石孝志, 张俊成, 焦亚军, 刘 臣, 宋 毅, 张柟乔

(1中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司 2中国石油浙江油田公司 3中国石油西南油气田公司页岩气研究院)

0 引言

目前国内外页岩气等非常规储层水平井分段压裂改造采用的主要工艺技术为电缆泵送桥塞分簇射孔联作分段体积压裂改造[1-4]，其原理为桥塞进行机械封隔分段，具有工艺成熟、作业简单、施工效率高等优点，但是其对完井质量和井筒完整性有较高的要求。井眼轨迹复杂等因素造成的泵送桥塞遇阻遇卡情况时有发生，此外还有因压力高而不能泵送、桥塞坐封不丢手、桥塞坐封时电缆不点火、电缆点火后桥塞不坐封、射孔枪不响或2簇射孔只射1簇等各种问题。另一方面，非常规油气开发过程中受到地质应力、构造作用、天然裂缝等多种因素的影响，在压裂过程中出现了套管变形等井下复杂情况，常规机械分段工具无法通过，对水平井分段改造带来巨大挑战[5-7]。

本文在研究不同水平井分段压裂技术适应性和不足的基础上，结合套变水平井井筒实际情况，开展分段压裂工艺室内实验和模拟评价，优化填砂暂堵设计参数，设计一体化井下工具管串，形成一套以水平井填砂暂堵分段压裂工艺、“冲砂-填砂-多簇喷砂射孔一体化”工具管柱、填砂暂堵分段压裂优化设计与精确控制技术等为核心的水平井缝内填砂暂堵分段体积压裂技术。该技术在现场的成功应用证实其在页岩气水平井分段压裂中的适应性。

1 工艺技术

1.1 工艺原理

缝内填砂暂堵的机理是通过高砂浓度携砂液的加入超过缝宽允许的程度从而在近井地带的裂缝内形成砂堵，实现段间的封隔。该技术采用非机械方式封隔分段，作业安全高效、对井眼轨迹和井筒尺寸要求小、可实现无限级分段且施工整个过程保持井筒全通径，一趟管柱可实现冲砂、填砂、多簇喷砂射孔与体积压裂改造，解决了套变、高压、井眼轨迹复杂页岩气水平井精细分段改造难题。与早期的水平井筒砂塞封隔工艺不同，缝内填砂暂堵工艺通过对填砂暂堵程序的精确控制，在近井地带的裂缝中形成屏蔽暂堵，不会在井筒中残留支撑剂，从而保证了井筒在压裂过程中保持全通径。

1.2 暂堵参数

通过开展支撑剂暂堵室内模拟和评价实验(图1)，分析了不同类型、浓度支撑剂在通过人工裂缝时的堵塞机制。通过优化支撑剂组合方式和浓度，改变裂缝中支撑剂的堆积剖面，为缝内填砂屏蔽暂堵工艺的实施奠定了实验基础。根据实验和模拟结果，分析了滑溜水携带不同浓度支撑剂在不同流速下沿缝宽方向的沉降规律，通过优化排量与砂浓度的组合，优化缝内填砂暂堵排量为不高于5 m3/min，砂浓度不低于360 kg/m3。

1.3 工具管串

针对复杂井筒条件，考虑工具通过性受限，优化设计一体化井下工具管串：连续油管接头+单流阀+丢手+喷砂射孔工具+冲洗头(如图2所示)，实现一趟入井完成套管冲砂、填砂和多簇喷砂射孔三种功能。工具管串的最大外径根据井筒最大内径定制合适的尺寸，提高了工具管串的通过能力和工艺的适用范围。

图2 冲砂-填砂-多簇喷砂射孔一体化工具管柱结构图

水力喷砂射孔能有效克服常规射孔引起的压实带伤害和近井地带伤害，喷射出的孔道较深，减少近井多裂缝和裂缝弯曲，可以提高射孔和压裂效率[8-10]。结合页岩气水平井套管壁厚和钢级，推荐采用石英砂作为射孔介质，砂浓度不低于100 kg/m3，单个喷嘴流速大于150 m/s，喷射时间大于7 min。

2 作业工序

连续油管多簇喷砂射孔填砂暂堵分段压裂工艺流程为：地面施工准备；然后采用带喷砂射孔工具的连续油管对指定施工层段进行洗井及分簇喷砂射孔联作，完成该段射孔后取出连续油管；随后对该段进行主压裂及人工缝内填砂暂堵，若初次填砂暂堵不成功可重复进行缝内填砂暂堵或选择投放暂堵球封堵已压裂层段。重复以上施工步骤进行下一段的射孔、主压裂和填砂暂堵，直至完成所有压裂作业。

3 现场应用

3.1 实施方案

A1井完钻层位位于龙马溪组底部优质页岩层内，在该井第1段压裂后在A点附近发生套变影响常规桥塞工具下入的情况下，使用连续油管多簇喷砂射孔填砂暂堵分段压裂技术对该井后续14段进行分段压裂。

该井压裂施工方案具体如下：①采用连续油管喷砂射孔+缝内填砂暂堵分段；②施工排量设计为8～10 m3/min；③单段液量1 600～1 800 m3，砂量60～80 t；④采用以滑溜水为主体的体积压裂模式，支撑剂选用100目石英砂+40/70目低密度陶粒组合方式；⑤每段3簇喷砂射孔，每簇采用Ø4.5 mm×5个喷嘴的组合；⑥连续油管作业管柱最大外径为83 mm。

通过分析该井水力裂缝动态扩展过程和缝内填砂暂堵高浓度支撑剂运移的堵塞行为(图3)，在450 kg/m3左右浓度40/70目支撑剂条件下，射孔孔眼附近的局部支撑剂浓度达到堵塞浓度。

图3 填砂暂堵后缝内支撑剂分布

3.2 施工情况

A1井应用连续油管多簇喷砂射孔填砂暂堵分段压裂工艺实现分段压裂，单井总共注入地层液量26 265 m3，砂量1 209 t，平均每段液量1 751 m3，砂量80.6 t，最高砂浓度530 kg/m3。缝内填砂未出现井筒内沉砂影响下一段工具下入的情况。

填砂暂堵分段压裂后期的缝内填砂阶段，通过渐进提高砂浓度，支撑剂在缝内堆积并开始缝内脱砂，井底净压力双对数曲线斜率由0快速上升至1，支撑剂全部顶入地层后曲线斜率快速呈直线上涨，说明在缝口处形成砂塞暂堵(图4)。

图4 填砂暂堵压裂施工曲线

3.3 效果评价

3.3.1 分段效果

使用缝内填砂暂堵分段压裂技术，实现了显著的段间暂堵压差，保证了暂堵的有效性，对于少数通过高浓度填砂无法形成缝内填砂暂堵分段的特殊情况，采用可溶性堵塞球的备用方案进行暂堵。通过各段填砂暂堵封堵压力、裂缝延伸压力和井下微地震实时监测结果分析，每段压裂都实现了在新的射孔位置开启新的裂缝。此外，缝内填砂成功后次段压裂的破裂压力均未突破前段的填砂封堵压力，有效保证了缝内填砂暂堵的可靠性。

3.3.2 改造效果

该井压后测试产量14×104m3/d，增产效果显著。从压后效果分析，压裂段数较少的A1井在投产后同时投产60 d后日产量、累计产量均高于同平台使用常规桥塞分段压裂19段的两口邻井，表明应用缝内填砂暂堵工艺同样实现了体积压裂改造效果，并在近井筒地带提供了更为高效的导流能力，为后期生产提供了有利条件。

4 结论与建议

1)常规水平井分段压裂工艺对井筒通径要求高，对于套管变形等井下复杂情况缺乏有效的分段手段。通过缝内填砂暂堵能够实现较好的段间封隔，实现了对复杂井筒水平井的分段压裂改造。

2)连续油管水力喷砂多簇射孔在一定程度上控制井筒附近裂缝起裂和延伸，有效减少近井多裂缝和裂缝弯曲，提高了射孔效率，为高砂浓度支撑剂进入地层提供了有效通道。

3)连续油管多簇射孔填砂暂堵压裂在现场成功应用并取得显著增产效果，证明该工艺对非常规油气藏水平井复杂井筒情况具有较好的适应性，为此类井的分段压裂改造提供了可行的技术手段。

4)该工艺整个施工过程中通过缝内精确填砂暂堵分段，井筒保持全通径，因此可根据储层需要，进一步开展整个储层井段内任意所需位置和顺序的选择性分段压裂。