连续油管带底封压裂工艺在东胜气田应用分析

郭立新

摘 要：借鉴周围临近气田成功开发经验，结合东胜气田储层物性特征，目前在东胜气田已经探索应用裸眼封隔器分段压裂、连续油管带底封压裂、水力喷射定点压裂等多项水平井压裂工艺，开发效果卓有成效，针对东胜气田部分区块储层薄、距离水层近等储层复杂情况，于2014年引进连续油管带底封这项定点压裂新工艺，目前已经取的一定产能突破，本文就东胜气田连续油管带底封压裂工艺应用情况做一分析，为今后东胜气田持续高效开发提供一种新的思路和解决办法。

关键词：应用现状;工艺分析;技术难点

1 东胜气田水平井压裂工艺应用现状

东胜气田水平井开发试验始于2011年，先后经历了两个阶段。第一阶段以构造+岩性气藏兼顾评价，应用二维地震资料，采用直井和水平井联合评价方式，并进行工程工艺探索;第二阶段以岩性气藏评价为重点，应用三维地震资料，采用水平井评价方式，并开展配套工程工艺试验。

自从2013年评价方式转变、配套储层预测、压裂工艺完善以来，东胜气田气藏评价取得了良好效果。目前，东胜气田水平井完井方式主要有套管+筛管完井、裸眼完井、套管固井完井这三种方式。根据井筒完井方式的不同，水平井压裂改造工艺大体可分为：水力喷射定点压裂技术、裸眼封隔器分段压裂技术、连续油管带底封压裂技术。

2 连续油管带底封压裂工艺

在总结东胜气田先前工程工艺经验基础上，结合东胜气田储层物性特征，开展了二级井身结构井试验，于2014年引入连续油管带底封压裂工艺，目前已经应用20余井次。

2.1 工艺介绍

连续油管带底封压裂技术集合了连续油管、水力喷射、分段压裂等技术的特点，可以实现水力喷砂射孔与压裂联作，无需另行射孔，在压裂過程中，可以使用工具隔离井筒分段对目的层进行施工，可以适应于不同的完井方式。因此，连续管带底封分段压裂技术成为当前一项热点工艺。

施工工序：在钻井施工完成后，主压裂之前，将工具串下入井底后，用机械定位器定位较深。精确定位在预定位置上坐封，对封隔器进行压力验封，验封合格后，在正式泵注含砂射孔液前，先小流量在连续油管内建立微循环，循环建立后，从连续油管泵入含砂液进行喷射射孔，射孔后进行压裂;第一段施工结束后，上提连续油管解封封隔器，再次定位进行下一层施工，以此步骤完成所有层段施工。

2.2 工艺优势

与裸眼封隔器分段压裂工艺相比，使用连续油管带底封压裂工艺，具有明显的工艺优势：

①理论上讲，可以实现无限级压裂，而裸眼封隔器分段压裂受制于球和球座影响，压裂级数受限;②采用机械定位器定位，易实现定点射孔起裂和准确压裂，而裸眼预置管柱完井情况下，压裂液与储层接触面积大，难以形成较高的井底净压力，不易实现定点起裂;③如果某层位压裂不成功时，可以上提工具在储层上继续尝试压裂，传统的裸眼封隔器压裂如果不成功，只能放弃这个层段;④该工具有配套的平衡阀，遇到砂堵问题时，可以上提工具，进行正洗井，将砂子洗出井筒，处理该类似问题具有便捷性，传统的裸眼封隔器压裂工艺遇到砂堵等情况处理较为繁琐，砂堵情况严重甚至需要上连续油管设备进行冲砂、泵球打滑套;⑤压后可以实现全通径，且井筒清洁，这为后续改造施工提供有力井筒条件，同时采用套管固井完井，井筒稳定，避免了地层掉块等复杂情况。

2.3 实例井分析

JPH-40井：二级井身结构，采用51/2″生产套管固井完井，实钻水平段长度为916m;钻遇砂岩长度为808m，占水平段长度的88.21%;设计8段，实际改造8段，施工曲线如图1所示：

施工分析：

①根据测井解释成果，第1段（伽马值：140API）和第5段（伽马值：120API）泥质含量偏高，第2、3、6段钻遇气测全烃显示相对较好;②从施工曲线可以看出，第1段第一次射孔后，套压基本55MPa（排量0.4m3/min），进行第二次射孔后压力恢复正常，分析可能由于泥质含量高引起的压力异常，第四段射孔两次后，压力始终比正常压力高15MPa，使用3m3酸清洗孔眼后，反复提降排量试挤，压力从50MPa降至35MPa，其余各段均一次喷砂射孔后压力正常;③针对一次射孔后压力异常的现象，现场决定以地面控制回压不低于坐封前井口压力为控制原则的前提下，将射孔排量提至1.2m3/min进行喷砂射孔，每段喷砂射孔石英砂由0.7方增至1.2方，确保喷砂射孔效果，压后无阻流量为11.3万方/天，达到了预期效果。

3 面临问题和难点

虽然目前运用连续油管带底封压裂工艺进行储层改造取得了一定的成效，但是现阶段运用该工艺进行储层开发仍面临一些问题和难点。主要如下：

3.1 喷砂射孔后压不开地层

目前很多井喷砂射孔后压不开地层，地层进液困难，即使偶尔能压开地层，也是施工压力异常高，无法提至设计排量进行压裂施工，为此，常规办法是进行酸处理清洗孔眼，如是近井堵塞，酸液处理后效果明显，但是高泥岩段酸处理后效果不佳，建议更换射孔位置。

3.2 压裂时出现砂堵故障。

进行环空加砂压裂时，摩阻低，井口压力近似反映井底压力变化，一旦出现砂堵，应立即停止加砂，采用连续油管大排量正循环冲砂，排量为0.8-1.0m3/min，冲砂至解堵，将封隔器解封后，再上提连续油管进行后续压裂。

3.3 转层段时易出现底封坐封困难现象

部分井转层段时，上提连续油管后出现底封坐封困难的现象，可能的原因在于施工时水平段容易沉砂，导致封隔器打滑坐不牢的现象，因此施工时必须保障液体携砂效果。施工时一旦出现了底封座封不牢情况时采取的措施一般是倒换至反洗循环流程进行冲洗然后增加上提吨位，反洗排量一般控制在0.5-1.0m3/min。

4 建议

相对于裸眼封隔器分段压裂工艺，连续油管带底封压裂工艺前期准备时间周期更长，前期需要试油队进行通井刮管，搭装连续油管，以及泵送连续油管入井，建议主压裂前先将连续油管下到位后，再进行主压裂连接。如果喷砂射孔不完善，往往会导致射孔后压不开地层或地层进液困难，为此施工前准确进行回压测试，为后续施工提供依据，根据喷枪参数确定合理射孔排量和射孔砂量，确保射孔质量。针对泥质含量高储层段，要充分考虑喷砂射孔压力高、加砂难特点，选取合适位置进行射孔，确保射孔效果好，并适当降低加砂量，保障施工成功率。

参考文献：

[1]苏新亮，李根生，沈忠厚，等.连续油管钻井技术研究与应用进展[J].天然气工业，2008，28（8）.

[2]王腾飞，胥云，蒋建方，等.连续油管水力喷射环空压裂技术[J].天然气工业，2010（30）.

[3]宋振云，王兴建，吴增智，等.水平井分段压裂改造技术研究与应用[C]//中国石油天然气集团公司水平井技术交流及工作部署会议，2005.