海上低孔低滲油氣藏壓裂管柱優化設計及應用

趙戰江 張承武 許廣強 李小凡 李舜水 石偉杰 遲宏佳

（1.中海油能源發展股份有限公司監督監理技術公司；2.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院； 3.中海石油（中國）有限公司上海分公司）

隨著油氣勘探開發技術的不斷進步，低孔低滲砂巖油氣藏正在成為世界油氣儲量增長和能源接替的一支新生力量，在油氣勘探開發進程中已呈現出強勁的發展態勢。目前我國陸地油田已經形成了一套成熟的壓裂改造技術體系，而海洋油氣田受完井方式、作業成本、安全要求等因素制約，壓裂改造技術正處在探索階段。同常規完井測試管柱相比，壓裂管柱具有系統壓力高、溫度效應大、砂液沖蝕磨損快、工具砂卡風險高等特點，因此，針對西湖凹陷低孔低滲儲層壓裂作業特點，開展了低孔低滲油氣藏壓裂管柱的優化設計研究，以期實現降低壓裂作業施工風險、減少儲層污染、提高完井時效、提升開發效果的目的。

1 利用現有管柱實施壓裂作業存在的主要問題

目前，東海A油氣田和B油氣田部分氣井利用原井生產管柱實施壓裂作業可以降低施工成本，這是一種比較經濟的模式。但是，由于原井生產管柱結構在設計之初沒考慮后期壓裂的需要，因而不能完全滿足壓裂施工的要求。利用原井管柱實施壓裂作業存在的主要問題包括：

（1）井口設備、油管鋼級、井下工具等耐壓等級不夠。

（2）多級封隔器的下部封隔器驗封困難。

（3）安全閥、生產滑套等井下工具易受砂液影響，可靠性難以驗證。

（4）若不帶氣舉閥，壓裂后不具備自噴排液能力，這時需要連續油管氮氣助排，增加了施工成本。

2 海上低孔低滲油氣藏壓裂管柱優化設計

2.1 優化設計原則

鑒于壓裂作業的復雜性和高風險性，在壓裂管柱優化設計時必須遵循以下主要原則［1］：

（1）管柱的設計既要滿足施工要求，又要使工序簡化，達到保護儲層與提高時效的目的。

（2）優化管串工具配置，達到工具配套齊全、工具性能可靠、準備周期快捷等要求。

（3）要對管柱進行受力分析，保證管串工具的強度要求和變形控制。

井下管柱受到內外壓力、軸向力、屈曲等綜合作用，應根據三向應力計算等效應力來校核管柱強度。根據第四強度理論，等效應力σe為

式（1）中：σr為徑向應力；σθ為周向應力；σz為軸向應力。

管柱安全校核條件為

式（2）中：σs為管材的屈服強度；s為安全系數；［s］為許用安全系數。

（4）應考慮砂液沖蝕、砂卡、后續出砂對氣舉閥、安全閥等井下工具的影響，制定壓裂失敗、砂堵等事故的應急程序及處理手段。

2.2 開發井壓裂管柱優化設計

2.2.1 壓采一體化管柱優化設計

（1）優化設計要求［2］

①配置滿足生產需要的井下安全閥、氣舉閥、藥劑注入閥、井下壓力計和永久式生產封隔器。

②生產管柱為防腐、氣密封扣油管。

③配置滿足壓裂需要的高強度油管、高性能封隔器等井下工具。

④避免壓井作業對儲層的污染。

（2）優化設計方案

用鉆桿送入帶2個FB-1永久封隔器的下部管柱，隔開上部高產儲層和下部目標層，回插帶安全閥、氣舉閥等工具的上部管柱，利用該管柱壓裂施工后直接排液投產。海上低孔低滲油氣藏開發井壓采一體化管柱示意圖見圖1，一體化管柱采用HUNTINGφ73.03 mm×6.5 mm氣密扣13Cr防腐油管，管串工具能滿足壓裂的高等級需要。考慮溫度、膨脹、屈曲和活塞效應的影響，按照設備壓力等級（65 MPa）和最高排量4 m3／min進行強度校核，其結果為：上部管柱收縮變形很大（長度3 600 m的管柱縮短約14.5 m），直徑73.03 mm的油管下壓噸位較小，可增加水力錨進行下端約束，同時施加平衡套壓來緩解油管膨脹效應。2個封隔器之間的油管由于溫度效應和膨脹效應都很大，且無法施加平衡套壓，超出了油管的屈服強度。因此，該優化設計方案安全系數較低，需要提高油管鋼級。

上述海上低孔低滲油氣藏開發井壓采一體化管柱特點為：①壓裂生產集中到一趟管柱，簡化了施工程序，提高了作業效率；不更換管柱，沒有壓井對儲層的污染。②管柱結構復雜，砂液沖蝕影響上部油管和工具的可靠性和使用壽命；為滿足壓裂，需要配置高強度油管和安全閥、氣舉閥等，增加了工具成本。

2.2.2 壓采復合型管柱優化設計

壓采復合型管柱由壓裂管柱和生產管柱組成，兩者配合完成壓裂作業。用鉆桿送入帶FB-1永久封隔器和坐落接頭的下部壓裂管柱，直接用鉆桿壓裂下部目標層，放噴后投放堵塞器封堵已壓開的目標層，起出鉆桿，回插帶安全閥、氣舉閥等工具的上部生產管柱，撈出堵塞器后排液投產。海上低孔低滲油氣藏開發井壓采復合型管柱示意圖見圖2，作業管柱選擇壓裂用鉆桿，上部生產管柱用直徑73.03 mm的13Cr防腐油管，下部壓裂管柱用直徑73.03 mm的NK3SB油管，管串工具的上部回插管柱壓力等級能滿足生產需要。

圖1 海上低孔低滲油氣藏開發井壓采一體化管柱示意圖

按照最大施工排量5.0 m3／min和井口泵壓55.56 MPa（環空有高產裸露儲層，不能施加平衡套壓）進行強度校核，其結果為：管柱長度按3 930 m計算，插入密封總成后下放鉆具10 t，管柱縮短1.087 m；插入密封總成后不下壓鉆具，管柱縮短1.712 m；在密封管加長的情況下，也能滿足壓裂要求；在壓裂過程中，下部管柱內外壓力一致，管柱安全性較高。

上述海上低孔低滲油氣藏開發井壓采復合型管柱特點為：①壓裂管柱結構簡單，施工安全性較高；②兩趟管柱雖然增加了作業程序，但鉆桿壓裂與低成本油管生產經濟性較好。

圖2 海上低孔低滲油氣藏開發井壓采復合型管柱示意圖

2.2.3 壓采管柱優選

海上低孔低滲油氣藏開發井壓采一體化管柱和復合型管柱對比見表1，可以看出，壓采復合型管柱經濟性較好，安全性更高，因此優選壓裂生產復合型管柱作為開發井的壓裂完井管柱。

表1 海上低孔低滲油氣藏開發井壓采一體化管柱和復合型管柱對比

2.3 探井壓裂管柱優化設計

對于海上低孔低滲油氣藏，探井傳統完井工藝為：①下入射孔管柱射開油氣儲層；②下入測試管柱求取自然產能；③下入壓裂管柱評估改造效果。傳統完井工藝中射孔、測試、壓裂均采取獨立作業管柱，工序復雜，施工周期長，作業成本大。射孔測試求取自然產能后，若需增產改造，則要壓井換管柱，儲層易被傷害，從而影響改造效果。

為了提高探井完井效率，減小儲層傷害，對探井壓裂管柱進行了優化，首次設計并實施了探井一體化管柱，一趟管柱實現了射孔、壓裂、測試多項功能［3］，無需更換管柱壓井作業，節約了作業費用。

2.3.1 設計難點

（1）LRP-N測試閥、泄壓閥、旁通閥易受砂粒影響而操作失靈。

（2）當環空壓力超過RD循環閥的破裂盤耐壓值時，破裂盤被擊碎而發生油套管連通，從而影響壓裂時施加平衡套壓。

2.3.2 技術特點

中海油首次設計的海上低孔低滲油氣藏探井射孔-測試-壓裂一體化管柱見圖3，具有如下技術特點：

（1）首次在測試中采用射孔槍自動丟槍裝置。

（2）配置高溫高壓測試工具，首次使用13.4 MPa加強型封隔器。

（3）采用外置式壓力計托筒，不受砂液的影響。

（4）拉開井下工具的環空壓力操作級別，滿足環空打備壓的要求。

（5）兩級RD循環閥設計（上級無球，下級有球），操作壓力約為20 MPa。

（6）由于溫度效應和膨脹效應，壓裂時預計管柱收縮3 m，下入4支伸縮接頭（倒置下入）可消除溫度和膨脹效應變形。

圖3 海上低孔低滲油氣藏探井射孔-測試-壓裂一體化管柱示意圖

3 應用效果

開發井壓采一體化壓裂管柱在渤海渤中25-1油田和東海B油氣田等部分低滲透油氣井進行了應用，取得了較好效果，既滿足了儲層保護的要求，還提高了作業時效。開發井壓采復合型管柱在東海天外天油氣田A6井取得了非常成功的應用，單井節省作業時間2 d，降低作業費用近160萬元，收到了滿意的開發效果。

探井射孔-測試-壓裂一體化管柱首次在東海C井進行了應用，取得了良好效果。該井井深達到4 186 m，溫度158.6℃，全程施工非常順利；壓裂后產氣量2.9×104m3／d，起到了認識低滲儲層的目的，獲得了儲層評價的技術參數。目前探井射孔-測試-壓裂一體化管柱在東海地區累計應用8井次，成功率100%，累計節約作業成本達到6 400萬元。

4 結束語

通過對海上油氣井壓裂管柱的優化設計，形成了較為成熟的海上低孔低滲油氣藏完井管柱方案，對完善具有海洋特色的壓裂技術體系起到了重要作用。壓裂作業施工風險高，壓裂管柱的優化設計應在保證施工安全的前提下向一體化多功能方向發展，只有積極引進國內外專業公司的新工具、新技術，并不斷進行技術創新，才能滿足海上低孔低滲油氣田高效開發的需要。

［1］張鈞，陳璧，等.海上油氣田完井手冊［M］.北京：石油工業出版社，1998.

［2］萬仁溥，羅英俊.采油技術手冊［M］.第九分冊.北京：石油工業出版社，1998.

［3］陳琛，戚斌，雷煒.適用于氣井射孔—壓裂聯作的射孔工藝技術研究［J］.天然氣勘探與開發，2007，30（4）：60-63.