组合式滑套分段压裂管柱研究及现场应用

周俊然王益山郭贤伟高鹏宇杨冀平杨晓勇

1.中国石油渤海钻探工程技术研究院；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司

组合式滑套分段压裂管柱研究及现场应用

周俊然1王益山1郭贤伟1高鹏宇2杨冀平1杨晓勇1

1.中国石油渤海钻探工程技术研究院；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司

引用格式：周俊然，王益山，郭贤伟，高鹏宇，杨冀平，杨晓勇.组合式滑套分段压裂管柱研究及现场应用［J］.石油钻采工艺，2016，38（4）：483-486.

为了实现无限制、大排量体积压裂和复杂层段生产控制的高效改造和开采目标，提出了一种在下部产层稳定层段安放投球滑套、在上部需要生产控制层段安放开关滑套组合应用的分段压裂技术。施工中，依次投球逐级打开并压裂投球滑套段，然后投入隔离球封隔下部已压裂段；再下入连续油管开关工具，根据地层需要有选择性地开关各开关滑套层段，实现个性化压裂。后期开采阶段，如果开关滑套层段出现问题，可再次下入连续油管开关管柱关闭问题段，实现其他层段的正常开采。组合式滑套分段压裂技术在苏75-60-34H井进行了3段开关滑套和7段投球滑套整体10段现场应用，施工排量达到9.2 m3/min，施工压力达到72 MPa，日产气20×104m3，施工效果超过预期，为复杂油气藏各段一对一压裂和生产控制提供技术借鉴。

压裂；水平井；投球滑套；开关滑套；压裂管柱；现场应用

目前我国的致密油气藏主要采用水平井裸眼分段压裂技术［1-3］。投球滑套分段压裂技术依靠自下而上逐级加大的滑套球座和坐封球实现逐级分段压裂，具备完井与压裂管柱一体化，但是，管柱内径和球座尺寸以及压后合采的天然限制，其分段级数是受限的，也无法满足大排量体积压裂和分段控制［4］。而且，随着产量下降需要二次改造时，该技术受球座内径的影响需要钻磨球座，成本高、风险大，并且钻磨球座后内通径依然受限，造成二次改造困难［5-6］。开关滑套分段压裂技术主要应用于需要选择性压裂或生产控制的易出水、储层性质不明和产能不确定复杂地层。该技术通过连续油管工具控制滑套开关，实现管柱的全通径，可满足后期油气藏重复改造以及测试要求，解决了水平井预置管柱分段压裂的核心问题［7］，但是，其受连续油管操作的影响，效率偏低，而且由于连续油管的下深有限，实际上也限制了开关滑套的无限级分段能力。

针对投球滑套和开关滑套分段压裂技术的优缺点，在深入研究地质需要的基础上，笔者提出了组合滑套分段压裂技术。该技术通过在下部产层稳定层段安放投球滑套、在上部需要生产控制层段安放开关滑套组合应用，能够实现真正意义上的无限制、可重复、大排量体积压裂，不仅能够提高压裂作业效率，而且能够实现复杂层段的选择性压裂和生产控制，有效地防止复杂层段对全井生产的影响。

1　技术分析Technical analysis

1.1工艺原理

Technical principle

组合滑套分段压裂技术是将压差滑套、多个投球滑套和开关滑套配接的油/套管串下入井后，进行水力膨胀封隔器涨封分隔，通过憋压打开压差滑套，压裂第1段，再从小到大依次投球憋压逐级打开并压裂投球滑套段，然后投入隔离球，封隔下部已压裂各段；再下入连续油管开关工具，根据地层需要，有选择性地开关各开关滑套层段，实现个性化压裂。后期开采工程中，如果上部重点监控开关滑套层段出现问题，可以再次下入连续油管开关管柱，关闭问题段，实现其他层段的正常开采。

1.2管柱结构

String structure

组合滑套分段压裂工艺管柱主要由多个开关滑套、隔离球座、多个投球滑套、压差滑套、一体化引鞋和油/套管串等组成，其结构见图1。

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图1　复合滑套分段压裂管柱结构示意图Fig.1 Structure of the combined sliding sleeve staged fracturing string

1.3技术参数

Technical parameters

目前已经研究形成了适用于Ø152.4 mm井眼的组合滑套分段压裂工具，耐压差70 MPa，耐温150℃，关键工具参数见表1，分段级数可以根据地质需要，数量不受任何因素限制，施工排量≥10 m3/min，开关滑套开关次数大于50次，可以实现重点层段生产控制和重复压裂［8］。

表1　组合滑套分段压裂工具关键技术参数Table 1 Key technical parameters of the combined sliding sleeve staged fracturing string

1.4技术特点

Technical characteristics

（1）投球滑套与开关滑套的无限级串接，可以满足长水平段无限级改造要求。

（2）复杂层段安放开关滑套，不仅可以提高压裂现场施工效率，而且能够实现特殊层段的开关控制，一旦复杂层段出现影响生产的问题，可以下入开关管柱关闭复杂层段，确保其余各段能够正常的生产，从而解决复杂层段生产问题对全井筒的影响。

2　现场应用Field application

2.1基本数据

Basic datas

苏75-60-34H井是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡上的一口三开开发水平井，完钻井深4 861 m，水平段长1 204.4 m，二开下入Ø177.8 mm套管固井，水平段裸眼段为Ø152.4 mm井眼。根据该井砂体纵横向变化大、储层非均质性强的特点，在产能和储层比较稳定的前7段采用投球滑套分段压裂，完井管柱采用Ø88.9 mm EU油管投球滑套×7段+Ø114.3 mm套管开关滑套×3段+Ø114.3 mm套管回接组合管柱。

表1　苏75-60-34H分段基本参数Table 1 Basic parameters of each section in Well 75-60-34H

2.2压裂施工

Fracturing operation

井口及压裂设备准备到位后，憋压32 MPa打开第1段压差滑套，压裂施工排量9.2 m3/min、最高施工压力72 MPa，顺利完成第1段施工，其压裂曲线如图2所示。根据本井组合滑套管柱的特点，摩阻最高、节流最严重的是第1层段，因此，现场施工中第1层段满足了大排量体积压裂的施工后，其余各段也都能够满足大排量体积压裂的需要。施工中依次投相应的坐封球打开各级投球滑套，各段投球滑套打开顺利，全部按照压裂设计完成了各段大排量体积压裂施工。前7段投球滑套分段压裂施工完成后，投入Ø78 mm封隔球，实现已压裂段的封隔。

图2　苏75-60-34H井第1段压裂曲线Fig.2 Fracturing curve of Stage 1 in Well 75-60-34H

下入Ø50.8 mm连续油管开关管柱。连续油管探隔离球座位置后，操作连续油管依次打开第8段开关滑套K1，压裂第8段，然后关闭第8段开关滑套K1，打开第9段开关滑套K2，压裂第9段，再关闭第9段开关滑套K2，打开第10段开关滑套K3，压裂第10段，最后再打开第8段开关滑套K1和第9段开关滑套K2。施工过程中，通过连续油管机械操作和井筒试挤液压力变化，综合判断开关滑套K1、K2和K3都成功实现了开关，顺利完成了本井全部10段压裂。

苏75-60-34H井成功实施了大排量体积压裂施工作业，施工排量达到9.2 m3/min，施工压力达到72 MPa，实现了日产20×104m3。

3　结论Conclusions

（1）组合滑套分段压裂技术通过投球滑套和开关滑套的组合应用，实现了投球滑套高效率和开关滑套大通径无限级技术优点的有机结合，而且通过减少投球滑套段数，增大投球滑套球座尺寸，满足了超长水平段、大排量、大砂量和高砂比压裂作业需要。

（2）组合滑套分段压裂技术通过在易出水、储层性质不明和产能不确定等复杂层段安装开关滑套，可以实现对特殊层段选择性生产控制、测试和堵水，达到全井筒高效开采的目的。

（3）组合滑套分段压裂技术管柱组合灵活，投球滑套打开指示明显，开关滑套打开可靠，如采用可降解球座投球滑套，就可以实现管柱全通径和可开关，可满足后期油气藏重复改造以及测试要求，市场前景广阔，可以大力推广。

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（修改稿收到日期 2016-06-15）

〔编辑 朱 伟〕

Development and field application of combined sliding sleeve staged fracturing string

ZHOU Junran1， WANG Yishan1， GUO Xianwei1， GAO Pengyu2， YANG Jiping1， YANG Xiaoyong1
1. CNPC Bohai Drilling Engineering Technology Research Institute， Renqiu， Hebei 062552， China；2. CNOOC Tianjin Company， Tianjin 300452， China

In order to realize high-efficiency stimulation and production of high-displacement unrestricted volume fracturing and complex interval production control， a combined staged fracturing technology was developed to set the ball-actuated sliding sleeve at lower stable intervals and the switch sliding sleeve at upper production control intervals. First， the balls are dropped to open ball-actuated sliding sleeves successively and the corresponding intervals are fractured. Then， the separating spheres are thrown to isolate the intervals that have been fractured in the lower part. Finally， switch tools of coiled tubing are run in hole to conduct specific fracturing by switching on or off each switch sliding sleeve selectively according to the formation conditions. If any problem occurs in the interval with switch sliding sleeve in the process of later exploitation， another switch string of coiled tubing should be run in hole to isolate the interval in problem while the other intervals are kept in normal production. This combined sliding sleeve staged fracturing technology was applied in Well Su 75-60-34H with three switch sliding sleeve intervals and seven ball-actuated sliding sleeve intervals. The fracturing effect is better than the expectation with displacement rate of 9.2 m3/min， fracturing pressure of 72 MPa and daily gas production 20×104m3. It provides the technical reference for the one-to-one fracturing and production control of each interval in complex oil and gas reservoirs.

fracturing； horizontal well； ball-actuated sliding sleeve； switch sliding sleeve； fracturing string； field application

TE931.2

B

1000 - 7393（ 2016 ） 04- 0483- 04

10.13639/j.odpt.2016.04.015

ZHOU Junran， WANG Yishan， GUO Xianwei， GAO Pengyu， YANG Jiping， YANG Xiaoyong. Development and field application of combined sliding sleeve staged fracturing string［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（4）: 483-486.

中国石油集团公司重大科技专项“重大工程关键技术装备研究与应用”之课题七“储层改造工作液与关键工具研发”（编号：2013E-38-07）。

周俊然（1975-），1999年毕业于江汉石油学院机械设计及制造专业，长期从事井筒工艺技术及工具研究，高级工程师。通讯地址：（062552）河北省任丘市燕山南道渤海钻探工程技术研究院。电话：0317-2715837。E-mail：zhoujunran@cnpc.com.cn