合加砂剖面图Fig.6 Combined proppant profile in Q196-P2 well

图7 连续管密切割体积压裂新型封隔器Fig.7 New packer for intensive cut staged coiled tubing fracturing

研制内嵌式硬质合金衬套喷枪（图8），增加射孔段数，提升喷枪耐磨性能［5］和加砂量。喷枪本体采用高频淬火工艺硬化处理，提高返溅区域外表硬度。对喷枪进行数值模拟，确定最优的喷嘴组合结构［3］。

图8 连续管密切割体积压裂喷枪[6]Fig.8 Ejection gun for intensive cut staged coiled tubing fracturing

建立了射孔排量、时间、压力3个参数施工图版（图9），形成了喷砂射孔控制技术，实现了对射孔关键参数实时有效控制，射孔砂量减少50%，效率提高1倍，射孔成功率100%。

1.3 配套工具的完善

针对体积压裂段数多的特点，对工具结构进行5项完善［7］，保证底封工具灵活可靠，通过不断改进，指标由最初的单趟管柱15段提高到29、33段、目前实现压裂39段突破，施工排量由7 m3/min达到10 m3/min。

图9 喷嘴和连续油管内、环空摩阻图版Fig.9 Pressure loss in the nozzle,and the inner and outer annulus coiled tubing

（1）针对以往水平井施工喷枪上部易反溅问题，改进全硬质合金保护结构；增加了工具本体的耐磨性。如图10（a）所示。

（2）针对工具卡井口问题，改变摩擦片尺寸，去除台阶，提高入井效率。如图10（b）所示。

（3）针对封隔器换向、解封困难问题，调整中心管换向尖角设计，增加卡瓦箍环限位销钉，对轨道槽底部及周围倒角预处理等措施提高稳定性。

（4）针对平衡阀不灵活问题，改进减小内套外径尺寸，防止砂子进入缝隙中导致平衡阀无法滑动失效。如图10（c）所示。

（5）针对接箍定位器失效，无法有效精准定位问题，改进设计多种尺寸定位器，满足了常规套管扣校深需求。

图10 配套工具改进措施Fig.10 Modification of accessories

1.4 连续管环空加砂压裂工艺原理

利用连续管携带工具串，定位校深后座封；利用喷枪喷砂射孔［8］，通过环空实施加砂压裂，连续管带压逐层上提管柱，实现多段压裂。图11是连续管环空压裂工具组合［9］。喷枪测试各种数据见表2。

1.5 工艺技术

根据该储层单簇改造技术需求，在保证工具精准定位和以往连油拖动底封水力注射环空加砂分段压裂技术［10］的基础上，研究应用了以喷枪射孔［11-12］、套管环空高排量注入、滑溜水造缝缔合液携砂为主的水平井连续管密切割压裂配套工艺技术。

该工艺参数特征：

（1）喷砂射孔排量0.7~1.5 m3/min，专用喷砂单层石英砂规模1.0 m3，尽量降低孔眼摩阻［13］，喷射压力维持在60.0 MPa；

（2）主裂缝压裂环空施工排量保持在7.5~10.0 m3/min，连管内补液排量0.6~1.2 m3/min；

（3）单段最大规模达到53 m3，单段规模25~50 m3，最高砂比45%；

（4）采用滑溜水携70~140目石英砂支撑微缝和主缝前端，占10%，主裂缝支撑剂组合粒径，分别为石英砂40~70目、20~40目，占比分别60%、30%。

1.6 现场工艺控制方法

连续管密切割压裂施工工序多、工况复杂，存在的难点主要有3个方面：一是BTC-JT-2、DLP-JT、梯形BGC扣型套管无缝隙，存在校深问题；二是长水平段工具摩阻大，连续管下入、坐封控制难；三是致密储层水力喷射射孔成功率低、射孔层段多，射孔液量及返出砂量大，需拉运。

根据以上难点制定了校深措施、坐封吨位控制、射孔参数优化、射孔液循环利用、更换管柱验封找点、减阻剂稳定坐封力、异常处理表等系列现场控制措施。

（1）采取油管探人工井底+连续管探底、拉漂浮，核算连续管深度误差，解决无缝隙套管定位问题，深度计算公式为：

图11 连续管环空压裂工具组合Fig.11 Make⁃up of the coiled tubing annular multi⁃stage hydra jet fracturing tool

表2 水力射孔排量与地面压力Table 2 Displacement and pressure loss during hydraulic perforation

坐封前连管显示深度=连管下压裂探底显示深度－（常规探底深度-设计射孔深度）+（常规探底深度－设计射孔深度）×（连管与常规探底深度差值－连管与设计漂浮深度差值）/（常规探底深度－漂浮深度）+喷枪中部到导向头距离+1 m

（2）应用软件模拟井身结构和连续管力学（图12），确定指轻、下推力合理范围，使用金属减阻剂增加下推力，保证下压坐封吨位；水平段长、井身结构对下深影响显著，以往多次出现因管柱摩阻大，坐封后吨位反弹，下推力<30 kN施工过程封隔器解封不够，导致工程问题。

制定的措施：超长水平井提前力学模拟，指导不同深度现场控制措施（下推力≥30 kN）；根据软件预测，合理加大下压吨位，传递下推力不足时加减阻剂保持坐封力；水平段长≥700 m时若下推力≤30 kN加减阻剂，下压80 kN；500 m≤水平段长<700 m下压70~80 kN；水平段长≤500 m下压40~60 kN。

（3）完善射孔工艺控制技术。通过对射孔参数的优化，提高射孔成功率，射孔成功率100%。

优化射孔参数：优化不同的射孔时间（I类油层20 min、II类油层28 min），保证一次射孔成功率。

提高射孔效果：提高射速（I类油层180 m/s、II类油层210 m/s），增加喷射距离，突破水泥环及近井污染带，降低施工压力。

图12 连续管下入深度下推力变化模拟曲线Fig.12 Simulation Curve of push force vs setting depth of coiled tubing

改变试挤方式：采用连续管内先压开，套管逐级提排量方式，降低套管损坏风险。

2 现场应用情况

173-8 6区块实施5口井321段，平均单井压裂64.2段，加 液23797 m3，加 砂2548 m3，排 量8~10 m3/min，单趟管柱最多压裂39段。4口井套管自喷生产中，平均单井初期日产油20.1 t，目前日产油18.8 t，计产55 d，累计产油986 t，详见表3。

表3 密切割体积压裂现场试验施工统计Table 3 Summary of intensive cut coiled tube volume fracturing operations

例如，Q196-P2井目的层FI4压裂井段（见图13）：2568.0~1683.0 m，设计改造规模2955.0 m3，总液22672 m3，施工完成时共注入液体28506 m3，加入石英砂2925 m3，喷砂射孔压力57.6 MPa，主压裂施工压力维持在30.0 MPa左右，停泵压力为14.9 MPa。

3 结论及认识

（1）连续管密切割体积压裂工艺是连续管水力喷射环空加砂压裂有效拓展［14］，现场应用的实施完成，弥补了桥塞体积压裂的不足和缺点，同时探索出一套大庆外围致密油难采储层有效增产改造途径和手段［15］，进一步发挥了连续管设备的带压环保和自动化优势；

（2）目前该工艺还处于不断完善阶段，在施工参数优化、适应储层类型等方面有待于在今后研究应用中进一步探索扩大试验井数，特别是在超长水平段以及深井和特殊储层中继续进行试验和应用；

图13 Q196-P2井第13段压裂施工曲线Fig.13 Curve of the No.13 fracturing section in Q196-P2 well

（3）连续管密切割压裂无需下桥塞、射孔、钻桥塞，压后即可排液投产，与以往桥塞压裂相比缩短了单井施工周期，提高了施工时效，压裂改造的针对性更加精准，但工具的稳定性和性能指标方面还有进一步提升的空间，以满足更高增产改造工艺的需求。