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、井間滯留區(qū)等小規(guī)模剩余油富集區(qū)，進一步提高儲量動用程度和采收率。但是受到儲層物性、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行[1-5]，主要表現(xiàn)為：①薄弱點強度要求不夠，側(cè)鉆小直徑套管懸掛器位置和小直徑套管抗壓強度低達不到要求，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，可以實現(xiàn)低滲老油田的高效開發(fā)。

1　技術(shù)難點

(1)小直徑套管懸掛器承壓有限(≤25 MPa)，常規(guī)的套管壓裂時易高壓竄導(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，存在儲層污染、砂卡等風(fēng)險。

(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。

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)上實施壓裂儲層改造工藝方式。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套、能實現(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)實現(xiàn)對小直徑套管懸掛器和上部套管保護，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，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、易解封不會出現(xiàn)砂卡等特點。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，最高斷裂強力均達到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)束后能實現(xiàn)自動解封，防卡能力好。

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

封隔器工作主要依靠壓力變化實現(xiàn)座封和解封。當封隔器下入井內(nèi)制定位置以后，地面持續(xù)泵注入液體，當液體通過封隔器濾網(wǎng)而進入膠筒與中心管的環(huán)形空間時，當超過起封壓裂膠筒向外擴張與小直徑套管內(nèi)壁接觸，油套管環(huán)空隔絕實現(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理、延伸機理和滲流機理等方面調(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、較強的流變性及攜砂性的特征。基液成分為：0.2%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渣對裂縫壁面及支撐裂縫傷害，在對巖心滲透率試驗的評價中，平均儲層傷害率僅為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，有很強的流變性及攜砂液性；加入“有機黏土穩(wěn)定劑+無機KCl”雙元防膨體系及起泡劑，可以有效地降低表界面張力，實現(xiàn)近井地帶彎曲裂縫進行沖蝕打磨，降低近井及彎曲摩阻；同時降低水鎖，加快壓后返排，降低儲層傷害。

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)?？紤]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)計進入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　實施參數(shù)及效果

實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、單封護套壓裂成功實施。其中封隔器解封順利，實現(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)計壓裂縫長半徑為120 m、縫高為20 m、縫寬為8 m；同時要求作業(yè)過程避免J2s的24號層受污染。

本次壓裂采用卡封護套壓裂管柱，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)促進劑+0.1%高效水鎖抑制劑+1%KCl。

壓裂參數(shù)設(shè)計：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：前置液比例為53.3%，最高砂比為50%，平均砂比為30.1%，加砂強度為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，累計增油1468 t，增氣284×104m3。

在對老油田剩余油認識的不斷深化認識的基礎(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

4.1　施工步驟

下壓裂完井管柱串至設(shè)計位置；采用油管打壓DK344-78封隔器膨脹實現(xiàn)座封，繼續(xù)打壓水力錨錨定，后投球打開滑套準備壓裂；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

(1)嚴格控制下鉆速度，防止封隔器膠桶磨損。

(2)實時監(jiān)測套管壓力并保持套管穩(wěn)定的平衡壓力。

(3)在頂替時，確認混砂液罐內(nèi)為凈液時開始計量頂替液量，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)論及認識

(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用儲量的動用程度，提升油田開發(fā)的經(jīng)濟效益。

(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。

(3)該項工藝技術(shù)可以實現(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識的逐漸加深，側(cè)鉆井數(shù)量增多，該技術(shù)將具有更大的應(yīng)用前景和經(jīng)濟效益。