水平井預(yù)置管柱完井與連續(xù)油管帶底封分段壓裂一體化技術(shù)

陳現(xiàn)義

中石化華北油氣分公司

水平井預(yù)置管柱完井與連續(xù)油管帶底封分段壓裂一體化技術(shù)

陳現(xiàn)義

中石化華北油氣分公司

在大牛地氣田致密氣藏開(kāi)發(fā)中，常規(guī)水平井預(yù)置管柱分段壓裂為其主體技術(shù)，但該技術(shù)存在分級(jí)滑套逐級(jí)縮徑、不能全部返出的分級(jí)球滯留井底的問(wèn)題，不利于壓后排水采氣、地層測(cè)試及后期措施改造等作業(yè)。預(yù)置管柱與連續(xù)油管帶底封壓裂相結(jié)合的完井壓裂工藝可以達(dá)到全通徑的工程技術(shù)要求，通過(guò)壓裂材料優(yōu)選和壓裂施工參數(shù)優(yōu)化，在A井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，壓后獲得無(wú)阻流量6.07×104m3/d。同鄰井應(yīng)用效果對(duì)比來(lái)看，采用預(yù)置管柱完井與連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝施工效果明顯好于固井完井壓裂效果，與采用常規(guī)預(yù)置管柱裸眼封隔器壓裂工藝效果持平，可進(jìn)一步推廣應(yīng)用。

大牛地氣田；水平井；全通徑；預(yù)置管柱完井；連續(xù)油管；分段壓裂

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地北部，主要開(kāi)發(fā)層位為上古石盒子組和山西組。儲(chǔ)層平均壓力系數(shù)為0.84～0.92，平均孔隙度為7.96%～8.69%，滲透率為0.41～0.58 mD ，屬于低壓、特低孔、特低滲儲(chǔ)層［1-2］。經(jīng)過(guò)多年的勘探開(kāi)發(fā)實(shí)踐，已經(jīng)形成了以水平井裸眼分段壓裂為主體的致密氣藏有效動(dòng)用技術(shù)，但在生產(chǎn)實(shí)踐中，該技術(shù)逐漸暴露出分級(jí)滑套逐級(jí)縮徑、不能全部返出的分級(jí)球滯留井底從而不利于后期措施作業(yè)的技術(shù)缺點(diǎn)。

2015年起，大牛地氣田試驗(yàn)了固井滑套完井和套管固井完井、連續(xù)油管帶底封或可鉆（可溶）橋塞分段壓裂等工藝［3-7］，這類(lèi)工藝實(shí)現(xiàn)了壓后全通徑，但卻帶來(lái)了固井過(guò)程中堵塞井筒周?chē)烊涣芽p、不能自選“甜點(diǎn)”破裂、產(chǎn)量低等問(wèn)題。為此，采用了一種預(yù)置管柱完井與連續(xù)油管帶底封分壓相結(jié)合的完井壓裂工藝，并在A井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

1 完井與壓裂工藝

Completion and fracturing technologies

1.1 完井管柱結(jié)構(gòu)

Structure of completion string

該工藝與常規(guī)裸眼封隔器預(yù)置管柱分段壓裂不同之處在于完井管柱中不預(yù)置分級(jí)投球滑套及球座，其井下工具由引鞋+浮鞋、坐封球座、壓差滑套、裸眼封隔器、懸掛封隔器等工具組成。壓差滑套位于水平段第一壓裂段位置，懸掛封隔器懸掛在直井段或造斜段技術(shù)套管內(nèi)。懸掛封隔器與壓差滑套之間為裸眼封隔器和套管的交替組合，懸掛封隔器至井口為回接管柱，井內(nèi)管柱及工具外徑均與套管內(nèi)徑相同（圖1）。

圖1 預(yù)置裸眼封隔器完井管柱Fig. 1 Completion string with preset open hole packer

1.2 壓裂工具結(jié)構(gòu)

Structure of fracturing tool

連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝應(yīng)用于水平井磨料射孔及壓裂聯(lián)作，能夠有效快速地在水平井段實(shí)施多段壓裂改造。壓裂工具包括機(jī)械式接箍定位器、封隔器、循環(huán)閥、噴槍、扶正器、機(jī)械/液壓丟手、連續(xù)油管連接短節(jié)和連續(xù)油管等（圖2）。

圖2 連續(xù)油管帶底封壓裂工具Fig. 2 Fracturing tool of coiled tubing with bottom packer

1.3 工作原理

Operating principle

該工藝在采用預(yù)置管柱完井之后，第一段采用井口打壓開(kāi)啟壓差滑套后直接壓裂，其余段下入連續(xù)油管帶底封分壓工具串實(shí)現(xiàn)連續(xù)分段壓裂。

連續(xù)油管帶底封分壓工具利用機(jī)械式接箍定位器能實(shí)現(xiàn)快速精確定位射孔及壓裂位置，封隔器實(shí)現(xiàn)套管內(nèi)封隔，采用噴槍噴砂射孔射開(kāi)套管，通過(guò)油管與套管之間的環(huán)空注入壓裂液和支撐劑，加入支撐劑數(shù)量不受限制。完成一段壓裂解封封隔器后，拖動(dòng)壓裂工具串至下一壓裂位置，即可以實(shí)現(xiàn)無(wú)限級(jí)的壓裂改造。

1.4 技術(shù)特點(diǎn)

Technical characteristics

（1）該工藝能夠一趟管柱完成射孔及壓裂，具有井下工具簡(jiǎn)單、射孔和壓裂位置精確、施工時(shí)間短、作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)小、處理井內(nèi)壓裂事故快的特點(diǎn)。

（2）由于水平段不固井，壓裂裂縫一般會(huì)在這一段中物性最好、最容易壓裂的“甜點(diǎn)”位置起裂，起裂位置也為這一段最好的儲(chǔ)層［8］。該工藝既有預(yù)置裸眼封隔器及分級(jí)滑套完井工藝與儲(chǔ)層接觸面大、“甜點(diǎn)”自選、可以形成多裂縫、產(chǎn)生更大泄氣面積且兼有固井完井壓后全通徑的優(yōu)點(diǎn)［9-11］。

（3）該工藝完井管柱中常規(guī)裸眼封隔器內(nèi)徑為101.6 mm，套管內(nèi)徑為101.6 mm，由于未連接滑套，形成的完井管柱內(nèi)通徑為101.6 mm，能夠滿足后續(xù)作業(yè)施工要求。

1.5 技術(shù)參數(shù)

Technical parameters

底封工具串可采用外徑為60.3 mm或50.8 mm連續(xù)油管攜帶；底封封隔器采用上提下放式坐封，封隔壓差70 MPa，最大外徑為95 mm；機(jī)械定位器最小內(nèi)徑為32 mm，彈性定位爪隨井內(nèi)通徑彈性變化；噴槍最大外徑為73 mm，最小內(nèi)徑為32 mm，孔眼數(shù)量為4個(gè)，孔眼直徑為4.5 mm；噴槍扶正器最大外徑為95 mm，最小內(nèi)徑為32 mm。所有工具耐溫100 ℃。

2 應(yīng)用實(shí)例

Case study

2.1 A井井況

Situations of Well A

A井實(shí)鉆水平段總長(zhǎng)1 000 m，垂深2 730 m；鉆遇砂巖總長(zhǎng)814 m，占水平段總長(zhǎng)度的81.4%；水平段最高全烴凈增值51.3%，水平段加權(quán)全烴凈增值15.6%；鉆遇泥巖長(zhǎng)度為186 m，占水平段總長(zhǎng)度的18.60%。

為最大限度開(kāi)采壓裂段間地質(zhì)儲(chǔ)量，使儲(chǔ)層改造體積最大化，鉆井設(shè)計(jì)水平段方位約為345°，區(qū)塊的最大主應(yīng)力方向75°，以使壓后形成垂直縫；完井設(shè)計(jì)采用預(yù)置管柱完井與連續(xù)油管帶底封分壓相結(jié)合的完井壓裂工藝，分8段進(jìn)行壓裂改造，并同時(shí)實(shí)現(xiàn)“甜點(diǎn)”位置起裂及壓后全通徑。

2.2 施工參數(shù)設(shè)計(jì)

Construction parameter design

2.2.1 壓裂設(shè)計(jì)參數(shù) 根據(jù)該井物性參數(shù)、隔層發(fā)育及應(yīng)力分布情況，利用FracproPT軟件模擬確定壓裂設(shè)計(jì)參數(shù)。由加砂量與支撐縫長(zhǎng)關(guān)系圖（圖3）可以看出，支撐縫長(zhǎng)隨加砂規(guī)模增大而增大，由于該井距離臨井約450 m，考慮儲(chǔ)層改造效果并避免壓竄風(fēng)險(xiǎn)，設(shè)計(jì)裂縫長(zhǎng)度為井距的2/5（180 m左右），加砂規(guī)模38～45 m3。由施工排量與縫高關(guān)系圖（圖4）可以看出，裂縫高度隨施工排量增大而增大，施工排量為4 m3/min時(shí)裂縫高度為21 m。由于該井砂體厚度約為20 m，為避免縫高失控，設(shè)計(jì)施工排量4 m3/min。

圖3 加砂量與支撐縫長(zhǎng)關(guān)系Fig. 3 Relationship of proppant vs. propped fracture length

同時(shí)，為加快返排速度、增加返排能量，采用液氮伴注增能助排。根據(jù)大牛地氣田壓裂井壓后自然噴通液氮伴注比例模型計(jì)算本區(qū)最低液氮伴注比例為7%～10.5%，據(jù)此優(yōu)化液氮注入排量為0.25～0.28 m3/min。

圖4 施工排量與裂縫高度關(guān)系Fig 4 Relationship of fracturing flow rate vs. fracture height

2.2.2 噴砂射孔參數(shù)優(yōu)化 水力噴砂射孔是通過(guò)噴嘴的節(jié)流，利用高速射孔液的沖擊切割作用來(lái)實(shí)現(xiàn)穿透射孔。噴砂射流速度直接影響噴砂射孔效果及壓裂施工破裂壓力的高低（圖5）。若水力噴射速度小于190 m/s則壓裂施工難度明顯增加，僅53%的射孔段能夠一次性順利壓開(kāi)地層。故要求射流速度不小于190 m/s。根據(jù)噴槍噴射速度計(jì)算結(jié)果，優(yōu)化噴砂射孔排量0.8 m3/min，射孔液石英砂選用40/70目，質(zhì)量濃度為100 kg/m3，噴射速度可達(dá)205 m/s，滿足壓裂施工要求。

圖5 水力噴射速度與射孔時(shí)間對(duì)壓裂施工的影響Fig. 5 Effect of hydraulic jetting velocity and perforation time on fracturing operation

2.2.3 壓裂液體系選擇 井區(qū)地層平均溫度梯度為3.12 ℃/100 m，預(yù)測(cè)地層溫度89 ℃左右。基液選用本區(qū)成熟應(yīng)用的中高溫壓裂液體系：0.42%HPG（一級(jí)）+1.0%防膨劑+0.05%殺菌劑+0.5%起泡劑+0.2%助排劑+0.2%Na2CO3。

破膠劑：膠囊破膠劑，0.04%（質(zhì)量比，根據(jù)泵注程序添加）；過(guò)硫酸銨，0.015%～0.1%（質(zhì)量比，攜砂液和頂替液階段現(xiàn)場(chǎng)楔形追加）。滿足壓后返排液12 h黏度不大于5 mPa·s。

2.2.4 支撐劑優(yōu)選 根據(jù)本區(qū)同層位鄰井施工資料反映，地層閉合壓力梯度約為0.016～0.018 MPa/m，計(jì)算A井地層閉合壓力為37.4～42.84 MPa，主加砂采用20/40目陶粒作為支撐劑。性能要求：52 MPa下破碎率不大于5%，體積密度不大于1.71 g/cm3。

2.2.5 壓裂井口選擇 根據(jù)壓裂井口選擇原則，并根據(jù)本區(qū)壓裂液摩阻系數(shù)、區(qū)塊裂縫延伸壓力梯度及附加安全系數(shù)統(tǒng)合計(jì)算，滿足井口最高限壓。本區(qū)裂縫延伸壓力梯度0.016～0.018 MPa/m，按最大值計(jì)算裂縫延伸壓力梯度下所需的靜壓力，按第一段計(jì)算壓裂液沿程摩阻，靜液柱壓力按27.3 MPa計(jì)算。不同排量下的地面施工壓力見(jiàn)表1。

表1 各施工排量下井口施工壓力預(yù)測(cè)結(jié)果Table 1 Predicted wellhead operation pressure under different fracturing flow rates

壓裂井口限壓60 MPa，安全系數(shù)按1.2倍計(jì)算，同時(shí)綜合考慮入井工具外徑及壓力預(yù)測(cè)情況，壓裂井口選擇使用KQ103/65-70型。

2.3 施工步驟

Fracturing procedures

（1）鉆井完成后，刮管通井，下入裸眼封隔器預(yù)置管串至坐封深度，投球坐封坐掛完井管柱；

（2）尾管懸掛封隔器驗(yàn)封合格后，坐封工具脫手，起出完井送放管柱；

（3）連接回接密封總成，下入并回接壓裂管柱，驗(yàn)封合格后，安裝壓裂井口；

（4）連接地面壓裂車(chē)組、管匯流程，安裝連續(xù)油管設(shè)備，管線試壓合格；

（5）根據(jù)壓差滑套開(kāi)啟壓力，井口打壓開(kāi)啟壓差滑套壓裂第一段；

（6）連續(xù)油管連接底封壓裂工具串，工具入井、套管接箍定位器定位、校深，坐驗(yàn)封合格；

（7）地面倒換射孔流程，噴砂射孔；

（8）地面倒換壓裂流程，完成該段壓裂施工；

（9）上提連續(xù)油管解封，繼續(xù)上提至下一段坐封位置坐封封隔器。重復(fù)步驟（7）、（8）、（9）完成后續(xù)各段壓裂施工。

2.4 施工效果

Fracturing effects

A井于2016年4月24日完成壓裂，總?cè)氲貎粢毫? 792 m3，總石英砂量10 m3，總加砂量335 m3，總液氮量166.6 m3。例舉其中一段施工曲線如圖6所示，整體施工順利。

圖6 A井第5段壓裂曲線Fig. 6 Fracturing curve of the fifth section of Well A

A井全井8段壓裂結(jié)束后進(jìn)入放噴排液階段，排液至井口壓力為0后，下?60.3 mm沖砂-生產(chǎn)一體化管柱，沖砂至坐封球座位置，達(dá)到了全通徑干凈井筒的實(shí)施目的，后上提至生產(chǎn)管柱設(shè)計(jì)深度氣舉誘噴。試氣結(jié)束，獲得無(wú)阻流量6.07×104m3/d。

選取同層位兩口壓裂段數(shù)相同的鄰井B井和C井進(jìn)行效果對(duì)比（表2）。其中B井加砂量、地質(zhì)顯示與A井接近，也采用連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝，但與A井的區(qū)別是其采用了套管固井完井，而A井采用了預(yù)置管柱完井，壓后B井無(wú)阻流量為2.82×104m3/d，差于A井。

表2 鄰井施工效果對(duì)比Table 2 Comparison of fracturing effects with other neighboring wells

C井采用常規(guī)的裸眼封隔器工藝壓裂，加砂量與A井接近，氣測(cè)顯示好于A井，壓后獲得無(wú)阻流量6.39×104m3/d，略好于A井，整體壓裂效果與A井持平。

從鄰井對(duì)比效果來(lái)看，采用預(yù)置管柱完井連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝施工效果明顯好于固井完井壓裂效果，與采用常規(guī)預(yù)置管柱裸眼封隔器壓裂工藝效果持平。

3 結(jié)論

Conclusions

（1）預(yù)置裸眼封隔器完井與連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝中完井管柱無(wú)需預(yù)置分級(jí)投球滑套及球座，完井后第一段采用井口打壓開(kāi)啟壓差滑套壓裂，此后采用連續(xù)油管帶底封實(shí)現(xiàn)水平井分段壓裂。

（2）預(yù)置裸眼封隔器完井與連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝在施工時(shí)效、通徑、投資上均與套管固井壓裂工藝一致，而且避免了套管固井完井工藝的缺點(diǎn)。

（3）從施工時(shí)效、井筒通徑、工程投資及壓后效果等方面綜合考慮，該壓裂新工藝既具有固井完井全通徑的優(yōu)點(diǎn)，又具有預(yù)置管柱打開(kāi)氣層面積大、可自選地質(zhì)甜點(diǎn)壓裂改造的優(yōu)點(diǎn)，具有很好的推廣應(yīng)用前景。

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（修改稿收到日期 2016-12-12）

〔編輯 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

陳現(xiàn)義.水平井預(yù)置管柱完井與連續(xù)油管帶底封分段壓裂一體化技術(shù)［J］ .石油鉆采工藝，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.

陳現(xiàn)義（1972-），2004年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)從事非常規(guī)完井技術(shù)及壓裂工藝研究應(yīng)用與管理工作。通訊地址：（450006）河南省鄭州市隴海西路199號(hào)華北石油局1212室。電話：0371-68629213。E-mail：hbfgscxy@163.com