曲 海李根生樊永明刘祖林石明杰

（1.中石化石油工程技术研究院，北京 100101；2.中国石油大学，北京 102249；3.渤海钻探井下作业公司，河北任丘 062552；4.中国石化中原油田分公司，河南濮阳 457001）

水力喷射压裂工艺在Ø101.6 mm套管井中的应用

曲 海1，2李根生2樊永明3刘祖林4石明杰4

（1.中石化石油工程技术研究院，北京 100101；2.中国石油大学，北京 102249；3.渤海钻探井下作业公司，河北任丘 062552；4.中国石化中原油田分公司，河南濮阳 457001）

水力喷射压裂是集水力射孔、压裂、封隔一体化的增产改造新技术。设计研制了用于Ø101.6 mm套管井的水力喷砂射孔工具并优化作业管柱。通过数值计算，给出了射流参数与施工排量的匹配曲线。借助实验手段，确定压裂液交联比例及液体性能测试方法。制定了适合该类井的压裂工艺。现场试验证明水力喷射压裂工艺能够解决Ø101.6 mm套管井常规压裂技术难以有效改造的问题，且对复杂结构井实施增产改造，为水力喷射压裂工艺更广范围的应用提供了参考依据。

水力喷射压裂；Ø101.6 mm套管井；射流参数；压裂工艺；套变井

随着勘探开发的深入，储层物性逐渐变差，储量的有效动用越来越难，同时大部分老井存在套管变形、固井质量不佳及套管尺寸受限等原因，常规压力技术在这些井中往往存在机械坐封不严情况，导致压裂液窜层、主裂缝难以形成并伴有砂堵风险。在此背景下，水力喷射压裂技术得到了大力发展与推广，该技术已在国内外油田应用广泛［1-4］。

近年来，在Ø139.7 mm套管内开窗侧钻或直接下Ø101.6 mm套管重新固井的工艺解决了套管损坏及油气漏失等问题。由于完井段为双层套管，普通射孔穿透率低，且完井套管内径只有86.0 mm，普通封隔器难以下入，后续储层改造难度加大。2009年，中国石油大学（北京）与中原油田合作针对Ø101.6 mm悬挂套管井压裂改造开展攻关，设计研发了专用水力喷射压裂工具，并形成相应压裂施工工艺，有效解决了悬挂Ø101.6 mm套管及套变井难以增产的问题。

1 压裂设计

水力喷射分段压裂是集水力射孔、压裂、封隔一体化的增产改造新技术［5-8］，形成的地层孔道长度能够达到1 m以上［9］，能有效穿过多层套管、水泥环，实现对双层套管井的射孔。压裂阶段，靠高速射流在喷射工具周围产生一个低压区，促使套管中注入的高压液体流向喷射位置，共同维持裂缝延伸。该工艺施工时全井段无需机械封隔器，使其能够方便、灵活解决小套管及套变井的压裂改造问题。

1.1 喷射工具设计

针对内径为86.0 mm套管设计了专用水力喷射压裂工具（图1）。工具本体外径为76.0 mm，长度500 mm。管柱组合自下而上依次为：单向阀+Ø101.6 mm喷枪+扶正器+Ø60.3 mm油管。

图1 Ø101.6 mm水力喷射压裂工具

Ø101.6 mm悬挂套管井目的层段为双层套管，因此水力射孔时要求射流速度必须在200 m/s以上，使得产生的孔道能够有效穿越套管。由于喷射速度越快，喷嘴压降越高，导致地面施工压力偏高［10］，合理选择喷嘴组合方式是该工艺成功的关键因素。

图2为两种喷嘴在不同排量下喷嘴压降及喷射速度关系曲线。对于Ø6 mm喷嘴，当油管排量为0.38 m3/min时，喷嘴压降为27.5 MPa，喷射速度达到223 m/s。采用Ø6 mm×6喷嘴组合方式，油管排量能够达到2.2～2.3 m3/min。对于Ø7 mm喷嘴，为满足射孔速度及施工排量要求，选用Ø7 mm×4喷嘴组合方式，可以使油管排量及喷嘴压降与Ø6 mm×6相同，满足Ø101.6 mm套管井射孔及压裂要求。

图2 单喷嘴压降—速度曲线

1.3 压裂液体性能要求

压裂液性能除了具备良好的携砂能力外，还必须具有良好的黏度恢复能力，压裂液流经喷嘴会受到高速剪切作用，剪切速率约50 000～70 000 s-1，此时黏度会大幅降低。当射流速度减小以后，要求液体黏度能够快速恢复达到携砂要求。经过对多种液体优选，羧甲基胍胶作为压裂液体，交联比为100:8，经过喷嘴后压裂液黏度能迅速恢复到80%以上，黏度达到600 mPa·s以上，其具有良好的黏度恢复能力，能够满足水力喷射压裂工艺要求。

由图3可知，室内试验剪切速率选用1800 s-1用于模拟液体经喷嘴高速射出时液体黏度，此时压裂液黏度几乎为0，快速将剪切速率调为170 s-1，黏度迅速恢复至1480 mPa·s，满足水力喷射压裂工艺对液体黏度恢复的要求。

图3 压裂液剪切速率黏度曲线

1.4 水力喷射压裂工艺步骤

图10为从位移场计算出的I型裂纹紧凑拉伸试样4的J积分随时间的演化数据关系，由图可见J积分在初始加载时缓慢增加，约20s后开始快速增大，88s时达到临界载荷23kN，此时J积分约293.4kJ/m2，记为JiDic，即为光学方法测量得到的实际起裂断裂韧度，低于标准GB/T 21143的计算值。

由于受井筒直径限制，Ø101.6 mm套管井水力喷射压裂工具内部无法装入滑套，因此对该类井实施多层改造，只能选用拖动压裂工艺。具体施工工艺步骤如下。

（1）通过施工管柱将喷射工具准确下至施工层位，直井可以通过校深短节精确定位。

（2）油管排量提至0.5～1.0 m3/min，用压裂液基液替换井筒，并检查喷嘴是否通畅。

（3）套管敞开，油管泵注混有磨料的液体，提高油管排量至设计排量进行水力喷砂射孔，达到设计砂量后，用压裂液基液顶替整个油管。

（4）降低油管排量至0.5～1.0 m3/min，缓慢关闭套管阀门，若套管压力快速上升一段时间后保持稳定，说明地层被顺利压开，然后将油管和套管排量提至设计排量，共同注入前置液，维持裂缝扩展。

（5）加砂压裂，按泵注程序开始通过油管加入支撑剂，套管注入基液。

（6）加砂完毕，泵注基液顶替油管中的携砂液。

（7）停泵扩散压力，用油嘴控制放喷压裂液。

（8）上提管柱，定位喷枪，重复1～7步。

2 现场应用

2.1 施工概况

卫22-侧11井是位于东濮凹陷中央隆起带卫城断块构造上的一口直井。完井方式为Ø139.7 mm套管×2527 m +悬挂Ø101.6 mm套管×453 m。该井先后经过两次卡封、合层压裂改造，效果不明显。

由于该井为小套管完井，且存在多处套变，应用水力喷射压裂工艺可以有效实现目的层段压裂改造。针对沙三层位（2845.5～2852.3 m），喷射位置为2849 m。井深、管柱内径小、摩阻高等原因会导致地面施工压力高，因此管串及喷嘴组合优选十分重要。施工管串选为Ø88.9 mm油管+Ø60.3 mm油管+Ø101.6 mm喷枪，喷嘴组合选用Ø6 mm×6。保证施工排量在2.0 m3/min以上且施工压力不能超压，实现喷砂射孔及压裂目的。

2.2 施工分析

水力喷射压裂工艺及压裂机理均不同于常规压裂，因此施工曲线也有所差别，如图4所示。将水力喷射压裂施工曲线分为4个阶段：水力喷砂射孔阶段、前置液注入阶段、阶梯加砂阶段、顶替阶段。

图4 水力喷射压裂施工曲线

（1）水力喷砂射孔阶段：油管排量保持在2.2 m3/min，砂比控制在6%～7%，油管平均压力为67 MPa，说明能够在施工压力允许情况下实现了水力喷砂射孔。当磨料液体经喷嘴射出后，喷嘴摩阻将进一步增加，地面油压会出现短时间内升高的情况。

（2）前置液注入阶段：喷砂射孔结束后，降低油管排量至0.5 m3/min，保证套管关闭安全，关闭套管放喷管线闸门，将油管和套管排量分别提至2.2 m3/min和0.8 m3/min，同时油管液体加交联剂。套管压力反映地层破裂压力为39.1 MPa。与常规压裂不同的是，未出现明显的地层破裂压力点。这是因为水力喷砂射孔产生的孔道体积大，有效降低了地层起裂压力［11］。裂缝延伸阶段油管和套管压力均保持稳定，说明地层顺利压开。

（3）阶梯加砂阶段：油管排量稳定在2.2 m3/min左右，油管平均压力65.2 MPa。由于支撑剂只通过油管加入，喷嘴将其高速射入裂缝中，能够有效降低砂堵及套管沉砂卡管柱风险。随着加砂浓度的不断提高，油套压力基本不变，说明裂缝一直向前延伸，裂缝形态控制得当，没有发生窜层和砂堵。

（4）顶替及排液：油管排量保持不变，合理顶替完油管中的支撑剂。停泵压力27.4 MPa，停泵后油套通过喷嘴连通，二者压力相同。施工结束后，用3～5 mm油嘴控制放喷压裂液体。

按照设计要求注入前置冻胶89.5 m3，携砂冻胶115.1 m3，顶替液18.5 m3，共加陶粒20 m3，最高砂比27%。

2.3 压后效果

卫22-侧11井压前日产液17.6 m3，日产油1.0 t，含水94%；压后日产液36 m3，日产油3.2 t，增产约3.2倍，压裂效果明显。

3 结论

（1）水力喷射压裂工艺对悬挂Ø101.6 mm套管完井方式成功进行了压裂改造，并能够达到传统压裂所能实现的加砂规模，地面压力正常，反映了该工艺设计和实施的合理性。

（2）水力喷射压裂工具设计、射流参数选择、压裂液体性能、施工管串及压裂工艺是水力喷射压裂得以顺利实施的保障。

（3）该工艺作为常规水力加砂压裂的补充，可以灵活应用于套管变形、固井质量不佳及套管尺寸受限等复杂井况中，产生裂缝延伸形态相对可控，提高单井增产能力。

［1］LI Gensheng, НUANG Zhongwei, TIAN Shouceng,et al.Investigation and application of multistage hydrajetfracturing in oil and gas well stimulation in China［R］. SPE 131152, 2010.

［2］李根生，曲海，黄中伟，等.水力喷射分段压裂技术在油气井压裂中的应用［C］.//王元基.水平井油田开发技术文集［A］.北京：石油工业出版社，2010：518-522.

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［4］JESSICA Нouser, RAFAEL Нernandez, et al.Pinpoint fracture using a multiple-cutting process［R］.SPE 122949, 2009.

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［10］侯东红，白建文，刘雄明，等.水力喷射压裂改造技术在直井上的应用［J］.油气井测试，2009，18（4）：42-44.

［11］黄中伟，李根生.水力射孔参数对起裂压力影响的实验研究［J］.中国石油大学学报：自然科学版，2007，31（6）：48-50.

（修改稿收到日期 2011-04-15）

〔编辑 付丽霞〕

Application of hydrajet fracturing technology to the treatment of 4 in well

QU Нai1,2, LI Gensheng2, FAN Yongming3, LIU ZuLin4, SНI Mingjie4

(1. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101, China; 2. China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 3. Down Hole Operation Company, Bohai Drilling & Exploration, Renqiu 062552, China; 4. Zhongyuan Oil Field Sub-company, SINOPEC, Puyang 457001, China)

Нydrajet fracturing (НJF), which combine jet perforation and hydraulic fracturing, is a relative new stimulation technique in oilfield. The jetting tool using in Ø101.6 mm casing wells is designed. The treatment tubing are optimized for this well. Though the numerical calculation, the relationship between the jet parameters and displacement is obtained. The proportion of fracturing fluid in oil tubing and test method are given. The НJF technology is made. It was resolved that traditional hydraulic fracture can’t treat effetely in the 4 in well. The above results also showed that this technology can be used in complex condition wells. The paper can provide reference for the further applications of НJF technology.

hydrajet fracturing; Ø101.6 mm cased well; jet parameters; fracturing technology; casing deformation well

TE357.1

A

1000-7393（ 2011 ） 03-0055-03

国家自然科学基金项目（编号：50774089）和国家科技重大专项课题（编号：2009ZX05009-005-04A）。

曲海，1981生。2011年博士研究生毕业于中国石油大学（北京），现从事油气开采和增产新技术研究。E-mail：quhai729@163. com。