超高壓尾管回接壓裂工藝在塔里木盆地應用研究

中圖分類號：TE934文獻標識碼：ADOI：10.12473/CPM.202406052

Li Zhen，Zhang Changduo，Zhang Rui，et al.Application of ultra-high pressure liner tieback fracturing technology inTarimBasin[J].ChinaPetroleumMachinery，2025，53（5）：133-138.

Application of Ultra-High Pressure Liner Tieback Fracturing Technology in Tarim Basin

Li Zhen ^1，2 Zhang Changduo3Zhang Ru ^1，2 Heng Xuanyi3Zheng Dujian ^1，2 GuLei ^1，2 （1.Sinopec Research Instituteof Petroleum Engineering Co.，Ltd.；2.Shelfoil Petroleum Equipmentamp; Services Co.，ld.; 3. PetroChina Tarim Oilfield Company）

Abstract：The Silurian sandstone reservoirs in central Tarim Basin are characterized by poor physical properties，strong heterogeneity，lowporosity andlow permeabilityor ultra-low porosity and ultra-low permeability， which bring great chalenges to oilfield development.After analyzing the main technical challenges faced by the staged fracturing of horizontal wels in central Tarim Basin，an ultra-high pressure liner tieback fracturing，cementing and completion integrated string technology was proposed.The structure of the ultra-high pressre liner cementing and completion tool was designed，and simulation analysis and ground performance test were conducted on its bearing，anchoring and sealing capacities.The results show that the liner hanger has a bearing capacity up to 1 （204號 200kN ， the tieback anchoring capacity is 1100kN ， and the sealing capacity of the whole integrated string after tieback is 105MPa ，meeting the requirements for implementation of horizontal well staged fracturing technologies such as staged fracturing using coiled tubing with botom packer or bridge plug.The proposed technology was tested in 2 wells of Tazhong 16block ，demonstrating successful cementing and completion jobs， and the maximum fracturing pressure of 90MPa . The field test results show that the ultra-high pressure liner tieback fracturing， cementingand completion integrated string technology is qualified for stimulation of low porosityand lowpermeability reservoirs，and provides technical support for the eficient exploration and beneficial developmentof oil and gas in low porosity and low permeability reservoirs.

Keywords： staged fracturing；liner cementing；tieback anchoring；reservoir stimulation； tight oil and gas; Tarim Basin

0引言

塔里木盆地是中國最大的含油氣盆地，油氣資源豐富。塔中志留系構造演化和沉積環(huán)境復雜多變，其瀝青砂巖儲層屬于典型的低孔低滲油氣藏，儲層受物源、沉積環(huán)境的影響，巖石礦物成分復雜，具有物性差異大、孔隙結構復雜、孔隙類型多樣、儲層非均質性強、薄互層發(fā)育及油水分布特征復雜等特點[1-2] 。

塔中16井區(qū)位于塔中中央隆起帶北部斜坡的東部，被塔中Ⅰ號、Ⅱ號和Ⅲ號斷裂帶包圍，儲層埋深 4000～4500m ，地層溫度約 125^°C 。與其他井區(qū)相比，塔中16井區(qū)的巖石學整體粒度較低，并呈現出不同的質量概率累積特征，石膏膠結使其孔隙度和滲透率極低，常規(guī)直井壓裂增產已無法獲得持續(xù)的工業(yè)油流。因此，需進行水平井開發(fā)，實施分段改造才能實現產量最大化[3-5]。這些區(qū)塊的水平井分段壓裂主要面臨以下難題： ① 儲層非均質性強，裂縫級數優(yōu)化難度大； ② 底水發(fā)育，油層距底水僅 20m ，造長縫與控縫高存在矛盾； ③ 超深、高溫的油藏條件對井下工具耐溫、耐壓等性能要求高[。目前，針對中、淺層水平井分段改造的主體技術已經比較成熟，主要有裸眼封隔器 + 滑套分段壓裂技術、泵送可鉆式橋塞分段壓裂技術、管內封隔器分段壓裂技術等[7-9]。但其工藝技術與配套工具仍處于試驗與攻關階段，技術手段相對單一，受完井工具結構復雜、工具性能及技術水平低等因素影響，改造效果不理想?？刹捎谩般@井-完井一試油”一體化設計理念，依據合理的“套管-井眼”間隙，持續(xù)優(yōu)化和拓展井身結構[10-12]

為此，針對該區(qū)深層、超深層開發(fā)需求，提出了尾管回接壓裂固完井一體化管柱施工工藝，研制了 δ200mm×δ127mm 超高壓尾管固井及回接錨定工具，通過尾管固井配合回接錨定不固井施工工藝，在保證尾管固井質量的同時，可為儲層改造提供高承壓、全通徑的井筒條件；并在壓裂后起出回接套管，實現上部井筒大通徑及套管重復利用，滿足油氣開發(fā)降本增效需求[13] 。

1結構組成及工作原理

1. 1 結構組成

尾管回接壓裂固完井一體化工藝管柱主要包含尾管固井管柱與回接錨定管柱，結構如圖1所示。其中：尾管固井管柱主要包含超高壓尾管懸掛器、球座、浮箍、浮鞋以及配套的膠塞系統(tǒng)；錨定回接管柱主要包含超高壓錨定式密封插頭及配套的磨銑短節(jié)。

1. 2 工作原理

采用送入鉆具將尾管懸掛器及配套附件組成的尾管固井管柱送至設計位置，管柱內外循環(huán)暢通后，井口投擲憋壓球落于球座位置；憋壓坐掛尾管懸掛器后進行試丟手作業(yè)，在井口注入水泥漿后泵送鉆桿膠塞與尾管膠塞復合完成尾管固井作業(yè)?；亟渝^定作業(yè)前，對尾管固井作業(yè)套管內殘留的水泥進行掃塞作業(yè)，并采用專用磨銑短節(jié)對回接筒內部密封及錨定位置進行磨銑處理，以保證充分清潔；送入回接套管和錨定式密封插頭組成的回接管柱，與尾管懸掛器回接筒配合實現回插之后的密封與錨定，為后續(xù)橋塞等完井工具的安全下人及壓裂施工建立全通徑、高承壓的井筒條件。壓裂作業(yè)完成后，正轉管柱完成丟手作業(yè)，實現回接管柱回收。該工藝可為后期的生產、修井等作業(yè)的實施提供大通徑的井筒條件。

1.3 技術參數

δ200mm×δ127mm 超高壓尾管懸掛器額定承載 1200kN ，尾管懸掛器坐掛壓力 9～10MPa ，球座憋通壓力 17～19MPa ，回接后密封能力105MPa ，鎖緊卡瓦錨定承載 1100kN ，本體最大外徑170.0mm ，本體不可鉆內徑 101.6mm 。

2 關鍵技術與工具分析及試驗驗證

2.1超高壓尾管懸掛及密封技術

針對水平井尾管固井時存在的下入風險及大過流面積需求，該井所采用的 尾管懸掛器設計為內嵌式卡瓦結構?？ㄍ邇戎糜阱F套內部，在套管下入過程中，不存在磕碰卡瓦的風險。坐掛后，卡瓦下方的內過流通道增加了整體過流面積[14]，與常規(guī)的外置卡瓦尾管懸掛器相比，過流面積增大了近 30% ，可有效提高固井作業(yè)時的環(huán)空頂替效率。另外，該結構卡瓦采用復合斜面立體承載方式，有效地提高了坐掛機構承載能力的同時減輕了其對外層套管的損傷。尾管懸掛器坐掛載荷測試曲線如圖2所示。由圖2可知，在 _?178.2 mm 內徑的套管內坐掛后承載能力達 1200kN 。

常規(guī)尾管懸掛器無錨定機構，并且密封能力一般為 35MPa ，較高級別密封可達 70MPa ，無法滿足壓裂施工高壓密封及回接管柱防竄動的要求，施工過程中存在極大風險。超高壓尾管懸掛器結構示意圖如圖3所示。

針對壓裂施工井筒防竄動需求，在回接筒頂部設計了錨定鎖緊機構，實現正向插入鎖緊。針對壓裂施工高壓密封需求，在尾管懸掛器主要密封薄弱位置開展了結構優(yōu)化，其中回接筒與密封盒外殼連接處采用金屬-橡膠復合密封（橡膠組合密封與螺紋雙密封）設計，增強密封的可靠性；液缸處采用0形密封圈配合擋圈的組合密封結構，可有效防止高溫高壓條件下密封圈擠出至密封間隙中造成密封失效，提高密封能力；其余螺紋連接處均設計為 ρ127mm 套管螺紋，采用金屬密封實現高壓氣密封。經地面性能測試，超高壓尾管懸掛器整體密封達能力 105MPa 。

1—錨定鎖緊機構；2—回接筒；3—組合密封；4—螺紋連接密封；5—密封盒外殼；6—卡瓦；7—液缸；8—液缸密封Ⅱ；9—液缸密封Ⅰ。 圖3超高壓尾管懸掛器結構示意圖

2.2 可錨定高承壓密封插頭技術

可錨定高承壓密封插頭由鎖緊單元、密封單元等部分組成，結構如圖4所示。鎖緊單元的插入與丟手、錨定鎖緊后的承載能力以及回插后的密封能力直接關系著壓裂作業(yè)能否成功?；亟用芊鈫卧谙氯脒^程中其密封組件與鉆井液、并筒直接接觸，要求具有較強的耐磨能力。設計開發(fā)了如圖5所示的金屬骨架式密封結構。在金屬基環(huán)外側設置硫化橡膠，提升密封結構的粘接強度和耐磨性，3個密封組件形成1組密封單元以提升密封可靠性。對密封組件進行了數模分析，在環(huán)空施加壓力載荷，對比金屬基環(huán)硫化橡膠及0形密封圈的接觸應力，分析兩者的非線性關系[15]，圖5的數模結果顯示，密封組件在施加 105MPa 壓力的條件下，最大的應力達 120MPa ，表明該密封結構可承受 105MPa 的密封壓差。

壓裂施工作業(yè)時，回接管串承受著壓裂所產生的上頂力，該上頂力為密封插頭密封面與套管環(huán)形面在 105MPa 壓力下產生的作用力。針對壓裂施工作業(yè)回接套管竄動問題，為確保錨定鎖緊可靠，經地面性能測試，錨定卡瓦與尾管懸掛器回接筒鎖緊螺紋錨定鎖緊后，可承受 1100kN 的拉伸載荷，其測試曲線如圖6所示。且測試后零部件完好，驗證錨定承載性能滿足現場施工要求。

2.3 回接筒磨銑管柱及應急封隔式密封插頭

尾管固完井一體化工藝管柱的順利實施，其核心在于保證尾管懸掛器回接筒的完整性，以滿足插入錨定鎖緊與密封的雙需求。因塔中區(qū)塊尾管固井采用留上塞作業(yè)工藝，回接筒內不可避免殘留水泥環(huán)，易引起后期掃塞作業(yè)回接筒密封面損傷，存在錨定及密封失效的風險。為適應該區(qū)塊尾管施工留上塞工藝要求，設計了帶回接筒的應急封隔式密封插頭及專用的回接筒磨銑管柱等補救措施工具，如圖7和圖8所示?；亟油材ャ姽苤摄娦?+ 銑柱組成，銑鞋主要對回接筒內部進行磨銑，保證回接筒密封性能；銑柱對回接筒上部外層套管進行磨銑，清除泥皮，為封隔式密封插頭的防退卡瓦坐掛提供清潔條件。應急封隔式密封插頭可由回接套管串連接下入至尾管懸掛器回接筒內，下壓坐掛防退卡瓦、坐封環(huán)空封隔器，實現管串的錨定與密封補救作業(yè)。壓裂施工作業(yè)結束后，可在應急回接錨定位置丟手，實現上部管柱的大通徑。

3 現場試驗應用

尾管固完井一體化管柱工藝技術于2022年在塔里木油田的塔中16井區(qū)開展了2井次的現場試驗。試驗中，尾管固井作業(yè)、回接錨定密封、壓裂施工及回接管串丟手等作業(yè)均施工順利，滿足了該區(qū)儲層改造需求。

以TZ16X井為例，該井地處新疆維吾爾自治區(qū)且末縣境內，是一口氣藏評價井，采用三開井身結構。其中，二開采用 ?200mm 技術套管下至4309m ；三開采用尾管懸掛固井技術，下入 ol27 mm 套管，完鉆井深 4949m ，水平段長 640m 。測井物性分析表明，總體屬于低孔低滲儲層。該井全井氣測顯示 411.9m/20 層，其中投產井段4 315.5～4 898.0m 見油氣顯示 352.5m/12 層。

尾管固完井管柱人井前，采用 （6% in）鉆頭 ^+330×310 內外接頭 +∞88.9mm （ 3% in）浮閥 +∞168.0mm 扶正器1只 +∞127.0mm 鉆鋸1根 +∞168.0mm 扶正器1只 +?127.0mm 鉆鋸1根 +311×DS40+?101.6mm （ 4in ）鉆桿81根 + DS401×HT400+×101.6mm （ 4in ）加重鉆桿45根 + DS400×HT401+×101.6mm （ 4in ）鉆桿通井管柱，通井鉆具剛度與尾管剛度比為2.2，確保尾管下入設計井深。

尾管水平井固井作業(yè)時，通過合理安放扶正器、格通井、優(yōu)化鉆井液等技術措施，尾管順利下放到位并正常坐掛、丟手。后期測井顯示其固井質量優(yōu)質，滿足可鉆橋塞射孔分段壓裂的實施需求。圖9為壓裂施工曲線。回接管柱施工時，按照要求完成掃塞作業(yè)，并采用專用磨銑短節(jié)進行回接筒內及上部外層套管磨銑，回接管柱結構為“錨定回接插頭 + 回接套管 + 油管掛”?；亟硬孱^插入后管內試壓 56.8MPa 、環(huán)空試壓 30MPa ，上提管柱驗證回接插頭錨定自鎖力 300kN ，滿足施工需求。按照設計要求進行了橋塞分段壓裂，該井在壓裂過程中最高井口壓力 90MPa （見圖9），壓裂后創(chuàng)塔中16井區(qū)志留系試油日產油最高紀錄。壓裂作業(yè)結束后，上提回接管柱至中和點以上 30kN ，正轉15圈，回接管柱順利丟手，密封組件完好。

4結論及認識

（1）尾管回接壓裂固完井一體化管柱工藝技術通過尾管固井管柱配合回接錨定管柱，為儲層改造提供了高承壓、全通徑的井筒條件；壓裂后取出回接管柱可為后續(xù)的生產、修井等作業(yè)提供大通徑作業(yè)條件。

（2）超高壓尾管懸掛器及錨定密封插頭作為尾管回接壓裂固完井一體化管柱工藝的核心配套工具，其整體密封能力達 ，懸掛承載能力1200kN ，錨定承載能力 1100kN ，滿足固井及完井作業(yè)施工壓力及承載技術需求。

（3）尾管回接壓裂固完井一體化管柱工藝在塔中區(qū)塊成功應用，壓裂施工壓力 90MPa ，為今后深井、超深井致密儲層的改造提供了一種新手段。

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第一作者簡介：李振，高級工程師，生于1991年，2015年畢業(yè)于中國石油大學（華東）機械工程專業(yè)，獲碩士學位，現從事石油井下固完井工具的研發(fā)工作。地址：（253000）山東省德州市。電話：（0534）2670132。email：lizhen.sripe @ sinopec. com. com。

收稿日期：2024-06-25 修改稿收到日期：2024-12-25（本文編輯任 武）