秦金立， 陳 作， 楊同玉， 戴文潮， 吳春方

(1.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；2.中國石化華北分公司，河南鄭州 450006)

鄂爾多斯盆地水平井多級滑套分段壓裂技術

秦金立1， 陳 作1， 楊同玉2， 戴文潮1， 吳春方1

(1.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；2.中國石化華北分公司，河南鄭州 450006)

鄂爾多斯盆地大牛地氣田和紅河油田長水平段裸眼水平井分段壓裂時，存在長水平段一次性分隔、裂縫發(fā)育與井徑擴大井段的有效封隔等問題，針對其地質條件、裂縫發(fā)育情況及井眼軌跡與井徑變化情況，研制了裸眼水平井多級滑套分段壓裂工具，形成了裸眼水平井多級滑套分段壓裂技術。該技術在鄂爾多斯盆地20余口水平井進行了應用，共完成了200段的壓裂施工。應用結果表明：包含裸眼水平井多級滑套分段壓裂工具的完井管柱下入順利，封隔器封隔有效，滑套打開成功率100%，壓裂后增產效果良好。這表明裸眼水平井多級滑套分段壓裂技術可以解決大牛地氣田和紅河油田長水平段裸眼水平井分段壓裂中存在的問題，可在鄂爾多斯盆地進行大規(guī)模推廣應用。

水平井 滑套 封隔器 分段壓裂 鄂爾多斯盆地 紅河油田 大牛地氣田

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地東北部，儲量豐富，發(fā)育下石盒子組、山西組和石炭系太原組等7套氣層，氣層物性差，巖心滲透率低于1.0 mD，孔隙度7%～10%，自然產能低或無自然產能，屬于典型的低孔、低滲、低壓氣藏[1]。紅河油田位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷帶南部，儲層為辮狀河三角洲沉積，主要開發(fā)三疊系延長組的長6、長8和長9等油層組，平均孔隙度11.9%，滲透率0.85 mD，屬于典型的低孔、低滲、低產的“三低”油藏。兩油氣田為改善開發(fā)效果，均選用了水平井分段壓裂技術[2]，其中，預置裸眼水平井多級滑套分段壓裂完井是鄂爾多斯盆地油氣井最主要的完井方式。大牛地氣田和紅河油田均屬致密砂巖油氣藏，但二者水平井的水平段長度、裂縫發(fā)育程度以及井徑擴大率等方面存在明顯的差異，而裸眼水平井多級滑套完井工具可解決長水平段一次性分隔、裂縫發(fā)育與井徑擴大井段的有效封隔等問題。因此，為降低壓裂成本，提高鄂爾多斯盆地致密油氣的開發(fā)效益，以大牛地氣田和紅河油田的儲層特征與水平井井眼情況為研究對象，研制了與之相適應的水平井多級滑套分段壓裂技術，并在現(xiàn)場進行了應用。

1 水平井多級滑套壓裂工具的研制

1.1 水平井對多級滑套分段壓裂工具的要求

大牛地氣田與紅河油田水平井的水平段為φ152.4 mm井眼，水平段長度多超過1 000.00 m，需要分10段以上進行壓裂，而多級滑套壓裂工具應具備一次壓裂10段以上的能力。此外，大牛地氣田與紅河油田的儲層特性不同，對工具的下入和封隔也提出了不同的要求：大牛地氣田地層巖性致密，微裂縫不發(fā)育，水敏性弱，水平井井眼軌跡較規(guī)則，主要考慮分段壓裂工具外徑與剛度等性能是否滿足入井要求[1]；紅河油田鉆遇地層的承壓能力自上而下均較低，部分地層結構疏松，水敏性極強，易吸水膨脹，發(fā)生井壁坍塌、掉塊等現(xiàn)象，也易形成“大肚子”或“糖葫蘆”井段[3]，這要求裸眼封隔器具有封隔不同井徑的能力。為了降低裸眼水平井預置滑套分段壓裂的成本，一般將完井管柱懸掛在上層套管上，這便需要一個懸掛工具，但為了防止完井管柱在軸向上發(fā)生移動，懸掛工具-插管封隔器應具有雙向錨定能力。

1.2 多級滑套分段壓裂工具

1.2.1 完井管柱

預置裸眼水平井分段壓裂完井是通過裸眼封隔器將水平段分隔成需要的段數(shù)，通過滑套建立管內管外的過流通道，控制壓裂液進入油氣層進行壓裂；利用插管封隔器將整個預置管柱錨定在上層套管上，防止管柱在軸向上發(fā)生移動。水平井多級滑套分段壓裂完井管柱由浮鞋、隔離閥、壓差式滑套、裸眼封隔器、投球式滑套、雙向錨定插管封隔器及送入工具等組成(見圖1)[4]。

1.2.2 多級滑套

水平井分段壓裂完井管柱中，多級滑套是建立壓裂液過流通道和壓裂級數(shù)的關鍵工具。鄂爾多斯盆地各區(qū)塊水平井的水平段長度不同，但為了滿足最長水平段(大于1 000.00 m)的需求，開發(fā)了φ114.3 mm、級差為3.175 mm的多級滑套，其在φ152.4 mm裸眼井內可實現(xiàn)20段的壓裂。多級滑套分為壓差式滑套和投球式滑套。

壓差式滑套(見圖2(a))與完井管柱中的裸眼封隔器、插管封隔器都具有一定的壓力等級，待隔離閥封堵后，管柱內形成密閉容腔，在壓力小于30 MPa條件下坐封裸眼封隔器和插管封隔器。待壓裂時，管柱密閉容腔內再重新建立壓力直至打開滑套，建立壓裂液過流通道。

投球式滑套(見圖2(b))內部設有球孔成等差數(shù)列的球座，待憋壓球(見圖2(c))與球座復合密封后，憋壓打開滑套，形成壓裂液過流通道[4]。在壓裂過程中，球與球座的密封承壓能力大于地層破裂壓力才能保證臨近地層不被壓開。壓裂施工結束后，為建立采油過流通道，球座孔應暢通，憋壓球在放噴時應能返排。采油后期可能因出水嚴重、裂縫閉合造成產能遞減，需通過下入工具采取堵水、二次壓裂等技術措施進行改造，如滑套內部大小不等的球座不可鉆，會導致后續(xù)作業(yè)管柱無法下入，無法采取堵水、重復壓裂等措施。針對上述問題，開展了球座與憋壓球結構的優(yōu)化設計、球座的沖蝕機理分析、沖蝕性能評價及球座的可鉆性研究，級差3.175 mm的投球式滑套在φ114.3 mm油套管柱內可實現(xiàn)20級的壓裂；優(yōu)選的高分子憋壓球密度輕、強度高，與球座的密封能力大于70 MPa。球座的錐角經過優(yōu)化、表面經過硬化處理后，在HH36P101井進行了沖蝕評價試驗，球座在壓裂液排量3.5 m3/min沖蝕10 h(加砂量達233 m3)后，與低密度憋壓球的密封能力仍大于70 MPa。球座可鉆性強，單球座鉆除時間少于10 min。

1.2.3 裸眼封隔器

水平井分段壓裂完井管柱中，裸眼封隔器將水平段分隔成若干井段，其在入井過程中及壓裂過程中均起著至關重要的作用。管柱入井過程中會面臨井壁坍塌、掉塊的問題，裸眼封隔器在井壁摩擦及管內液柱壓力的作用下，其膠筒不僅容易損壞，而且容易提前坐封。如提前坐封，完井管柱入井時的摩擦力會增大，這將進一步加重裸眼封隔器膠筒磨損程度，甚至會導致完井管柱無法下至設計位置。完井管柱在下至設計位置后，由于存在井徑變化大、井壁不規(guī)則的情況，可能會出現(xiàn)裸眼封隔器坐封不完全、封隔壓力低或層段間穿層等問題，這將直接影響壓裂效果[3-4]。因此，防提前坐封、封隔井徑適應性強、封隔壓力高的裸眼封隔器在預置裸眼水平井多級滑套分段壓裂完井管柱中至關重要。通過優(yōu)化橡膠的配方，分析影響其膨脹性能的因素及膨脹封隔機理，優(yōu)化設計封隔器膨脹膠筒單元、防退鎖緊機構及防突機構，評價封隔器封隔性能，研制了壓縮式裸眼封隔器和自膨脹封隔器[5]。巖層致密、水敏性弱、井眼較規(guī)則的大牛地氣田采用單一壓縮式裸眼封隔器(見圖3(a))。壓縮式裸眼封隔器的外徑小，整體長度短，結構緊湊，能降低完井管柱的剛度，提高其通過性，降低膠筒損壞的風險及避免下入遇阻等問題[6]；該封隔器的膠筒隨壓力增大，膨脹率增大，封隔能力隨之增強；該封隔器的封隔能力大于70 MPa，耐溫能力大于150 ℃。紅河油田由于部分地層結構疏松，水敏性強，易吸水膨脹，井徑擴大率大，采用由壓縮式裸眼封隔器和自膨脹封隔器組成的組合式裸眼封隔器(見圖3(b))。組合式裸眼封隔器具有自修復功能，在膠筒受損的情況下不影響其密封能力，膠筒吸水后，膨脹率最大可達1 000%，膨脹時間可根據(jù)需求可在5～30 d調整，封隔性能達10 MPa/m，耐溫達150 ℃。φ114.3 mm組合式裸眼封隔器的封隔井徑最大可達175 mm。

1.2.4 插管封隔器及插入裝置

水平井分段壓裂完井管柱中，插管封隔器將管柱雙向錨定在上層套管上，防止管柱發(fā)生軸向移動[7]。同時，為提高完井管柱下入的成功率，采用鉆柱送入。送入鉆具與插管封隔器既要具有一定鎖緊能力，以防止中途脫開，又要具有一定的密封能力，以確保裸眼封隔器脹封、懸掛器坐掛及壓差式滑套打開等，還要能夠順利丟手。為此，需要能與插管封隔器形成一體、防脫、密封及可丟手的工具，即插入裝置(見圖4(a))。插管封隔器由插管(見圖4(b))與雙向錨定的封隔懸掛器(見圖4(c))組成。插管連接在封隔懸掛器的上部，用于與插入裝置連接、鎖緊，保證完井管柱順利下入及與壓裂管柱回插后的高壓密封。

雙向錨定封隔懸掛器的上下兩個整體式卡瓦在液缸的推動下沿錐體上行實現(xiàn)坐掛，從而使整個完井管柱錨定在上層套管內的預定位置上，防止完井管柱在壓裂過程中因承受高壓而發(fā)生軸向移動?？ㄍ唛g的膠筒在液缸向上移動的同時壓縮脹封，實現(xiàn)尾管重疊段環(huán)空的高壓封隔。內部鎖緊防退機構及卡瓦的錨定機構可防止膠筒坐封后回彈，確保環(huán)空封隔的有效性及作用時長。

插入裝置在完井管柱下至預定位置后，可通過倒扣實現(xiàn)丟手，將送入鉆具提出。待需要壓裂時，插入裝置與壓裂管柱連接，再一次插入到插管內形成鎖緊密封，滿足分段壓裂的高壓作業(yè)。壓裂作業(yè)結束后，需要起管柱時，插入裝置可再一次完成丟手，將壓裂管柱提出井口。

1.2.5 其他

為保證水平井分段壓裂完井管柱順利下入，在管柱止端設計具有導向功能、循環(huán)功能及防回壓功能的浮鞋和隔離閥。浮鞋用來引導套管柱沿井筒順利下到井內，防止套管鞋插入井壁巖層，降低入井阻力。浮鞋內部設有單向閥，管內液體可向管外環(huán)空中流動、循環(huán)，而管外液體卻不能反向流動，可避免管柱入井過程中出現(xiàn)井涌、井噴等井下故障。隔離閥連接于浮鞋的頂部，內部設計有循環(huán)孔，其隨管柱下入過程中是常開狀態(tài)，便于灌漿和循環(huán)；管柱下至設計位置后，投球與內部球座匹配，關閉循環(huán)孔，實現(xiàn)管內、管外完全隔離，為管內建立壓力及止端壓裂提供條件。

2 多級滑套分段壓裂工具作業(yè)技術

水平井多級滑套分段壓裂增產改造中，分段壓裂工具是基礎，作業(yè)技術是保障。針對水平井多級滑套分段壓裂完井特點及作業(yè)風險，研究了一套合理的作業(yè)技術，包括井筒準備、管柱入井、油管回接及滑套打開等。

2.1 井筒準備

裸眼分段壓裂完井管柱順利送至預定位置是多級滑套分段壓裂技術實施的先決條件，而良好的井眼狀況是完井管柱順利送至預定位置的重要保障。

2.1.1 套管段

水平井多級滑套分段壓裂完井管柱中的工具全部需要通過套管段，尤其是插管封隔器需要懸掛在套管段，為保證工具能順利下入，套管段應減少泥餅結塊的存在。為此，采用刮管鉆具組合對套管段進行刮削。其中，在插管封隔器坐掛處反復刮削，同時分段進行鉆井液循環(huán)，以保證坐封、坐掛套管內壁處無泥餅粘結，降低坐掛、坐封失效的風險。

2.1.2 裸眼段

水平井多級滑套分段壓裂完井管柱中除插管封隔器均需要進入裸眼段，由于完井管柱中工具多、井眼直徑小，環(huán)空過流面積小、下入風險大，如井眼不平滑、縮徑，管柱就很難送至預定位置。為此，采用單螺旋穩(wěn)定器或雙螺旋穩(wěn)定器的鉆具組合在水平井裸眼段進行通井作業(yè)(必要時進行多次通井)，在鉆具組合到底后鉆井液循環(huán)兩周以上，直到井口振動篩無堅硬顆粒物返出為止，以保證井眼規(guī)則、平滑，利于完井管柱在水平裸眼段推送。

2.2 預置完井管柱入井作業(yè)技術

采取油套管送入完井管柱，連接次數(shù)多、施工時間長，特別是完井管柱進入水平裸眼段會因不斷滯留而出現(xiàn)遇阻現(xiàn)象，又因為油套管強度比較弱，遇阻難處理，故一般采用鉆柱和送入裝置將完井管柱送至預定位置[8]。

2.2.1 入井前準備

分段壓裂工具入井前均需進行檢查，包括連接螺紋是否有損傷、工具內部是否有雜物、性能參數(shù)是否滿足作業(yè)要求、浮鞋凡爾是否靈活、隔離閥是否為常開、投球式滑套是否與編號匹配等。同時，測量工具的尺寸并按順序將工具擺放好，以便于設計管柱及下入工具。

配備齊全井口設備，如套管鉗、吊卡、吊環(huán)等；配制好完井液；檢查壓力表工作是否正常，泵車及管線是否準備到位。核實地面套管(油管)數(shù)量、尺寸及鉆臺上鉆具的數(shù)量，以保證施工順利進行。

2.2.2 完井管柱入井作業(yè)

按照設計的完井管串結構，連接壓裂工具及油套管等并依次下至井內。連接工具或油套管時，在公扣端均勻涂抹絲扣油，按最佳扭矩上扣。下入過程中，避免磕碰，尤其保護好橡膠、卡瓦等易破損部件；清除井口異物，嚴防落物。插管封隔器入井后，鎖死轉盤，禁止旋轉下部管柱。

管柱入井過程中，需控制下放速度、及時灌漿。完井管柱出套管前，應頂通；進入裸眼段，不得長時間停頓。完井管柱下至預定位置，管柱內灌滿鉆井液，上提下放管柱，記錄管柱到底時的懸重及下壓力，調整方余，復核鉆桿及套管(油管)數(shù)據(jù)。

2.2.3 完井管柱坐封、坐掛作業(yè)

預置完井管柱下至預定位置后，替漿，使完井管柱內外均充滿完井液。采用泵送方式投隔離閥坐封球，球入座前適當降低排量，慢慢送至球座，直至管柱內起壓形成密閉容腔。加壓、實現(xiàn)裸眼封隔器的脹封、插管封隔器的坐掛(錨定)、坐封，并通過懸重的變化判斷錨定力。通過環(huán)空試壓，驗證環(huán)空封隔能力。

2.2.4 丟手作業(yè)

將鉆桿調至中和點以上，正轉20圈左右、試提丟手，若無法成功丟手，再適當上提鉆具，繼續(xù)進行上述操作，直至送入裝置與插管封隔器的插管部分脫開，實現(xiàn)送入工具的丟手。上提送入管柱至1根，正循環(huán)完井液，直至井口返出的流體全部為完井液為止，觀察無溢流，起鉆。

2.3 油管回接及滑套打開作業(yè)技術

2.3.1 油管回接

回接裝置(送入裝置)及油管回接數(shù)量滿足要求后，準備入井。連接回接裝置、油管等時，在公扣端均勻涂抹絲扣油，按最佳扭矩上扣。下入過程中，清除井口異物，嚴防落物。待下至接近插管時，記錄上提下放的懸重，觀察懸重變化，緩慢下放管柱，直至懸重開始下降進行插入作業(yè)，再通過上提下放懸重變化驗證回接錨定情況。確認回接錨定密封后，連接管線、進行油管內及油套環(huán)空試壓作業(yè)，以驗證密封效果。

2.3.2 滑套打開作業(yè)

按設計安裝壓裂井口、補球器、放噴與節(jié)流管線等，試壓合格后，進行滑套打開及壓裂作業(yè)。

完井管柱內形成密閉容腔，憋壓，通過壓差面作用，打開壓差式滑套(第1段)，建立壓裂液過流通道，泵送壓裂液并加砂，實施第1段壓裂。核對憋壓球直徑，使其與入井滑套球座的排序一致，依次投球打開對應的投球式滑套，建立壓裂液過流通道，泵送壓裂液并加砂，實施壓裂。

3 現(xiàn)場應用與效益分析

3.1 現(xiàn)場應用

2012年以來，水平井多級滑套分段壓裂技術在鄂爾多斯盆地20余口井進行了應用，完井管柱下入順利，封隔器封隔良好，最大封隔井徑達175 mm，滑套打開成功率100%，單井最大壓裂段數(shù)達12段，最大單井加砂量492.8 m3(見表1)，最高施工壓力達64 MPa。紅河油田的HH36P107井壓裂后最高日產油量達18.33 t，大牛地氣田的DPS-63井壓裂后最高日產氣量達4.92×104m3。

表1 水平井多級滑套分段壓裂技術在鄂爾多斯盆地部分應用情況

Table 1 Application of staged fracturing technology with multi-stage sleeve for open hole in horizontal wells in the Erdos Basin

3.2 效益分析

隨著國產水平井多級滑套分段壓裂工具在鄂爾多斯盆地的成功應用，縮短了國內外水平井多級分段壓裂技術的差距，促進了國內水平井分段壓裂技術的進步，為國內“三低”油氣田的開發(fā)提供了技術支撐。同時，隨著國產水平井多級滑套分段壓裂工具的日益成熟，應用規(guī)模的擴大，迫使國外同類工具的價格不斷下降，大大降低了油氣田的壓裂成本，提高了開發(fā)效益。

4 結論與認識

1) 鄂爾多斯盆地大牛地氣田和紅河油田均屬于低孔、低滲、低產油氣田，但不同的儲層特性和裸眼水平段特性對多級滑套壓裂工具性能的要求也不同。

2) 小級差多級滑套能確保在有限空間內的壓裂級數(shù)，且投球式滑套的低密度、高強度憋壓球與耐沖蝕、易鉆球座的密封能力大于70 MPa，能避免竄層問題，可滿足大牛地氣田長水平段水平井分段壓裂的要求。

3) 組合式裸眼封隔器封隔井徑的適應性強，封隔能力高，能滿足紅河油田井眼軌跡復雜水平井分段壓裂的要求。

4) 插入裝置與封隔懸掛器之間的鎖緊機構既能保證完井管柱順利下入，又能保證送入工具與完井管柱有效脫開；密封機構可確保完井管柱形成密封容腔，實現(xiàn)滑套打開、封隔器脹封、懸掛器坐掛及壓裂作業(yè)等。封隔懸掛器的雙向錨定功能確保管柱有效懸掛，也能防止壓裂過程中管柱發(fā)生軸向移動。

5) 研制的水平井多級滑套分段壓裂工具在鄂爾多斯盆地20余口水平井進行了應用，證明了工具的可靠性及作業(yè)技術的合理性，可在類似油氣藏大規(guī)模推廣應用。

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[編輯 劉文臣]

Technology of Staged Fracturing with Multi-Stage Sleeves for Horizontal Wells in the Ordos Basin

Qin Jinli1, Chen Zuo1, Yang Tongyu2, Dai Wenchao1, Wu Chunfang1

(1.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing,100101,China;2.SinopecHuabeiCompany,Zhengzhou,Henan，450006,China)

During open-hole staged fracturing operation in horizontal wells of Daniudi Gas Field and Honghe Oilfield in the Erdos Basin,there were challenges such as the separation of long horizontal sections in one trip,the development of natural fractures and ineffective isolation due to hole enlargement.Considering the geological conditions,well trajectory and hole diameter changes in both fields,the staged fracturing tools with multi-stage sleeves for open hole in horizontal wells were developed and relevant operation techniques were established.The tools were applied in more than 20 wells in the Erdos Basin with totally 200 stages fractured.Field applications achieved good results,including the smooth running of the completion string of the staged fracturing tools with multi-stage sleeve for open hole in horizontal wells,effective sealing of packer,sleeve opening with high success rate,and dramatic increase of production after fracturing.These proved that these tools could solve the problems that occurred in open hole staged fracturing operations in Daniudi Gas Field and Honghe Oilfield,and are appropriate for intensive application in the Erdos Basin.

horizontal well;sleeve;packer;staged fracturing;Erdos Basin;Honghe Oilfield;Daniudi Gas field

2014-11-15；改回日期：2015-01-04。

秦金立(1979—)，女，天津人，2003年畢業(yè)于江漢石油學院機械設計制造及其自動化專業(yè)，高級工程師，主要從事固井、完井工具的研究工作。

中國石化科技攻關項目“φ127多級滑套分段壓裂工具的研制與應用”(編號：P11048)部分研究內容。

?頁巖氣壓裂技術專題?

10.11911/syztjs.201501002

TE254

A

1001-0890(2015)01-0007-06

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