套管压裂井不压井完井工艺技术研究及应用

陈达，马中均，谢祖林

大港油田井下作业公司300280

摘要：随着页岩油、致密油等低渗透油藏的勘探开发，泵送桥塞射孔联作体积压裂技术得到广泛应用。目前非常规光套管压裂井放喷后，关井压力高，常规完井工艺采用压井液压井，压井完成后上修井机进行完井作业，存在污染储层和降低压裂效果的问题。

关键词：套管压裂井；不压井完井；工艺技术

引言

针对非常规光套管压裂井放喷后关井压力高，采用压井液压井并上修井机进行完井作业，存在污染储层及降低压裂效果的问题，调控采油的流通通道，使井口处于安全受控保护状态，有效避免了压井液压井，对油层无污染，保证了压裂效果，满足了非常规油井套管压裂后不压井完井作业的需要。

1油田井下压裂施工技术工艺分析

1.1 分隔分层压裂工艺

作为油田井下压裂施工中较为常用的压裂施工技术，分隔分层压裂工艺的工艺成本较高且工艺流程相对复杂。封隔器作为该工艺重要设备主要由单封隔型、双封隔型以及滑套型三种。其中，单封隔型多用于大型油井与中型油井中，主要应用在油井的最下层。而双封隔型的应用较为广泛，可以适应任何种类的油井，同时，压裂施工受到油井层限制较小。对于滑套性封隔器来说，则可以用于反复压裂、较深的油井中。在应用滑套性封隔器压裂过程中，首先应保证压裂机喷砂仪上有滑套，其原因在于能够确保内部压力、压裂较大，能够实现迅速喷射。现阶段，该项技术应用在国内油田中应用较为广泛。

1.2 限流分层压裂工艺

当压裂施工技术要求较高且较为复杂时，多采用限流分层压裂工艺。主要应用于压开层数多、压裂所需压力差异性较强的施工中。限流分层压裂工艺在实际的应用过程中需要针对具体情况进行高速喷射口的改变，也就是利用随时改变高速喷射口直径的方式有效改变喷射压力，从而进一步提升单位时间内的注入量。施工时，首先需要采用直径相对较小的喷射口，逐渐提高井下的压力，直到压力高于油井所能承受的最大负荷后，再进行直径的改变，采用较大直径口径的喷射口。针对不同油井层的压力，确保油井层产生裂缝能够顺利流出原油。除此之外，对于水平油井来说，限流分层压裂工艺的应用能够依据油层厚度的不同，采取施加不同压力的方式，使得压裂能够纵向产生裂缝，进而提高工艺水平。但同时，需要注意的是，限流分层压裂工艺往往对高速喷射井口的直径与密度有着较高的要求，所以仅适合满足其条件的油井。由于局限性较强，在实际应用中受到了制约。

1.3 注蜡球选择型压裂工艺

在进行油田井下压裂时，注蜡球选择型压裂工艺的施工原理在于改变原有的堵塞剂，并将其更换为注蜡球进行后续的压裂。一般来说，最先受压的为具有高渗透层的油井，随着蜡球不断封堵高渗透层，会导致井下压力不断增强，一旦压力到达相应程度时，油层便会随之产生裂缝。除此之外，由于蜡球具有较强的溶解性，因而能够在一段时间后完全溶解。朱蜡球选择型压裂工艺不仅能够大幅度提高产油量，还能够降低出油的含水率，所以具有较高的经济价值和使用价值，能够广泛应用于各种类型的油田中。

2封隔器胶筒数值模型建立

2.1胶筒模型建立

建立封隔器胶筒、保护环、隔环、中心管、套管３维数值模型。对封隔器胶筒各个部件进行整理，其中金属部件全部采用Ｃ３Ｄ８Ｒ六面体结构化网格划分，对于胶筒部件采用Ｃ３Ｄ８ＲＨ六面体结构化网格进行划分。对于保护环接触的边胶筒重点分析，对其网格调整，划分有限元网格模型。

2.2胶筒肩部倒角优化设计

在封隔器坐封过程中，油管内加液压通过导压通道进入坐封腔内，封隔器中心管被拉伸，坐封载荷进一步压缩压缩胶筒，当胶筒与套管间的接触压力大于工作压差时，封隔器就起到密封作用。根据胶筒压缩模拟过程可看出，随着作用载荷施加，胶筒与套管接触应力不断增加，且上下胶筒边部保护部分受挤压，应力应变最大，变化呈现非线性增加特征明显。上下端胶筒在承受压力后首先被压缩，其应力最大，容易发生强度破坏。如何将应力集中转化为均匀应力是延长封隔器使用寿命、提高其工作可靠性的关键。通过建立胶筒坐封数值模型，开展影响胶筒承压性能的胶筒边部结构优化分析，可有效预防胶筒应力损坏以延长寿命。对侧胶筒肩部倒角及其保护环进行了结构优化设计，分别以２０°、３０°、４０°倒角为研究对象展开分析，橡胶材料采用硫化后的材料参数进行计算。

2.3坐封过程模拟研究

设定胶筒外径、套管内径尺寸，改变坐封载荷来计算密封性，可以研究胶筒的坐封压力与坐封距之间的配合关系及其对密封性能的影响。随着坐封载荷增加，胶筒变形程度增大，压缩距增大。初始状态下，保护环受力挤压上下胶筒，胶筒受力发生轴向压缩和径向膨胀，并且上胶筒施加载荷驱动隔环顶替中胶筒及下胶筒变形，最终实现从上胶筒到中胶筒、下胶筒的整个油套环空的密封。结果表明，当封隔器胶筒密封充满中心管套管的整个环形空间后，在坐封位移为４８ｍｍ时，上保护环应力值最大可达到５３３ＭＰａ，受力最大为上保护环、其次为下保护环，保护环在坐封过程中分担了较大应力，对于胶筒起到了很好的保护作用。

3优化措施及工艺进展

3.1裂缝均衡起裂延伸的技术措施

针对裂缝难以均衡起裂延伸的问题，在水平井水力压裂作业中，通常采用控制注入速率和井底压力的限流压裂技术，以及投置转向剂的机械及化学转向方法。北美现场放射性示踪支撑剂监测结果显示，“限流/极限限流压裂+暂堵转向技术”可有效促进多簇裂缝均衡起裂延伸。该文介绍了限流压裂和可降解暂堵转向技术进展及展望，以及利于降低裂缝弯曲度的平面射孔技术。若地质数据及技术成熟，变参数射孔设计前还可通过随钻测井或地震数据的三维弹性反演等技术对储层力学性质进行精细描述，针对储层力学特征进行压裂段划分，并根据每个压裂段的地质力学特征进行相应的射孔簇设计，进一步消除长水平井沿井筒方向储层非均质性影响。

3.2支撑剂均匀分布的技术措施

提高压裂液悬砂能力，降低支撑剂沉降作用，是实现支撑剂均匀分布的关键技术措施。介绍了增加压裂液黏度的高黏减阻压裂液体系以及较低比重的超轻支撑剂，并介绍了有望从根本上解决支撑剂携砂问题的原位支撑技术。为了提高支撑剂输送能力，增加裂缝导流能力，很多页岩气藏水力压裂作业选择采用混合压裂设计，即前置液采用低黏度滑溜水，携砂液采用线性胶压裂液或交联压裂液，但线性胶压裂液和交联压裂液中的大分子聚合物易在地层残留，造成严重的地层伤害，降低产量。此外，混合压裂需要增加专门的混合设备，大幅增加了施工难度和作业成本。

3.3提高支撑裂缝导流能力的技术措施

降低支撑剂的破碎、嵌入、成岩作用等，优化支撑剂粒径组合与加砂顺序，是保持裂缝导流能力以及实现页岩气藏长期高产的关键，介绍了高速通道压裂、聚合物纳米复合材料支撑剂以及新型加砂顺序设计及施工方式。常规涂层支撑剂通常由基体（石英砂、陶粒、坚果壳等）和聚合物涂层（环氧树脂等）组成。相较于石英砂破碎强度低以及陶粒支撑剂密度大的不足，涂层支撑剂兼具两者的优点，具有密度低、抗压性强、便于输送的优势。

结语

套管压裂井不压井完井工艺管柱结构简单，通孔桥塞封闭环空，压控开关阀暂闭油层，对储层起到了很好的隔离保护作用，实现了使用修井机下泵或后期小修检泵作业时的不压井作业，满足了低成本不压井完井工艺技术的需要。该工艺不仅适用于有杆泵完井工艺，而且适用于电泵完井工艺，具有良好的推广应用前景。

参考文献

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