王 磊，劉 斌，黃堅毅，吳雙亮，宋穎智

（中國石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北 唐山 063004）

冀東油田壓裂工藝以套管內(nèi)機械分段壓裂為主，該技術(shù)對冀東油田老井縱向多層分段壓裂效果明顯，可以實現(xiàn)縱向多層均勻改造，經(jīng)濟有效地開發(fā)動用各類儲層。隨著油田開發(fā)的深入推進，油水井井筒狀況日趨惡化，部分具有壓裂潛力的老井井筒狀況越來越復(fù)雜，主要為井身斜度大、固井質(zhì)量差、套損井增多及壓裂層隔層條件差，導(dǎo)致目的井無法實施常規(guī)機械分層壓裂工藝[1]。2015年以來，冀東油田具備壓裂潛力但未實施井47口，其中，因套損原因不能實施壓裂29口井，占總井?dāng)?shù)的62%；7口井作業(yè)時發(fā)現(xiàn)套損變徑，無法實施分段壓裂，占用作業(yè)周期124 d，發(fā)生費用200余萬元。針對井筒復(fù)雜狀況及施工過程中的問題，需要研究出適用的壓裂工藝及配套措施，從而解決油田復(fù)雜井筒壓裂工藝的實施難題，降低施工風(fēng)險，有效提高儲層動用程度。

1 復(fù)雜井筒壓裂技術(shù)難點及技術(shù)對策

1.1 技術(shù)難點

（1）根據(jù)井筒測試結(jié)果，套損井內(nèi)徑為100～116 mm，其中變形段最小內(nèi)徑大于105 mm井占比最大，常規(guī)外徑為114～115 mm的封隔器無法實施分層。

（2）深斜井進行多段壓裂時封隔器解封困難，起出載荷大，易沉砂卡管柱，甚至造成大修。

（3）壓裂井固井質(zhì)量差或隔層較薄，在壓裂施工過程中采用封隔器分段卡封工藝易竄層，給分段壓裂施工帶來很大的風(fēng)險。

1.2 技術(shù)對策

（1）小直徑封隔器外徑為98～110 mm，尺寸及性能可以滿足套損井通徑要求及儲層耐溫耐壓要求。

（2）水力噴射技術(shù)可以解決斜度大、固井質(zhì)量差、隔層較薄、套管變形等特殊井況的分段壓裂改造難題。

（3）針對因復(fù)雜井況無法細(xì)分層段井，可以使用暫堵劑分層壓裂工藝，進一步解決縱向多層合壓裂縫發(fā)育不均衡問題。

2 配套工藝評價

2.1 小直徑鋼帶封隔器分段壓裂技術(shù)

2.1.1 小直徑封隔器工具研制

冀東油田壓裂使用的封隔器為K344系列封隔器，適用于φ139.7 mm油層套管。根據(jù)井筒復(fù)雜狀況及儲層條件優(yōu)化了小直徑封隔器結(jié)構(gòu)，工具由上下接頭、上下膠筒座、中心管和膠筒組成。座封時，油管內(nèi)加液壓，液壓經(jīng)中心管割縫進入膠筒內(nèi)腔，在液壓作用下膠筒向外脹大，從而封隔油套環(huán)形空間。施工中，液壓保持在0.7～1.5 MPa以上，封隔器始終保持坐封狀態(tài)。泄掉油管壓力后，擴張狀態(tài)的膠筒在橡膠彈性力作用下收回，實現(xiàn)解封[2]。

2.1.2 主要技術(shù)改進措施

按照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，利用高溫高壓油浸系統(tǒng)對小直徑封隔器各項性能指標(biāo)進行室內(nèi)評價，結(jié)合油田儲層特點，以耐溫145 ℃、耐壓差70.0 MPa為實驗條件，測試不同壓力下穩(wěn)壓效果。從以下幾方面對封隔器結(jié)構(gòu)進行改進，改進后封隔器技術(shù)指標(biāo)見表1。

表1 小直徑鋼帶封隔器室內(nèi)試驗參數(shù)表

（1）優(yōu)選膠圈材料，將膠筒上接頭的丁腈橡膠密封圈更換為耐溫性能更好的氟橡膠密封圈，提高工具耐高溫高壓性。

（2）安裝膠筒時采用一端固定另一端浮動密封的方式，可以有效地降低啟動座封壓力，減小膠筒擴張后的拉伸應(yīng)力，提高膠筒的密封性能。

（3）下接頭采用扶正結(jié)構(gòu)，扶正器外徑大于膠筒外徑，在下井過程中能夠有效地保護膠筒。

（4）小直徑鋼帶式K344封隔器的膠筒采用彈性不銹鋼帶作骨架層，可以提高封隔器耐用性。

2.1.3 壓裂施工管柱設(shè)計

該工藝管柱組配方式與常規(guī)封隔器機械分層壓裂管柱組配方式一致，采用小直徑鋼帶式K344封隔器及滑套組合，實現(xiàn)對油水井多層分段壓裂[3]。以套損內(nèi)徑114 mm分三段壓裂為例，管柱組配自下到上為：下直噴+K344封隔器（內(nèi)徑110 mm）+噴砂滑套+K344封隔器（內(nèi)徑110 mm）+噴砂滑套+防砂水力錨+安全接頭+變扣+校深短節(jié)+外加厚壓裂油管。

2.1.4 工藝技術(shù)指標(biāo)及技術(shù)界限的確定

工具外徑尺寸為110 mm、108 mm、105 mm、98 mm，工作溫度為145 ℃，座封壓力為1～2 MPa，工作壓差為70.0 MPa，起管柱載荷不大于200 KN。

該工藝適用于目的層固井質(zhì)量較好、隔層條件好、能夠?qū)嵤┘?xì)分層的井，適應(yīng)油套變徑為110～116 mm，單井分壓層數(shù)不大于5，單段加砂量不大于100 m3，工具座封段最大井斜45°，最大井深4 500 m。

2.2 水力噴射壓裂技術(shù)

2.2.1 技術(shù)原理

水力噴射分段壓裂技術(shù)集射孔、壓裂、隔離于一體，無需封隔器就能實現(xiàn)起一趟管柱完成多段壓裂，可以有效地提高施工效率和管柱安全。實施時，流體高速的沖擊在水力射孔孔道頂端，產(chǎn)生許多微裂縫，微裂縫的存在降低了地層的起裂壓力，射流繼續(xù)作用在噴射孔道內(nèi)，形成增壓，使孔內(nèi)的壓力高于井底壓力。關(guān)閉環(huán)空并加壓，在井底壓力低于破裂壓力的情況下，使孔內(nèi)壓力高于地層破裂壓力，從而沿孔道壓開地層。壓開地層后，保持環(huán)空壓力不變，由于裂縫的延伸壓力低于破裂壓力，裂縫不斷延伸。噴嘴噴出的壓裂液沿孔道流入裂縫，對裂縫起充填和支撐作用[4]。

2.2.2 噴射工藝優(yōu)化研究

（1）優(yōu)化噴嘴個數(shù)與直徑的組合。通過室內(nèi)實驗與現(xiàn)場試驗得知，足夠大的噴嘴出口速度是射穿套管的前提條件[5]，對于油田常用的鋼級（N80、P110）和壁厚（7.72 mm、9.17 mm）的套管，噴嘴出口速度大于160 m/s時可以擊穿套管。噴射速度越快，噴嘴壓降越高，導(dǎo)致地面井口壓力越高，根據(jù)壓裂井油藏埋深確定噴嘴節(jié)流壓差一般要在20.0～35.0 MPa比較合理，同時應(yīng)盡可能提高施工排量，增加縫內(nèi)凈壓力以防砂堵。實驗結(jié)果表明，采用6×φ6 mm噴嘴組合，允許最大排量為2.4 m3/min時，噴嘴壓降31.6 MPa，噴嘴流速235.9 m/s；采用5×φ6 mm噴嘴組合，允許最大排量為2.2 m3/min時，噴嘴壓降32.7 MPa，噴嘴流速259.5 m/s（表2）。

表2 不同噴嘴組合和排量時噴嘴速度

（2）優(yōu)化磨料含量與噴射時間。由于砂粒的慣性力較大，砂粒速度衰減較慢，且可以帶動砂粒周圍的微細(xì)水流，對切割套管更有利[6]。因此，射孔液中應(yīng)加入一定含量的磨料，磨料粒度以中等粒度（0.425～0.850 mm）為好，有銳角的顆粒比球狀顆粒切割效果好，射孔時間在10～15 min，磨料含量在7%～8%左右，射孔深度較大（表3、表4）。

表3 不同時間和噴射壓力時射孔深度

表4 不同射孔時間和磨料含量時射孔深度

（3）補液增壓

水力噴射壓裂泵注程序與常規(guī)水力壓裂略有不同，在油管加砂時還要考慮環(huán)空加液[7]。為了獲得一定大小的井底壓力以延伸水力裂縫，必須從環(huán)空建立井底壓力。根據(jù)裂縫延伸壓力梯度和套管限壓計算，低于裂縫延伸壓力條件下的環(huán)空最大注入排量見表5，結(jié)合壓裂井壓裂施工控制井底壓力和施工井段所需的總排量來確定環(huán)空注入排量。

表5 不同環(huán)空排量下的環(huán)空壓力

2.2.3 工藝技術(shù)指標(biāo)及技術(shù)界限的確定

尺寸φ89～130 mm的工具推薦施工參數(shù)為：噴嘴壓差20～30 MPa，噴砂射孔時間10～15 min，磨料使用6%～8%的石英砂，環(huán)空補液按照油管注入量的30%進行。

該工藝適用于內(nèi)徑110～116 mm的套變井及大斜度井、水平井。排量在2.0～2.6 m3/min，可有效地控制縫高，適用于固井質(zhì)量較差、油層與水層夾層小于2 m的井。工具最高適用溫度為160 ℃，單段加砂量小于70 m3，不適用層間物性差異大和有虧空層的井，且對套管和套管頭耐壓等級要求高，施工摩阻大。

2.3 暫堵劑分層壓裂技術(shù)

2.3.1 技術(shù)原理

部分定向井縱向段內(nèi)多層、水平井段內(nèi)多簇裂縫發(fā)育不均衡，這類井縱向上層間物性差異大或儲層巖性不同，導(dǎo)致籠統(tǒng)壓裂時部分儲層未能充分改造，甚至壓不開，需要分層壓裂。通過暫堵劑封堵主裂縫炮眼，迫使液體進入發(fā)育較差裂縫，促進多段（多簇）裂縫均勻展布。為增大封堵強度，選取的暫堵材料為復(fù)合暫堵劑，根據(jù)1/3架橋理論，使用不同粒徑顆粒對裂縫進行封堵[8]，并通過可膨脹黏性顆粒形成黏性濾餅，保證暫堵的有效性[9]。

2.3.2 暫堵劑性能評價

暫堵劑被輸送到井底后，需要保證一定時間內(nèi)的封堵強度，室內(nèi)可采用壓裂液和堵劑的混合材料及填砂管模擬堵劑進入人工裂縫的方法。實驗表明，暫堵劑在20.0 MPa壓差下能保持2 h以上有效，滿足單段常規(guī)規(guī)模壓裂時間及層間轉(zhuǎn)向所需應(yīng)力差要求。施工結(jié)束后，在返排過程中堵劑充分溶解、降解，以恢復(fù)裂縫的導(dǎo)流能力。通過觀察測定暫堵劑與水混合物降解時間及降解率，在實驗溫度下，復(fù)合暫堵劑在48 h后開始明顯降解，96 h后降解率達(dá)95%以上，滿足壓后返排需求。

2.3.3 施工工藝

根據(jù)各壓裂目的層應(yīng)力大小確定暫堵轉(zhuǎn)向級數(shù)及各小層開啟順序，暫堵層的堵劑用量設(shè)計可根據(jù)暫堵層的炮眼數(shù)量及層厚來確定。施工過程中，按照壓裂設(shè)計方案，在需要暫堵的壓裂層段內(nèi)進行第一級主壓裂，完成頂替后停泵，停泵至觀測到裂縫閉合點，單獨使用一臺泵車進行低排量的泵送復(fù)合暫堵劑，頂替到位后視地面施工壓力情況進行下一級施工。與機械分層壓裂相比，該工藝可縮短作業(yè)時間，降低施工風(fēng)險。

2.3.4 工藝技術(shù)指標(biāo)及技術(shù)界限的確定

在實驗溫度下，復(fù)合暫堵劑在20.0 MPa壓差下能保持2 h以上有效封堵，在水溶液中降解率達(dá)95%以上。

該工藝適用于老井固井質(zhì)量較差、層間距小、無法下入分層工具或因套變無法下工具的井；適用于物性差異大、段內(nèi)多層合壓的井；適用于井筒內(nèi)徑不小于100 mm、目的層之間存在明顯應(yīng)力差的井。

3 現(xiàn)場應(yīng)用及效果

小直徑封隔器分層壓裂現(xiàn)場應(yīng)用50井次，主要應(yīng)用于內(nèi)徑為110～116 mm、能夠細(xì)分層段的套損井，施工后工具順利取出，成功率為100%。措施井平均單井段數(shù)2.1段，最大分段數(shù)為4段，最大單井加砂量為45 m3，最多下入4個封隔器，工具最深下至4 357 m，最大井斜45°。壓裂后，平均單井日增油3.1 t，累計增油3.2×104t，新增動用儲量130×104t。

水力噴射技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用25井次，成功率為100%。平均單井段數(shù)3.3段，最大分段數(shù)為4段，最大井斜69.5°，工具最深下至4 200 m。壓裂后平均單井日增油2.9 t，累計增油1.3×104t，提高動用儲量63×104t。

對3口水井進行暫堵劑分層壓裂工藝先導(dǎo)試驗，現(xiàn)場施工過程中，暫堵劑泵入壓力平穩(wěn)，第二級主壓裂施工過程中壓力明顯上升，證明有新裂縫開啟。其中2口井開井后進行了吸水剖面測試，合壓段兩層吸水均勻，吸水剖面得到了有效改善，增注效果需進一步觀察。

4 結(jié)論

（1）冀東油田復(fù)雜井筒壓裂技術(shù)可解決井況復(fù)雜井（水平井、大斜度井、套變井、固井質(zhì)量差或隔層較薄井等）分段壓裂改造的難題，有效地提高了儲量動用程度，為下步選井選層拓寬了范圍。

（2）小直徑壓裂封隔器改進了膠圈材料、骨架材料、膠筒安裝方式及下接頭扶正結(jié)構(gòu)，性能指標(biāo)能夠滿足儲層耐溫145 ℃、耐壓差70.0 MPa要求，現(xiàn)場施工過程中穩(wěn)壓效果良好，施工成功率較高。

（3）水力噴砂射孔壓裂，工具尺寸小，適用于對應(yīng)尺寸的套損井，特別是大斜度井、油水層夾層較薄的井，優(yōu)化后的施工參數(shù)：采用6×φ6mm噴嘴組合，允許最大排量為2.4 m3/min，噴嘴壓差31.6 MPa，噴砂射孔時間10～15 min，磨料使用7%～8%石英砂。

（4）暫堵劑分層壓裂工藝適用于固井質(zhì)量差、層間距小或套損井，可推廣應(yīng)用在施工目的層之間存在明顯應(yīng)力差，物性差異大的段內(nèi)多層合壓的井。需進一步開展現(xiàn)場試驗研究，探索堵劑材料的適用性及應(yīng)用技術(shù)界限。