无干预无限级压裂完井技术在大港页岩油的应用

贺伟，郭赫南，刘昊昕

(1.中国石油集团渤海钻探工程有限公司第四钻井工程分公司，河北 沧州 062500；2.中国石油集团渤海钻探工程有限公司华北石油工程事业部(东北), 河北 沧州 062552)

0 引言

大港油田沧东凹陷官东、官西孔二段是大港油田页岩油形成的有利地区，该区域目的层Ek2以水平井的形式进行页岩油层钻探，水平段1500 m左右，完井后多采用常规压裂技术，施工周期长，作业风险高。通过调研，无干预无限级压裂完井技术具有全通径、节省施工时间、降低施工成本、增大改造体积等突出特点，且在北美广泛应用，压后可采储量大幅提高，此项技术可应用于大港页岩油水平井，提高单井产量[1]。无干预无限级压裂完井技术在国内无应用先例，工艺复杂，增加了完井管柱下入风险，提高了固井施工难度，通过在官页5-1-9H井的先导试验，形成了适合大港页岩油开发的无干预无限级压裂完井配套技术，对国内页岩油气的高效开发具有较大的借鉴意义。

1 官页5-1-9H井基本情况

官页5-1-9H井位于官东地区段六拨断鼻官东12井区，是一口评价水平井，钻探目的：探索水平井压裂提产、稳产效果，实现断块Ek2-C1页岩油储量升级与效益建产。本井完钻井深5430 m，水平段长1416 m。

1.1 实钻井身结构

本井设计三开井身结构。一开φ444.5 mm钻头钻深404 m，φ339.7 mm套管下深404 m，封隔上部薄弱层；二开φ311.2 mm钻头钻深3125 m，φ244.5 mm套管下深3123.50 m；三开φ215.9 mm钻头钻深5430 m，φ139.7 mm套管下深5395 m，固井质量合格。

1.2 地层分层

本井地层为新生界地层，从上至下分别为平原组垂深0～230 m/斜深0～230 m，明化镇组230～1390 m/斜深230～1390.82 m，馆陶组1390～1785 m/斜深1390.82～1785.82 m，东营组1785～2135 m/斜深1785.82～2135.82 m，沙河街组2135～2875 m/斜深2135.82～2875.82 m，孔店组一段2875～3625 m/斜深2875.82～3783.40 m，孔店组二段3625～3884.77 m/斜深3783.40～5431 m。

1.3 地层压力系数

地层孔隙压力系数平原组至东营组0.95～1.00，东营组-沙河街三段1.00～1.05，孔一段压力系数1.09，孔二段压力系数1.27，地层破裂压力系数平原组至东营组1.48～1.60，东营组-沙河街三段1.60～1.66，孔一段压力系数1.68，孔二段压力系数1.72。

1.4 实钻井眼轨迹

官页5-1-9H井井眼轨迹为“直-增-稳-增扭-水平”剖面，设计造斜点3150 m，设计最大造斜率3.6°/30 m。实钻造斜点3150 mm，水平段长1416 m，最大井斜角90.5°，最大狗腿度4.66°/30 m，水平段具有下倾趋势，井眼轨迹复杂。

1.5 完钻钻井液性能

钻井液体系为复合盐体系，完钻钻井液密度为1.50 g/cm3，黏度65S，API失水1.8 mL，摩阻0.06。

2 无干预无限级压裂完井系统工作原理

完井压裂滑套主体与套管连接，入井后采用常规方式进行固井，滑套上预制一圈压裂孔，通过泵入螺卡+可溶球打开滑套。泵入一个螺卡，打开一个指定的滑套，可以实现全通径、无限级的单段单簇压裂，簇间距即段间距。

无干预无限级完井压裂系统关键工具是无限级压裂滑套，其与套管连接在一起下入井内指定位置，完成固井作业后进行压裂作业。与215.9 mm井眼下入139.7 mm套管配套的无限级压裂滑套示意图如图1所示，公扣端与下面一根套管母扣连接，母扣端与上面一根套管公扣连接，最大外径为165 mm，单个滑套长度为1.16 m，其刚性大于139.7 mm套管。

图1 无限级压裂滑套

3 施工技术难点

3.1 井眼轨迹复杂

本井为“直-增-稳-增扭-水平”剖面，水平段长1416 m；4000～4250 m井段连续增井斜扭方位，井斜由62.5°增至86°，方位由265°增至285°；造斜段多处出现大的狗腿，最大狗腿度4.66°/30 m，井眼轨迹不平滑。

3.2 存在“大肚子”井眼

3950～4200 m井段井壁不稳定，形成“大肚子”井眼，聚集大量沉沙掉块，虽多次采取短起下、稠塞裹带等清洁井眼措施，效果不理想，起下钻阻卡严重。

3.3 套管管柱刚性强

水平段每根套管下入一个压裂滑套，加入的压裂滑套数量多，压裂滑套尺寸大；管串中加入210 mm刚性扶正器，管柱刚性强，下套管难度大。

3.4 无可借鉴施工经验

长水平段水平井完井套管柱中加入压裂滑套，国内无先例，无配套的下套管固井作业流程，需要边摸索边干。

4 技术对策

4.1 下套管摩阻/扭矩预测技术

依据完井设计要求，套管下深5395 m，下入套管柱一根套管连接一个压裂滑套，直至4014 m处，需要加入106个压裂滑套。应用专业软件分析下套管时的摩阻扭矩[2]。钻井液密度1.50 g/cm3，套管工具串按下入106个压裂滑套、下深5395 m进行模拟计算，管柱可以安全下入至井底，且套管无屈曲变形。

4.2 井眼准备技术

为保障井眼通畅，清除“大肚子”井眼沉沙，修正微台阶，采用“双、三稳定器”通井，采取大排量(不低于35L/s)循环。

4.2.1 双稳定器通井

双稳定器通井下钻至造斜段40°左右，采取技术划眼到底，充分携砂，保障井眼畅通；若通井下钻时遇阻，则立即接顶驱划眼，划眼到底后对划眼井段进行短起下验证，确保顺畅后再进行下一步工序。

4.2.2 三稳定器通井

为更好的消除井壁微台阶及尽可能减小水平段井眼摩阻，在定向调整井段、电测有大肚子的井段、狗腿度大于5°的井段无论遇阻与否均应采取全部划眼方式通过。

4.3 完井管柱优化技术

4.3.1 套管扶正器下入数量优化

根据下套管难度及固井质量要求，优选考虑套管安全下入，同时最大限度提高固井质量，综合优化扶正器下入数量。通过调研分析，采用漂浮固井技术，可以减少扶正器的下入数量，且能保证套管居中度。

4.3.2 优化管串结构

为满足页岩油水平井开发需要，使用钢级Q125、壁厚12.7 mm、扣型BGT2的高级别套管；最下面一根套管加一个扶正器，抬高引鞋；使用具有导向、划眼功能的旋转引鞋。

4.4 旋转下套管技术

长水平段水平井或轨迹复杂的井在常规下套管风险高时，可选用旋转下套管技术。下套管作业时能够实现边循环钻井液、边上下活动套管、边旋转套管，可有效克服由井眼轨迹复杂等带来的摩擦阻力，使套管顺利下入井底。

4.5 编制下套管、固井操作流程

4.5.1 下套管流程

将完井压裂滑套预紧至139.7 mm套管上；按顺序摆放整齐；利用通井规对套管及滑套工具进行通径；按正常程序将浮鞋、浮箍、碰压接箍、趾端滑套等工具连接入井；套管在上，压裂滑套在下；将压裂滑套与套管整体吊至井口；螺纹处涂抹润滑脂；通过旋转下套管工具或套管钳，对套管施加扭矩，完成上扣；将压裂滑套工具按顺序连接并入井。

4.5.2 固井流程

顶替水泥浆时，建议速度为1.5～2.0 m3/min；先注入添加水泥缓凝剂顶替液，再清水正常顶替；清水液量达到设计替量余3 m3时，泵速降低至0.4～0.6 m3/min，直至胶塞碰压接箍；套管胶塞入座后，在最后顶替压力基础上加压10 MPa；持续观察套管压力10 min，判断密封性。

5 官页5-1-9H井现场应用

5.1 井眼准备情况

采用双稳定器通井，并采取全裸眼段技术划眼、稠浆携砂、短起下等措施，达到通井无遇阻、卡要求；采用三稳定器通井，采取技术划眼、稠浆携砂、短起下等措施，达到通井无遇阻、卡要求，满足下管套井筒要求。起钻前以36 L/s排量充分循环泥浆2周以上，调整好泥浆性能，全裸眼段打入封闭浆后起钻。

5.2 完井管柱组合

依据无干预无限级压裂完井技术配套工艺及建设方压裂要求，设计套管下深5397.16 m，下入趾端滑套2个，压裂滑套106个，应用旋转引鞋，井底使用两个刚性滚轮扶正器，水平段每15根套管加一个刚性螺旋扶正器，以上井段每8根套管加一个刚性螺旋扶正器，累计下刚性螺旋扶正器25个。

5.3 下套管固井情况

在技术套管内采用常规下套管方式下套管，出技术套管后采用旋转下套管设备下套管。在4014～4271 m井段狗腿度较大，下套管多次遇阻，正常下放悬重145 t，遇阻悬重120 t，上提至210 t提活套管，使用旋转下套管工具转动套管通过，转速10 r/min，扭矩15 kN.m。后续下套管正常，用时42.5h套管顺利下入至5397.16 m，开泵循环正常，固井施工顺利，固井质量达到甲方要求。

6 结语

(1)新技术、新工具、新装备的研发应用加快了页岩油的勘探开发进程，无干预无限级压裂完井技术适应大港页岩油开发需要。(2)无干预无限级压裂完井技术工艺复杂，需要钻井、固井、完井、压裂等多方协调配合，方能实现工程目的。(3)无干预无限级压裂完井技术的应用关键是完井管串的安全下入和固井质量保障，井眼准备技术、管串结构优化技术、旋转下套管技术、摩阻扭矩预测技术、漂浮固井技术等是解决上述难题的关键配套技术。(4)无干预无限级压裂完井技术还需完善相关配套工具及操作规程，形成规范。(5)无干预无限级压裂完井技术在大港页岩油官长水平段水平井页5-1-9H井的成功应用，对国内其他地区页岩油的勘探开发具有较大的借鉴意义。