小直徑大砂量多層壓裂技術在低滲透油田的應用

楊文敏

中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院（黑龍江 大慶 163318）

0 引言

中石油大慶長垣外圍某低滲透油田主要開采低豐度薄互葡萄花油層和特低滲透扶余油層，歷經30 余年的開發，油田已經進入高含水開發階段，剩余油分布零散，穩油控水難度加大。面對老井產量遞減、新井產能貢獻減少的現實與原油持續穩產的形勢壓力，壓裂成為低滲透油田剩余油挖潛的必然措施[1-3]。隨著多年開展的壓裂措施，壓裂選井、選層越來越難，重復壓裂井數越來越多，壓裂增油效果逐漸變差，增液不增油現象突出[4-5]。

由于受到壓裂工藝中封隔器和噴砂器尺寸的限制，一些套損修復井區域的壓裂改造程度低、剩余油相對富集，成為剩余油挖潛的主要對象[6]。大慶油田自2004年開始相關技術的研究，2006年對大慶長垣內部套變修復井進行了小直徑井壓裂試驗，技術對套管內徑大于Φ108 mm、承溫小于50 ℃的井適用，其封隔器承壓差35 MPa，單支噴砂器最大加砂量12 m3，不動管柱坐壓2層[7-8]。由于大慶長垣外圍低滲透油田油層深度大，射孔層位井溫基本在62 ℃以上，而該技術的適應井溫低，不能滿足基本的施工要求，并且由于管柱坐壓層數少、加砂量小，無法滿足低滲透油田壓裂的需求。2018 年小直徑井壓裂技術實現對套管內徑大于Φ104 mm，承溫小于100 ℃的井適用，其封隔器承壓差50 MPa，單支噴砂器最大加砂量40 m3，可不動管柱坐壓4 層，逐步形成了較為完善的小直徑大砂量多層壓裂技術[9-12]。但是，大慶長垣外圍某低滲透油田現有套損修復井570余口，小井眼井110余口，現有小直徑壓裂技術對套管內徑大于Φ104 mm的技術要求，對四寸半的小井眼井（套管內徑Φ114.3 mm）可以應用[13-16]，而對于套損修復井只有60%以上可以應用。要使小直徑壓裂技術的適用更加廣泛，對套損修復井的覆蓋率至少要達到75%，需要對套管內徑在Φ102 mm以上的套損修復井進行應用。

為進一步挖掘某低滲透油田剩余油潛力，探索完善低滲透油田小直徑壓裂技術，套損修復井和小井眼井的小直徑壓裂技術應用效果，對低滲透油田剩余油措施挖潛及開發評價具有重要意義。

1 低滲透油田小直徑壓裂工藝

1.1 小直徑封隔器

小直徑封隔器對外徑的限制決定了膠筒必須要產生更大的變形，而且不能損壞，這對膠筒的承壓性能和伸展性能的要求比常規封隔器要高。同時，膠筒坐封對封隔器鋼體的應力隨著封隔器的外徑越小而變得越大，封隔器鋼體的屈服強度要求也要比常規封隔器要高。

針對小直徑封隔器的需求，研究了Φ98 mm 型小直徑封隔器（表1），采用了4項技術：

表1 小直徑封隔器的主要參數

1）封隔器鋼體的材質采用42CrMo材料，對中心管采用割縫工藝，抗拉強度1 080 MPa，抗內壓強度50 MPa，提高了小封隔器鋼體部分的抗變形能力，確保封隔器坐封強度。

2）封隔器下膠筒座采用浮動式設計，可以實現長度補償，消除封隔器部分應力，改善受力狀況，有助于封隔器解封順暢。

3）封隔器內設計有濾砂結構的導壓通道，封隔器膠筒坐封時，膠筒內部只進液膨脹，防止了膠筒內部砂卡影響收放性能。

4）封隔器膠筒材質采用鋼絲氫化丁腈橡膠（HNBR），耐溫120 ℃，抗內壓強度50 MPa，提高了膠筒的耐溫、承壓和伸展性能，保障了坐封與解封成功率。

1.2 小直徑噴砂器

噴砂器要做到小直徑，可以同時減小各部件壁厚，但會降低噴砂器的強度與耐磨能力，若在優化材質的同時也優化噴砂器結構，可以在保證噴砂器強度與耐磨能力的同時滿足噴砂量的技術要求。

針對小直徑噴砂器的需求，研究了Φ98 mm 型小直徑噴砂器（表2），采用了3項技術：

表2 小直徑噴砂器的主要參數

1）優化結構設計，增加中心管壁厚并選用合金材質，抗內壓強度74.8 MPa；增加出砂口面積減少磨損，最大施工排量4.5 m3/min。

2）根據排量設計不同型號的噴砂器，滑套式最大內徑Φ36 mm、無滑套最大內徑Φ47 mm，單層最大加砂量40 m3，滿足大排量施工需求。

3）將凡爾座與下接頭采用銷釘連接，避免大排量施工時凡爾座旋轉脫扣；同時增加了活動凡尓限位機構，保證彈簧不會被過量壓縮損壞。

1.3 工藝管柱結構優化

為進一步擴大工藝適用范圍，降低套損點位置限制，配套了Φ98 mm型水力錨，并優化小直徑封隔器與噴砂器多層壓裂管柱配置（圖1），利用噴砂器設計的無套、Φ30 mm、Φ33 mm、Φ36 mm 4 種，配合Φ32 mm、Φ35 mm、Φ38 mm 3種投球，適用套管內徑大于Φ102 mm 的小直徑井不動管柱4 層壓裂，滿足大慶長垣外圍低滲透油田的壓裂措施需求。

圖1 小直徑大砂量多層壓裂管柱配置

1）Ⅰ型管柱結構配置：套變修復點位于壓裂層上方，且距離壓裂層≥3.5 m 時，采用封隔器坐封壓裂層上下隔層，噴砂器靠近下部封隔器進行壓裂，進而避免對套變修復點產生二次變形，如圖2（a）所示。

圖2 小直徑大砂量多層壓裂4種管柱類型

2）Ⅱ型管柱結構配置：套變修復點位于壓裂層上方，但距壓裂層＜3.5 m 且＞2.8 m 時，采用封隔器坐封壓裂層上下隔層，噴砂器靠近下部封隔器進行壓裂，同時在套變修復點上部加裝封隔器并輔助應用平衡器進行壓裂，進而避免對套變修復點產生二次變形，如圖2（b）所示。

3）Ⅲ型管柱結構配置：套變修復點位于壓裂層上方，距壓裂層≤2.8 m 時，將上部封隔器坐封在套變點上方2 m 左右，噴砂器靠近下部封隔器進行壓裂，進而避免對套變修復點產生二次變形，如圖2（c）所示。

4）Ⅳ型管柱結構配置：套變修復點位于一個壓裂層時，將其余鄰近壓裂層合并，噴砂器靠近下部封隔器進行壓裂，進而避免對套變修復點產生二次變形，如圖2（d）所示。

根據套損點與壓裂層之間的位置，組成4 種管柱類型，保證層間不竄的同時也保護不同位置的套變修復點。

2 技術應用及效果

2.1 小直徑壓裂技術應用情況

小直徑大砂量多層壓裂技術現場試驗應用5口井，其中套變修復井3口、小井眼井2口。平均壓裂層段3.2 層、砂巖厚度2.4 m、液量103.1 m3、砂量12.3 m3、加砂強度5.5 m3/m，套變修復井最小直徑103.1 mm，壓裂管柱配置涉及Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型4種結構（表3）。

表3 小直徑大砂量多層壓裂井基本情況

2.2 應用效果

工具應用方面：小直徑大砂量多層壓裂工藝現場應用5口井，在壓裂過程中，小直徑封隔器順利通過套變修復點，實現一次性坐封、解封順利，小直徑噴砂器單層加砂量滿足壓裂設計的砂量要求，起出的小直徑封隔器和噴砂器無明顯損壞，施工成功率達到100%。并且，壓裂管柱結構匹配實現壓裂過程不動管柱，通過投球一次坐壓3～4層，實現了壓裂層之間無需擴散壓力、放噴泄壓，節省了上提管柱的等停時間，提高了施工效率，滿足了小直徑大砂量多層壓裂的現場需求。

壓裂效果方面：為區分套損修復井和小井眼井的壓裂效果，分別進行了效果統計。3 口套損修復井壓裂后，初期平均單井日增液2.6 t，日增油2.2 t，增油強度1.3t/（d·m），含水下降26.0%；目前，平均單井日增液1.0 t，日增油0.7 t，含水下降9.7%，平均單井措施有效天數212 d，累積增油830.4 t。2 口小井眼井壓裂后，初期平均單井日增液1.8 t，日增油1.6 t，增油強度1.1 t/（d·m），含水下降29.9%；目前，平均單井日增液0.7 t，日增油0.3 t，含水下降6.1%，平均單井措施有效天數214 d，累積增油468.6 t（表4）。

表4 小直徑大砂量多層壓裂效果統計表

3 應用效果評價

3.1 效果對比

將小直徑大砂量多層壓裂工藝技術應用效果與重復壓裂、轉向壓裂效果進行對比（表5）。

表5 小直徑大砂量多層壓裂與重復壓裂效果對比表

據統計，重復壓裂初期日增油1.9 t，增油強度0.6 t/（d·m）；轉向壓裂初期日增油2.5 t，但增油強度0.9 t（d·m）[17]；套損修復井初期日增油2.2 t，增油強度1.3 t/（d·m）；小井眼井初期日增油1.6 t，增油強度1.1 t/（d·m）。

3.2 效果評價

通過上述對比可以看出，小直徑大砂量多層壓裂與重復壓裂、轉向壓裂相比，各壓裂技術初期日增油相差不多，但增油強度相差較為明顯，反映出重復壓裂、轉向壓裂初期效果較好，但衰減快、有效期短，累積增油量不如套損修復井與小井眼井。這樣的效果充分說明，套損修復井與小井眼井所在區域的剩余油分布較重復壓裂、轉向壓裂井所在區域的剩余油豐富，壓后衰減慢，措施潛力更為突出。應用縫內轉向壓裂較重復壓裂效果突出，投入產出比達1∶3.2[16]，按照同樣的方法測算，小直徑大砂量多層壓裂投入產出比達1∶4.7。

因此，小直徑大砂量多層壓裂工藝技術的應用相比重復壓裂、轉向壓裂的效果更好，并且拓寬了壓裂選井、選層的空間，為大慶長垣外圍油田剩余油挖潛提供了有效的技術支撐。

4 結論

1）小直徑大砂量多層壓裂工藝實現了不動管柱一次坐壓4 層，單層加砂量40 m3，不僅擴大了套損井壓裂改造范圍，而且壓裂層之間無需擴散壓力、放噴泄壓，提高了施工效率。

2）小直徑大砂量多層壓裂技術的應用，對套損修復井實現初期平均單井日增液2.6 t，日增油2.2 t含水下降26.0%的效果；對小井眼井實現初期平均單井日增液1.8 t，日增油1.6 t，含水下降29.9%的壓裂效果。

3）小直徑大砂量多層壓裂工藝技術為大慶長垣外圍低滲透油田小直徑井潛力挖潛提供了技術支撐，具有廣闊的應用前景。