浅煤层气不固井水平井连续油管拖动压裂工艺应用及评价

邹长虹， 李同桂， 何 鹏， 张慧杰， 柯林华， 李 强

1中国石油西部钻探吐哈井下作业公司 2中海油中联煤层气有限责任公司太原分公司 3中石油川庆钻探工程有限公司国际工程公司

0 引言

目前，水平井压裂改造常采用的工艺有桥射联作分段压裂、连续油管拖动压裂、固井滑套分段压裂、裸眼封隔器分段压裂及油管分段压裂，前者因工艺优势在水平压裂改造中应用广泛。

从国内应用情况来看，连续油管拖动压裂多用于中浅井、地层破裂压力不高的地层。对于采用管外固井钻完井的目的层，约50%需要通过注入预处理酸解决因水力喷射未有效穿透固井水泥环和钻井液侵入带,导致施工压力高，加砂困难。对于浅煤层气不固井水平井而言，可充分发挥连续油管拖动压裂技术优势，规避其工艺不足，工艺效率及应用效果得到更多专业人士的认可。

沁水盆地及寿阳、古交行政区域内煤层气埋深一般1 000 m以浅，已探明并投入商业开采的主力可采层是3#、9#和15#煤层，大多不具有自然产能，地层压力系数一般为0.3左右，固井地质条件差，因此气层段套管基本不固井，而是依靠地层岩石膨胀和坍塌在管外形成有效封堵。因具有明显的时效优势，连续油管拖动压裂逐渐取代油管拖动压裂成为浅煤层气不固井水平井压裂改造的主要工艺技术。

1 连续油管作业设计

1.1 连续油管优选

对工艺实施产生实质影响的参数包括连续油管长度、管径和屈服强度(即钢级)，由于施工压力是决定工艺能否实施的关键，因此相对于钢级，连续油管长度和管径的选择更加重要。考虑到连续油管长度的适宜性，一般选择连续油管长度大于最大井深(斜深)500～1 000 m。目前业内普遍使用的连续油管管径为50.8 mm和60.3 mm(川庆钻探井下作业公司曾有采用Ø44.5 mm油管试验拖动压裂的记录)，相对而言Ø60.3 mm更优，不同规格连续油管每1 000 m计算摩阻值见表1。

表1 不同管径每1 000 m连续油管摩阻(单位：MPa)

1.2 专用井口优选

连续油管拖动压裂适用的井口应同时满足井下工具顺利通过、保护连续油管不被高速携砂液过度冲蚀受损甚至刺断的条件，其内部必须安装连续油管保护套[1]。

2 井下工具组合及射孔参数优化

2.1 封隔器优选及结构改进

连续油管拖动压裂工艺使用的封隔器在坐封方式、解封方式、承压等级等方面都需要满足压裂工艺要求[2]。

2.1.1 坐封方式

连续油管适用的封隔器坐封方式包括扩张式、压缩式和自封式，但自封式显然不适用连续油管底封压裂工艺，扩张式强度不够、易解封等天然缺陷而逐渐被淘汰，仅压缩式封隔器才可与该工艺匹配已成为业界共识，不论是国外知名的服务商(如贝克休斯、NCS)还是国内工程技术服务企业，都使用下放坐封、上提解封的Y系列封隔器。

2.1.2 封隔器外径和胶筒结构

封隔器坐封时可施加的坐封力较小，并且水平段越长加压值越低，甚至加不上压，因此在封隔器不承受外力的情况下，封隔器胶筒仅须比套管内径略小。依据实验结果及现场经验，一般情况下封隔器胶筒比套管内径小6 mm，在加压300 kg的情况下即可完成封隔器坐封[3]。封隔器外径过小，不能有效封隔或是封隔后承压能力弱，过大则通过性差、易遇卡。为了解决这一问题，通常将连续油管适用的Y系列封隔器胶筒设计为单长胶筒，使其在较小的压力下可有效封隔且承压值达到要求。为适应浅层煤层改造需要，封隔器胶筒长度一般为220～250 mm。

2.1.3 承压等级

浅煤层气不固井水平井气层套管一般为N80级、Ø139.7 mm(壁厚9.17 mm或7.72 mm)，抗内压强度分别为63.4 MPa和53.4 MPa,施工限压为其80%即50.72 MPa或43 MPa，因此承压值为50 MPa的封隔器适用于该类型井。

2.1.4 解封方式与平衡阀改进

上提解封是唯一可行的方式，但关键要克服由于封隔器上、下层之间在压裂结束后形成的负压差导致封隔器无法解封的难题。吐哈油田三塘湖盆地湖×井因封隔器平衡阀为球形密封，截面积差较大导致解封困难，经多天控压放喷减小上下游压差封隔器才得以解封。为杜绝压差卡钻，将封隔器平衡阀由半球形密封改进为多级、芯轴式密封，减小承压截面积，保证平衡阀密封可靠。

2.1.5 防砂卡设计及结构优化

一是封隔器“J”形换向槽由开放式改为封闭式，以适应水平井特点，防止砂粒进入造成坐不了封或解不了封；二是在保证强度的基础上，尽量减小平衡阀芯轴承压截面积，减小平衡阀打开后压差诱导出砂刺坏平衡阀密封机构的风险；三是反洗阀和封隔器胶筒尽量靠近，减少沉砂。

2.2 水力喷枪及喷砂射孔参数设计

水力喷枪选择主要考虑流速与排量、节流压力(施工压力)、套管规格(含钢级)匹配，射孔效率及喷嘴耐磨性、喷枪本体抗反溅能力。

2.2.1 喷射速度

采用该工艺射穿套管(一般钢级为N80或P110，壁厚为9.17 mm或7.72 mm)的临界速度是160 m/s，流速越快穿深越大，喷射时间越短，但射速越快对喷嘴磨损和对喷枪本体的反溅越严重，施工压力也越高，喷射速度上限不应超过230 m/s[4]，现场一般按200 m/s左右执行。

2.2.2 喷嘴直径与喷枪规格

连续油管适用的水力喷枪喷嘴直径一般为3.5～6.0 mm，考虑喷砂射孔后套管应力集中，4孔喷枪喷嘴一般为90°相位角径向分布，6孔喷枪喷嘴一般为60°相位角螺旋分布。中联煤层气公司所属区域通常使用4.76 mm×4或3.175 mm×6喷枪。

2.2.3 喷嘴结构优化

主要关系喷嘴的耐磨性能和射流性能(过喷嘴后水流的能量损失越小性能越佳)。通过Fluent软件仿真模拟，锥直形喷嘴、带圆弧入口的锥直喷嘴、椭圆形+直喷嘴、等变速形喷嘴和流线性喷嘴中，在其它条件不变的情况下，等变速形喷嘴射流能量损失低、耐冲蚀性能佳、综合性能最优[4]。

2.2.4 水力喷枪抗反溅性能优化

喷砂射孔磨料从套管内壁高速反溅冲蚀喷枪外表面，严重时可造成喷嘴脱落而失效[5]。为增加喷枪的抗反溅能力，将喷嘴分布由外凹陷设计改为圆柱面设计，同时在外表面加装强抗反溅防磨套，增强喷枪抗反溅能力，延长其使用寿命。

2.2.5 喷嘴大小与长径比优化

对于等变速喷嘴而言，仿真模拟及实验结果表明，喷嘴入口直径/喷嘴出口直径比值、长径比为2.5～3.0时，喷嘴受到的冲蚀速率最小；收缩段长度/喷嘴出口直径在2.0～2.5时冲蚀速率存在最小值[4]。

2.2.6 磨料类型

通常磨料硬度越高、形状越不规则、边角越尖锐和表面越粗糙的砂粒，对材料冲击越严重。常见的主要有陶粒、石英砂、金刚砂和硅砂，一般选用性价比较高的石英砂。

2.2.7 磨料浓度

砂浓度增加对套管的冲击增加，喷嘴材料磨损率与射流浓度成线性正相关关系。随着砂粒浓度增加，磨损率达到最大值，此时在其它参数不变的情况下增加磨料浓度，射孔深度反而减小。同时，考虑到喷砂射孔后需要试挤，如果磨料浓度过高，极易造成射孔磨料堵塞裂缝，对后期的主压裂不利。从试验结果来看，6%～8%的砂浓度是最适宜的[6]。

3 压裂工艺参数适用性分析优化

3.1 压裂液

国内煤气层压裂试验和应用过①二氧化碳泡沫压裂[7]、氮气泡沫压裂[8]以及②纯气体(二氧化碳[9]、氮气[10])、③交联液压裂[11]和④活性水压裂[11]，但①和②不仅对压裂设备要求高且经济性较差，而液体③虽然提高了加砂强度，增加了裂缝的导流能力，但其残留对煤层微裂缝、割理带来了新的伤害，应用效果仍然不理想。目前，普遍采用清水加无残留黏土稳定剂作为压裂液，不追求主裂缝的导流能力，而是通过主裂缝沟通煤气层割理、提高压裂排量弥补液体滤失形成更多更复杂微裂缝，延长煤层气井的稳采时间，提高累产，使经济效益最大化。

KCl是已经知的性价比最高的无机黏土稳定剂，室内评价实验表明1.5%～2%的KCl水溶液防膨率分别为83.37%和87.95%，虽防膨率接近但2%的KCl水溶液防膨效果更好。

3.2 施工排量和砂比

依据录井解释结果和三维地数据，利用FracPro软件对单井模拟，中联煤层气寿阳区域及沁水盆地浅煤层气水平井适宜的压裂排量为6～8 m3/min，单段加砂量为20～35 m3，铺砂浓度为3.8～4.8 kg/m2。由于活性水压裂完全依靠大排量携砂，砂堵前的压力曲线特征极不明显，几乎未给施工指挥人员留出采取措施预防砂堵的反应时间，因此在设计和施工过程中不追求高砂比，依据经验最高砂比取值一般不超过20%，平均砂比一般取值10%左右，砂比一般以2%～3%递增。

4 现场应用及效果评价

为减小压裂过程中压裂工具被卡的风险，在优化核心工具结构的同时，对工艺流程也同步进行了优化，即增加一趟套管接箍定位和连续油管长度校准工序，相应地在拖动压裂工具串取消了机械式接箍定位器(CCL)。2020年在寿阳和晋城采用连续油管拖动压裂工艺实施5口浅煤层气不固井水平井32段压裂改造，除1段因射孔不完善上提工具10m重新射孔外，其它31段均1次完成，射孔一次成功率达到97%，封隔器一次坐封、验封、解封成功率100%，取得预期效果。

4.1 水力喷砂射孔参数及射孔效果

由表2可知,TS-b井喷砂射孔共7段，除第1段和第6段外，喷砂射孔过程中套压在某一时间点出现明显下降，这是射开套管的直接显示，也是区别于管外有水泥环水力喷砂射孔最显著的特征。

表2 5口水平井喷砂射孔参数

4.2 改进后的工具性能

5口水平井拖动压裂都实现了工具一次入井完成所有层段的压裂，封隔器坐封、试压、解封一次合格，其中TS-a井完成10段，为5口水平井之最。起出后检查工具完好，水力喷枪喷嘴只有轻度磨损，封隔器胶筒、锚牙及外观完好，换向机构正常。

4.3 平均砂比与最高砂比

5口井的应用表明，最高砂比为17%～19%，平均砂比10%左右。活性水环空加砂压裂对砂比异常敏感，如果砂比提升幅度过大或达到临界砂比，极易导致砂堵。

4.4 压裂后的产量评价

5口水平经连续油管拖动压裂改造，取得了较好的效果，目前产量是邻近区域直井的3～5倍。水平井压裂改造后的产气量基本与压裂改造段数呈正相关关系(见表3)。

表3 5口水平井生产参数

5 认识与结论

(1)相对于其它工艺，连续油管拖动压裂应用于不固井浅煤气水平井有明显的技术优势：平均转层时间不超过20 min，压裂后井筒全通径且水平段几乎无沉砂，施工压力远低于管材的承压极限，射孔难度小且压力曲线可直观显示射孔情况。

(2)工具组合及改进后的封隔器、水力喷枪性能完全满足浅煤层气不固井水平井连续油管底封拖动压裂工艺要求，一次入井可顺利完成10段以上压裂，具备在浅煤层气水平井规模应用的条件，也为3 000 m以浅常规砂岩直定向和水平井应用奠定了基础。

(3)活性水加砂压裂成本低，但携砂能力差，压裂过程滤失大、支撑剂在缝内沉降速度快，有效支撑缝长、铺砂浓度和裂缝导流能力不够，一定程度上影响压裂改造效果。今后可在充分的经济评价基础上，试验、应用清洁压裂液，最大限度地提高压裂液的携砂能力，形成并支撑更加复杂的缝网，进一步改善措施效果。

(4)活性水加砂压裂砂堵前的压力曲线特征极不明显，主压裂时最高砂比接近20%，超过该值发生砂堵的概率很高，这与历史数据吻合。

(5)地质条件相似的情况下，压裂改造段数与措施效果基本呈正相关关系。