摘要：低渗透薄互层油气田是长庆油田稳定发展的重要资源。针对长庆油田这样的储层，连续油管水力喷射底封压裂是解决纵向多层压裂难题的有效手段。通过连续油管连续上提、下放、有效解决了传统压裂方法中压裂级数受限、作业时间长的弊端，同时能够准确压裂地层、准确进行支撑剂充填。本文主要针对连续油管压裂现场应用、连续油管作业设备、作业工艺和作业工具分别进行了阐述，对压裂施工中存在的问题进行探讨和分析、制定出相应的现场措施、降低现场连续油管底封压裂施工风险。
关键词：气田；连续油管拖动压裂；评估；实例
一、连续油管带底封拖动压裂技术特点
（一）连续油管带底封拖动压裂原理
连续油管带底封拖动压裂管柱从上至下为：〞连续油管+外卡式连续油管接头+机械安全接头+喷射器+封隔器+机械接箍定位器+导向扶正器连接组成。
工作原理：通过连续油管与工具连接后下入井底，在拖动工具的过程中通过机械定位器实现精确定位，定位后将封隔器坐封，通过连续油管以一定排量将具有一定砂浓度的射孔液通过喷咀进行喷砂射孔。射孔完毕后通过环空进行压裂，压裂结束后上提管柱解封封隔器，再次定位进入下一层后再次坐封封隔器，开始第二层压裂，以此循环方式完成所有层段的压裂后，上提连续油管出井口保持井筒的全通径，后期排液结束后下小管径投产管柱。
（二）连续油管带底封拖动压裂的关键因素
实现连续油管带底封拖动压裂的关键因素：高强度水力喷射工具、可重复多次的坐封工具、可控制回压的节流管汇。
高强度水力喷射工具：水力喷砂射孔主要的问题之一是喷嘴的使用寿命，特别是针对无限极压裂重复使用的喷射工具及其连接工具的强度。在多层压裂或压裂规模较大的情况下，喷嘴寿命仍然是一个限制因素，因此喷砂射孔选择的是40-70目石英砂。首先石英砂密度较低易于泵送更能有效射开地层、喷射过程中可减少颗粒因相互碰撞而降低的射流速度、也可将喷射过程的反溅伤害降到最低。其次使用环空压裂时，仅最初的 120 kg/m3的射孔液是通过喷射器泵入的，且只在处理过程的喷射起裂阶段，所以喷嘴被腐蚀的情形大大被减轻。并且利用环空加砂能有效的延长工具寿命。
可重复多次的坐封工具：近些年连续油管带底封拖动压裂在气井实现了最多六层的连续施工，在油井连续干过八层的连续施工，这足以说明坐封工具对于现在多层段改造已比较成熟。
可控制回压的节流管汇：现场压裂过程通过调节和更换地面节流管汇中不同尺寸的节流油咀，起到控制和平衡施工压力，防止封隔器上顶解封，现场应用效果良好。
二、连续油管带底封拖动压裂现状
（一）因喷咀堵塞导致现场喷射失败或工具丢手落井
由于现场返排液回用，压裂过程中油注往往混掺返排液或者直接回用未处理的返排液，返排液中杂质堵塞喷嘴导致连续油管安全接头憋压丢手，工具落井。其次破压成功后个别施工井切换压裂流程较慢，连续油管泵车未能及时起泵，导致环空沉砂阻塞喷咀起泵憋压，工具串丢手落井。
（二）压裂期间，刚性扶正器反溅冲蚀损伤严重，增加了喷射器落井风险
目的层第一次喷射效果不佳导致地层破压不明显、压不开地层。下调喷点二次喷射期间，刚性扶正器下扶正块正好位于上一次喷射喷点位置，压裂加砂期间，携砂液在下扶正块上部与原喷点的环空间隙形成扰流，刺伤冲蚀下扶正块。其次41/2″小井眼底封压裂施工环空注入排量从5.0m3/min 降至 3.5m3/min，扶正器最大外径也从 116mm减小到 92mm，携砂液经过刚性扶正器的增速明显大于 51/2″低封压裂携砂液的增速，携砂液对扶正块下游的变扣冲击力更大，冲蚀也更加严重。
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（三）连续油管压裂回压控制不住，导致封隔器解封
在现场连续油管底封压裂施工过程中发现，回压控制现场更多依赖邻近施工参数作为参考，主要依托连续油管加钻压的方式实现。但是在套放打开的阶段，在没有很好回压控制的基础下，管柱波动极易导致封隔器解封。喷射过程中管柱的波动也容易导致封隔器解封。
（四）破压过程中时间较长环空沉砂堵塞缝口、喷嘴
射孔完毕顶替结束后，关套放进行破压试验，个别地层破裂压力较高，经过一次或两次破压试验任无法顺利压开，需开套放进行泄压，进行三次破压或挤酸作业，在此过程中在破压失败停泵后，环空的射孔砂沉很快沉降至喷点与封隔器之间堵塞缝口、喷嘴。其次在地层顺利破开后，连续油管泵车起泵衔接不连续，出现环空沉砂堵塞缝口、喷嘴，导致后期油注、环空提排量后施工压力超压停泵。
（五）油嘴尺寸选择不合理、导致喷砂射孔压力高，油套压差过大
在射孔过程中，正常油套压差一般在 30-35MPa，但部分井施工期间，油套压差已超过 40MPa，虽然节流管汇油嘴尺寸过小能有效防止了封隔器解封，但造成回压过大，进而导致喷射压力过高，油套压差大。其次施工液体采用传统的胍胶压裂液体系，降摩阻效果不佳。第三采用长度 5000m 以上的2″连续管作为施工管柱、内径小、管柱长、施工摩阻过大。
三、连续油管带底封拖动压裂优化和改进方案
（一）51/2套管不能及时带压下钻，导致排液效果不佳
主要对比苏里格气田三个大丛式姊妹井场有常规压裂、套管滑套、连续油管拖动压裂。主要从施工工艺、关井压力、返排率、日产气量、无阻流量等多个因素对比带压下钻和排液对后期产量的影响。
对比苏54-24-80井组发现，就关井压力数据分析机械分层最高、其次是41/2套管滑套、最后是51/2套管的连续油管拖动压裂，桃2-25-7井组也存在类似情况，连续油管压裂因带压下钻时间间隔较长，关井压力相差较大，这也刚好印证了气层套管管径大小对后期排液的影响，加之套管滑套和连续油管拖动后期需要等待带压下钻，该井组等待带压下钻时间为7-36天不等，由此造成的井筒沉砂和基液无法及时返排而影响改造效果和后期产量。
（二）连续油管带底封拖动压裂后续改进措施
（1）近年来41/2″小井眼的压裂施工增多，针对小井眼底封压裂刚性扶正器反溅冲蚀损伤严重的情况，采取去掉刚性扶正器的做法，避免扶正器冲蚀严重而造成工具落井。其次针对喷咀加装陶瓷盖板，防止喷砂射孔过程中反溅伤害。
（2）现场压裂建议主要通过采用油嘴尺寸选择控制回压，辅助依靠连续油管加钻压的方式。防止过度依赖连续油管加钻压的做法去平衡地层压力。
（3）破压试验时，若地层压不开，以 200L/min 泵速正循环泵送射孔液，保持连续油管处于循环状态，中途不停泵；射孔后最多进行两次破裂试验，两次憋压均破不开地层，则加酸处理，若加酸后地层仍破不开，连续油管必须循环替石英砂出井口后，调整喷射点再进行下步施工，避免沉砂砂卡的风险。
（4）通过节流管汇油嘴对回压的精准控制，避免回压过高的现象；其次试验摩阻更低的新型液体系或者添加将阻剂降低喷射压力，进而控制好油套压差；第三可采用适当长度和尺寸的连续油管作为施工管柱，避免小内径、长管线带来的高摩阻。
（5）喷射结束后压裂队迅速切换旋塞倒压裂流程、连续油管泵车提前做好准备，防止等停导致环空射孔砂沉降。其次对于连续油管泵车施工液体禁止使用未处理的返排液。
（6）在生产组织方面建议针对小井眼丛式井场继续推广试验“一体化完井模式”提高小井眼底封压裂施工的设备利用率和压裂施工效率。
（7）小井眼底封压裂后期带压下钻设备严重不足，建议开展压裂后以“电泵桥塞+常压下钻”组织施工模式，减少因带压下钻设备紧张而造成的施工等停。
论文作者:李帅1,孙权2
论文发表刊物:《基层建设》2019年第24期
论文发表时间:2019/12/9
标签：油管论文; 压裂论文; 拖动论文; 管柱论文; 地层论文; 工具论文; 喷嘴论文; 《基层建设》2019年第24期论文;