大慶油田?100 mm套損井精細壓裂工藝技術

黃有泉 王金友 張宏巖 程新穎 毛慶波 張春輝

1.中國石油大慶油田有限責任公司；2.中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院；3.黑龍江省油氣藏增產增注重點實驗室

在油田開發過程中由于地質、工程等多種因素，油水井在生產中出現套管變形、套漏等現象，甚至產生成片套損區。套損井由于井筒的不完整性，導致常規增產增注措施無法實施，既影響油井產油效果，也破壞注采井網的完整性，給油田開發帶來了較大影響。針對套損井多層壓裂，國內各大油田均開展了相關研究。新疆吐哈油田采用K341-98封隔器結合噴砂尾管工藝對套變點以下層段進行壓裂，該工藝操作簡單，施工成功率高，但無法精準分層［1］。華北油田研發了水力噴射多簇噴槍不動管柱分層壓裂工藝，利用滑套控制各級小直徑噴槍，壓裂時按順序投入密封球打開對應層段滑套，實施水力噴射壓裂；不攜帶任何封隔器，只利用流體伯努利效應實現層段分隔?，F場試驗單井壓裂達到3段，該工藝主要應用于層間差異較小的井，對于層間差異大或小層分布較多的井其層間分隔能力不足。長慶油田、中原油田也應用水力噴射工藝開展了套損井壓裂現場試驗［2］。大慶油田前期開展的套損井分層壓裂工藝，能夠滿足修復井徑?105 mm以上的套損井壓裂要求，工藝管柱承壓40～45 MPa，通過不動管柱投球方式，實現單趟管柱壓裂2～4段，單層加砂15～20 m3，壓裂層段能夠實現機械分隔［3］。

大慶油田1960年投入開發，1963年發現第1口套損井，60余年來按套損率劃分出現了3次套損高峰，累計套損井已超萬口，其中套損部位在油層以上比例達60%以上。由于前期缺乏成熟高效的壓裂工藝，壓裂改造程度低、剩余油相對富集，在老油田開發后期選井、選層難度越來越大的情況下，挖潛套損井控制的剩余油是提高單井產量和區塊開發效果的有效手段之一。大慶油田長垣老區儲層縱向上發育40～100個含油砂巖，經長期開發各個小層改造及動用程度差異大，常規工藝管柱一般單井壓裂3～4個層段，單個層段內至少2個以上小層合壓，需要精細分層進行針對性改造才能有效動用剩余油，提高單井產量。以提高單井縱向精細分層為目的，研發套損井多層精細壓裂工藝，有效提高套損井小層改造精準程度和施工效率。

1 工藝技術難點

大慶油田套損井套變點在油層部位以上比例約占60%，井筒局部縮徑尺寸已下降至?100 mm，要求工藝管柱外徑既要通過套變點，又要在油層段壓裂改造時達到常規工藝管柱性能。同時油藏改造需要精細改造，單井單次改造段數量要求越來越多，最多已突破10段。前期研發的不動管柱投球分層壓裂工藝由于工具外徑、內徑的限制，不同尺寸密封球級差的排布也相應受到限制。封隔器使用過多也為壓后工藝管柱起出帶來了風險，最多僅能實現單趟管柱壓裂4層，當壓裂層段超過4層時，則需要更換管柱，既降低施工效率，又增加了壓裂工具和作業成本。為此改變了不動管柱投球分層壓裂工藝模式，可采用兩級封隔器攜帶噴砂器單獨分卡目的層，采用拖動上提的方式進行逐層精準改造，無需通過投球開啟滑套逐層壓裂，無密封球級差限制，同時封隔器數量少，降低了管柱遇卡風險。

根據井身結構特點制定了逐層拖動式的套損井多層壓裂工藝方案，每壓裂一層段后小直徑封隔器解封，通過套管反循環關閉小直徑油管防噴閥，上提至下一層段，油管正注開啟小直徑油管防噴閥后再次坐封小直徑封隔器，由小直徑導壓噴砂器進行加砂。工藝管柱變徑點以下工具外徑均為95 mm，滿足井徑100 mm以上套損井多段壓裂要求，主要包括小直徑油管防噴閥、安全接頭、水力錨、小直徑封隔器、小直徑導壓噴砂器和導向死堵組成(圖1)。

圖1 工藝管柱Fig.1 The process pipe string

需要解決以下技術難點：(1)由于拖動式多層壓裂工藝特點，小直徑封隔器需要通過變徑點，多次重復坐封、解封，既要最大限度縮小其外徑便于安全起下，又要保證小直徑膠筒密封常規套管能夠承壓差50 MPa以上，以滿足多層壓裂需要；同時要求封隔器高壓條件下鋼體無變形、膠筒低殘余變形，膠筒和鋼體研發難度較大；(2)小直徑導壓噴砂器提高加砂量，要求1套噴砂器完成全井多層加砂，耐磨蝕性能差會導致工具磨斷，因此對其耐磨蝕性能要求較高；(3)小直徑油管防噴閥需要在逐層拖動時層層防噴，實現多次重復開關防噴難度較大。

2 小直徑關鍵工具研制

2.1 室內研究

2.1.1 小直徑封隔器研制

主要從封隔器膠筒和薄壁鋼體開展研究。小直徑、大擴張比、高承壓的擴張式膠筒，膠筒外徑設計為93 mm，與常規113 mm膠筒相比，膠筒的擴張百分比由9.7%增大至33.3%，受力面積增大2.4倍。常規膠筒殘余變形大、易破損，膠筒損壞嚴重時上提管柱易出現遇卡，因此對其材質、結構、硫化工藝等進行優化。首先改進膠料配方，以改性氫化丁腈橡膠為主料，加入納米級增強劑，提升強度1.7倍；其次設計“鋼絲+簾線+芳綸”結構，優化鋼絲與簾線排布角度為15°，與膠筒端部緊固，采取特殊硫化處理工藝，使鋼絲、橡膠、芳綸簾線和膠漿等變形率趨于一致，解決多種材料分層、斷絲的問題；設計無痕模具，避免膠筒縱向有痕處開裂，進一步提高其承壓性能。室內油浸實驗，0號柴油120 ℃條件下浸泡8 h后，反復疲勞10次承壓70 MPa，殘余變形僅為2.7%，能夠滿足現場要求［4］。

研發薄壁、承高壓封隔器鋼體。為滿足小直徑封隔器小外徑、大通徑的結構設計要求，將封隔器鋼體外徑設計為95 mm，鋼體壁厚為6.5 mm。封隔器材質選擇40CrMnMo調質錳鋼，在價格、強度、加工難易等方面具有綜合優勢。對40CrMnMo封隔器鋼體進行受力分析(圖2)，承壓70 MPa時鋼碗與膠筒接觸處出現擴徑現象，相應的室內實驗結果也表明擴徑現象嚴重，鋼體外徑由95 mm增加至101.5 mm，僅能承壓1次，再次坐封膠筒與鋼體接觸處清水噴出，膠筒無法密封，現場應用將帶來管柱遇卡風險。根據材質特點優選鹽浴淬火熱處理工藝，達到高強度鋼的性能，室內承壓實驗表明熱處理措施有效，鋼體承壓70 MPa后無變形［5］。

圖2 常規調質鋼體承壓受力分析Fig.2 Pressure-bearing analysis of conventional quenched and tempered steel body

2.1.2 耐磨蝕小直徑導壓噴砂器研制

小直徑導壓噴砂器為適應套損井的壓裂要求，外徑由常規的115 mm縮至95 mm［6］。外徑縮小后環空體積增大，在排量及加砂量不變的條件下，壓裂時易形成渦流造成噴砂口兩側磨蝕嚴重，影響施工規模和安全性［7］。采用“防、疏”相結合的措施：（1）在噴砂口處及下部采用特殊熱處理工藝提高硬度或進行噴涂硬化處理［8-10］，減小攜砂液接觸到套管后，對導壓噴砂器造成的返濺磨蝕，提高噴砂器耐磨蝕能；（2）噴砂口處增加內襯套，采用“斜截面+多孔”結構(圖3)并對噴砂孔數、間距進行優化，減少渦流的同時改變液流方向，減輕噴孔噴出攜砂液對外壁面的直接沖蝕?，F場實際應用小直徑噴砂器加砂量由80 m3提高至230 m3以上,可滿足大慶油田長垣老區壓裂改造規模需求。

圖3 斜截面多孔噴砂結構Fig.3 Multiaperture sandblaster with oblique section

2.1.3 小直徑油管防噴閥研制

為解決逐層拖動上提管柱時油管防噴問題，研發了壓控式可重復開關小直徑油管防噴閥，利用液體從油管或套管注入時產生的油套壓差控制其開關，優化設計重復開關控制機構與重復密封機構。

重復開關控制機構，主要利用“面積差活塞+壓簧”結構實現，當壓差作用于面積差活塞推動壓簧帶動開關滑套移動，從而使密封閥板開啟或關閉。壓差的形成不但與液體注入排量相關，也與不同區塊地層壓力參數、防噴閥的下入深度等因素密切相關。在設計時要合理設計結構參數，避免因控制壓差較低造成防噴閥誤關閉，或者控制壓差過大不易關閉。為此，依據大慶油田長垣老區地層壓力系數，優化設計面積差活塞和壓簧結構參數，總體設定關閉壓差5～6 MPa。該結構也可以根據其他區塊不同地層壓力進行參數調整，滿足不同工況條件需要。

重復密封機構，主要包括橡膠密封件(圖4)、閥板及扭簧。閥板在扭簧作用下關閉并在液體壓力下壓縮橡膠密封件從而形成密封，避免井內液體從油管溢出，從而實現油管防噴。扭簧由于工作次數頻繁，因此材料選擇要具有較高的屈服強度、較好的韌性、較低的熱敏感性以及較好的耐H2S、CO2等腐蝕介質性能。經室內實驗優選特種高彈性合金鋼材質加工扭簧，同常規彈簧鋼材質相比，彈性和抗疲勞性能可提高30%。閥板設計應采用輕質鋁合金材料，降低閥板質量可提高防噴閥關閉可靠性。

圖4 密封機構實物Fig.4 Real picture of the sealing mechanism

2.2 現場試驗

采用該工藝開展現場試驗109口井，施工成功率100%，單趟管柱最多精細壓裂11段。工藝管柱結構簡單，封隔器性能高，且使用封隔器數量少，施工安全性大幅度提高?，F場應用壓裂后工藝管柱均順利起出，壓后單井平均日增油5 t/d以上。以N5-X井為例，該井為地質目標薩爾圖油層的修復套損井，2016年首次壓裂 1～2號層 (深度 1 035.3～1 046.0 m)，初期穩產 5.4 t/d，至 2019年底降至2 t/d以下。因此對該井1～2號層進行重復壓裂，同時下部地質條件較好未壓裂的 3～5號層 (深度1 110.1～1 133.0 m)進行初次壓裂 (表1)。

表1 N5-X井壓裂井段射孔數據Table 1 Perforation data of fractured well section in Well N5-X

壓裂前通井時在1 083.7 m處發現套變，井徑縮小至106 mm，無法采用常規工藝壓裂。更改原壓裂方案，采用套損井精細分層壓裂工藝，最小隔層1.0 m，單趟管柱壓裂5段，單套噴砂器加砂230 m3，實現了縱向上多個層段均衡改造。壓裂施工后封隔器膠筒、鋼體無變形，導壓噴砂器磨蝕較小，工藝管柱順利起出，壓后初期產油12.83 t/d，年累產2 800 t，提高了單井產量，實現了剩余油的有效挖潛。

該井所在區塊套損油水井較多，大部分處于關井狀態，區塊井網不完善，影響了整體注采平衡。因此集中開展了套損井治理與壓裂改造，采用該技術對8口水井、5口油井分別進行了精細改造，措施后開井率由85%提升至97%，完善了注采井網，提高區塊整體開發效果。

3 工藝技術優勢

常規分層壓裂工藝單趟管柱壓裂2～4段,單層加砂量 15～20 m3，承壓 50 MPa，適用?105 mm 及以上井徑。拖動式套損井精細分層壓裂工藝與之相比具有4方面優勢：（1）單趟管柱壓裂段數多，單井1次壓裂施工可完成11段細分壓裂，避免了因壓裂段數多而多趟更換管柱，既提高精細改造程度，也大幅提高了施工效率，同時節約了施工成本；（2）單層加砂量大，單套噴砂器可加砂230 m3，有利于滿足油藏大規模加砂提高儲層改造體積的需求；（3）承壓性能更高，工藝管柱整體達到承壓70 MPa，可以滿足部分低滲透儲層壓裂改造需要，拓寬了工藝適應領域；（4）適應井徑更小，能夠滿足?100 mm井徑套損井分層壓裂，提高了可改造套損井比例。以大慶油田為例，套損井可改造比例提高了40%以上，減少了報廢井數；同時該工藝配套了適合拖動式壓裂工藝的油管防噴閥，可實現環保施工，減少廢液拉運處理，降低了環保措施成本。

4 結論

(1)成功解決了套損井壓裂工藝既要小直徑、高通過性又要精細分層壓裂的技術難題，細分壓裂段數達到11段、適應井徑?100 mm，改變了套損井因壓裂工藝不配套長期處于無法細分壓裂的現狀，有利于注采開發井網完善和套損井剩余油的挖潛。

(2) 該工藝管柱結構簡單、安全性高，但由于雙封隔器間連接的油管長度固定，對于單井改造各層段厚度差異大無法共用同一卡距時，需要更換管柱調整封隔器間卡距，有待進一步完善。

(3)該工藝不僅適用于修復套損井精細壓裂，也適用于?100～124 mm小尺寸套管井分層壓裂，發展配套連續油管作業設備，可進一步提高施工效率。