水平井压裂

水平井分段压裂技术二〇〇九年四月二十一日
一、立项背景
大庆外围储层渗透率低、丰度低、厚度薄、直井开发效益低或无效益，水平井是解决外围低渗透油田多井低产、实现高效开发的重要手段。

但由于储层物性差，大部分水平井必须压裂才能达到产能。

大庆油田在“八五”期间就开展过水平井笼统压裂试验，但水平井笼统压裂存在针对性差、部分层压不开及小层改造规模难以控制等问题（见图1），为提高压裂针对性和压裂效果，急需开展分段控制压裂技术攻关。

但水平井分段压裂是一项世界级难题，主要存在以下技术难点:
一是水平井井眼轨迹复杂，最大曲率达到17°/25m，多为阶梯式、波浪形，压裂管柱起下困难，砂卡几率大，施工风险高；
二是水平段长（500-700m）、压裂层段多，非均质性较严重，裂缝起裂、延伸复杂，压裂设计及现场控制难度大。

2005年在州78-平67井，采用常规分段压裂工具实施不加砂压裂进行了探索性试验，压后管柱拔不动，上修井作业后发现封隔器胶筒破损，从而证实了水平井分段压裂确实存在较大风险。

因此，水平井分段控制压裂技术已成为制约水平井大面积开发应用的瓶颈技术，急需研究、攻关。

图1 南246-平309井井温测试解释结果
二、主要创新点及解决的关键技术
通过研究、攻关，该项目主要取得以下三方面技术创新：
创新点1：研究了安全、高效、耐磨蚀双封单卡分段压裂管柱，形成了分段控制压裂主体工艺。

工艺管柱主要由安全接头、水力锚、K344-110封隔器、导压喷砂器、扶正器，导向死堵组成。

该工艺通过双封隔器单卡目的层段，层层上提完成多段分层压裂施工，具有针对性强、安全性高、加砂量大、施工效率高等特点，工艺管柱主要取得四项关键技术的突破。

关键技术1：研制小直径封隔器，不断提高耐温、耐压指标。

⑴封隔器整体结构设计
考虑到工具在水平井中的密封状态较直井有较大差异，管柱设计时上下封隔器工具外径为φ110mm，由于小直径封隔器密封φ124mm套管，扩张比大，径向尺寸缩小8%，扩张比由1.1增大至1.2，承压性能降低70％，无法实现多段施工。

表1 胶筒扩张比对比表
⑵胶筒结构设计
经过有限元分析，胶筒内的最大应力发生在肩部附近，是其它部分应力的3.0～3.6倍，在对扩张胶筒结构设计时，重点对肩部进行优化设计，以提高其承压性能，降低残余变形。

胶筒布线采取钢丝连线和尼龙连线加强设计（专利产品），在两层尼龙线之间增加钢丝帘线层，降低胶筒残余变形；优化钢丝帘线角度，经过试验，15°帘线角变形最小；均匀分布钢丝帘线张力，全部为5Kg，确保受力均匀，缩小两端金属紧固件间隙，避免钢丝锁紧后移位。

⑶胶料配方优选
研制出了HNBR、NBR、二价盐改性、高弹性炭黑增强的共混纳米胶筒，其物理性能大幅度提高，（炭黑颗粒小于100纳米，二价盐粒径小于20纳米）属纳米材料，纳米颗粒分布更加均匀，增加了橡胶的密度；在受力后，受力后有效地阻止了导致胶筒损坏的大裂纹产生和抵制了高温油的渗透能力。

经过与协作厂家多次攻关改进，k344工具的胶筒指标由初期的70℃、40MPa 提高到90℃、50MPa，150℃、50MPa，残余变形由20%降低至5.0％以内，满足了大庆外围葡萄花油层、扶余油层压裂需要。

油浸试验情况见表2。

表2 KZ105-9-50胶筒油浸试验表
关键技术2：设计防卡、解卡管柱结构，降低风险。

由于水平井井身结构的特殊性，卡距内存砂极易导致卡死压裂管柱，因此，水平井压裂管柱的防卡、解卡工艺设计成为降低施工风险、提高压裂成功率的技术关键。

⑴防砂卡工艺设计 ①管柱起下安全设计
对于水平井，自造斜点开始，井身的造斜程度逐渐增大，井身曲率半径较小。

因此，在某一尺寸的套管内，如果井下工具的径向尺寸或轴向尺寸设计不当，便会在井身曲率半径最小处出现中途卡钻遇阻的情况。

设全井井身最小曲率半径为R ，该处套管内径为D ，井下工具管串最大刚性外径为d ，则可求该处允许通过的井下工具最大长度L 。

允许通过的井下工具管串最大长度为
22)2/()2/(2d D R D R L +--+=
式中：R ——全井井身最小曲率半径；
D ——井身最小曲率半径处的套管内径； d ——井下工具管串最大刚性外径。

在设计工具时，可以根据井身情况，用公式求出井身最小曲率半径最小处允许通过的井下工具最大长度，以预测是否会发生中途遇卡，防止事故发生。

用这种方法计算水平井允许通过的井下工具最大总长 (见表3)：
表3 水平井造斜段通过的井下工具最大总长
根据计算结果，能通过的Ф110mm+Ф116井下工具总长2.81米，实际设计管窜最大长度小于2.5m，所以能够通过造斜段（设计工具尺寸见表4）。

②喷砂器位置优化设计
导压喷砂器具有冲砂反洗功能，与下封隔器直接相连，喷砂口与下封隔器距离缩短至20cm，以减少封隔器上端沉砂；一旦砂卡，通过边冲砂边上提管柱，达到安全起下管柱的目的。

⑵解卡工艺设计
在解卡工具设计上，设计了投球液压丢手安全接头，为后续的解卡、打捞留有通道，如果管柱无法解卡，可在井口投球，地面打压脱开安全接头，将安全接头以上管柱起出。

为保证解卡打捞工具顺利进入脱卡接头，在脱卡接头下面连接导流扶正器，保证丢手后工具居中，利用专用解卡、打捞、磨铣工艺进行后续处理。

应用上述工艺现场施工75口井，成功率达到97.3%，有2口井因套管变形遇卡后顺利实现丢手。

⑵低摩阻支撑剂试验
为验证大砂量施工对喷砂器磨损情况，进行了加陶粒和覆磨砂对比试验（见表5），结果表明：加覆磨砂管柱比加陶粒磨损小，实现了大砂量安全施工。

2008年在朝85-葡平33井一趟管柱压裂4段，加覆膜砂达到115m3。

2009年在南267-平342井一趟管柱压裂5段，加覆膜砂达到130m3。

柱一天可压裂5段，3天完成9段/2趟（哈里伯顿公司水力喷砂压裂8天完成4段）。

一趟管柱压5段试验表
井号分段数管柱趟数备注南237-平297 5 1 陶粒
茂17-51-平51 5 1 覆磨砂
南256-平315 9 2 陶粒2009年在朝100-葡平35井一趟管柱在2天内最多压裂8段，在国内现有水平井分段压裂工艺中施工效率最高。

图4 南212-平327井升降排量施工曲线
三、应用效果及经济效益
1、应用效果
到2008年底，油田共投产水平井166口，其中压裂施工108口，占当前投产水平井数的65%。

压裂的108口井中，双封单卡分段压裂工艺完成75口，占69%；限流压裂工艺完成26口井，占24%；机械桥塞压裂工艺完成4口，占4%；液体胶塞压裂工艺完成3口，占3%；其中双封单卡分段压裂75口井357层，工艺成功率97.3％，方案符合率92.3%，已成为大庆油田低渗透水平井改造的主体工艺技术。

压裂水平井投产初期日产油12.8吨/日，是周围直井5.7倍；目前日产油7.0吨/日，是直井3.7倍，目前累计产油31.72万吨，其中2003年压裂的肇57-平33井累计产油量已超过2.4万吨。

肇州油田目前压裂投产水平井45口，占油井总数1.8%，日产油量444吨，占肇州油田日产油量11.4%。

2、经济效益
统计108口压裂井，目前累计产油31.72万吨，按每吨原油单价3921元、吨油成本721元、单井压裂成本250万元计算，则累计增油创经济效益：
31.72×104×（3921-721）-108×250×104=74504万元
此外，通过裂缝形态监测、压穿泥岩试验，证实薄互层水平井压裂改造能够沟通未钻遇储层，不仅提高了水平井产量，还可提高单井储量动用程度。

统计肇州油田44口普通射孔投产水平井、30口压裂投产水平井，水平井压裂平均单井增加动用储量达1.6万吨，使直井开发无效和低效的2108.1万吨难采储量得以有效动用（见表10）。

表10 外围油田水平井压裂开发储量动用情况统计表
通过攻关、研究，该项目形成以双封单卡分段控制压裂工艺为主，机械桥塞、液体胶塞和（段内）限流压裂工艺为辅的水平井压裂技术系列及优化设计和诊断控制方法，可满足葡萄花和扶余储层水平井增产改造的需要。

水平井分段控制压裂可明显提高水平井单井产量和动用储量，为大庆低渗透油田水平井高效开发和4000万吨持续稳产提供了技术支撑，预计今后年应用在40口井以上，在国内各低渗透油田具有广泛的推广前景。