连续油管带底封分段压裂技术在泾河油田的应用

姚昌宇 王迁伟 高志军 李嘉瑞 朱新春

（中石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006）

连续油管带底封分段压裂技术在泾河油田的应用

姚昌宇 王迁伟 高志军 李嘉瑞 朱新春

（中石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006）

泾河油田长8油藏属低孔、特低渗油藏，前期采用裸眼封隔器分段压裂取得较好效果，但该工艺裂缝起裂位置不明确，无法实现井筒全通径，为提高油田采收率，提出了连续油管带底封分段压裂工艺。该工艺将连续油管和喷砂射孔工具、底部封隔器连接，通过油管注入实现喷砂射孔，环空注入实现加砂压裂，用底部封隔器对已压层段进行隔离，由下至上逐级分段压裂。该工艺压裂裂缝起裂位置明确，改造地层针对性强，作业速度快。在JH2P20井的应用表明，连续油管带底封分段压裂工艺可在30 min内完成转层压裂，正常情况下1 d内可完成9段压裂施工，压后井筒全通径，在泾河油田具有较高的推广应用价值。

泾河油田；水平井；连续油管；水力喷砂射孔；底部封隔器；分段压裂

泾河油田长8油藏属于低孔、特低渗砂岩油藏，储层孔隙度6 %～16.6 %，平均孔隙度10.2 %，渗透率0.10～1 mD，平均渗透率0.26 mD，区域天然裂缝发育，平面非均质性强，油井基本无自然产能，需压裂改造投产。前期采用裸眼封隔器分段压裂改造，先后在JH17P1井、JH2P2井获得高产，但随着生产时间的延续，地层能量匮乏，产量越来越低，需要进行二次改造或能量补充，然而基于裸眼封隔器的分段压裂水平井，在后期作业中面临着以下难点：无法实现井筒全通径；后期作业（分段采油、产液剖面测试、冲砂、重复压裂等）困难且风险大；压裂裂缝起裂位置不明确，后期能量补充针对性差，无法明确剩余油分布规律。为进一步提高压裂改造针对性，满足油井后期综合治理，提高油田整体开发效益，2013年在泾河油田开展了连续油管带底封分段压裂试验。

连续油管带底封分段压裂工艺利用伯努利原理，通过喷嘴节流，将高压射孔液转化为高速射孔液高速冲击套管、水泥环和岩石，产生切割作用，实现深度射孔［1-3］。水力喷砂射孔后，通过油套环空进行主压裂，压裂结束后通过连续油管拖动喷射工具和封隔工具转层压裂。该工艺适用于套管固井完井水平井，各层段间采用上提解封、下放坐封的机械式封隔器封隔，封隔器可以承受 69 MPa 的工作压力［4-7］。

1 连续油管分段压裂工具

1.1 工具组合

工具结构如图1所示。整个工具与连续油管连接，封隔器与锚定系统通过连续油管上提或下放实现解封与坐封。在喷砂射孔和主压裂阶段，工具处于坐封状态。在工具入井和转层运动过程中，封隔器与锚定系统处于解封状态。在压裂结束转层过程中，需通过连续油管循环洗井直到工具上提至设计位置完成坐封，确保井筒清洁，避免工具遇卡。

图1 连续油管带底封分段压裂工具示意图

1.2 工艺流程

（1）进行刮管与通井作业，确保分段压裂工具在井筒中顺利下入；（2）用连续油管带机械式套管节箍定位器进行定位； （3）进行回压测试，由于在喷砂射孔和射孔后循环洗井时，要求地面控制回压不低于坐封前井口压力，因此在压裂施工前，必须测试不同返排速度下，不同尺寸的油嘴所能控制的回压数据并做好记录，用于喷砂射孔和射孔后循环洗井期间油嘴控制回压时作参考；（4）通过连续油管循环射孔液，达到一定排量后开始加入石英砂进行喷砂射孔；（5）射开套管后，进行循环洗井，此时平衡阀打开，将射孔液和石英砂洗出井口；（6）进行该层的主压裂施工； （7）施工完成后，上提连续油管解封封隔器，再次定位进入下一层后，下放坐封封隔器，开始进行第2层施工。以此步骤完成所有层段施工后，上提连续油管出井口。

1.3 技术特点

（1）能进行定点水力喷砂射孔，压裂裂缝起裂位置明显，压裂改造针对性强；（2）用底部封隔器封隔，可验封，分段可靠；（3）可进行大规模压裂，水平井分段级数不限；（4）压裂发生砂堵时可及时用原管柱处理，能有效缩短砂堵处理时间；（5）施工作业速度相对较快，压后井筒全通径，利于油井后期综合治理。

2 应用实例

2.1 JH2P20井基本情况

JH2P20井为泾河油田JH2井区的一口在评价水平井，Ø215.9 mm井眼下Ø139.7 mm套管（套管钢级N80，壁厚7.72 mm，抗外挤43.3 MPa，抗内压53.4 MPa）固井完井，完钻井深2 243.22 m，垂深1 487.26 m，水平段长587.22 m，钻遇砂岩段长528 m。录井显示油斑40 m，油迹350 m，荧光138 m。测井解释油层43.7 m，差油层324.5 m，干层122.6 m。根据邻井DST测试结果，计算该井地层压力13.6 MPa，地层温度55.6 ℃。

2.2 施工管柱和施工参数设计

根据JH2P20井完井井深、水力喷砂射孔沿程摩阻与节流摩阻计算结果，同时考虑到压裂施工过程中需要较高的抗拉强度，优选外径50.8 mm、壁厚4.45 mm连续油管。压裂管柱结构为：Ø50.8 mm连续油管+ 连续油管接头+ 丢手工具+ 扶正器+ 水力喷射工具+ 平衡阀+ 反循环接头+封隔器和锚定装置+ 机械式套管接箍定位器+引导头。连续油管外径50.8 mm、内径41.9 mm、壁厚4.45 mm、钢级QT800、长度2564 m、抗内压70 MPa、最小屈服强度80% 29.14 T、内容积1.38 L/m。水力喷砂工具外径94 mm、内径31.8 mm、长度0.31 m，喷嘴内径4.762 5 mm，数量4个，射孔相位角90°，过砂量10 m3。底部封隔器外径117.9 mm、内径38.1 mm、长度0.98 m，重复坐封10次，耐压69 MPa，耐温150 ℃。其他压裂工具参数见表1。

表1 JH2P20井下其他压裂工具参数

优选射孔工具喷嘴内径4.7 625 mm、喷嘴数量4个、射孔相位角90°，射孔液采用原胶液+40/70目石英砂混合液，石英砂浓度为100 kg/ m3，喷砂射孔排量 0.65 m3/ min，喷射时间10 min。

该井分6段压裂施工，设计单段加砂量29.9～35.2 m3，总加砂量192.2 m3，总液量1 480 m3，环空施工排量3 m3/min，油管施工排量0.1～0.2 m3/min。主压裂液采用羟丙基瓜胶压裂液体系，支撑剂采用20～40目石英砂。

2.3 施工过程

该井顺利完成6段压裂施工，施工参数见表2。

表2 JH2P20井主压裂施工参数统计

（1）整个施工过程顺利，未出现封隔器失封现象，封隔器坐封稳定可靠。6段施工过程中，仅第6段封隔器坐封未一次性成功，其他层段均一次性完成坐封，分析原因可能是封隔器下端摩擦块摩擦力下降/套管太滑导致坐封困难。

（2）封隔器解封、压裂工具的上提转层、封隔器重复坐封可在压裂施工过程中顺利完成。

（3）从第1、2段施工曲线看，近井筒扭曲摩阻较大，这与射孔方位与裂缝延伸方位不一致而导致的近井扭曲摩阻有关系，该井水平段与最大主应力方向成39°夹角。

（4）JH2P20井第5段水力喷砂射孔后，出现地层压开困难问题，通过连续油管或油套环空多次放喷→试挤，解除孔眼堵塞，压开地层，顺利完成压裂施工。

2.4 施工效果分析

（1）从 2～6层的转层作业时间来看，随着施工层数增加，操作逐渐熟练，转层所需要的时间逐渐减少，最少转层时间仅 27 min，平均38.6 min，表明该工艺具有快速转层能力。

（2）从JH2P20井各段施工作业时间看，平均每层施工时间158 min，其中射孔、洗井以及转层作业平均每段用时69.6 min，相比裸眼封隔器分段压裂工艺，连续油管带底封分段压裂工艺平均每段仅多用时70 min，说明该工艺具有快速施工作业能力。

（3）JH2P20井为泾河油田一口评价水平井，由于水平段钻遇储层物性差，含油性差，压后未见油产出，但压后实现了井筒全通径，有利于油井后期治理。

3 结论

（1）连续油管带底封分段压裂工艺具有压裂改造针对性强、作业速度快、压后利于油井后期综合治理等优点，可有效实现水平井井筒全通径，可在30 min内完成转层压裂，1天内完成9段压裂改造。

（2）如果在连续油管拖动转层施工过程中出现管柱遇卡，可通过循环洗井、上提下放连续油管有效解卡；如果在水力喷砂射孔后，压开地层困难，可通过多次放喷、试挤解除孔眼堵塞问题，或注入少量低浓度酸液清洗孔眼，解除近井地带污染，从而降低破裂压力。

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Application of sectional fracturing technique with coiled tubing and bottompacker in Jinghe Oilfield

YAO Changyu,WANG Qianwei,GAO Zhijun,LI Jiarui,ZHU Xinchun
（Research Institute of Engineering Technology,Sinopec North China Company,Zhengzhou450006,China）

Chang-8 oil reservoir of Jinghe Oilfield belongs to low-porosity and super-low permeability reservoir.In earlier stage,the sectional fracturing treatment with open hole packer gained a good effect,but the facture starting position of this technique is ambiguous and full opening of wellbore cannot be achieved.In order to improve oil recovery,the author puts forward “sectional fracturing technique with coiled tubing and bottom packer”.In this technique,the coiled tubing,tools of sandblasting and perforating,and the bottom packer are connected,sandblasting and perforating are realized by injection through tubing,sand fracturing is achieved by injection from annular space,the layers being fractured are isolated by using bottom packers,to realize stepwise staged fracturing from bottom to top.This technique is characterized by significant fracturing fracture significant,well-directed formation reformation and fast operation speed.Application testing for JH2P20 well shows that by this technique,the transition layer fracturing could be finished in 30 min.Under normal condition,9-interval fracturing can be completed within one day.After fracturing,the wellbore full opening will be performed.This technique has high promotion value in Jinghe Oilfield.

Jinghe Oilfield;horizontal well;coiled tubing;sand jet perforation;bottom packer;staged fracturing

姚昌宇，王迁伟，高志军，等.连续油管带底封分段压裂技术在泾河油田的应用［J］.石油钻采工艺，2014，36（1）：94-96.

TE357.1

：B

1000-7393（2014）01-0094-03

10.13639/j.odpt.2014.01.025

2013-07-23）

（编辑 景 暖）

中石化科技攻关项目“鄂南致密砂岩油田水平井高效开发关键技术”（编号：P12130）。

姚昌宇，1982年生。2010年毕业于成都理工大学油气田开发工程专业，现从事油气储层改造研究工作。电话：13526546175。E-mail：yaoyu61111@163.com。