赵振峰 唐梅荣 杜现飞 安杰 马兵 徐创朝

中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院

1 技术原理

结合储层地质情况和压裂方案改造段数要求，在储层需要压裂改造位置处的生产套管上预置多个工作筒固井完井，第1段采用定压滑套光套管压裂［7-8］，见图1（a）。第2段压裂时，采用电缆配合水力泵送方法，用“射孔+球座投放”联作工具串上的磁仪器探测到预置工作筒，上提电缆使得投放工具下端位于工作筒之上2～3 m，地面点火将球座推出投放工具，此时球座位于工作筒上方，见图1（b）。接着上提联作工具串到达射孔位置，地面点火完成多簇射孔，见图1（c）。射孔后起出联作工具串，投入可溶球并泵送其入井，当可溶球与球座相遇后，由于很大的节流作用会推动可溶球与球座的组合体继续向前运移直至到达工作筒密封位置，此时球座、可溶球、工作筒三者形成可靠封隔，进行压裂，见图1（d）。重复上述步骤依次完成多段压裂改造，见图1（e）。压后可溶球完全溶解，井筒不需要任何处理就实现大通径，见图1（f），可快速投产，后期亦可进行重复作业。

图1 套管球座分段多簇压裂技术原理Fig. 1 Technical principle of multi-cluster staged fracturing with casing ball seat

2 关键工具

2.1 套管预置工作筒

在Ø139.7 mm生产套管上预置工作筒，主要用来与球座配接，锚定球座，并与球座配合形成金属密封替代传统胶筒封隔。预置工作筒方法：采用常规套管固井完井方法，钻完井下生产套管前，利用测录井技术优选出预压裂的油层位置，然后开始下入套管，在该位置处的套管上连接工作筒，最后与套管一起固井完成工作筒的预置程序。工作筒外径与套管接箍尺寸一致且长度较短，对套管本身的下入和固井没有影响。

优化设计形成的预置工作筒呈微缩径锥度结构，见图2，长度420 mm，最大外径153.7 mm，最小内径117.5 mm，120 ℃承压70 MPa，设计成锥度结构是为了将压裂时的正压力转化为球座闭合力，满足锚定与密封承压要求，室内模拟测试锚定力可达65 t。

图2 预置工作筒结构示意图Fig. 2 Structural sketch of preset working barrel

2.2 弹性球座

弹性球座见图3，呈“C型”薄壁圆筒，壁厚4.5 mm，长70 mm，内径112.5 mm，主要依靠弹性材料变形形成球座。球座底部矩形切槽是“弹性爪”设计，可进一步增强球座前端诱导入座功能。

作业时，采用电缆泵送方式将弹性球座送达预置工作筒位置，电缆点火启动坐封工具使球座丢手，多簇射孔后投可溶球，球落座后推动球座往锥体工作筒缩径处下行，此时球座依靠自身弹性能量迫使外径扩张变大，形成尺寸约束替代卡瓦结构进行锚定，同时弹性球座与预置工作筒形成类似“缸体活塞”的“金属密封”替代传统胶筒封隔。

图3 自由状态下弹性球座结构Fig. 3 Structure of elastic ball seat in the free state

卷曲回弹测试试验表明，该弹性球座在承压70 MPa情况下，重复坐封次数达3次以上，完全满足施工需求，测试数据见表1，多次卷曲回弹试验的卷曲时长为24 h。

表1 卷曲回弹测试数据Table 1 Curl springback test data

2.3 球座投放工具

弹性球座投放工具具备2个功能：在泵送过程中约束球座外径，使其顺利通过多级工作筒；到预定位置后地面点火，投放工具火药腔爆燃产生推力将球座投出，解除其约束力，弹性球座自由扩张到预定尺寸紧贴在井筒预置工作筒内壁上。

球座投放工具主要由电缆连接头、火药腔、外筒、芯杆、下接头、投放短接等组成，见图4，主要技术指标见表2。抗外挤、有效推力、机构运动、有效行程等评价测试表明，其抗外挤达到50 MPa，有效推力为15 t，机构运动平稳，有效行程达160 mm。

图4 球座投放工具Fig. 4 Ball seat releasing tool

表2 球座投放工具主要技术指标Table 2 Main technical indexes of ball seat releasing tool

2.4 可溶球

可溶球主要用来封堵弹性球座中心通道，在压裂时起封隔下层作用，压后可完全溶解，能实现井筒大通径，不需要重新处理井筒。可溶球直径116 mm，承压达70 MPa，溶解试验表明，50 ℃条件下在EM30与胍胶返排液中20 h即达到溶解尺寸要求，80 h后彻底溶解，见图5。

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图5 可溶球溶解曲线Fig. 5 Solution curve of soluble ball

3 大型地面物模试验

为检验工具系统综合性能，开展了工作筒、球座、投放工具等工具的地面联调测试和固井胶塞通过性测试的大型地面物模试验，见图6。物模试验就是在地面建立一套水平井模拟系统，用压裂车泵送的方式，输送球座与射孔联作工具串在水平井段前行，观测工具串在水平井中泵送是否顺畅，测试在水平井中工具串的泵送性能，探索最佳泵送参数及固井胶塞的通过性等。

图6 大型地面物模试验流程及台架构成示意图Fig. 6 Flow chart of large ground physical simulation test and schematic diagram of bench constitution

试验结果表明，套管球座及相关配套工具达到设计预期，在70 MPa下坐封可靠，承压稳定，固井胶塞通过性良好。试验形成了集泵注排量、电缆张力、下入速度、井斜角为一体的泵送参数图版，见图7，直井段依靠自重下放，至井斜30°开泵泵送，初始排量0.4 m3/min，最高排量2.5 m3/min，下行速度不超过3000 m/h，这些泵送参数可用于现场施工。

图7 套管球座泵送参数图版Fig. 7 Pumping parameter chart of casing ball seat

4 施工参数

该技术主要用于致密储层水平井大排量、大液量体积压裂工艺上。与国外致密油相比，受陆相沉积环境的影响，鄂尔多斯盆地致密油储集层致密、物性差，相对高孔、高渗带不发育，储集层主体带平均孔隙度为 8.9%，气测渗透率为 0.17 mD。根据储层情况和水平井套管球座压裂工艺特点，对施工排量、液量、簇间距工艺参数进行了优化。

4.1 施工排量

盆地致密油水平井生产套管采用外径127 mm，内径124.26 mmP110钢级套管，施工设计套管限压55 MPa，结合前期致密油体积压裂矿场试验经验［9］，预测出限压55 MPa时最高排量可达15 m3/min。大量井下微地震监测裂缝形态结果显示，排量大于10 m3/min后裂缝带宽增加不明显，排量在6～10 m3/min时可形成最优的裂缝带宽。

4.2 单级液量

国内外非常规储层改造的目标主要是增大改造体积，实现裂缝全覆盖［10］。结合盆地致密油储层特征参数，应用Stim Plan模拟缝网压裂不同入地液量对缝网形态的影响，以增大改造体积为目的优化入地液量，模拟结果显示，单级入地液量在1000～1500 m3时可获得最经济有效的改造体积。

4.3 簇间距

利用多簇射孔簇间应力干扰提高裂缝复杂程度，扩大缝控面积［11］。统计前期井下微地震监测结果数据，裂缝带宽90～150 m、单段射孔3～5簇条件下压裂可实现对储层的全覆盖，推荐设计簇间距20～30 m。

5 现场试验

2016年长庆油田开展了6口水平井套管球座分段多簇压裂矿场先导试验，见表3，成功率100%。

表3 水平井套管球座分段多簇压裂施工参数及效果Table 3 Construction parameters and effect of multi-cluster staged fracturing of horizontal well with casing ball seat

试验井中固平X2井水平段长度达1525 m，压裂11段，入地液量15307 m3，砂量1823 m3；木平X1井压裂改造6段，下入5级预置工作筒，投放5个弹性球座，成功率100%，压裂坐封起压明显，球、球座、工作筒密封配合良好，每段作业之间除备水等因素以外几乎没有间隔，球座泵送投放及压裂施工累计用时4 d，该井微地震监测显示段间裂缝充分覆盖，分段压裂有效率100%。

现场应用表明，技术优势明显：第一，增产效果明显，单井产量较邻井提高20%以上；第二，施工效率高，与速钻桥塞分段压裂技术相比，减少了压后钻磨桥塞时间，试油周期缩短30%；第三，作业成本低，相比速钻桥塞压裂技术成本降低了10%。

6 结论

（1）研发的套管预置工作筒、弹性球座、可溶球等关键工具，坐封、承压、封隔稳定，可满足无限级多簇射孔、大排量压裂要求，压后可溶球完全溶解，可实现井筒免钻，快速投产。

（2）通过大型地面物模试验和工艺参数优化，验证了工具的可靠性和工艺的可行性，建立了泵送参数图版，为现场试验奠定了基础。

（3）现场试验表明，该技术提效降本效果明显，能满足致密储层长水平段体积压裂技术需求，且优势明显，可进一步推广应用。