連續(xù)油管帶底封分段壓裂在低滲透油田中的應用

許永華

（西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065）

連續(xù)油管帶底封分段壓裂在低滲透油田中的應用

許永華

（西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065）

壓裂是低滲、特低滲儲層能夠?qū)崿F(xiàn)產(chǎn)能的關鍵，連續(xù)油管帶底封分段壓裂作為一種新的儲層壓裂工藝在低滲透油氣田中逐漸得到應用，該工藝具有壓裂層位定位準確，縫高易控，及實現(xiàn)下入一趟管串完成多級壓裂的特點。本文分別從工藝原理、管串組合、現(xiàn)場應用對該工藝進行了分析，為改造低滲透油氣田提供參考。

分段壓裂；低滲透油田；現(xiàn)場應用

低滲透油田的有效開發(fā)對于油田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)非常重要，其儲層具有“低壓、低滲、低豐度”，流體流動性差的特點，需要進行儲層壓裂建立滲流通道。通常低滲透油氣田水平井改造采用裸眼封隔器分段壓裂工藝，伴隨著開發(fā)的進行，地層壓力及油氣產(chǎn)量逐漸降低，需要進行儲層重復改造以增加產(chǎn)量，裸眼封隔器分段壓裂水平井在產(chǎn)量遞減后實施增產(chǎn)措施時需應對諸多困難與問題，如沖砂、裂縫起裂位置難以確定等[1]。連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝不僅在儲層壓裂初期具有顯著優(yōu)勢并且可以降低油田后期重復改造難度。該工藝在鄂爾多斯盆地東勝氣田、涇河油田、紅河油田等低滲透、致密油氣田已經(jīng)獲得成功應用[2，3]，為改造低滲透、致密油田提供了一種新的方法。

1 工藝原理

該工藝基本原理主要基于伯努利方程，利用水力噴射噴嘴的節(jié)流效應將高壓射孔液轉(zhuǎn)化為高速射孔液沖蝕和切割套管、固井水泥環(huán)和地層[4，5]，實現(xiàn)連續(xù)噴砂射孔，孔深達1米至十幾米，射孔完畢后經(jīng)油套環(huán)空加砂壓裂，一次壓裂作業(yè)完成后，上提封隔器解封，拖動管串重新定位進行下段壓裂。封隔器安全工作壓力小于69MPa，可以滿足大部分低滲透油層改造壓力。

1.1 水力噴射射孔機理

式中：v-射流速度，m/s；P-射流壓力，MPa；ρ-液體密度，g/cm3；C-常數(shù)。

結合伯努利方程與能量守恒定律，水力噴射原理是利用流體通過噴嘴時將流體具有的高壓能量迅速轉(zhuǎn)化為動能，并在流體中添加支撐材料（石英砂或陶粒）以達到增加射流效果，產(chǎn)生的流體對套管、水泥環(huán)及巖石有極強的穿透作用，并形成一定深度的射孔孔眼。

1.2 環(huán)空加砂壓裂

壓裂液從油套管環(huán)空注入，連續(xù)油管內(nèi)壓裂液排量很小，以降低連續(xù)噴射對噴嘴的磨損[6]，延長噴嘴壽命，提高一趟壓裂管柱壓裂級數(shù)及壓裂效率，油管柱此時也可以起到監(jiān)測井底壓力的作用。該工藝解決了通過噴嘴注入壓裂液時排量低，以及噴嘴磨損嚴重的問題。

1.3 采用底部坐封，壓裂層位定位準確

定位準確是壓裂成敗的關鍵點之一，連續(xù)油管受力復雜，單依靠理論模型計算難以滿足定位精度的要求，現(xiàn)場施工需結合其他方法（結合機械定位器）進行定位校核。

2 管串組合及技術優(yōu)勢

2.1 管串組合

從上至下工具（見圖1）依次為：連續(xù)油管+CT接頭+機械丟手+球座+扶正器1+扶正器2+噴槍1+噴槍2+循環(huán)閥+封隔器+摩擦塊+機械定位器+導引頭。

圖1 壓裂管串組合

各模塊工具作用：

（1）CT接頭：連接連續(xù)油管與壓裂工具；

（2）丟手：意外情況下脫手工具串，后期進行打撈；

（3）扶正器：確保井下工具管串居中；

（4）噴槍：用于噴砂射孔；

（5）循環(huán)閥：平衡封隔器上下壓差，輔助封隔器解封；

（6）封隔器總成：封隔下部已壓裂層位，防止串層；

（7）機械定位器：確定射孔段的位置；

（8）摩擦塊：與套管摩擦式封隔器換位；

（9）導引頭：引導工具串下井。

2.2 技術優(yōu)勢

（1）定位精準，易控縫高。機械定位準確，可完成定點射孔和針對特定層位進行壓裂改造。

（2）施工效率及成功率高。水利噴射射孔、環(huán)空加砂及較快的定位、坐封、解封速度，轉(zhuǎn)層施工速度較快。在一天工作時間內(nèi)，可以完成至少5段分段壓裂改造。

（3）壓裂級數(shù)不限。

3 應用實例

以鄂爾多斯盆地南部區(qū)塊某井為例，作業(yè)層位長9，屬于致密砂巖儲層，采用連續(xù)油管帶底封分段壓裂后獲得了較好的產(chǎn)能。

3.1 井身結構

該井全井段采用51/2″套管固井完井，造斜點1670m，水平段長約600m。

一開：井眼：Φ374.7mm×301 m；套管：Φ244.5mm×J55×8.94mm×300.88 m。

二開：井眼：Φ215.9mm×2678 m；套管：Φ139.7mm×N80×7.72mm×2676.92 m。

3.2 管串組合及施工參數(shù)

噴嘴的選擇：選用1套噴嘴，噴嘴的直徑4.5mm，射孔排量1.6 m3/min。

管串組合：Φ60.32mm連續(xù)油管+CT接頭（適用于Φ60.32mm CT）+機械丟手+球座+扶正器1+扶正器2+噴槍1+噴槍2+循環(huán)閥+封隔器+摩擦塊+機械定位器+導引頭。施工泵注參數(shù)（見表1）。

表1 分段壓裂施工泵注參數(shù)

（1）泵排量、膠聯(lián)比等相關參數(shù)的調(diào)整應根據(jù)施工壓力由技術人員進行調(diào)整；施工限壓：油管60MPa，套管限壓根據(jù)現(xiàn)場工藝及套管強度確定；按比例添加破膠劑；

（2）配備預處理酸27 m3（加入緩蝕劑和鐵離子穩(wěn)定劑），在每一段噴射射孔結束后如果施工壓力異常高時用酸處理近井地帶；

（3）射孔后的連續(xù)油管頂替量可根據(jù)現(xiàn)場施工情況調(diào)整，可調(diào)整到20 m3左右。

3.3 壓裂液及支撐劑選擇

預測地層溫度值小于65℃，選擇使用中溫壓裂液體系。該區(qū)塊地層壓力系數(shù)介于0.9～1.07，地層閉合壓力小于45MPa，支撐劑選擇20/40目陶粒，可以滿足破碎率及施工要求。

3.4 作業(yè)程序

（1）試壓：連好壓裂管線，根據(jù)試壓標準試壓。

（2）回壓測試：①根據(jù)噴砂射孔及上提管柱要求，以地面控制回壓不低于坐封前井口壓力為控制原則；②啟動泵車，根據(jù)噴槍參數(shù)確定泵車排量（如1.6 m3/min），此時油嘴壓力即為油嘴可控制回壓。

（3）工具管串下入井中，定位、校深：管串下入速度不宜過快，控制在10 m/min～15 m/min，下入至深度100m時進行坐封測試，并校核坐封深度（一般使用機械定位器）。

（4）座封，驗封：封隔器深度校正合格座封；驗封。

（5）噴砂射孔：配制濃度為115 kg/m3的噴砂液與石英砂（40/70目）混合液。通過連續(xù)油管將混合液以1.6 m3/min泵入井中，對目的層進行噴砂射孔，射孔時間約為12min。

（6）頂替：泵入足夠排量壓裂基液，用于將油管內(nèi)的攜砂液頂替到環(huán)空內(nèi)。

（7）壓裂：按照壓裂流程，施工泵注程序進行壓裂施工，連續(xù)油管最高壓力不超過60MPa，套管環(huán)空限壓根據(jù)現(xiàn)場工藝及套管強度確定。

（8）解封：注完頂替液后，上提封隔器，完成解封。

（9）上提管柱：上提連續(xù)油管。

（10）關井：壓裂完畢后，停泵，上提油管，整理作業(yè)設備。

3.5 壓后效果評估

（1）對該井長9油層水平段進行了井眼準備、配合加砂壓裂、排液求產(chǎn)等作業(yè)，設計整個水平井段分9段壓裂。設計加砂量199.8 m3，總凈液量1890 m3；施工累計加砂199.8 m3，入地總凈液量1563.5 m3。

（2）投產(chǎn)前對其進行了為期10 d的試油，累計產(chǎn)液量273.3 t，其中產(chǎn)油102.6 t。折算日均產(chǎn)液27.3 t，日均產(chǎn)油10.3 t，平均含水率62.5%。

4 結論

（1）連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝能夠完成一趟管柱多級壓裂作業(yè)，提高現(xiàn)場作業(yè)效率及經(jīng)濟效益。

（2）預處理酸液可用于解決噴射射孔結束后施工壓力異常高，可以起到清洗井眼及清除堵塞物的作用。

（3）該工藝在低滲透、致密油田中成功應用，增產(chǎn)效果明顯，為后期在該種油田的推廣應用提供一定的指導與依據(jù)。

［1]姚昌宇，王遷偉，高志軍，李嘉瑞，朱新春.連續(xù)油管帶底封分段壓裂技術在涇河油田的應用［J］.石油鉆采工藝，2014，（1）：94-96.

［2]張健.連續(xù)油管帶底封多簇射孔分段壓裂油田的應用［J］.石化技術，2016，（12）：167-168.

［3]吳照偉，等.連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝在東勝氣田的應用［J］.油氣井測試，2016，（4）：53-55+77.

［4]田守憎，李根生，黃中偉，沈忠厚.水力噴射壓裂機理與技術研究進展［J］.石油鉆采工藝，2008，（1）：58-62.

［5]劉亞明，黃波，王萬彬，趙文龍.水力噴射壓裂機理分析與應用［J］.新疆石油科技，2012，（2）：45-47+69.

［6]吳成斌，方澤本，游韜，周仲建，范育才.水力噴射環(huán)空壓裂技術在合川區(qū)塊的應用［J］. 油氣井測試，2012，（1）：50-52+77.

TE355.7

A

1673-5285（2017）09-0054-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.014

2017－07-20