张光生，王 筱，张红丽

（1.陇东学院能源工程学院，甘肃庆阳 745000；2.中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安 710021；3.中国石油川庆钻探长庆钻井总公司第二工程项目部，甘肃庆阳 745100）

1 研究背景

1.1 压裂改造难点

作为中国陆上目前最大的综合性天然气田，苏里格气田是长庆油田实现年产5 000×104t产量的重要组成部分，其岩性以岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩为主、石英砂岩次之，黏土矿物体积分数较高，储集空间以孔隙为主，具有孔喉半径小、排驱压力大、分选程度差的特征，平均孔隙度为6.23%，平均渗透率0.4 mD，属于典型的“低孔、低压、低渗”三低气田，目前压裂改造的难点如下[1-4]：

（1）由于储层致密，黏土矿物含量较高，储层物性差，需要在压裂过程中形成较长的人工裂缝，并且能与井网系统相匹配，以抵抗外来流体对地层的伤害。

（2）储层孔喉半径小、排驱压力大，储层易受压裂液伤害，大多数井经分层压裂后，无法适应统一返排的施工方式，地层能量有限，压力系数低，压裂液返排难度大，在地层内滞留时间不同。

1.2 压裂现状分析

目前，我国油气田完井压裂主要采用投球压裂滑套技术，其工作原理为：在井口进行投球，钢球压裂滑套内芯子向下移动，同时扩张封隔器胶筒实现座封，然后对油管进行打压，胶筒在压力作用下发生蠕变，打开锁定压裂滑套，实现封隔地层，目前投球压裂滑套技术存在以下问题[5-12]：

（1）投球压裂分段的针对性相对较差，封隔器、桥塞逐段压裂只能用在套管完井，施工周期长，成本相对较高，锚瓦类工具在施工过程中易出现卡封、串层等事故，射孔过程复杂，当产量达到一定程度时，打开程度不完善，难以控制需要重点改造的层位。

（2）分段压裂完井工艺采用投球压裂滑套技术，由于受投球直径的限制，最大压裂段数有限，地层出砂易造成管柱被砂体埋没，甚至出现砂卡，井下工具进入井筒受到一定限制，随着水平段的级数增多，压裂施工完成后排液过程中压裂座封球无法全部返出井筒。

为了满足多层动用和单层大排量压裂，实现钻完井压裂一体化，引进了无限级套管滑套多层压裂技术。

2 无限级套管滑套多层压裂技术

2.1 方案设计思路

（1）对外筒内壁上下端分别连接导向套，并设计由销钉固定的活塞。在施工过程中，通过套管内压的变化推动活塞往复运动，实现套管滑套的反复开启与闭合，从而实现套管井不限段数的分段压裂和选择性开采。

（2）设计一种能够在起管柱负荷过大时使多级管柱逐级断脱、逐级打捞的起出方法，滑套可根据具体情况选择性的配接在管柱上，并且与套管一起固井，保证滑套内径与套管相同，减小下入阻力，实现全通径。

（3）对封隔器进一步优化，使其能在滑套内部建立压差，保证密封性能良好，同时，封隔器设计反循环系统，当发生砂埋砂卡导致管柱负荷过大时，可以第一时间建立循环解除砂堵。

2.2 方案结构设计

2.2.1 结构示意图 无限级套管滑套多层压裂技术将无限级滑套与完井套管一起下入井内，滑套下到预定位置后，下入专用井下工具组合，用可重复座封封隔器进行封隔，将其座封在滑套的压裂孔和排气阀之间，然后对连续管与套管之间的环空加压，当压力达到预定开启值时，销钉剪断，连续油管带动专用工具组合打开各个滑套，阀门自动打开，实现一次无限级压裂改造，其结构示意图（见图1）。

2.2.2 可重复座封封隔器 封隔器是专门用于连续油管喷射压裂的高压可重复座封封隔器（见图2），其作用为：将压裂层位与下部井眼隔离，整体压力平衡阀可以有效地释放座封封隔器，无需提供扭矩，采用上部加载荷座封，在喷砂射孔作业时将隔离装置组合锚定，自动的J型槽装置上提时直接解封，下放时转变为座封状态，可以使连续油管重复进行座封、解封，实现不断循环，与机械封隔器分层压裂工艺相比，该工艺特别适用于连续油管下井，可以满足大排量混合压裂设计需求，完井井筒结构简单，后期作业难度小。

图1 无限级套管滑套外部结构示意图

图2 封隔器工作示意图

2.2.3 喷砂射孔器 水力喷射压裂克服了射孔弹的压实作用，可以在不起油管的前提下在套管表面进行射孔，用1个封隔器就能逐级封隔多个气层，并且不限次数进行多级压裂，可有效解除近井地带的封堵效应，减少了对油气藏的污染和伤害，可实现较大规模储层改造。

2.2.4 滑套定位器 滑套定位器安装在封隔器以下，可以匹配压裂滑套底部的凹槽，并且在滑套定位器以下安装了无限级压裂减压接头，当可重复座封封隔器向下移动时，随着压裂-隔离系统从压裂滑套中拔出，定位器的机械爪将会弹出，并迅速进入压裂滑套的底部凹槽。当套管或者尾管开始实时监测地层压力时，尾部压裂滑套将会打开，连续油管的质量增加表明压裂-隔离系统精确定位在压裂滑套内部。

2.3 方案实施步骤

（1）用连续油管下管柱至设计位置；

（2）套管接箍定位器定位、校深，保证位置准确无误；

（3）正循环替基液，下放连续油管座封封隔器；

（4）连续油管打压验封，打开滑套；

（5）按设计进行环空加砂压裂施工；

（6）解封封隔器，上提连续油管至下一个施工井段；

（7）重复步骤（3）～（6），完成设计井段施工；

（8）施工结束后起出连续油管，套管放喷排液，按排液制度要求控制排液速度。

3 试验分析

3.1 室内试验

3.1.1 强度试验 为了验证工具各项设计性能指标是否满足要求，对套管滑套工具进行承内压、滑套开启压力、解封压力及锁环解锁力等在室内进行模拟试验，试验结果（见表1）。

表1 套管滑套设计与试验数据对比

通过室内模拟试验结果来看，套管滑套多层压裂工具总成技术参数满足设计要求。

3.1.2 起裂物模拟试验 为了验证固井水泥环对不同面积压裂端口起裂的影响程度，进行了模拟试验，试验结果（见表2）。

表2 端口面积与起裂压力关系

从试验结果看，端口面积越大，起裂压力越低，因此，在满足工具性能的前提下，应尽可能增加端口面积。

3.2 现场试验--以苏76-5-2H井为例

3.2.1 基本情况 苏76-5-2H井是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡苏76区块的一口开发井，完钻井深4 432.00 m，垂深3 229.77 m，最大井斜91.14°，水平段长881.00 m，井底水平位移1 341.01 m，水平井段录井气测全烃含量最高56.68%，录井解释气层8层568 m，单层最大厚度165 m，水平井段全长881 m。

3.2.2 施工设计 苏76-5-2H采用井采用139.7 mm套管和无限级滑套一起固井，连续管和套管环空加砂注入进行压裂。设计思路如下：

（1）根据地质和测井资料，分10段进行压裂施工，设计使用了10个无限级滑套，完井管柱示意图（见图3）。

（2）由于此地区底层温度梯度为3.06℃/100m，折算地层温度为98℃，为了实现快速排液，施工现场从第一至第五段全程伴注液氮，其余各段加砂前期及前置液时伴注液氮，根据返排情况，设计液氮伴注量约为150 L/min。

（3）由于该地区闭合应力约47.1 MPa，为了保证施工成功率，在前置液加注阶段加入中密度、高强度的陶粒作为支撑剂，其性能需满足SY/75108-2006规定的要求。

（4）为了降低压裂液对地层的二次伤害，考虑采用应用成熟的羟丙基胍胶压裂液体系，以较大排量施工，减少液体滤失，提高液体的造缝效率，有效降低了裂缝弯曲摩阻，压裂时采用KL180-70型井口，采气改用KQS705型采气树。

（5）施工管柱自上而下依次为：30.8 mm连续管+连续油管连接器+丢手工具+喷射短节+封隔器+座封工具+套管接箍定+机械定位器。

3.2.3 施工参数 数据设计要求，现场压裂施工数据表（见表 3）。

图3 苏76-5-2H井完井管柱示意图

表3 压裂施工数据表

3.2.4 施工效果

（1）固井后压裂滑套剖面图（见图4）。

图4 固井后压裂滑套剖面图

（2）各层段的基本参数（见表4）。

表4 苏76-5-2H井各层段基本参数

套管限压60 MPa下，根据不同施工排量下井口施工压力，各层设计施工排量为4.0 m3/min～5.5 m3/min，实际施工排量为4.5 m3/min～4.6 m3/min，压裂加砂阶段施工压力为 23 MPa～30 MPa，设计加砂量 285 m3，实际加砂量285.3 m3，平均砂比为22.3%，入地净液量为230.5 m3，平均每层施工时间约15 h，每层约注入240 m3的液体，28 t支撑剂，结合录井资料综合分析本井砂体钻遇率为78%，有效储层钻遇率为55.4%，除第二、九段发现砂堵加砂未完成外，其余各段均压裂正常。

4 结论与建议

通过试验及现场应用，得出无限级套管滑套多层压裂技术具有以下技术特点：

（1）施工快捷高效：该工艺实现一次管柱作业，后一级的措施液被用作前一级的顶替液，完成无限级压裂改造完井，阀门由连续油管下入的专用井下工具组合开启，替代了投球方式，针对性强、施工快捷，综合成本低，能同时大幅度提高单井产量和油气田的采收率。

（2）可实现全通径完井：滑套和套管内径相同，实现了全通径，将全通径无限级固井滑套按照常规固井滑套的方式下入到压裂预定位置，然后再进行固井作业。井下工具可以不受限制地进入井筒，通过座封封隔器逐个打开无限级滑套，简化了完井工艺，优化压裂滑套的间隔，降低了完井成本。

（3）压裂施工更加安全可靠：井下工具配备了喷砂射孔器，配合固完井分段压裂一体化管柱，可临时增加措施级数向连续油管泵送砂浆，砂浆从喷嘴喷出后可以形成射孔，利用连续油管压力来监测实时井底压力，一旦出现砂卡情况，可通过连续油管第一时间洗出多余的支撑剂进行循环解卡，如果滑套因固井等原因无法开启时，可以用连续油管喷砂射孔补孔后进行压裂，使整个压裂施工更加安全可靠。

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