水平井簇式滑套復合完井管柱技術研究

黃建波 宋 恒 劉 翔 田志華 李佳琦 韓光耀

(新疆油田公司工程技術研究院)

0 引 言

近年來，水平井分段壓裂完井技術已經廣泛應用于國內外非常規油氣藏的高效開發中[1-3]，成為儲層增產改造的關鍵手段之一。該技術主要包括裸眼封隔器分段壓裂、固井滑套分段壓裂、水力噴射分段壓裂及橋塞分段壓裂等[4-6]。

隨著新疆油田鉆井技術的發展，水平井完鉆井深和水平段長度不斷增加，常規固井橋塞+多簇射孔分段壓裂工藝在瑪湖有關井區出現了起裂困難、泵壓高、排量低等問題[7]。同時，因連續管深井水平井作業能力受限，導致壓裂工具串很難順利下至井底，無法滿足首段射孔、鉆塞、水力噴射及固井滑套開關等需求，水平井B點附近壓裂改造困難。尤其是在長水平段(≥2 000 m)，連續管易發生自鎖效應而無法下至井底，導致末端壓重不足，鉆塞效率低；常規橋射聯作后期鉆磨碎屑堆積，增加作業工序，卡鉆風險高。為解決上述問題，基于新疆油田水平井井況，筆者開展了復合完井管柱技術研究試驗，結合固井滑套與橋射聯作完井工藝特點，形成水平井簇式滑套+橋射聯作復合完井管柱技術，為長水平段水平井體積壓裂改造提供了一種新的解決手段。

1 工藝原理及特點

1.1 工藝原理

水平井簇式滑套復合完井管柱技術是在深井段將簇式滑套與油層套管一起下入進行固井，一球開啟多簇滑套進行分段壓裂，淺井段下橋塞與射孔聯作進行分段壓裂，從而實現復合完井壓裂。

在水平段深井段部分，將首段趾端閥和各級滑套下入至井中設計位置，按常規工藝用特種柔性膠塞完成固井。通過井口憋壓和一球開啟多簇的方式，自下而上依次開啟各段滑套進行壓裂；在水平段淺井段部分，根據設計需求采用了可溶橋塞與射孔聯作的工藝進行分段壓裂，達到對儲層充分改造的目的。

管柱結構如圖1所示。

1—可溶橋塞；2—活動球座滑套；3—固定球座滑套；4—趾端閥；5—浮箍；6—浮鞋。

1.2 技術特點

(1)深井段投球簇式滑套壓裂無需連續管、電纜等配合作業，設備占用少，可實現“一球開多簇滑套”后壓裂，增加處理段數，提高施工效率。

(2)各級滑套的位置根據完井前測井解釋與地質工程需求確定，可精準改造，定點起裂，滿足儲層細分切割的改造需求。

(3)深井段通過投球轉層，無需射孔，減少了射孔對地層的壓實傷害，起裂難度降低。

(4)深井段無需泵送橋塞和連續管鉆塞，作業風險低，施工效率高；淺井段用常規電纜泵送橋塞射孔，可保持井筒較大通徑，滿足大排量、大砂量的壓裂工藝要求[8]。

(5)全井筒存在一定縮徑，需使用特種柔性固井膠塞完成固井作業，對后續常規修井作業有一定影響。

1.3 技術指標

(1)滿足井深7 000 m，水平段2 000 m的水平井完井壓裂作業需求，最大可實現10段分段壓裂，最小球座內徑≥75 mm。

(2)簇式滑套抗沖蝕能力滿足施工排量≤12 m3/min的體積壓裂需求。

(3)可溶橋塞按照常規電纜泵送要求至設計位置，投送配套可溶球進行分段壓裂，無需特殊作業。

2 主要工具研制

2.1 深井段管柱結構

2.1.1 工作原理

深井段采用將趾端閥和各級滑套下入至井中設計位置后進行固井，通過加壓開啟趾端閥實施首段壓裂。泵送壓裂球至第一個活動球座滑套的球座上，通過加壓使滑套內套筒下移，露出破裂盤，隨后壓裂球被釋放至下一個滑套球座上。以此類推直至壓裂球啟動該段(級)所有滑套，如圖2所示。當壓裂球停在最后一個固定球座滑套球座上時，同樣通過加壓啟動該固定球座滑套，露出破裂盤。此時，所有滑套不會與環空建立流動通道，繼續加壓直至所有破裂盤打開，使滑套與環空可溝通地層，并建立流道。

圖2 1段3簇滑套開啟：2個活動式球座滑套+1個固定式球座滑套Fig.2 Opening of 1-stage-3-cluster sliding sleeve：2 movable ball seat sliding sleeves +1 fixed ball seat sliding sleeve

2.1.2 結構及特點

深井段管柱結構主要由若干活動球座滑套+固定球座滑套組合而成，實現“一球開多簇滑套”。其工具主要特點如下：

(1)活動球座滑套結構如圖3所示。由圖3可見，活動球座滑套主要由破裂盤、外筒、內筒、活動球座組成。初始條件下，活動球座滑套處于關閉狀態，即內筒位于滑套內部將破裂盤位置封住，通過泵送壓裂球至球座上，加壓使內筒下移，露出破裂盤，隨后壓裂球通過可收縮分瓣爪式結構球座進入下一個滑套。

1—上接頭；2—破裂盤；3—銷釘；4—內筒；5—活動球座；6—分瓣爪；7—限位卡環；8—外筒。

(2)固定球座滑套結構如圖4所示。由圖4可見，該滑套與活動球座滑套結構類似，其主要由破裂盤、外筒、內筒、固定球座組成。同理，在初始條件下，固定球座滑套也是處于關閉狀態，破裂盤位置被封住，壓裂球由上一個活動球座滑套進入固定球座滑套，通過加壓使內筒下移，露出破裂盤，壓裂球坐封在固定球座上。

1—上接頭；2—破裂盤；3—銷釘；4—內筒；5—活動球座；6—分瓣爪；7—限位卡環；8—外筒。

2.1.3 主要技術參數

尺寸/外徑：4.5 in/146.05 mm；5 in/158.75 mm；5.5 in/177.8 mm。

壓裂端口數量：4～8個。

壓裂端口直徑：8～19 mm。

耐溫/耐壓差：120 ℃/70 MPa。

單簇過砂量：≥40 m3。

開啟壓差：12～14 MPa。

2.2 淺井段管柱結構

2.2.1 工作原理

淺井段采用泵送電纜作業管串(含射孔槍+橋塞)至井中設計位置坐封橋塞，從而封閉已壓裂井段，丟手后依次上提至射孔位置，點火射孔。投球壓裂如圖5所示。重復上述橋塞坐封、射孔、壓裂過程，依次完成后續各段壓裂[9]。

圖5 橋塞射孔聯作示意圖Fig.5 Schematic diagram of bridge plug and perforation operation combination

2.2.2 結構及特點

可溶橋塞結構如圖6所示。由圖6可見，該橋塞主要由中心管、上下卡瓦、上下錐體、上下護環、膠筒等組成。該橋塞由高強度可溶解、降解性材料制造，采用分瓣式卡瓦提升錨定性能降低坐封力。壓裂完成后可溶橋塞將逐步自動完全溶解，其具有大通徑、可過流的特點，可滿足直接完井投產及生產測井的要求，避開了需采用連續管鉆塞時潛在的作業風險，以及減少了由此增加的成本。

1—中心管；2—上卡瓦；3—上錐體；4—上護環；5—膠筒；6—下護環；7—下錐體；8—下卡瓦。

2.2.3 主要技術參數

長度/內徑：525 mm/20 mm。

坐封力：105～115 kN。

耐溫/耐壓差：100 ℃/70 MPa。

溶解時間：在1%～2% Cl-溶液里≤20 d。

3 現場應用及效果分析

2022年，該技術首次在新疆油田開展現場試驗(參數見表1)，采用直徑76.20、79.38、82.55、85.73、88.90、93.08和95.25 mm可深壓裂球各2只，成功實現了第一口井8段21簇投球簇式滑套和5段16簇橋射聯作壓裂改造。滑套開啟成功率100%，開啟壓差12～14 MPa，橋塞密封可靠。

表1 新疆油田現場投球簇式固井滑套參數表Table 1 Field ball-dropping cluster cementing sliding sleeve parameters of Xinjiang Oilfield

現場應用井的完鉆井深3 580 m，水平段長1 200 m；三開井身結構，三開鉆頭尺寸?165.1 mm(6.5 in)，采用投球簇式滑套+5 in套管(外徑127 mm，壁厚11.1 mm)完井，首段采用固井趾端閥壓裂，2～8段采用20簇投球簇式滑套完井，投球開啟滑套完成壓裂，9～13段采用可溶橋塞完成壓裂。

3.1 工藝適應性分析

3.1.1 下入性分析

完井過程中，水平井簇式滑套復合完井管柱上增加的多級簇式滑套隨油層套管一起入井，其外徑與套管接箍外徑尺寸接近，入井難度與常規下套管相當，如圖7所示。根據井眼軌跡、管柱結構等具體數據，對下入情況進行模擬。在確保可下入的條件下，通過裸眼通井、充分提放管柱或劃眼等方式降低摩阻，以提高井筒質量。同時可考慮增加潤滑劑，確保完井管柱的順利下入。

圖7 現場應用第一口井管柱下入大鉤載荷圖Fig.7 Hook load for running pipe string in the first well

3.1.2 適應性對比分析

投球簇式滑套壓裂與橋塞、射孔聯作、連續管拖動噴射壓裂適應性不同，其工藝適應性對比如表2所示。其中，在加砂過程中，簇式滑套硬質合金的壓裂端口(破裂盤口)不易被沖蝕，泵壓基本保持穩定，井筒內保持較高的壓力，可達到限流壓裂對不同簇充分改造的效果。隨著加砂的進行，優先進液的炮眼不斷被沖蝕變大，孔眼摩阻降低[10]，泵壓逐漸下降，其他簇進液量受到影響，難以實現精細改造。同時在壓裂施工中需進行電纜作業逐級多次下入橋塞、射孔，導致作業周期相對較長，施工人員及壓裂設備多，成本高。連續管拖動噴射壓裂作業時，首先坐封底部封隔器，然后進行噴砂射孔，射孔完成后從油套環空進行加砂壓裂，施工簡便、快捷。而且，在井眼復雜、軌跡上翹、2 000 m以上超長水平段的井況下，入井連續管容易自鎖，無法下入井底進行噴射作業，連續管作業能力受限。

表2 工藝適應性對比Table 2 Comparison of process adaptability

3.2 施工效率對比分析

深井段投球簇式滑套壓裂無需連續管作業，壓裂車組到位后，加壓開啟趾端閥即可進行第1段壓裂，即投1只可溶球開啟多簇滑套后壓裂。對比同類技術，在相同壓裂規模下，投球簇式滑套工藝作業時間一般在0.5 h以內，遠小于電纜泵送橋塞射孔壓裂的時間(根據井深不同一般需要2～5 h，平均換層時間約3.5 h)，同時也小于連續管帶底封拖動噴射分段壓裂的時間。2022年，首次試驗成功的8段21簇投球簇式滑套的平均轉層時間為26 min，僅用28 h便完成全部21簇壓裂施工。統計分析表明，相比橋塞射孔聯作和連續管帶底封拖動噴射分段壓裂，深井段轉層時間分別平均減少87%和56%，見表3所示。淺井段采用常規橋塞射孔聯作完成壓裂改造，平均用時205 min/層。

表3 不同分壓工藝轉層時間統計表Table 3 Statistics for layer conversion time of different separate layer fracturing technologies

3.3 實施效果評價

3.3.1 壓裂過程滑套開啟過程分析

現場應用第一口井完成8段21簇滑套和5段橋塞射孔聯作復合壓裂，滑套開啟成功率100%，開啟壓差12～14 MPa，碰壓信號明顯，錨定密封可靠，溶解效果良好，如圖8、圖9所示。其中簇式滑套平均單段施工周期僅3.5 h，與同井橋塞射孔聯作方式(8 h)相比，單段施工效率提升1.3倍以上。

圖8 現場應用第一口井簇式滑套壓裂施工曲線圖Fig.8 Fracturing curve of cluster sliding sleeve in the first well

圖9 現場應用第一口井橋射聯作壓裂施工曲線圖Fig.9 Fracturing curve of bridge plug-perforation combination in the first well

3.3.2 效果評價

通過對第一口井開展投球簇式滑套復合分壓技術作業實現了低成本高效改造。截至2023年3月，該井日產油達38.2 t，最高日產油65.5 t，累計生產170 d，累計產油2 839 t，平均日產油16.7 t，生產效果好，具體生產情況如圖10所示。

圖10 現場應用第一口井生產曲線圖Fig.10 Production curve of the first well

4 結 論

(1)現場應用結果表明，相比橋塞射孔聯作和連續管帶底封拖動噴射分段壓裂工藝，水平井投球簇式滑套復合分壓工藝解決了深井/超深水平井連續管首段射孔時下入易自鎖、鉆塞效率低、卡鉆風險高等問題，為復雜深井水平井、長水平段細分切割、多段多簇的儲層改造需求提供了一種高效技術手段。

(2)水平井投球簇式滑套復合分壓技術管柱入井難度與常規下套管相當，選井過程中可按照常規下套管參數進行入井模擬，通過常規通井、刮壁、劃眼等手段可保證管柱的順利下入。

(3)大通徑投球簇式滑套復合完井管柱采用多個活動球座滑套+固定球座滑套組合，可有效提升分段分簇能力，受球座級差限制，目前最高實可現10段60簇。

(4)投球簇式滑套壓裂工藝適應性好，其完井費用較低，1段3簇的實施費用比橋塞射孔聯作費用低10%。