致密砂岩气藏水平井全通径分段压裂改造实践及认识

2019-06-12李凌川

钻采工艺 2019年5期

李凌川

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院）

李凌川.致密砂岩气藏水平井全通径分段压裂改造实践及认识.钻采工艺，2019，42（5）：62-65

鄂尔多斯盆地北部（以下简称鄂北）油气资源丰富，截至2016年底华北油气分公司鄂北气田（大牛地区块、杭锦旗区块）天然气三级储量共计13 686.4×108m3。鄂北致密砂岩气藏水平井整体规模化开发始于2011年，形成了以裸眼预置管柱管外封隔分段压裂为主的水平井改造工艺技术，该技术实现了完井与压裂管柱一体化，采用投球方式逐级打开压裂滑套，缩短了作业周期，2011～2016年底共计实施水平井分段压裂556井次，实现了鄂北气田快速有效建产［1-4］。但受制于工艺自身缺点，在后期生产实践中，该技术存在多级滑套内径逐级递减，不能实现压后井筒全通径；憋压球不能全部返出，部分滞留井筒而影响后期二次改造（后期作业需钻铣滑套，施工成本较高）等问题［5-7］。因此，有必要针对鄂北气田不同储层特征，研究适合该地区的全通径分段压裂工艺。

一、全通径完井及改造模式

1.套管固井完井方式下的分段压裂试验

2016年以前，鄂北气田在套管固井全通径完井方式的基础上，初步开展了可钻桥塞分段压裂、固井滑套分段压裂、水力喷射分段压裂和连续油管带底封分段压裂4种压裂工艺技术现场试验［8-10］。由于鄂北致密砂岩气藏属于低压低渗气藏，钻井施工过程中，三叠系刘家沟组地层易漏，防漏堵漏难度较大，二叠系石千峰组和上石盒子组泥岩发育，山西组和太原组发育大套煤层。因而，鄂北气田套管固井完井方式普遍采用三级井身结构及悬挂尾管固井完井。完井管柱结构如图1所示。

图1 悬挂尾管固井完井示意图

截止2015年底，鄂北气田固井完井水平井分段压裂共试验15井111段，平均单段液量236.5 m3，平均单段砂量25 m3，施工成功率98.2%，平均无阻流量2.64×104m3／d，平均油压3.3 MPa，压后效果不理想。一方面是由于部分固井完井水平井钻遇显示较差；另外由于鄂北气田致密砂岩储层为低孔、低渗、低压气藏，储层天然能量不足，压力下降快，采用固井完井与祼眼完井相比，其有效面积相对较小，且固井过程中可能会堵塞井筒周围天然裂缝或造成二次伤害。因此，针对固井完井的全通径改造模式，建议进一步优化选段技术和压裂设计参数，加强多簇压裂起裂机理研究，以提高单井产量。

2.裸眼封隔器完井加连续油管带底封分段压裂

综合裸眼预置管柱管外封隔投球分段压裂和套管固井完井连续油管带底封分段压裂工艺技术特点，创新性提出在裸眼管外封隔全通径完井方式下，采用连续油管带底封分段压裂的完井和改造工艺技术体系。与常规水平井裸眼预置管柱不同，该模式下的裸眼封隔器完井中不含分级滑套及球座，在不改变现有井身结构情况下采用裸眼完井增大近井泄气面积，利于气体产出，同时实现压后全通径，利于后期二次改造及排水采气作业。

2.1 技术特点

（1）压裂级数及分段距离无限制。

（2）一趟管柱完成射孔及压裂施工，井下工具简单。

（3）压裂施工连续，不间断，施工时间短。

（4）利用连续油管机械定位器实现选段的精确定位，改造针对性强。

（5）裸眼完井增大近井泄气面积，可形成多裂缝，“甜点”自选。

（6）完井管柱全通径，利于后期作业。

2.2 完井管柱

针对鄂北气田储层结构特点，采用三级井身结构及悬挂Ø114.3 mm套管+裸眼封隔器完井。完井管柱结构如图2所示。悬挂封隔器与坐封球座之间为若干裸眼封隔器和套管的交替组合，以此实现各个目的层段逐级改造，悬挂封隔器以上回接套管至井口，井内管柱与工具内径均相同。

2.3 压裂工具

连续油管带底封分段压裂工具应用于水平井喷砂射孔及环空加砂压裂联作，能够依靠连续油管拖动及封隔器多次坐封解封来实现不同层段的改造，转层操作灵活快速，作业周期短。其压裂井下工具结构为（自下而上）：导引头+机械式接箍定位器+封隔器总成+循环阀+喷枪+扶正器+机械丢手+连续油管接头，整个工具串与连续油管连接。

图2 裸眼封隔器完井管柱示意图

2.4 工艺流程

（1）将连续油管带底封工具串入井后，用机械定位器定位校深并坐封封隔器。

（2）连续油管喷枪水力喷砂射孔作业（一般射孔时间10 min），并将含砂液顶替出井口。

（3）根据压裂设计的要求进行环空加砂压裂，连续油管补液。

（4）施工结束后，解封封隔器，上提工具串至下一级压裂作业深度，坐封、射孔、压裂作业。

（5）重复进行以上步骤，对水平井每一级进行逐级压裂。

3.配套工艺技术

3.1 前置酸预处理技术

随着鄂北气田开发的不断深入，储层品位逐年变差，储层非均质性增强，水平段泥岩钻遇率增加。对于高泥质含量井段，射孔后施工压力较高，常规前置液无法压开地层，采取前置酸预处理技术，能够有效降低近井筒污染和地层破裂压力［11］，同时降低近井筒摩阻，保证施工成功率。

结合钻井液滤饼杂质及储层基质矿物成分分析，形成针对鄂北气田储层特征的前置酸酸液体系（1.5%HF+12%HCl+2%缓蚀剂+1.8% ～2%铁离子稳定剂+2%黏土稳定剂+0.3% ～0.5%破乳助排剂）。施工过程中，通过连续油管注入酸液并顶替至射孔段地层附近（单段注入酸量3～5 m3），关井反应30 min后采用小排量试挤直至人工裂缝起裂并延伸。

3.2 连续油管快速安全转层技术

3.2.1 工具串防卡技术

采用连续油管对前一段压裂施工结束后，转层期间为避免井筒沉砂导致管柱在上提过程中发生砂卡等复杂情况，连续油管以0.5 m3／min左右的排量注入，能够有效预防管柱砂卡。

3.2.2 封隔器重复坐封技术

连续油管带底封工具串的封隔器采用上提解封、下放坐封的方式能够实现重复坐封，封隔已压裂层段，满足水平井多段压裂改造。

3.3 水力喷砂射孔技术

3.3.1 回压控制技术

射孔期间，为了避免封隔器解封，通过控制油套环空压力（井口回压不小于封隔器坐封前5 MPa），能够保证封隔器坐封。

3.3.2 射孔施工参数优化

根据不同喷嘴，设计排量0.60～0.85 m3／min，确保射孔速度达到190 m／s以上［12］，砂浓度120 kg／m3，喷射时间10～15 min，射孔液量6.0～13 m3，确保射孔成功率。

3.4 压后快速排液与全井段冲砂技术

压裂后排液的原则是既要防止地层出砂，又要尽快的排出压裂液。鄂北气田水平井压裂施工结束后60 min开井，采用Ø4 mm～Ø10 mm油嘴（逐渐放大的方式）放喷排液。采取理论与现场实际相结合的方式，优化出全通径施工水平井压后排液制度。同时为了便于后期排水采气，全通径水平井压后在油压、排液稳定后更换Ø60.3 mm生产管柱，并冲砂至人工井底。

二、现场应用效果

1.压裂施工概况及效果

截止2016年12月，裸眼封隔器完井加连续油管带底封分段压裂工艺在大牛地气田和杭锦旗区块应用17井141段，综合施工成功率98.6%，其中大牛地气田应用7井54段，平均单段液量304 m3，平均单段砂量35.9 m3，施工成功率100%；杭锦旗区块应用10井87段，平均单段液量395.3 m3，平均单段砂量43.1 m3，施工成功率97.8%。

大牛地气田7口井完成试气井压后平均油压5.3 MPa，平均无阻流量4.79×104m3／d，略高于同层位井全年平均无阻流量4.53×104m3／d；杭锦旗区块10口井完成试气井压后平均油压14.7 MPa，平均无阻流量17.13×104m3／d，高于同层位井全年平均无阻流量13.5×104m3／d。

裸眼封隔器完井加连续油管带底封分段压裂工艺压后采用油管冲砂，与常规预置级差滑套分段压裂工艺相比，可实现压后全井段冲砂至人工井底，井筒内冲砂量为预置级差滑套工艺的2倍以上（表1），有利于水平井后期的排液采气，部分井油压与产气量较冲砂前明显升高。