小直徑套管壓裂工藝技術(shù)的應(yīng)用

李海濤，楊　帆，溫麗娟

(中國石油吐哈油田公司鄯善采油廠，新疆吐魯番　838202)

側(cè)鉆小直徑套管完井技術(shù)近年來在老油田實(shí)現(xiàn)降本增效的有效舉措，相比較新鉆井具有節(jié)約投資、中靶精度高、經(jīng)濟(jì)可采剩余油富集規(guī)模要求小等優(yōu)勢，特別適合挖掘斷塊小屋脊、小夾角、小高點(diǎn)、井間滯留區(qū)等小規(guī)模剩余油富集區(qū)，進(jìn)一步提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度和采收率。但是受到儲(chǔ)層物性、側(cè)鉆井結(jié)構(gòu)等方面影響，常規(guī)的壓裂工藝采用套管壓裂或者小直徑封隔器壓裂等方式無法正常進(jìn)行[1-5]，主要表現(xiàn)為：①薄弱點(diǎn)強(qiáng)度要求不夠，側(cè)鉆小直徑套管懸掛器位置和小直徑套管抗壓強(qiáng)度低達(dá)不到要求，容易造成管外竄；②目前適合小套管卡封封隔器的承壓低(≤35 MPa)，沒有滿足低滲油田小套管壓裂的封隔器(要求承壓70 MPa以上)；③小直徑套管其井斜較大(約25°以上)，在壓裂過程中造縫非常不規(guī)則，容易造成砂堵。因此，開展側(cè)鉆小直徑套管壓裂完井工藝及配套工具研究，可以實(shí)現(xiàn)低滲老油田的高效開發(fā)。

1　技術(shù)難點(diǎn)

(1)小直徑套管懸掛器承壓有限(≤25 MPa)，常規(guī)的套管壓裂時(shí)易高壓竄導(dǎo)致施工失敗。

(2)側(cè)鉆井受壓裂配套工具條件制約。常用的小直徑封隔器Y系列其承壓有限，壓裂管需要配套水力錨和反洗閥，作業(yè)過程因管柱竄動(dòng)或者壓力過高出現(xiàn)封隔器失效及后期解封困難等問題。同時(shí)上述管柱作業(yè)過程受封隔器通徑尺寸小的限制，無法選層或者分層壓裂，常規(guī)單層壓裂則采取填、沖砂，存在儲(chǔ)層污染、砂卡等風(fēng)險(xiǎn)。

(3)壓裂規(guī)模受限。側(cè)鉆井井眼小、斜度較大(35°以上)，在壓裂過程中近井筒孔眼摩阻、裂縫扭曲摩阻大，施工壓力高，易出現(xiàn)砂堵或砂卡風(fēng)險(xiǎn)。

2　小直徑套管壓裂工藝技術(shù)

小直徑套管壓裂是在老井井筒開窗側(cè)鉆小直徑套管完井的基礎(chǔ)上實(shí)施壓裂儲(chǔ)層改造工藝方式。相比前期壓裂方式，要求作業(yè)過程中采用小直徑封隔器卡封護(hù)套、能實(shí)現(xiàn)單層卡封或者多層單壓等壓裂方式，優(yōu)選的壓裂液體系降低彎曲段及近井帶磨阻減少，優(yōu)化完井工藝技術(shù)及配套管柱，確保施工成功[9]。其主要滿足3方面的要求：

(1)實(shí)現(xiàn)對小直徑套管懸掛器和上部套管保護(hù)，研制小直徑封隔器及配套工具，技術(shù)參數(shù)滿足小直徑(83 mm)、高壓差(70 MPa)、大通徑的要求，現(xiàn)場作業(yè)能夠?qū)崿F(xiàn)大排量(6 m3/min)、大砂量(60 m3)、易解封的壓裂技術(shù)需求[9]。

(2)優(yōu)選壓裂液體系，降低施工風(fēng)險(xiǎn)，確保施工效果。

(3)優(yōu)化完井管柱結(jié)構(gòu)及現(xiàn)場施工參數(shù)[10]，確?，F(xiàn)場施工的正常進(jìn)行。

2.1　主要工具及技術(shù)

2.1.1小直徑套管壓裂封隔器優(yōu)選及配套工具

封隔器是實(shí)現(xiàn)壓裂工藝的重要工具之一，小直徑套管壓裂封隔器具有外徑小能夠順利入井、大通徑減少節(jié)流壓差、易解封不會(huì)出現(xiàn)砂卡等特點(diǎn)。在對前期Y系列小直徑封隔器現(xiàn)場情況對比(表1)的基礎(chǔ)上，選用DK344-78封隔器(圖1)。

表1　小直徑套管封隔器參數(shù)對比Table 1　Comparison of small diameter casing packer parameters

相比常規(guī)小直徑Y(jié)系列封隔器，DK344-78具有以下優(yōu)勢：

(1)長度短、外徑小、通徑大，確保正常入井和最大限度的過液效果。

(2)密封膠筒啟封壓力低、密封壓力和耐溫高。由于使用丁腈橡膠，其內(nèi)部采用新型的膠筒簾線，最高斷裂強(qiáng)力均達(dá)到310 N以上，性能較常規(guī)膠筒高出40%以上。

(3)由于本體長度短，膠筒尺寸小(260 mm)，施工結(jié)束后能實(shí)現(xiàn)自動(dòng)解封，防卡能力好。

(4)鋼體強(qiáng)度高，主要零件采用42CrMo材料，抗拉強(qiáng)度達(dá)到1260 N/mm以上。

封隔器工作主要依靠壓力變化實(shí)現(xiàn)座封和解封。當(dāng)封隔器下入井內(nèi)制定位置以后，地面持續(xù)泵注入液體，當(dāng)液體通過封隔器濾網(wǎng)而進(jìn)入膠筒與中心管的環(huán)形空間時(shí)，當(dāng)超過起封壓裂膠筒向外擴(kuò)張與小直徑套管內(nèi)壁接觸，油套管環(huán)空隔絕實(shí)現(xiàn)卡封；壓力越高，膠筒的密封性越可靠。壓裂結(jié)束油管泄壓，膠筒依靠彈性收縮力將膠筒與中心管之間的液體排至油管中，重新恢復(fù)到原來的狀態(tài)，實(shí)現(xiàn)解封。

圖1　DK344-78封隔器構(gòu)造Fig.1　Packer construction1-上接頭；2-上連接套；3-中心筒；4-膠筒；5-“o”型圈(55*5.5)；6-下連接套；7-“o”型圈(58*3.55)；8-下接頭

2.1.2壓裂液優(yōu)選

在對斜井壓裂裂縫啟裂機(jī)理、延伸機(jī)理和滲流機(jī)理等方面調(diào)研的基礎(chǔ)上[12]，為避免斜井壓裂過程中出現(xiàn)砂堵及井口異常高壓等情況，選用的壓裂液體系滿足低傷害、降摩阻、較強(qiáng)的流變性及攜砂性的特征?；撼煞譃椋?.2%瓜膠+0.3%防膨劑+1%KCl+0.3%助排劑+0.25%交聯(lián)劑的超低濃度胍膠高效交聯(lián)低傷害壓裂液。選用瓜膠降低壓裂液殘?jiān)鼘α芽p壁面及支撐裂縫傷害，在對巖心滲透率試驗(yàn)的評價(jià)中，平均儲(chǔ)層傷害率僅為27.9%(表2)；采用新型的交聯(lián)劑(交聯(lián)比：100∶0.4)，其分子間作用力大，有很強(qiáng)的流變性及攜砂液性；加入“有機(jī)黏土穩(wěn)定劑+無機(jī)KCl”雙元防膨體系及起泡劑，可以有效地降低表界面張力，實(shí)現(xiàn)近井地帶彎曲裂縫進(jìn)行沖蝕打磨，降低近井及彎曲摩阻；同時(shí)降低水鎖，加快壓后返排，降低儲(chǔ)層傷害。

2.2　小直徑套管壓裂完井工藝

相比常規(guī)套管的水力壓裂，小直徑套管壓裂完井工藝設(shè)計(jì)應(yīng)考慮以下幾方面因素：

(1)壓前模擬測試：在井筒因數(shù)考慮方面判斷射孔效果、孔眼摩阻、裂縫扭曲摩阻、濾失系數(shù)等；在壓裂規(guī)模考慮方面壓裂液優(yōu)選，施工過程排量的控制、加砂量及砂比濃度、最高施工壓力的控制。

(2)作業(yè)管柱配套方面考慮遇卡造成后期上修方便處理，封隔器應(yīng)盡量短(設(shè)計(jì)進(jìn)入1～2 m左右)；且考慮在壓裂管柱安裝安全接頭，確保封隔器以上管柱正常起出。

(3)壓裂過程中盡可能保證排量穩(wěn)定，坡階式加砂，最大排量控制在6 m3/min，入井砂量控制在50 m3以內(nèi)，最高施工壓力為90 MPa，平衡壓力根據(jù)現(xiàn)場情況控制在25 MPa以內(nèi)。

3　實(shí)施參數(shù)及效果

實(shí)施小套管壓裂工藝技術(shù)10井次，施工參數(shù)見表3，選層壓裂要求雙封單卡實(shí)施2井次，最高施工壓力為88.1 MPa，最大砂比為65%，最大排量為6 m3/min；單層壓裂單封護(hù)套8井次，最高施工壓力為70 MPa，最大砂比為42%，最大排量為5.5 m3/min；現(xiàn)場一次施工成功率為100%。現(xiàn)場施工過程中DK344-78封隔器均一次性座封成功，各段滑套開啟明顯，確保了雙封單卡、單封護(hù)套壓裂成功實(shí)施。其中封隔器解封順利，實(shí)現(xiàn)油套完全連通，管柱順利起出，未出現(xiàn)砂卡、砂堵現(xiàn)象。

表3　小直徑套管壓裂施工參數(shù)統(tǒng)計(jì)表Table 3　Statistical table of construction parameters of small diameter casing fracturing

以HT201C分段壓裂為例，該井側(cè)鉆后小直徑套管懸掛器位置為1750.74～1752.84 m，小直徑套管徑為95.25 mm，壓裂層段最大井斜為29°，折算垂深為13.5 m，地溫梯度為2.4 ℃/100 m。本次單層分壓J2s的23層[(2584.0～2599.5 m)/15.5 m]，設(shè)計(jì)壓裂縫長半徑為120 m、縫高為20 m、縫寬為8 m；同時(shí)要求作業(yè)過程避免J2s的24號(hào)層受污染。

本次壓裂采用卡封護(hù)套壓裂管柱，管柱結(jié)構(gòu)如圖2所示，其工具參數(shù)見表4。

壓裂液基液配方：0.1%殺菌劑+0.25%稠化劑+0.5%有機(jī)黏土穩(wěn)定劑AS-55+0.3%起泡劑+0.3%助排劑+0.4%交聯(lián)促進(jìn)劑+0.1%高效水鎖抑制劑+1%KCl。

壓裂參數(shù)設(shè)計(jì)：采用油管注入方式，施工壓力控制在90 MPa，排量4.5～5.5 m3/min。為確保套管懸掛位置安全承壓，本次設(shè)計(jì)套管打平衡壓力(10～20 MPa)方式，工藝參數(shù)見表5。

壓裂液注入設(shè)計(jì)：前置液比例為53.3%，最高砂比為50%，平均砂比為30.1%，加砂強(qiáng)度為3.07 m3/m。

該井壓裂過程中最高施工壓力為85 MPa，套管平衡壓力25MPa，最大砂比為30%，入井總液量為310 m3，停泵壓力為25.6 MPa。壓裂后增產(chǎn)液18 m3/d，增產(chǎn)油5.5 t/d，初期增氣2000 m3/d。后期產(chǎn)油量穩(wěn)定在1.8 t/d，氣量穩(wěn)定在0.9×104m3/d。截至2016年12月，累計(jì)增油1468 t，增氣284×104m3。

在對老油田剩余油認(rèn)識(shí)的不斷深化認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，開展油井小直徑套管壓裂5井次，措施有效率為100%；氣井小套管壓裂5井次(3口)，措施有效率為60%。初期日產(chǎn)油為52.8 t/d，日產(chǎn)氣7.2×104m3/d，累增油2537 t，累增氣658×104m3(表6)，現(xiàn)場應(yīng)用效果顯著。

圖2　HT201C壓裂管柱結(jié)構(gòu)Fig.2　HT201C fracturing string structure

名稱最大外徑/mm最小內(nèi)徑/mm耐壓/MPa耐溫/℃⑥FAJ-78/40安全接頭784050120⑤FSLM-78防砂水力錨784050120④DK344-78封隔器784050120③KHTD-74-44/35側(cè)孔噴砂器(取滑套)744450120②DK344-78封隔器784050120①導(dǎo)向頭78—70120

表5　壓裂工藝參數(shù)Table 5　Fracturing process parameters

表6　壓裂效果統(tǒng)計(jì)表(截至2016年12月底)Table 6　Statistical table of fracturing effect (by the end of 2016-12)

4　壓裂施工步驟及注意事項(xiàng)

4.1　施工步驟

下壓裂完井管柱串至設(shè)計(jì)位置；采用油管打壓DK344-78封隔器膨脹實(shí)現(xiàn)座封，繼續(xù)打壓水力錨錨定，后投球打開滑套準(zhǔn)備壓裂；油管開始注入壓裂液開始壓裂，其間套管打平衡壓力；放噴、起壓裂管柱；沖砂、完井。

4.2　注意事項(xiàng)

(1)嚴(yán)格控制下鉆速度，防止封隔器膠桶磨損。

(2)實(shí)時(shí)監(jiān)測套管壓力并保持套管穩(wěn)定的平衡壓力。

(3)在頂替時(shí)，確認(rèn)混砂液罐內(nèi)為凈液時(shí)開始計(jì)量頂替液量，頂替后期(1～2 m3)逐漸降排量頂替，以降低由于井筒儲(chǔ)集效應(yīng)產(chǎn)生的水擊現(xiàn)象造成對油套管的損害(縮徑變形、破裂等)。

5　結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1)小直徑套管壓裂施工的成功突破了側(cè)鉆小直徑套管壓裂的技術(shù)瓶頸，提高老油田剩余油難動(dòng)用儲(chǔ)量的動(dòng)用程度，提升油田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。

(2)通過研制小直徑套管壓裂配套工具、優(yōu)選合適壓裂液及完井工藝技術(shù)，確保施工的成功率，有效降了施工風(fēng)險(xiǎn)。

(3)該項(xiàng)工藝技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)井深在3500 m以內(nèi)的小直徑套管較大排量規(guī)模壓裂需求。隨著對低滲油田剩余油認(rèn)識(shí)的逐漸加深，側(cè)鉆井?dāng)?shù)量增多，該技術(shù)將具有更大的應(yīng)用前景和經(jīng)濟(jì)效益。