水平井分段酸压投球封堵最小排量确定方法

周建平，郭建春，季晓红，袁学芳（.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都60500；.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒84000）

水平井分段酸压投球封堵最小排量确定方法

周建平1，2，郭建春1，季晓红2，袁学芳2
（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610500；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒841000）

常规碳酸盐岩水平井分段酸压工艺存在分级数量受限、管柱不能实现全通径、生产后期不能实施找水和堵水措施等缺点。介绍了全通径水平井分段酸压主要工具及工艺技术原理，对堵塞球封堵这一关键技术进行了详细论证，建立了堵塞球受力模型，堵塞球入座并保持在孔眼上的受力条件，进而得到堵塞球排量控制方程，形成堵塞球最小排量控制技术。现场应用表明，水平井全通径分段酸压工艺成熟，分段工具开启率较高，较好地解决了多层段酸压，以及酸压后管内缩径影响后续生产等问题。

水平井；全通径；分段酸压；堵塞球；受力模型；最小排量

国外体积压裂主要以簇式滑套和复合桥塞为主，这两类压裂技术压裂完毕后井筒内存残留球座或桥塞，容易造成油气井堵塞和积液现象，若开展二次改造作业措施，需要将球座或桥塞钻除，延长了施工周期，增加了作业成本。而全通径分段压裂技术施工速度快、压裂规模大、安全可靠，压裂后保持井眼全通径，能较大程度提高压裂体积［1-2］。

国内全通径分段酸压技术研究起步较晚，只有少数油田进行了探索与实践。塔里木油田全通径分段酸压采用“裸眼封隔器+压控式筛管”，但由于其堵塞球封堵能力未能解决，堵塞球受力模型建立的理论支撑不够，导致封堵上返改层成功率较低。现场对最小送球排量、堵塞球用量等的控制主要依靠经验［3-5］。本文对全通径分段酸压主要工具及工艺原理进行阐述，并对堵塞球受力进行建模分析，结合现场应用，对最小送球排量等施工参数进行了优化。

1　塔中Ⅰ号气田碳酸盐岩储集层特点

塔中隆起西与巴楚凸起相接，东连塔东凸起，南临塘古孜巴斯凹陷，北接满加尔凹陷，是一个长期发育的继承性古隆起，自北向南划分为北斜坡带、中部凸起、南斜坡带3个二级构造单元。塔中Ⅰ号气田位于塔里木盆地塔中隆起北斜坡带塔中Ⅰ号坡折带，塔中Ⅰ号坡折带紧邻北部坳陷，为北西—南东走向，展布长度约260 km，南北宽2～8 km［6］。

塔中Ⅰ号气田碳酸盐岩储集层区域分布广，天然气储量丰富，是塔里木油田实现油气大发展的重要区域。目的层为奥陶系碳酸盐岩，纵向上发育2套储集层，即上奥陶统良里塔格组上部和下奥陶统鹰山组碳酸盐岩。油气藏具有埋藏深（5 000～7 000 m）、温度高（130～170℃）、易喷易漏、硫化氢含量高（1.5×102～6.0× 105mg/m3）等特点。储集层岩性以灰岩为主，其次是白云质灰岩和白云岩，储集空间以缝、洞为主；基质孔渗差，平均孔隙度小于3%，平均渗透率低于0.1 mD，非均质性强；裂缝和溶蚀孔洞空间展布复杂，流体分布规律性差，属缝洞型准层状非均质的特殊油气藏［7-8］。

针对以上碳酸盐岩储集空间特征，储集层改造难点如下:有效储集体在空间的展布预测难，缝洞型储集层人工裂缝延伸机理不清；深度改造技术要求高，稳产难度大；非均质性强，长水平井段均匀酸压难度大［9-10］；水平井钻遇多套储集体，均匀、深度酸压改造难度大［11-13］。因此，亟需实施分段选择性酸压改造，以提高单井产能。

2　水平井全通径分段酸压工艺原理

水平井“裸眼封隔器+筛管投球”全通径工艺通过裸眼封隔器分隔施工水平井段，使用1级投球式筛管（趾端）与多级压控式筛管，配合封堵球，实现从趾端到跟端逐级压裂。由于只有趾端的投球式筛管存在球座，其余各级压控式筛管均无球座，因此，可以实现分段完井管柱的全通径［14］。

2.1投球式筛管和压控式筛管技术原理

（1）投球式筛管工作原理投球筛管打开是依靠内外压差剪断销钉，外筒下移，漏出孔眼。投球式筛管打开时，投直径为38.1 mm树脂球，树脂球入座后，靠管内上下压差打开筛管；而封堵时，采用小球堵塞，投直径为17 mm小球堵住孔眼后，继续打压，上返开启下一级筛管，实现上返分层（图1）。

图1　投球式筛管示意

（2）压控式筛管工作原理需要打开筛管时，井口管内加压，当筛管芯管内外压差（Δp）大于销钉抗剪强度后，销钉剪断，滑套从固定状态变为自由状态，氮气室中氮气膨胀，带动滑套下行，从而露出预制筛孔，建立井筒与施工段储集层连接，且筛管具有自锁机构，保证筛管打开后不关闭（图2）。其中，内压力（p内）指井筒内压力，由井口油压（p油）与管柱静压力（p静）构成，外压力（p外）指滑套外压力，即地层压力（p地）。

2.2水平井全通径分段酸压工艺

水平井全通径分段酸压施工过程为:①投大球打开投球式筛管，泵注压裂液，改造投球式筛管处对应储集层；②投入设定数量与筛孔配套的堵塞球，封堵投球式筛管处筛孔；③继续泵注压裂液，实现井筒内憋压，使得压控式筛管芯管内外压差不断增大，从而剪断销钉，筛管滑套在氮气膨胀的带动下下行，从而打开筛孔，实现井筒与施工目标层的连通；④泵注压裂液，改造储集层；⑤投入设定数量与筛孔配套的堵塞球，封堵压控式筛管处筛孔，再次憋压，打开下一施工段压控式筛管滑套，继续施工；⑥如此反复，直至完成所有段施工。

图2　压控式筛管示意

3　堵塞球受力模型及送球排量

由上述分段酸压施工过程可知，堵塞球稳定坐封于已施工井段筛孔处是憋压打开下一级筛管以及施工有序进行的前提，将直接影响到分段酸压施工成败。因此，堵塞球稳定坐封于筛管尤为重要。影响堵塞球封堵成功率的因素主要有2个方面:①堵塞球是否能坐封在孔眼上，当液体流向孔眼的流速所产生的对球的拖拽力大于球的惯性力时，堵球才能坐在孔眼上；②堵塞球能否堵住孔眼，使球保持在孔眼的力需大于使小球脱落的力，才能使堵球堵住孔眼，这取决于使球保持在孔口的力与使小球脱落的力的大小［15］。

在实际送球过程中，由于采用恒排量送球，而现场所用送球液密度与堵塞球密度一样，则小球所受重力与浮力的合力、黏性阻力、沉降速度等均为0；同时，由于堵塞球直径小，自身旋转、压力梯度等均可以忽略，小球在井筒中的运动速度和送球液的速度相等，小球将与井筒内液体以相同的速度运行至孔眼处。

3.1堵塞球受力模型

3.1.1堵塞球坐封前受力

堵塞球到达孔眼口处，受到使球靠近孔眼的力（Fd）和维持球继续往水平方向流动的惯性力（F1）（图3）.

图3　堵塞球坐封前受力示意

（1）堵塞球在水平段运动的惯性力要将以vb速度的封堵球拖向筛管孔眼位置，首先要使堵塞球的水平分速度降低到零，这样就必须克服惯性力（F1）。由牛顿第二定律得

流体在孔眼中的流动而影响到管内液体流动的距离为1.00～1.25倍管内直径，故取S=dc，因为这样惯性力更大，更安全。得到

在小球到达第一个孔眼前，堵塞球在水平油管内的运动速度为

代入（3）式得

（2）孔眼对堵塞球的拖拽力假设面对孔眼管壁处的液体垂直流动分速度为零，在孔眼内的垂直流动分速度达到最大值为vp，同时假定在孔眼处液体与堵塞球的流动都在一个平面上，则使堵塞球离开水平流线，转向于流向孔眼的吸引力为

式中

3.1.2堵塞球坐封后受力

堵塞球坐封在筛孔孔眼处后，同时受到使堵球脱离孔眼的力（Fu）和将球维持在孔眼上的持球力（Fu）（图4）。

图4　堵塞球坐封后受力示意

（1）使球脱落的冲击力为（Fu）

若忽略堵球在管外的面积，则过流面积为

将（11）式代入（10）式，整理得

（2）持球力Fh持球力是由孔眼内外压差作用在孔眼面积上而实现的，计算式为

3.2送球排量控制方程

塔中油田目前投球分层压裂部分参数如下:堵塞球和压裂液密度均为1 020 kg/m3；油管内径、堵塞球及孔眼直径分别为0.089 m，0.019 m，0.012 m；fd，fd'及CD由雷诺数计算和关系图版可得，其中阻力系数fd取0.2，fd'取0.47，流量系数CD取0.82，分别代入（5）式、（9）式、（12）式和（13）式得

堵塞球能坐在孔眼上的条件是Fd≥F1，由（14）式和（15）式可得

堵塞球能保持住的条件是Fh≥Fu，由（16）式和（17）式可得

由（18）式、（19）式，可以得出压控式筛管不同孔眼数量时，堵塞球坐住以及堵塞球保持在孔眼上的最小排量（表1）。

表1　不同孔眼数下的最小排量

4　应用效果

2013年9月至2014年9月，研究区共完成全通径分段酸压25井次，累计分段140段，压控筛管明显开启率47%；经过建立堵塞球受力模型、确定最小送球排量以及优化施工参数等措施，2014年9月至2015年9月，共完成全通径分段酸压28井次，累计完成分段177段，压控筛管开启率达到74.4%，开启率较之前提高了27.4%，效果较为显著。

5　结论

（1）“裸眼封隔器+压控式筛管投球分段”工艺成功的关键，在于投入的堵塞球能实现对所有筛孔的稳定坐封并能保持住不脱落，使堵塞球保持在孔眼上的最小排量大于使堵塞球坐在孔眼上的最小排量，让堵塞球坐在孔眼上比让球保持在孔眼上要容易一些。

（2）不同的压控式筛管设置不同孔眼数量，堵塞球坐住以及堵塞球保持在孔眼上的最小排量要根据孔眼数量不同进行设定。

（3）堵塞球能坐在孔眼上和能保持住的最小排量是根据目前塔中分段酸压部分已知参数所得，下步将根据受力表达式和运动准则，推导出最小排量通式，再考虑实际情况，导出目标区块的特定表达式。

（4）当送球液密度与堵塞球密度不一样时，小球所受重力与浮力的合力、黏性阻力等不能忽略，堵塞球之间的相互影响，以及自身旋转、压力梯度力等的影响仍待进一步研究。

符号注释

Ab——过流面积，m2；

CD——流量系数；

dc——油管内直径，m；

db——堵塞球直径，m；

dP——筛孔孔眼直径，m；

F1——堵塞球惯性力，N；

Fd——孔眼对堵塞球的拖拽力，N；

Fu——使球脱落的冲击力，N；

Fh——持球力，N；

fd——阻力系数（堵塞球入座前）；

fd'——阻力系数（球入座）；

m——小球质量，kg；

n——孔眼数；

Q——液体注入排量，m3/min；

S——匀加速直线运动的位移，m；

vb——堵塞球的流速，m/s；

vP——流体在孔眼中的流速，m/s；

vr——流体的平均垂直流速，m/s；

ρb——堵塞球密度，kg/m3；

ρf——液体密度，kg/m3.

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（编辑顾新元）

Determ ination of the Minimum Displacement of Staged Acid-Fracturing Ball-Off in Horizontal Wells

ZHOU Jianping1，2，GUO Jianchun1，JI Xiaohong2，YUAN Xuefang2
（1.State Key laboratory for Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China；2.Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla，Xinjiang 841000，China）

There are several shortcomings of conventional staged acid-fracturing technology in horizontal wells drilled in carbonate rocks: The fracturing stage is limited，full-bore of the strings can't be realized and water searching and plugging can't be implemented at the late stge of the production.The paper introduces the main tools and its technical principles of staged acid-fracturing in full-bore horizontal wells and gives the detailed demonstration to the key technology of ball-off plugging.A force model has been established for ball sealer where the ball-sealer can be seated and maintained under the forces of the eyehole，and an equation controlling ball-sealer disp lacement is obtained. Thus a technique is developed for the minimum displacement control.The field application shows that the staged acid-fracturing technology in full-bore of horizontal wells is matured，and the open rate of staged tools is higher，which can well solved the problems of acid-fracturing in multi-layers and the impact of hole shrinkage inside tubing on the follow-up production.

horizontal well；full bore；staged acid fracturing；ball sealer；force model；minimum displacement

TE357.1

A

1001-3873（2016）03-0332-04

10.7657/XJPG20160317

2016-02-24

2016-03-28

周建平（1981-），男，四川泸州人，博士研究生，油气井工程，（Tel）0996-2173775（E-mail）zhoujp-tlm@petrochina.com.cn