固井滑套多簇體積壓裂在大牛地氣田致密砂巖氣藏的應用

劉 威

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南鄭州 450006）

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地北部，隨著開發不斷深入，可動用儲量逐漸減少，未動用儲量僅占探明儲量的12.1%，儲層品位大幅下降，主要表現為砂體變薄、物性變差、非均質性變強等。大牛地氣田主要采用可溶橋塞分段壓裂工藝，該工藝能夠實現大規模、大排量施工，可提高物性變差后氣藏的改造體積。隨著開發節奏的加快，如何在滿足改造要求的前提下，大幅提高壓裂作業效率是重要的優化方向。固井滑套多簇體積壓裂采用投球打開滑套的方式[1-3]，區別于需要連續油管打開固井滑套的設計，可在滿足多簇體積改造、井筒大通徑的同時進一步提高作業效率，并在大牛地氣田致密砂巖水平井開展了先導試驗。

1 固井滑套多簇體積壓裂技術

1.1 技術特點及工具組合

固井滑套多簇體積壓裂技術為無限極高效的作業方式，配套一球打開多個滑套，從而實現多簇體積壓裂的設計。該技術無需泵送橋塞或者下入連續油管，節省泵送液體及整體壓裂作業時間；無需連續油管及電纜作業的射孔及橋塞坐封，降低作業風險；采用硬質合金的噴嘴消除沖蝕孔眼，確保壓裂液各層分配均勻，形成更高效的多簇體積壓裂復雜裂縫，增大了改造體積和提高了氣井產量。

固井滑套多簇體積壓裂工藝的工具主要由固井壓裂滑套（固定徑球座）、固井壓裂滑套（可變徑球座）和趾端滑套組成。固井壓裂滑套（固定徑球座）在單簇改造層段中設計，固井壓裂滑套（可變徑球座）配套固井壓裂滑套（固定徑球座）在多簇改造層段中設計，趾端滑套使用在第一個壓裂層段。

1.2 施工步驟

（1）完井過程中，進行刮管與通井作業，確保固井滑套多簇壓裂工具在井筒中順利下入。

（2）固井滑套工具入井后，對套管接箍定位器定位、校深，確保下入設計位置。

（3）完井結束后，開始施工作業，提高泵壓至趾端壓裂閥后打開趾端滑套，進行第1段加砂壓裂。

（4）第2～8段投入坐封球后，進行送球及球入座開滑套，滑套開啟后進行第2～8段壓裂施工。

（5）壓裂結束后，安裝捕球器，準備放噴排液求產。

1.3 關鍵配套技術

固井滑套多簇體積壓裂技術是一個龐大的系統工程，包含鉆井作業、壓裂作業和試氣作業等多個環節，其中一個環節出現問題，可能導致整個周期及后期效果受較大影響，因此配套工藝技術的優化也尤為關鍵。為了保障固井滑套多簇體積壓裂技術的順利施工和壓后快速見氣，對不同種類滑套順利打開及壓后液體快速返排進行了優化設計。

1.3.1 可變徑固井滑套設計

通過可變徑固井滑套實現多簇體積壓裂，可變徑固井滑套由本體、滑套總成，變徑球座總成等部分組成。首先當球到滑套位置后加壓，剪切滑套推筒上的銷釘作用在球上，開始推動變徑球座和滑套前進，滑套就位連通井筒和套管環空，同時變徑球座與滑套之間的開關也被打開；其次可變徑球座繼續向前移動，球座與本體有了一定環形空間，球座逐漸張開至球可以完全通過，同時激活滑套的限位開關，鎖死滑套；最后坐封球下移至下一個可變徑或者定徑球座。同一個球最多能一次開啟三個變徑球座，若與一個定徑球座配合，可實現一段內四簇的壓裂要求。因此可變徑固井滑套能否順利打開是多簇體積壓裂的重要環節，是可變徑固井滑套設計的重中之重。

1.3.2 井口捕球設計

為了實現壓后大通徑，固井滑套多簇體積壓裂設計球直徑最大能達到95.25 mm，防止壓后放噴過程中球堵塞放噴管線，造成無法順利捕球和試氣作業停止。為了縮短試氣周期，達到減小儲層傷害的目的，設計了一種無間歇沉降式捕球器。

無間歇沉降式捕球器結構由左至右依次為：法蘭、外筒、沉降筒、全通徑閥門、多孔篩網和變徑絲扣（圖1）。通過法蘭將外筒連接到采氣樹，沉降筒通過焊接方式與外筒連接為一體，全通徑閥門直接組裝在沉降筒的管柱上，最后再通過變徑絲扣將無間歇沉降式捕球器組合體與放噴管柱連接，形成一個完整的放噴管線流程。為了保證多孔篩網的牢固，多孔篩網通過鑄造與捕球器外筒連為一體。

圖1 無間歇沉降式油氣井井口捕球器示意圖

無間歇沉降式捕球器結構簡單，放噴試氣無需關井，且能實現放噴管線全通徑，操作安全，能準確求出氣井真實產能，不影響放噴排液、試氣作業。

2 工藝優化及現場應用

2.1 施工參數設計

2.1.1 裂縫參數優化

（1）裂縫縫長：裂縫長度優化取決于儲層有效滲透率，儲層有效滲透率越小，需要的裂縫支撐半長越大。大牛地氣田有效滲透率主要為0.3×10-3～1.0×10-3μm2，優化裂縫半長為150.0～250.0 m。

（2）導流能力：通過對裂縫導流能力及加砂量進行優化，大牛地氣田的水平井裂縫最佳導流能力為25～30 μm2·cm。

（3）簇間距：針對低滲儲層的特點，根據誘導應力計算模型，利用三維壓裂模擬軟件，建立誘導應力場中井筒地應力分布模型，并分析得到裂縫轉向臨界位置，對簇間距進行優化，最優的簇間距為10.0～20.0 m。

2.1.2 施工參數優化

（1）平均砂比：利用壓裂軟件模擬優化不同平均加砂濃度下的裂縫導流能力[4-5]，當導流能力為30 μm2·cm時，對應平均加砂濃度為420 kg/m3，對應的平均砂比為24.7%（圖2）。綜合考慮現場施工風險，優化的平均砂比為23.0%～25.0%。

圖2 不同加砂濃度下的裂縫導流能力

（2）加砂規模：加砂規模優化綜合考慮導流能力裂縫的幾何尺寸、安全施工及經濟性等因素，根據不同砂體厚度，利用壓裂模擬軟件進行優化模擬[6-10]，從而確定合理較優的加砂規模。不同砂體厚度條件下，支撐縫長均隨加砂量的增加而增加（圖3）。加砂量過少會影響具導流能力的支撐縫長過短；但是加砂量過多，一方面影響到安全施工，一方面增加成本。綜合不同加砂量對導流能力和裂縫形態的影響，最終優化砂體厚度8.0 m，加砂量40.0 m3；砂體厚度12.0 m，加砂量50.0 m3；砂體厚度16.0 m，加砂量60.0 m3。

圖3 支撐縫長隨加砂量變化曲線

2.2 現場應用

2.2.1 單井基本情況及設計思路

A井是大牛地一口開發水平井，砂體厚度11.0 m，氣層厚度10.6 m，上下部隔層8.0～10.0 m，孔隙度7.9%，滲透率0.8×10-3μm2，含氣飽和度50.1%，第3、4、6、7段平均全烴11.2%～20.5%，第1、2、5、8段平均全烴2.1%～6.5%。根據該井砂體厚度和遮擋層分布情況，采用長縫壓裂設計思路。結合不同層段鉆遇顯示，進行差異化的設計，第3、4、6、7段采用多簇大規模壓裂，簇間距20.0 m，壓裂規模55.0～60.0 m3，平均砂比25.0%；第1、2、5、8段采用單簇壓裂，壓裂規模45.0～50.0 m3，平均砂比23.0%。

2.2.2 施工情況及壓后效果

A井第1段通過提高泵壓至趾端壓裂閥后打開趾端滑套，進行第1段加砂壓裂；第2～8段投入坐封球后，進行送球及球入座打開滑套，滑套開啟后依次進行第2～8段壓裂施工。從施工曲線（圖4）來看，投球打開滑套顯示明顯，一天順利完成8段壓裂施工，固井滑套工具可靠，較可溶橋塞和連續油管壓裂工藝作業效率提高了86.5%。該井累計入地液量3 428.2 m3，加砂量418.8 m3。試氣過程液體放噴順暢，壓裂球未堵塞放噴管線，后期拆除捕球器，成功捕到兩個壓裂球。

圖4 A井第6段施工曲線

A井壓后投產初期，油壓8.6 MPa，穩定氣產量1.22×104m3/d，在物性及鉆遇顯示差于鄰井、壓裂段數少于鄰井的情況下，獲得和鄰井相近的產量（表1），說明固井滑套多簇體積壓裂技術能夠增大改造體積，壓后效果較好。

表1 A井與鄰井參數對比

3 結論

（1）固井滑套多簇體積壓裂技術是國內提高改造體積較為前沿的工藝，為無限極分段高效作業方式，配套一球打開多個滑套，滑套噴嘴采用硬質合金消除沖蝕孔眼，確保壓裂液各層分配均勻，并通過多簇體積壓裂形成更為復雜的裂縫，最終達到提高產量的目的。

（2）利用壓裂模擬軟件對固井滑套多簇體積壓裂的施工參數進行優化模擬，確定最優施工參數，平均砂比為23.0%～25.0%，加砂規模為45.0～60.0 m3。先導試驗井一天順利完成8段壓裂施工，較可溶橋塞分段壓裂工藝作業效率提高了86.5%。壓裂施工過程中各段投球打開滑套顯示明顯，工具可靠。

（3）對比鄰井地質情況和施工參數，壓后效果在物性及鉆遇顯示差于鄰井，壓裂段數少于鄰井的情況下，獲得和鄰井相近的產量，說明固井滑套多簇體積壓裂技術可實現增大改造體積的目的，壓后效果較好。