蘇里格致密氣田叢式井組連續油管一體化壓裂技術

張燕明 問曉勇 楊海楠 畢曼 周長靜 郝瑞芬

1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田上古生界盒8、山1層為典型的致密砂巖儲層，屬于低孔、低滲、低壓油藏，平均孔隙度5%～12%，平均滲透率(0.01～2.00)×10-3μm2，儲集層砂體縱向多期疊置，橫向非均質性強，壓力系數低，分壓合采是實現該氣田經濟有效開發的關鍵技術手段，前期通過探索試驗，初步形成了一套具有長慶特色的以機械分層壓裂為主體的壓裂配套技術，滿足了氣田建產要求［1］。隨著氣田開發方式和壓裂理念的不斷轉變，機械分層壓裂工藝最高施工排量、最大分層壓裂級數不能滿足多層高排量的技術發展需求，同時其壓裂井筒管柱復雜、完整性差，無法滿足后期測試以及重復改造等作業需求，增加后期作業難度和成本［2］。

2016年，針對長慶油田致密多層系叢式井組開發，結合連續油管作業技術優勢，形成了致密氣藏多層系叢式井組連續油管一體化壓裂技術［3］。該技術實現了壓后井筒全通徑，滿足了壓后采氣剖面測試、采氣等工程作業的需求；實現了通洗井一體化、射孔壓裂一體化、排液生產一體化和壓裂液供、儲、配、收循環模式，達到了進一步提效降本的目的［3］。

1 壓裂設計原則

蘇里格氣田致密砂巖多層系發育，部分發育高角度天然裂縫，特別是蘇里格氣田東區微裂縫較發育，裂縫復雜指數主要分布在0.3～0.5［1］，結合儲隔層特征及裂縫縱向延伸規律，確定了“層間分壓、層內合壓”的設計原則。

通過研究偶極聲波測井數據，對縫高按照砂體厚度、壓裂施工注入排量進行歸一化處理，發現砂體厚度與縫高延伸度成正相關關系，依此確定混合水壓裂設計的排量界限，進而形成了不同類型高排量混合水設計模式［1,4-5］。

針對蘇里格氣田薄互層的隔層為純泥巖且厚度在3～6 m的具有一定遮擋條件的儲層，通過控制排量、液體黏度等參數，可增加單層有效支撐縫長，實現薄互層橫向有效改造；薄互層隔層為砂質泥巖且厚度小于3 m的儲層不具備分層壓裂條件，設計采用高排量混合水壓裂模式，縱向上突破薄夾層，橫向上增加裂縫長度，擴大改造體積。

2 壓裂工藝優選

基于長慶氣田儲層地質特征，對比分析國內外現有分層壓裂工藝的優缺點及適應性(見表1)，優選出連續油管帶底封噴砂射孔壓裂工藝為蘇里格氣田叢式井組直井壓裂改造工藝［6-10］。

表1 長慶氣田多層壓裂工藝對比Table 1 Comparison between multilayer fracturing technologies in Changqing Gasfield

該工藝采用連續油管噴砂射孔、環空注入壓裂方式，與常規機械分層壓裂工藝相比，同時具備薄互層定點精細分層壓裂、高排量混合水壓裂作業技術優勢。施工排量最高可達8 m3/min，分層壓裂級數不受限制，壓后套管全通徑有利于后期生產及作業，可選擇性開采。

3 關鍵施工工具

研制了連續油管帶底封分層壓裂工具串，集精確定位、噴砂射孔、高排量壓裂、層間封隔功能為一體。管柱結構從下至上依次為(圖1)：導向扶正器+機械式接箍定位器+機械錨定器+Y211封隔器+平衡閥+噴射器+機械式安全丟手接頭+連續油管外卡瓦式連接頭+連續油管至井口，其核心工具包括機械定位器、底封封隔器以及噴射器，關系到準確定位、射孔效率、已壓層暫堵、施工的成敗和作業效率。

圖1 連續油管帶底封分層壓裂井下工具串Fig.1 Coiled tubing with undersealing separate layer fracturing tool string

3.1 機械定位器

卡塊式機械定位器(圖2)利用連續油管上提時上提力的變化來尋找套管接箍的位置，進而達到校深的目的。自主設計研發的機械定位器最大外徑130 mm，全長 650 mm，最小通徑 30 mm，適用于?139.7 mm套管作業。室內經過多次測試實驗，結果表明，定位時的拉力變化值ΔF比較穩定，均值為6.1 kN，滿足設計預期值 (4.9～9.8 kN)。

圖2 卡塊式機械定位器Fig.2 Block type mechanical locator

3.2 底封封隔器

常規封隔器不可以連續解封和坐封，不能滿足連續油管拖動作業需求，因此研發了連續油管Y211型底封封隔器(圖3)。連續油管底封封隔器的工作原理：拖動管柱至設計位置，下放油管(連續油管)，軌道換向，下壓一定噸位，封隔器卡瓦張開，繼續下壓，膠筒被壓縮，封隔器完成坐封后進行射孔、壓裂，壓后直接上提管柱，封隔器解封，上提至下一個壓裂位置重復以上操作。具有高性能密封膠筒和單體式密封結構，在 150 ℃、70 MPa條件下，反復開展了13次密封承壓實驗，單向穩壓1 h不泄露，泄壓后能夠正常恢復，滿足該項工藝多次坐封、解封作業需求。

圖3 底封封隔器Fig.3 Undersealing packer

3.3 噴射器

研發適應連續油管小排量施工的噴射器(圖4)，在保證噴射速度160～220 m/s范圍內，優化噴射器噴嘴為4個，噴嘴直徑為4.5 mm，噴射速度達到183 m/s(表2)，確保射孔后一次起裂成功［11］。

圖4 噴射器Fig.4 Ejector

表2 連續油管噴砂射孔參數優化結果Table 2 Optimization results of abrasive perforating parameters of coiled tubing

4 安全施工配套技術

4.1 連續油管強度校核

由于連續油管反復起、下鉆均會受到不同程度的循環應變損傷，為確保連續油管作業安全，開展了連續油管強度校核。

利用軟件模擬連續油管屈服極限與下入深度，同時模擬實際井況起下油管時的應力極限值，確定連續油管最高施工壓力，指導實際施工作業。跟蹤連續油管使用歷史數據，對其進行疲勞分析，通過連續油管疲勞強度模擬曲線診斷受力薄弱點。

4.2 壓裂井口保護裝置

由于壓裂時攜砂液直接沖蝕連續油管，因此研發連續油管井口保護器，采用襯套式結構設計，避免了對連續油管的直接沖蝕，把原來直線型的注入孔設計為離心狀(圖5)，進而改變液體的沖蝕角度，減少了壓裂時反濺對井口本體的傷害。

圖5 注入四通示意圖Fig.5 Sketch of injection cross joint

4.3 防砂工藝設計

連續油管分層壓裂在水力噴砂射孔時，射孔區域易形成“射流負壓區”，易引發底封封隔器解封并導致下部已壓裂層吐砂。為了防止封隔器解封，設計給油套環空中的循環射孔液施加略高于已施工儲層壓力3～5 MPa的“回壓”來阻止底封封隔器解封。“回壓”值依靠地面節流管匯對環空循環液體節流來控制。

5 叢式井組一體化作業模式

目前蘇里格氣田叢式井組試氣壓裂作業模式、作業流程仍然是以依靠人力為主、機械化為輔的傳統作業組織模式，人員勞動強度大，施工效率低，作業成本和井控風險高［2,5,7,10］，迫切需要革新換代。研究形成的叢式井組一體化壓裂作業模式，以提速、提效為目標，利用連續油管帶壓作業整合叢式井組的相同作業工序，連續作業，加快施工進度，縮短試氣周期，提高作業效率。

蘇里格氣田叢式井組連續油管一體化作業模式主要由通井洗井一體化、射孔壓裂一體化、排液生產一體化3個階段的模塊化作業組成(圖6)。叢式井組越大、井數越多，批量化作業模式優勢越明顯。

圖6 氣田叢式井組連續油管一體化作業模式流程圖Fig.6 Flow chart of coiled-tubing integrated operation of multiwell cluster

5.1 通井洗井一體化

直/定向井的井筒準備階段主要由通井、洗井、試壓等作業工序組成。叢式井組采用連續油管進行通井、洗井、試壓一趟作業，擺脫了常規試氣工序對試氣井架的依賴，提高了自動化程度，降低了作業強度，最大限度地提高了設備利用率、減少了井間工序等待時間。對比叢式井組連續油管壓裂井和常規壓裂井井筒準備作業周期，以5叢式井組為例采用常規壓裂作業模式壓前準備需要20 d，若采用連續油管壓裂作業模式壓前準備只需要5 d，大大縮短了井組試氣周期。

5.2 射孔壓裂一體化

連續油管帶底封分層壓裂井下工具串集成射孔(水力噴砂射孔)和封隔下層功能，實現常規電纜射孔作業以及機械封隔器分層壓裂的目的，避免了人員直接接觸風險源，降低了常規工藝在射孔、下壓裂鉆具等工序中的井控風險。單井射孔壓裂周期較常規作業可縮短2～3 d，進一步提高了壓裂作業效率。

5.3 排液生產一體化

蘇里格氣田平均地層壓力系數為0.8～0.9，壓裂液返排難度大，可通過減少壓井作業等環節，提高壓裂液返排率，降低壓裂液滯留時間，減少儲層傷害。連續油管排液生產一體化作業方式采用不壓井帶壓作業裝置，帶壓作業下入?60.3 mm生產管柱，避免壓井對儲層的傷害，并通過縮小管徑，使攜液能力提高到常規完井管柱的2～3倍，單井排液周期縮短3～5 d，有利于氣井長期穩產 (圖7)。

6 壓裂液回收再利用模式

蘇里格氣田地表多為沙漠、草地，地形平坦，區內交通便利，水資源豐富。前期采用儲液罐蓄水的供水模式，耗費了大量的井場準備和備水時間，且兩口井壓裂作業有間隔，需重新備水，影響壓裂施工效率［3,12-13］。叢式井組連續油管作業模式采用“井場水源井+大容量儲水系統+實時連續混配+壓裂液重復利用”的供、儲、配、收一體化壓裂用水循環模式［13］，大幅度縮短了壓裂備水時間、減少了壓裂等停時間，實現了連續作業。

采用蓄水池和緩沖罐集中供水模式，節約了備水時間；同時在壓裂施工時配套使用連續混配技術，配液與壓裂施工同步進行，無需獨立配液時間，減少了壓裂等停時間，全面提升了施工效率，并較常規液體準備模式節約10%～20%的液體預備量。

此外，為了提高水資源利用率、減少污水排放、緩解環保壓力，對壓裂返排液實施回收再利用。根據壓裂返排液水質特點及現場再利用要求，研發了壓裂返排液處理裝置，主要處理流程為“混凝沉淀+過濾殺菌+污泥脫水”，對于黏度和廢水酸堿性達不到要求的廢水，采用預氧化+調節pH處理工藝，通過加入離子屏蔽劑達到重復交聯的配液水質標準［13］(圖8)。

圖7 蘇里格氣田不同完井管柱臨界攜液流量與井口壓力關系曲線圖Fig.7 Relationship between the wellhead pressure and the critical fluid carrying flow rate of different completion strings

圖8 壓裂返排液處理流程示意圖Fig.8 Sketch of flowback fracturing fluid treatment flow

通過該工藝處理后的液體主要控制指標滿足長慶氣田配液水質指標要求，見表3。

表3 壓裂返排液處理前后水質指標對比Table 3 Comparison of water quality index before and after the treatment of flowback fracturing fluid

7 現場應用

截至2018年12月底，在蘇里格氣田現場試驗32個叢式井組共201口井，全部采用精細分層、高排量混合水壓裂工藝設計，連續油管一體化作業模式。壓后試驗井初期單井平均日產氣量較對比井提高15%，增產效果明顯。平均單井壓裂作業周期由常規模式的19.5 d縮短至11.0 d，作業效率較常規作業模式提高近1倍。此外，連續油管一體化作業井組使用供、儲、配、收一體化壓裂用水循環模式，大幅度提高了備水效率，實現了井組連續施工作業，壓裂液重復利用率達90%以上，降低作業用水成本30%以上。

8 結論

(1)連續油管一體化作業實現了井筒準備、壓裂、生產一體化作業，井組施工效率較常規機械分層壓裂工藝提高一倍以上，單井產量提高15%以上。

(2)研發的壓裂返排液處理裝置大幅度提高了壓裂液重復利用率，有效緩解了環保壓力。

(3)該工藝目前不能解決上、下古生界碳酸鹽巖儲層分壓合采的問題，配套設備不完善，施工成本也比較高。