張燕明 問(wèn)曉勇 楊海楠 畢曼 周長(zhǎng)靜 郝瑞芬

1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院；2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田上古生界盒8、山1層為典型的致密砂巖儲(chǔ)層，屬于低孔、低滲、低壓油藏，平均孔隙度5%～12%，平均滲透率(0.01～2.00)×10-3μm2，儲(chǔ)集層砂體縱向多期疊置，橫向非均質(zhì)性強(qiáng)，壓力系數(shù)低，分壓合采是實(shí)現(xiàn)該氣田經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)手段，前期通過(guò)探索試驗(yàn)，初步形成了一套具有長(zhǎng)慶特色的以機(jī)械分層壓裂為主體的壓裂配套技術(shù)，滿足了氣田建產(chǎn)要求［1］。隨著氣田開(kāi)發(fā)方式和壓裂理念的不斷轉(zhuǎn)變，機(jī)械分層壓裂工藝最高施工排量、最大分層壓裂級(jí)數(shù)不能滿足多層高排量的技術(shù)發(fā)展需求，同時(shí)其壓裂井筒管柱復(fù)雜、完整性差，無(wú)法滿足后期測(cè)試以及重復(fù)改造等作業(yè)需求，增加后期作業(yè)難度和成本［2］。

2016年，針對(duì)長(zhǎng)慶油田致密多層系叢式井組開(kāi)發(fā)，結(jié)合連續(xù)油管作業(yè)技術(shù)優(yōu)勢(shì)，形成了致密氣藏多層系叢式井組連續(xù)油管一體化壓裂技術(shù)［3］。該技術(shù)實(shí)現(xiàn)了壓后井筒全通徑，滿足了壓后采氣剖面測(cè)試、采氣等工程作業(yè)的需求；實(shí)現(xiàn)了通洗井一體化、射孔壓裂一體化、排液生產(chǎn)一體化和壓裂液供、儲(chǔ)、配、收循環(huán)模式，達(dá)到了進(jìn)一步提效降本的目的［3］。

1 壓裂設(shè)計(jì)原則

蘇里格氣田致密砂巖多層系發(fā)育，部分發(fā)育高角度天然裂縫，特別是蘇里格氣田東區(qū)微裂縫較發(fā)育，裂縫復(fù)雜指數(shù)主要分布在0.3～0.5［1］，結(jié)合儲(chǔ)隔層特征及裂縫縱向延伸規(guī)律，確定了“層間分壓、層內(nèi)合壓”的設(shè)計(jì)原則。

通過(guò)研究偶極聲波測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，對(duì)縫高按照砂體厚度、壓裂施工注入排量進(jìn)行歸一化處理，發(fā)現(xiàn)砂體厚度與縫高延伸度成正相關(guān)關(guān)系，依此確定混合水壓裂設(shè)計(jì)的排量界限，進(jìn)而形成了不同類型高排量混合水設(shè)計(jì)模式［1,4-5］。

針對(duì)蘇里格氣田薄互層的隔層為純泥巖且厚度在3～6 m的具有一定遮擋條件的儲(chǔ)層，通過(guò)控制排量、液體黏度等參數(shù)，可增加單層有效支撐縫長(zhǎng)，實(shí)現(xiàn)薄互層橫向有效改造；薄互層隔層為砂質(zhì)泥巖且厚度小于3 m的儲(chǔ)層不具備分層壓裂條件，設(shè)計(jì)采用高排量混合水壓裂模式，縱向上突破薄夾層，橫向上增加裂縫長(zhǎng)度，擴(kuò)大改造體積。

2 壓裂工藝優(yōu)選

基于長(zhǎng)慶氣田儲(chǔ)層地質(zhì)特征，對(duì)比分析國(guó)內(nèi)外現(xiàn)有分層壓裂工藝的優(yōu)缺點(diǎn)及適應(yīng)性(見(jiàn)表1)，優(yōu)選出連續(xù)油管帶底封噴砂射孔壓裂工藝為蘇里格氣田叢式井組直井壓裂改造工藝［6-10］。

表1 長(zhǎng)慶氣田多層壓裂工藝對(duì)比Table 1 Comparison between multilayer fracturing technologies in Changqing Gasfield

該工藝采用連續(xù)油管噴砂射孔、環(huán)空注入壓裂方式，與常規(guī)機(jī)械分層壓裂工藝相比，同時(shí)具備薄互層定點(diǎn)精細(xì)分層壓裂、高排量混合水壓裂作業(yè)技術(shù)優(yōu)勢(shì)。施工排量最高可達(dá)8 m3/min，分層壓裂級(jí)數(shù)不受限制，壓后套管全通徑有利于后期生產(chǎn)及作業(yè)，可選擇性開(kāi)采。

3 關(guān)鍵施工工具

研制了連續(xù)油管帶底封分層壓裂工具串，集精確定位、噴砂射孔、高排量壓裂、層間封隔功能為一體。管柱結(jié)構(gòu)從下至上依次為(圖1)：導(dǎo)向扶正器+機(jī)械式接箍定位器+機(jī)械錨定器+Y211封隔器+平衡閥+噴射器+機(jī)械式安全丟手接頭+連續(xù)油管外卡瓦式連接頭+連續(xù)油管至井口，其核心工具包括機(jī)械定位器、底封封隔器以及噴射器，關(guān)系到準(zhǔn)確定位、射孔效率、已壓層暫堵、施工的成敗和作業(yè)效率。

圖1 連續(xù)油管帶底封分層壓裂井下工具串Fig.1 Coiled tubing with undersealing separate layer fracturing tool string

3.1 機(jī)械定位器

卡塊式機(jī)械定位器(圖2)利用連續(xù)油管上提時(shí)上提力的變化來(lái)尋找套管接箍的位置，進(jìn)而達(dá)到校深的目的。自主設(shè)計(jì)研發(fā)的機(jī)械定位器最大外徑130 mm，全長(zhǎng) 650 mm，最小通徑 30 mm，適用于?139.7 mm套管作業(yè)。室內(nèi)經(jīng)過(guò)多次測(cè)試實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明，定位時(shí)的拉力變化值ΔF比較穩(wěn)定，均值為6.1 kN，滿足設(shè)計(jì)預(yù)期值 (4.9～9.8 kN)。

圖2 卡塊式機(jī)械定位器Fig.2 Block type mechanical locator

3.2 底封封隔器

常規(guī)封隔器不可以連續(xù)解封和坐封，不能滿足連續(xù)油管拖動(dòng)作業(yè)需求，因此研發(fā)了連續(xù)油管Y211型底封封隔器(圖3)。連續(xù)油管底封封隔器的工作原理：拖動(dòng)管柱至設(shè)計(jì)位置，下放油管(連續(xù)油管)，軌道換向，下壓一定噸位，封隔器卡瓦張開(kāi)，繼續(xù)下壓，膠筒被壓縮，封隔器完成坐封后進(jìn)行射孔、壓裂，壓后直接上提管柱，封隔器解封，上提至下一個(gè)壓裂位置重復(fù)以上操作。具有高性能密封膠筒和單體式密封結(jié)構(gòu)，在 150 ℃、70 MPa條件下，反復(fù)開(kāi)展了13次密封承壓實(shí)驗(yàn)，單向穩(wěn)壓1 h不泄露，泄壓后能夠正?；謴?fù)，滿足該項(xiàng)工藝多次坐封、解封作業(yè)需求。

圖3 底封封隔器Fig.3 Undersealing packer

3.3 噴射器

研發(fā)適應(yīng)連續(xù)油管小排量施工的噴射器(圖4)，在保證噴射速度160～220 m/s范圍內(nèi)，優(yōu)化噴射器噴嘴為4個(gè)，噴嘴直徑為4.5 mm，噴射速度達(dá)到183 m/s(表2)，確保射孔后一次起裂成功［11］。

圖4 噴射器Fig.4 Ejector

表2 連續(xù)油管噴砂射孔參數(shù)優(yōu)化結(jié)果Table 2 Optimization results of abrasive perforating parameters of coiled tubing

4 安全施工配套技術(shù)

4.1 連續(xù)油管強(qiáng)度校核

由于連續(xù)油管反復(fù)起、下鉆均會(huì)受到不同程度的循環(huán)應(yīng)變損傷，為確保連續(xù)油管作業(yè)安全，開(kāi)展了連續(xù)油管強(qiáng)度校核。

利用軟件模擬連續(xù)油管屈服極限與下入深度，同時(shí)模擬實(shí)際井況起下油管時(shí)的應(yīng)力極限值，確定連續(xù)油管最高施工壓力，指導(dǎo)實(shí)際施工作業(yè)。跟蹤連續(xù)油管使用歷史數(shù)據(jù)，對(duì)其進(jìn)行疲勞分析，通過(guò)連續(xù)油管疲勞強(qiáng)度模擬曲線診斷受力薄弱點(diǎn)。

4.2 壓裂井口保護(hù)裝置

由于壓裂時(shí)攜砂液直接沖蝕連續(xù)油管，因此研發(fā)連續(xù)油管井口保護(hù)器，采用襯套式結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，避免了對(duì)連續(xù)油管的直接沖蝕，把原來(lái)直線型的注入孔設(shè)計(jì)為離心狀(圖5)，進(jìn)而改變液體的沖蝕角度，減少了壓裂時(shí)反濺對(duì)井口本體的傷害。

圖5 注入四通示意圖Fig.5 Sketch of injection cross joint

4.3 防砂工藝設(shè)計(jì)

連續(xù)油管分層壓裂在水力噴砂射孔時(shí)，射孔區(qū)域易形成“射流負(fù)壓區(qū)”，易引發(fā)底封封隔器解封并導(dǎo)致下部已壓裂層吐砂。為了防止封隔器解封，設(shè)計(jì)給油套環(huán)空中的循環(huán)射孔液施加略高于已施工儲(chǔ)層壓力3～5 MPa的“回壓”來(lái)阻止底封封隔器解封?！盎貕骸敝狄揽康孛婀?jié)流管匯對(duì)環(huán)空循環(huán)液體節(jié)流來(lái)控制。

5 叢式井組一體化作業(yè)模式

目前蘇里格氣田叢式井組試氣壓裂作業(yè)模式、作業(yè)流程仍然是以依靠人力為主、機(jī)械化為輔的傳統(tǒng)作業(yè)組織模式，人員勞動(dòng)強(qiáng)度大，施工效率低，作業(yè)成本和井控風(fēng)險(xiǎn)高［2,5,7,10］，迫切需要革新?lián)Q代。研究形成的叢式井組一體化壓裂作業(yè)模式，以提速、提效為目標(biāo)，利用連續(xù)油管帶壓作業(yè)整合叢式井組的相同作業(yè)工序，連續(xù)作業(yè)，加快施工進(jìn)度，縮短試氣周期，提高作業(yè)效率。

蘇里格氣田叢式井組連續(xù)油管一體化作業(yè)模式主要由通井洗井一體化、射孔壓裂一體化、排液生產(chǎn)一體化3個(gè)階段的模塊化作業(yè)組成(圖6)。叢式井組越大、井?dāng)?shù)越多，批量化作業(yè)模式優(yōu)勢(shì)越明顯。

圖6 氣田叢式井組連續(xù)油管一體化作業(yè)模式流程圖Fig.6 Flow chart of coiled-tubing integrated operation of multiwell cluster

5.1 通井洗井一體化

直/定向井的井筒準(zhǔn)備階段主要由通井、洗井、試壓等作業(yè)工序組成。叢式井組采用連續(xù)油管進(jìn)行通井、洗井、試壓一趟作業(yè)，擺脫了常規(guī)試氣工序?qū)υ嚉饩艿囊蕾嚕岣吡俗詣?dòng)化程度，降低了作業(yè)強(qiáng)度，最大限度地提高了設(shè)備利用率、減少了井間工序等待時(shí)間。對(duì)比叢式井組連續(xù)油管壓裂井和常規(guī)壓裂井井筒準(zhǔn)備作業(yè)周期，以5叢式井組為例采用常規(guī)壓裂作業(yè)模式壓前準(zhǔn)備需要20 d，若采用連續(xù)油管壓裂作業(yè)模式壓前準(zhǔn)備只需要5 d，大大縮短了井組試氣周期。

5.2 射孔壓裂一體化

連續(xù)油管帶底封分層壓裂井下工具串集成射孔(水力噴砂射孔)和封隔下層功能，實(shí)現(xiàn)常規(guī)電纜射孔作業(yè)以及機(jī)械封隔器分層壓裂的目的，避免了人員直接接觸風(fēng)險(xiǎn)源，降低了常規(guī)工藝在射孔、下壓裂鉆具等工序中的井控風(fēng)險(xiǎn)。單井射孔壓裂周期較常規(guī)作業(yè)可縮短2～3 d，進(jìn)一步提高了壓裂作業(yè)效率。

5.3 排液生產(chǎn)一體化

蘇里格氣田平均地層壓力系數(shù)為0.8～0.9，壓裂液返排難度大，可通過(guò)減少壓井作業(yè)等環(huán)節(jié)，提高壓裂液返排率，降低壓裂液滯留時(shí)間，減少儲(chǔ)層傷害。連續(xù)油管排液生產(chǎn)一體化作業(yè)方式采用不壓井帶壓作業(yè)裝置，帶壓作業(yè)下入?60.3 mm生產(chǎn)管柱，避免壓井對(duì)儲(chǔ)層的傷害，并通過(guò)縮小管徑，使攜液能力提高到常規(guī)完井管柱的2～3倍，單井排液周期縮短3～5 d，有利于氣井長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn) (圖7)。

6 壓裂液回收再利用模式

蘇里格氣田地表多為沙漠、草地，地形平坦，區(qū)內(nèi)交通便利，水資源豐富。前期采用儲(chǔ)液罐蓄水的供水模式，耗費(fèi)了大量的井場(chǎng)準(zhǔn)備和備水時(shí)間，且兩口井壓裂作業(yè)有間隔，需重新備水，影響壓裂施工效率［3,12-13］。叢式井組連續(xù)油管作業(yè)模式采用“井場(chǎng)水源井+大容量?jī)?chǔ)水系統(tǒng)+實(shí)時(shí)連續(xù)混配+壓裂液重復(fù)利用”的供、儲(chǔ)、配、收一體化壓裂用水循環(huán)模式［13］，大幅度縮短了壓裂備水時(shí)間、減少了壓裂等停時(shí)間，實(shí)現(xiàn)了連續(xù)作業(yè)。

采用蓄水池和緩沖罐集中供水模式，節(jié)約了備水時(shí)間；同時(shí)在壓裂施工時(shí)配套使用連續(xù)混配技術(shù)，配液與壓裂施工同步進(jìn)行，無(wú)需獨(dú)立配液時(shí)間，減少了壓裂等停時(shí)間，全面提升了施工效率，并較常規(guī)液體準(zhǔn)備模式節(jié)約10%～20%的液體預(yù)備量。

此外，為了提高水資源利用率、減少污水排放、緩解環(huán)保壓力，對(duì)壓裂返排液實(shí)施回收再利用。根據(jù)壓裂返排液水質(zhì)特點(diǎn)及現(xiàn)場(chǎng)再利用要求，研發(fā)了壓裂返排液處理裝置，主要處理流程為“混凝沉淀+過(guò)濾殺菌+污泥脫水”，對(duì)于黏度和廢水酸堿性達(dá)不到要求的廢水，采用預(yù)氧化+調(diào)節(jié)pH處理工藝，通過(guò)加入離子屏蔽劑達(dá)到重復(fù)交聯(lián)的配液水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)［13］(圖8)。

圖7 蘇里格氣田不同完井管柱臨界攜液流量與井口壓力關(guān)系曲線圖Fig.7 Relationship between the wellhead pressure and the critical fluid carrying flow rate of different completion strings

圖8 壓裂返排液處理流程示意圖Fig.8 Sketch of flowback fracturing fluid treatment flow

通過(guò)該工藝處理后的液體主要控制指標(biāo)滿足長(zhǎng)慶氣田配液水質(zhì)指標(biāo)要求，見(jiàn)表3。

表3 壓裂返排液處理前后水質(zhì)指標(biāo)對(duì)比Table 3 Comparison of water quality index before and after the treatment of flowback fracturing fluid

7 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

截至2018年12月底，在蘇里格氣田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)32個(gè)叢式井組共201口井，全部采用精細(xì)分層、高排量混合水壓裂工藝設(shè)計(jì)，連續(xù)油管一體化作業(yè)模式。壓后試驗(yàn)井初期單井平均日產(chǎn)氣量較對(duì)比井提高15%，增產(chǎn)效果明顯。平均單井壓裂作業(yè)周期由常規(guī)模式的19.5 d縮短至11.0 d，作業(yè)效率較常規(guī)作業(yè)模式提高近1倍。此外，連續(xù)油管一體化作業(yè)井組使用供、儲(chǔ)、配、收一體化壓裂用水循環(huán)模式，大幅度提高了備水效率，實(shí)現(xiàn)了井組連續(xù)施工作業(yè)，壓裂液重復(fù)利用率達(dá)90%以上，降低作業(yè)用水成本30%以上。

8 結(jié)論

(1)連續(xù)油管一體化作業(yè)實(shí)現(xiàn)了井筒準(zhǔn)備、壓裂、生產(chǎn)一體化作業(yè)，井組施工效率較常規(guī)機(jī)械分層壓裂工藝提高一倍以上，單井產(chǎn)量提高15%以上。

(2)研發(fā)的壓裂返排液處理裝置大幅度提高了壓裂液重復(fù)利用率，有效緩解了環(huán)保壓力。

(3)該工藝目前不能解決上、下古生界碳酸鹽巖儲(chǔ)層分壓合采的問(wèn)題，配套設(shè)備不完善，施工成本也比較高。