黃建波 宋 恒 劉 翔 田志華 李佳琦 韓光耀

(新疆油田公司工程技術(shù)研究院)

0 引 言

近年來(lái)，水平井分段壓裂完井技術(shù)已經(jīng)廣泛應(yīng)用于國(guó)內(nèi)外非常規(guī)油氣藏的高效開(kāi)發(fā)中[1-3]，成為儲(chǔ)層增產(chǎn)改造的關(guān)鍵手段之一。該技術(shù)主要包括裸眼封隔器分段壓裂、固井滑套分段壓裂、水力噴射分段壓裂及橋塞分段壓裂等[4-6]。

隨著新疆油田鉆井技術(shù)的發(fā)展，水平井完鉆井深和水平段長(zhǎng)度不斷增加，常規(guī)固井橋塞+多簇射孔分段壓裂工藝在瑪湖有關(guān)井區(qū)出現(xiàn)了起裂困難、泵壓高、排量低等問(wèn)題[7]。同時(shí)，因連續(xù)管深井水平井作業(yè)能力受限，導(dǎo)致壓裂工具串很難順利下至井底，無(wú)法滿足首段射孔、鉆塞、水力噴射及固井滑套開(kāi)關(guān)等需求，水平井B點(diǎn)附近壓裂改造困難。尤其是在長(zhǎng)水平段(≥2 000 m)，連續(xù)管易發(fā)生自鎖效應(yīng)而無(wú)法下至井底，導(dǎo)致末端壓重不足，鉆塞效率低；常規(guī)橋射聯(lián)作后期鉆磨碎屑堆積，增加作業(yè)工序，卡鉆風(fēng)險(xiǎn)高。為解決上述問(wèn)題，基于新疆油田水平井井況，筆者開(kāi)展了復(fù)合完井管柱技術(shù)研究試驗(yàn)，結(jié)合固井滑套與橋射聯(lián)作完井工藝特點(diǎn)，形成水平井簇式滑套+橋射聯(lián)作復(fù)合完井管柱技術(shù)，為長(zhǎng)水平段水平井體積壓裂改造提供了一種新的解決手段。

1 工藝原理及特點(diǎn)

1.1 工藝原理

水平井簇式滑套復(fù)合完井管柱技術(shù)是在深井段將簇式滑套與油層套管一起下入進(jìn)行固井，一球開(kāi)啟多簇滑套進(jìn)行分段壓裂，淺井段下橋塞與射孔聯(lián)作進(jìn)行分段壓裂，從而實(shí)現(xiàn)復(fù)合完井壓裂。

在水平段深井段部分，將首段趾端閥和各級(jí)滑套下入至井中設(shè)計(jì)位置，按常規(guī)工藝用特種柔性膠塞完成固井。通過(guò)井口憋壓和一球開(kāi)啟多簇的方式，自下而上依次開(kāi)啟各段滑套進(jìn)行壓裂；在水平段淺井段部分，根據(jù)設(shè)計(jì)需求采用了可溶橋塞與射孔聯(lián)作的工藝進(jìn)行分段壓裂，達(dá)到對(duì)儲(chǔ)層充分改造的目的。

管柱結(jié)構(gòu)如圖1所示。

1—可溶橋塞；2—活動(dòng)球座滑套；3—固定球座滑套；4—趾端閥；5—浮箍；6—浮鞋。

1.2 技術(shù)特點(diǎn)

(1)深井段投球簇式滑套壓裂無(wú)需連續(xù)管、電纜等配合作業(yè)，設(shè)備占用少，可實(shí)現(xiàn)“一球開(kāi)多簇滑套”后壓裂，增加處理段數(shù)，提高施工效率。

(2)各級(jí)滑套的位置根據(jù)完井前測(cè)井解釋與地質(zhì)工程需求確定，可精準(zhǔn)改造，定點(diǎn)起裂，滿足儲(chǔ)層細(xì)分切割的改造需求。

(3)深井段通過(guò)投球轉(zhuǎn)層，無(wú)需射孔，減少了射孔對(duì)地層的壓實(shí)傷害，起裂難度降低。

(4)深井段無(wú)需泵送橋塞和連續(xù)管鉆塞，作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)低，施工效率高；淺井段用常規(guī)電纜泵送橋塞射孔，可保持井筒較大通徑，滿足大排量、大砂量的壓裂工藝要求[8]。

(5)全井筒存在一定縮徑，需使用特種柔性固井膠塞完成固井作業(yè)，對(duì)后續(xù)常規(guī)修井作業(yè)有一定影響。

1.3 技術(shù)指標(biāo)

(1)滿足井深7 000 m，水平段2 000 m的水平井完井壓裂作業(yè)需求，最大可實(shí)現(xiàn)10段分段壓裂，最小球座內(nèi)徑≥75 mm。

(2)簇式滑套抗沖蝕能力滿足施工排量≤12 m3/min的體積壓裂需求。

(3)可溶橋塞按照常規(guī)電纜泵送要求至設(shè)計(jì)位置，投送配套可溶球進(jìn)行分段壓裂，無(wú)需特殊作業(yè)。

2 主要工具研制

2.1 深井段管柱結(jié)構(gòu)

2.1.1 工作原理

深井段采用將趾端閥和各級(jí)滑套下入至井中設(shè)計(jì)位置后進(jìn)行固井，通過(guò)加壓開(kāi)啟趾端閥實(shí)施首段壓裂。泵送壓裂球至第一個(gè)活動(dòng)球座滑套的球座上，通過(guò)加壓使滑套內(nèi)套筒下移，露出破裂盤(pán)，隨后壓裂球被釋放至下一個(gè)滑套球座上。以此類推直至壓裂球啟動(dòng)該段(級(jí))所有滑套，如圖2所示。當(dāng)壓裂球停在最后一個(gè)固定球座滑套球座上時(shí)，同樣通過(guò)加壓?jiǎn)?dòng)該固定球座滑套，露出破裂盤(pán)。此時(shí)，所有滑套不會(huì)與環(huán)空建立流動(dòng)通道，繼續(xù)加壓直至所有破裂盤(pán)打開(kāi)，使滑套與環(huán)空可溝通地層，并建立流道。

圖2 1段3簇滑套開(kāi)啟：2個(gè)活動(dòng)式球座滑套+1個(gè)固定式球座滑套Fig.2 Opening of 1-stage-3-cluster sliding sleeve：2 movable ball seat sliding sleeves +1 fixed ball seat sliding sleeve

2.1.2 結(jié)構(gòu)及特點(diǎn)

深井段管柱結(jié)構(gòu)主要由若干活動(dòng)球座滑套+固定球座滑套組合而成，實(shí)現(xiàn)“一球開(kāi)多簇滑套”。其工具主要特點(diǎn)如下：

(1)活動(dòng)球座滑套結(jié)構(gòu)如圖3所示。由圖3可見(jiàn)，活動(dòng)球座滑套主要由破裂盤(pán)、外筒、內(nèi)筒、活動(dòng)球座組成。初始條件下，活動(dòng)球座滑套處于關(guān)閉狀態(tài)，即內(nèi)筒位于滑套內(nèi)部將破裂盤(pán)位置封住，通過(guò)泵送壓裂球至球座上，加壓使內(nèi)筒下移，露出破裂盤(pán)，隨后壓裂球通過(guò)可收縮分瓣爪式結(jié)構(gòu)球座進(jìn)入下一個(gè)滑套。

1—上接頭；2—破裂盤(pán)；3—銷釘；4—內(nèi)筒；5—活動(dòng)球座；6—分瓣爪；7—限位卡環(huán)；8—外筒。

(2)固定球座滑套結(jié)構(gòu)如圖4所示。由圖4可見(jiàn)，該滑套與活動(dòng)球座滑套結(jié)構(gòu)類似，其主要由破裂盤(pán)、外筒、內(nèi)筒、固定球座組成。同理，在初始條件下，固定球座滑套也是處于關(guān)閉狀態(tài)，破裂盤(pán)位置被封住，壓裂球由上一個(gè)活動(dòng)球座滑套進(jìn)入固定球座滑套，通過(guò)加壓使內(nèi)筒下移，露出破裂盤(pán)，壓裂球坐封在固定球座上。

1—上接頭；2—破裂盤(pán)；3—銷釘；4—內(nèi)筒；5—活動(dòng)球座；6—分瓣爪；7—限位卡環(huán)；8—外筒。

2.1.3 主要技術(shù)參數(shù)

尺寸/外徑：4.5 in/146.05 mm；5 in/158.75 mm；5.5 in/177.8 mm。

壓裂端口數(shù)量：4～8個(gè)。

壓裂端口直徑：8～19 mm。

耐溫/耐壓差：120 ℃/70 MPa。

單簇過(guò)砂量：≥40 m3。

開(kāi)啟壓差：12～14 MPa。

2.2 淺井段管柱結(jié)構(gòu)

2.2.1 工作原理

淺井段采用泵送電纜作業(yè)管串(含射孔槍+橋塞)至井中設(shè)計(jì)位置坐封橋塞，從而封閉已壓裂井段，丟手后依次上提至射孔位置，點(diǎn)火射孔。投球壓裂如圖5所示。重復(fù)上述橋塞坐封、射孔、壓裂過(guò)程，依次完成后續(xù)各段壓裂[9]。

圖5 橋塞射孔聯(lián)作示意圖Fig.5 Schematic diagram of bridge plug and perforation operation combination

2.2.2 結(jié)構(gòu)及特點(diǎn)

可溶橋塞結(jié)構(gòu)如圖6所示。由圖6可見(jiàn)，該橋塞主要由中心管、上下卡瓦、上下錐體、上下護(hù)環(huán)、膠筒等組成。該橋塞由高強(qiáng)度可溶解、降解性材料制造，采用分瓣式卡瓦提升錨定性能降低坐封力。壓裂完成后可溶橋塞將逐步自動(dòng)完全溶解，其具有大通徑、可過(guò)流的特點(diǎn)，可滿足直接完井投產(chǎn)及生產(chǎn)測(cè)井的要求，避開(kāi)了需采用連續(xù)管鉆塞時(shí)潛在的作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，以及減少了由此增加的成本。

1—中心管；2—上卡瓦；3—上錐體；4—上護(hù)環(huán)；5—膠筒；6—下護(hù)環(huán)；7—下錐體；8—下卡瓦。

2.2.3 主要技術(shù)參數(shù)

長(zhǎng)度/內(nèi)徑：525 mm/20 mm。

坐封力：105～115 kN。

耐溫/耐壓差：100 ℃/70 MPa。

溶解時(shí)間：在1%～2% Cl-溶液里≤20 d。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果分析

2022年，該技術(shù)首次在新疆油田開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)(參數(shù)見(jiàn)表1)，采用直徑76.20、79.38、82.55、85.73、88.90、93.08和95.25 mm可深壓裂球各2只，成功實(shí)現(xiàn)了第一口井8段21簇投球簇式滑套和5段16簇橋射聯(lián)作壓裂改造?；组_(kāi)啟成功率100%，開(kāi)啟壓差12～14 MPa，橋塞密封可靠。

表1 新疆油田現(xiàn)場(chǎng)投球簇式固井滑套參數(shù)表Table 1 Field ball-dropping cluster cementing sliding sleeve parameters of Xinjiang Oilfield

現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用井的完鉆井深3 580 m，水平段長(zhǎng)1 200 m；三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，三開(kāi)鉆頭尺寸?165.1 mm(6.5 in)，采用投球簇式滑套+5 in套管(外徑127 mm，壁厚11.1 mm)完井，首段采用固井趾端閥壓裂，2～8段采用20簇投球簇式滑套完井，投球開(kāi)啟滑套完成壓裂，9～13段采用可溶橋塞完成壓裂。

3.1 工藝適應(yīng)性分析

3.1.1 下入性分析

完井過(guò)程中，水平井簇式滑套復(fù)合完井管柱上增加的多級(jí)簇式滑套隨油層套管一起入井，其外徑與套管接箍外徑尺寸接近，入井難度與常規(guī)下套管相當(dāng)，如圖7所示。根據(jù)井眼軌跡、管柱結(jié)構(gòu)等具體數(shù)據(jù)，對(duì)下入情況進(jìn)行模擬。在確?？上氯氲臈l件下，通過(guò)裸眼通井、充分提放管柱或劃眼等方式降低摩阻，以提高井筒質(zhì)量。同時(shí)可考慮增加潤(rùn)滑劑，確保完井管柱的順利下入。

圖7 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用第一口井管柱下入大鉤載荷圖Fig.7 Hook load for running pipe string in the first well

3.1.2 適應(yīng)性對(duì)比分析

投球簇式滑套壓裂與橋塞、射孔聯(lián)作、連續(xù)管拖動(dòng)噴射壓裂適應(yīng)性不同，其工藝適應(yīng)性對(duì)比如表2所示。其中，在加砂過(guò)程中，簇式滑套硬質(zhì)合金的壓裂端口(破裂盤(pán)口)不易被沖蝕，泵壓基本保持穩(wěn)定，井筒內(nèi)保持較高的壓力，可達(dá)到限流壓裂對(duì)不同簇充分改造的效果。隨著加砂的進(jìn)行，優(yōu)先進(jìn)液的炮眼不斷被沖蝕變大，孔眼摩阻降低[10]，泵壓逐漸下降，其他簇進(jìn)液量受到影響，難以實(shí)現(xiàn)精細(xì)改造。同時(shí)在壓裂施工中需進(jìn)行電纜作業(yè)逐級(jí)多次下入橋塞、射孔，導(dǎo)致作業(yè)周期相對(duì)較長(zhǎng)，施工人員及壓裂設(shè)備多，成本高。連續(xù)管拖動(dòng)噴射壓裂作業(yè)時(shí)，首先坐封底部封隔器，然后進(jìn)行噴砂射孔，射孔完成后從油套環(huán)空進(jìn)行加砂壓裂，施工簡(jiǎn)便、快捷。而且，在井眼復(fù)雜、軌跡上翹、2 000 m以上超長(zhǎng)水平段的井況下，入井連續(xù)管容易自鎖，無(wú)法下入井底進(jìn)行噴射作業(yè)，連續(xù)管作業(yè)能力受限。

表2 工藝適應(yīng)性對(duì)比Table 2 Comparison of process adaptability

3.2 施工效率對(duì)比分析

深井段投球簇式滑套壓裂無(wú)需連續(xù)管作業(yè)，壓裂車組到位后，加壓開(kāi)啟趾端閥即可進(jìn)行第1段壓裂，即投1只可溶球開(kāi)啟多簇滑套后壓裂。對(duì)比同類技術(shù)，在相同壓裂規(guī)模下，投球簇式滑套工藝作業(yè)時(shí)間一般在0.5 h以內(nèi)，遠(yuǎn)小于電纜泵送橋塞射孔壓裂的時(shí)間(根據(jù)井深不同一般需要2～5 h，平均換層時(shí)間約3.5 h)，同時(shí)也小于連續(xù)管帶底封拖動(dòng)噴射分段壓裂的時(shí)間。2022年，首次試驗(yàn)成功的8段21簇投球簇式滑套的平均轉(zhuǎn)層時(shí)間為26 min，僅用28 h便完成全部21簇壓裂施工。統(tǒng)計(jì)分析表明，相比橋塞射孔聯(lián)作和連續(xù)管帶底封拖動(dòng)噴射分段壓裂，深井段轉(zhuǎn)層時(shí)間分別平均減少87%和56%，見(jiàn)表3所示。淺井段采用常規(guī)橋塞射孔聯(lián)作完成壓裂改造，平均用時(shí)205 min/層。

表3 不同分壓工藝轉(zhuǎn)層時(shí)間統(tǒng)計(jì)表Table 3 Statistics for layer conversion time of different separate layer fracturing technologies

3.3 實(shí)施效果評(píng)價(jià)

3.3.1 壓裂過(guò)程滑套開(kāi)啟過(guò)程分析

現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用第一口井完成8段21簇滑套和5段橋塞射孔聯(lián)作復(fù)合壓裂，滑套開(kāi)啟成功率100%，開(kāi)啟壓差12～14 MPa，碰壓信號(hào)明顯，錨定密封可靠，溶解效果良好，如圖8、圖9所示。其中簇式滑套平均單段施工周期僅3.5 h，與同井橋塞射孔聯(lián)作方式(8 h)相比，單段施工效率提升1.3倍以上。

圖8 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用第一口井簇式滑套壓裂施工曲線圖Fig.8 Fracturing curve of cluster sliding sleeve in the first well

圖9 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用第一口井橋射聯(lián)作壓裂施工曲線圖Fig.9 Fracturing curve of bridge plug-perforation combination in the first well

3.3.2 效果評(píng)價(jià)

通過(guò)對(duì)第一口井開(kāi)展投球簇式滑套復(fù)合分壓技術(shù)作業(yè)實(shí)現(xiàn)了低成本高效改造。截至2023年3月，該井日產(chǎn)油達(dá)38.2 t，最高日產(chǎn)油65.5 t，累計(jì)生產(chǎn)170 d，累計(jì)產(chǎn)油2 839 t，平均日產(chǎn)油16.7 t，生產(chǎn)效果好，具體生產(chǎn)情況如圖10所示。

圖10 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用第一口井生產(chǎn)曲線圖Fig.10 Production curve of the first well

4 結(jié) 論

(1)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，相比橋塞射孔聯(lián)作和連續(xù)管帶底封拖動(dòng)噴射分段壓裂工藝，水平井投球簇式滑套復(fù)合分壓工藝解決了深井/超深水平井連續(xù)管首段射孔時(shí)下入易自鎖、鉆塞效率低、卡鉆風(fēng)險(xiǎn)高等問(wèn)題，為復(fù)雜深井水平井、長(zhǎng)水平段細(xì)分切割、多段多簇的儲(chǔ)層改造需求提供了一種高效技術(shù)手段。

(2)水平井投球簇式滑套復(fù)合分壓技術(shù)管柱入井難度與常規(guī)下套管相當(dāng)，選井過(guò)程中可按照常規(guī)下套管參數(shù)進(jìn)行入井模擬，通過(guò)常規(guī)通井、刮壁、劃眼等手段可保證管柱的順利下入。

(3)大通徑投球簇式滑套復(fù)合完井管柱采用多個(gè)活動(dòng)球座滑套+固定球座滑套組合，可有效提升分段分簇能力，受球座級(jí)差限制，目前最高實(shí)可現(xiàn)10段60簇。

(4)投球簇式滑套壓裂工藝適應(yīng)性好，其完井費(fèi)用較低，1段3簇的實(shí)施費(fèi)用比橋塞射孔聯(lián)作費(fèi)用低10%。