临兴区块致密砂岩气水平井连续油管分段压裂工艺

张云鹏 张 璐 李 宇 赵俊 杨生文 赵战江

(1. 中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司， 天津 300450； 2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院， 天津 300450； 3. 中联煤层气有限责任公司晋西分公司， 山西 吕梁 033200)

0 前 言

临兴区块主要开发层位为太原组、石盒子组，其孔隙度主要介于5%～10%，渗透率主要介于(0.1～1.0 )×10-3μm2，区内储层属于低孔、低渗致密砂岩气储层。储层埋深较浅(1 100～1 900 m)，井底温度可低至30 ℃。地层压力系数低，主要介于0.80～0.90[1]。此外，储层还具有砂体连续性差、厚度小、非均质性强、储量丰度低、单井动用储量少、地层含水饱和度高等特点。 水平井分段压裂技术是临兴区块致密砂岩储层开发的有效手段[2-4]，在区块内水平井前期开发中主要采用了“裸眼封隔器+投球滑套”分段压裂方式。随着开发日久，在多口井逐渐出现了井筒积液，导致产气量严重下降，甚至关井[5]。气藏动态分析结果表明，产出水主要为层内束缚水与可动水，储层的可动水饱和度较高，在压裂过程中又会进一步增大。采用裸眼水平井分段压裂方式时，需要投球，生产管柱直径大，携液能力较差。 当压裂位置不确定时，有可能在高含水区域造缝而导致压后产水量加大。井筒内径受球座限制，难以对出水段进行处理。

为了避免此类问题，在实施裸眼压裂作业的易出水区域，可以应用连续油管分段压裂工艺。连续油管分段压裂技术，是指利用水力喷枪，通过喷嘴节流将高压磨料射孔液转化为高速磨料射孔液，对套管、水泥环进行喷射冲蚀，使其与地层之间形成通道，然后通过环空进行加砂压裂作业[6-7]。该技术集喷砂射孔、封隔器分层、连续油管定位和环空大排量注入于一体，对临兴区块储层均质性差、水层发育的特点具有较好的适应性[8-10]。

我们根据储层条件优化了连续油管分段压裂工艺的参数设计，并在临兴区块8口水平井进行了实践应用，并实现了单井一趟管柱作业完成14级压裂的较高记录。通过压后下入速度管，改善了井筒携液的问题。压后产气量较高，应用效果良好。

1 临兴区块水平井生产概况

在临兴区块水平井前期开发过程中，全部采用“裸眼封隔器+投球滑套”分段压裂模式。 储层含水饱和度高、生产过程中产水量大，因而“裸眼封隔器+投球滑套”分段压裂完井管柱中以31/2″油管作为生产管柱，临界携液气量要求较高。区块内储层压力较低，产气量往往难以满足携液要求，造成井筒积液、产量下降，甚至关井。图1所示为临兴区块部分裸眼水平井积液前后产气量变化情况。

图1 临兴区块部分裸眼水平井积液前后产气量变化情况

在裸眼水平井LX-101-4H、LX-102-5H、LX-9-1H的生产过程中，均出现了产量大幅度降低的情况，多为井筒积液所致。经过液面深度测试，发现井筒积液情况严重。这3口井的产气量下降幅度分别达到75%、55%、63%，平均为64%。

以区块内某定向井为例，应用Pipesim软件分别计算了31/2″、27/8″、23/8″、2″、1.66″、11/2″等6种管柱的临界携液气量，结果依次为2.05×104、1.41×104、0.99×104、0.69×104、0.53×104、0.49×104m3/d。其中，2″速度管的临界携液气量为0.69×104m3/d，31/2″油管的临界携液气量为2.05×104m3/d。经过对比，认为采用2″速度管可以极大地提高携液能力，从而避免井筒积液。

2 连续油管分段压裂技术优化

2.1 工序及压裂完井工具优化

施工工序如下：

(1) 安装连续油管设备；

(2) 通井、刮管；

(3) 连续油管工具入井，试坐封；

(4) 校深，拖动至射孔位置，坐封封隔器；

(5) 喷砂射孔；

(6) 试挤至裂缝起裂；

(7) 环空加砂压裂，通过连续油管进行小排量补液；

(8) 解封封隔器，上提管柱，准备进行下一级喷砂射孔；

(9) 重复工序(4) — (8)，完成所有层段的射孔、压裂作业；

(10) 起出连续油管工具，同时环空放喷排液；

(11) 拆卸井口设备及压裂工具串；

(12) 当井口压力低于10 MPa时，下入速度管。

以LX-102-7H井为例实施该工艺，其压裂完井工具结构如图2所示，工具参数如表2所示。连续油管底封拖动分段压裂管柱(适用于51/2″套管)，工具串自上而下包括：2″CT接头+73 mm卡瓦连接器+73 mm安全接头+115 mm刚性扶正器+90 mm水力喷砂器(喷嘴4×4.5 mm)+85 mm反循环阀+116 mm封隔器+130 mm摩擦块+133 mm机械定位器+115 mm引鞋。

根据喷砂射孔施工排量要求，计算连续油管的管路磨阻(见表3)。综合考虑喷砂射孔摩阻、设备费用等，优选2″连续油管。

图2 LX-102-7H压裂完井工具结构示意图

表2 连续油管分段压裂工具参数

表3 连续油管喷砂射孔管路摩阻计算

2.2 压裂完井工艺参数优化

2.2.1 喷砂射孔施工参数优化

水力喷射射孔技术运用了水动力学动量-冲量原理，可使固体颗粒在水载体下加速，高速冲击套管和岩石，以产生高效的切割作用[11]。在水射流中混入一定数量的磨料微粒，可大幅度提升射流的切割效率。影响水力喷砂射孔的因素主要包括流体参数、磨料参数、围压及岩石性质等[12]。研究人员应用磨料射流装置对水力喷射参数进行了室内优化实验，分析了磨料浓度、喷射时间、磨料粒度等参数对水力喷射射孔的影响[13]。通过实验，确定了水力喷射射孔的最优磨料粒度为40/70目石英砂，最优磨料体积分数为6%～8%。结合现场施工经验，认为磨料体积分数可优化为8%。实验中的最优喷砂射孔时间为10～15 min。为了能够更好地压开地层，根据现场施工经验将喷射时间设定为15 min。

2.2.2 喷嘴个数与喷射排量优化

根据现场施工经验，设计了2种方案。为保证压裂喷射效果，喷嘴流速需要控制在170 m/s以上；为了减少喷嘴磨损，喷射速度需要控制在250 m/s以内。具体参数优化结果见表4。

方案一中，采用4个喷嘴，砂比为8%，在喷射排量0.7、0.8 m3/min下均可满足射开地层并且减少喷嘴磨损的要求。为了保证更好地射开地层、降低近井摩阻，最终选定射孔排量为0.8 m3/min。此时，射孔泵压为60.55 MPa，射孔功率为812 kW。

在同等条件下，方案二中采用6个喷嘴，当排量为1.0 m3/min时才能满足射开地层的最低要求。根据现场实际情况，当流速过低时不易射开地层，需要加大喷射速度；但当排量大于1.0 m3/min时，压力超过限压，不能满足施工要求。

以上方案，均是首先考虑满足射孔的需要，然后再考虑降低施工风险。采用方案一，即4个4.5 mm喷嘴，射孔排量为0.8 m3/min，还可以根据现场实际情况在不超压的情况下适当提高排量。最后，综合考虑喷射速度、施工压力等因素的影响，将方案一作为最优选项。

表4 水力喷砂射孔参数优化

2.2.3 压裂施工参数优化

根据区块设计经验及软件模拟结果，在裂缝半长200 m、导流能力300 ×10-3μm2·m的条件下即可达到产能要求。

根据储层条件，结合前期设计及现场施工经验，优化压裂施工参数：施工排量为3.0～4.0 m3/min，每段加砂量为30～40 m3，前置液占比为35%～40%，平均砂比为19%～23%。

通过压裂施工参数优化，可在保证压裂施工顺利完成的同时获取最佳改造效果。

2.3 速度管完井技术优化

临兴区块地层压力较低，在前期裸眼水平井生产中出现了携液能力差的问题，导致井底积液，甚至关井。为了解决这一难题，需要提高生产管柱的气流速度，增强携液能力。为此，改用小直径油管以加快气流速度[14]。当气流速度大于气井临界携液流速时，产出液就可以随着气流被带到地面[15]。小直径油管又分为常规小油管和速度管。更换常规小油管的工作需要在压井作业中进行，容易污染地层，导致气井产能下降；而下入速度管可以带压作业，施工工序简单、周期短，还能避免压井过程中对储层的伤害。

根据气藏配产及临界携液能力，综合考虑气井生产中后期的产能及后期作业等方面因素，优选Φ50.8 mm(2″)速度管作为生产管柱。表5所示为速度管设备参数。

表5 速度管设备参数

速度管下入流程为：当井口压力低于10 MPa时，安装速度管悬挂器，油管四通侧翼保持排液状态，放置堵塞器，试压，下入速度管，坐封悬挂器，拆卸井口装置并切管，打捞堵塞器。

3 现场优化及应用效果分析

3.1 水力喷砂射孔曲线分析

连续油管拖动环空压裂是一种联作技术，分为水力喷砂射孔和环空加砂压裂两个过程。在此，仅针对水力喷砂射孔进行分析。

根据地面施工情况，可将水力喷砂射孔过程分为两个阶段：地面加砂阶段和顶替阶段。实际喷砂射孔时间段，是指砂子到达喷嘴后开始射孔，直至顶替液到达喷嘴后停止射孔这一时间段[16]。

喷砂射孔过程中的压力变化如式(1)所示：

pT=pf1+pf2+pjet+pb-pn1+pn2

(1)

式中：pT—— 地面油管压力，MPa；

pf1—— 油管摩阻，MPa；

pf2—— 环空摩阻，MPa；

pjet—— 喷嘴节流摩阻，MPa；

pb—— 井口回压，MPa；

pn1—— 油管内静液柱压力，MPa；

pn2—— 油套环空内静液柱压力，MPa。

当连续油管正循环结束时开始加砂，砂粒进入连续油管，油管摩阻pf1略微增大。当砂粒到达直井段时，会使油管内的静液柱压力pn1升高，同时使地面油管压力pT显著降低。当砂粒到达水平段时，油管静液柱压力的变化量达到最大，地面泵压降至最低。当混砂液在水平段流动时，油管内摩阻pf1增大，地面油管压力略微升高。当砂粒到达喷嘴时，喷嘴的节流压差加大，地面油管压力也显著升高。

当砂粒从喷嘴切割套管进入油套环空时，环空沿程摩阻增大，地面泵压也略有升高。当砂粒到达环空直井段时，地面泵压随着环空静液柱压力的不断升高而升高。

继续泵注，直到从地面加砂阶段进入顶替阶段。当砂粒前端由油套环空到达地面时，如果井口仍未停止加砂，则施工曲线上将会出现平稳段。当井口停止加砂而开始顶替时，若环空砂粒前端未到达地面，则施工曲线不会出现平稳段，而是会继续升高。当顶替液进入垂直段时，油管静液柱压力降低，地面油管压力升高。当顶替液经过喷嘴时，喷嘴压降会减小。当油管内沿程摩阻减小时，施工压力也开始降低。

在实际施工当中，将砂比提高到设计值需要等待一段时间，其间砂比、排量不可能完全稳定，因此其结果与理论值之间或有一定差异。

从上述压力变化分析可以看出，水力喷砂射孔施工曲线为一条先下降后升高然后再下降的倒“S”形曲线。此曲线的最低点表示混砂液到达水平段，最高点表示顶替液到达喷嘴。现场施工当中受多种因素影响，连续油管拖动环空压裂施工曲线的变化可能比较复杂，但总体上仍呈“S”形(见图3)。

3.2 水力喷砂射孔磨料优化

在现场施工当中，以40/70目石英砂作为磨料时常有射孔后压不开的情况。从地面返出流程来看，喷射切割套管后的石英砂经过冲击而变成粉末。现场进行了磨料优化，将40/70目石英砂调整为其与40/70目陶粒的组合磨料，石英砂与陶粒的质量比为6 ∶4。通过对喷射磨料组合的这一优化调整，极大地改善了喷砂射孔作业的效果。喷砂射孔后试挤了1～2次，均能顺利压开地层。

图3 连续油管分段压裂施工曲线

3.3 应用效果分析

通过连续油管分段压裂工艺的应用，在临兴区块实现了定点压裂，其间还创造了单井压裂数达到14段的较高记录。同时，压后见气时间短，压后12 h即见气。在临兴区块8口水平井开发中应用了此工艺，压裂完井的成功率达到100%，且在水平井测试期间均获得高产气流，平均单井日产量达3.0×104m3。

4 结 语

采用连续油管分段压裂工艺，只需一趟管柱作业即可完成多段射孔压裂施工，同时可实现定点压裂，降低压开高含水段的风险，压后井筒全通径，有利于后续作业及二次改造。在实际应用中，根据临兴区块储层特征及井筒条件对水力喷砂工艺参数进行优化：2″连续油管，4个4.5 mm喷嘴，射孔液采用压裂液基液，磨料采用40/70目石英砂与40/70目陶粒的组合磨料，喷射排量为0.75～0.80 m3/min，砂比为7%～8%，喷射时间为15 min。在现场应用中，喷砂射孔与压裂过程均能顺利完成。连续油管分段压裂技术的应用，避免了因压井导致的产能降低，有效地解决了携液能力差的问题，可进一步推广应用。