海上低孔低渗油气藏压裂管柱优化设计及应用

赵战江 张承武 许广强 李小凡 李舜水 石伟杰 迟宏佳

（1.中海油能源发展股份有限公司监督监理技术公司；2.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院； 3.中海石油（中国）有限公司上海分公司）

随着油气勘探开发技术的不断进步，低孔低渗砂岩油气藏正在成为世界油气储量增长和能源接替的一支新生力量，在油气勘探开发进程中已呈现出强劲的发展态势。目前我国陆地油田已经形成了一套成熟的压裂改造技术体系，而海洋油气田受完井方式、作业成本、安全要求等因素制约，压裂改造技术正处在探索阶段。同常规完井测试管柱相比，压裂管柱具有系统压力高、温度效应大、砂液冲蚀磨损快、工具砂卡风险高等特点，因此，针对西湖凹陷低孔低渗储层压裂作业特点，开展了低孔低渗油气藏压裂管柱的优化设计研究，以期实现降低压裂作业施工风险、减少储层污染、提高完井时效、提升开发效果的目的。

1 利用现有管柱实施压裂作业存在的主要问题

目前，东海A油气田和B油气田部分气井利用原井生产管柱实施压裂作业可以降低施工成本，这是一种比较经济的模式。但是，由于原井生产管柱结构在设计之初没考虑后期压裂的需要，因而不能完全满足压裂施工的要求。利用原井管柱实施压裂作业存在的主要问题包括：

（1）井口设备、油管钢级、井下工具等耐压等级不够。

（2）多级封隔器的下部封隔器验封困难。

（3）安全阀、生产滑套等井下工具易受砂液影响，可靠性难以验证。

（4）若不带气举阀，压裂后不具备自喷排液能力，这时需要连续油管氮气助排，增加了施工成本。

2 海上低孔低渗油气藏压裂管柱优化设计

2.1 优化设计原则

鉴于压裂作业的复杂性和高风险性，在压裂管柱优化设计时必须遵循以下主要原则［1］：

（1）管柱的设计既要满足施工要求，又要使工序简化，达到保护储层与提高时效的目的。

（2）优化管串工具配置，达到工具配套齐全、工具性能可靠、准备周期快捷等要求。

（3）要对管柱进行受力分析，保证管串工具的强度要求和变形控制。

井下管柱受到内外压力、轴向力、屈曲等综合作用，应根据三向应力计算等效应力来校核管柱强度。根据第四强度理论，等效应力σe为

式（1）中：σr为径向应力；σθ为周向应力；σz为轴向应力。

管柱安全校核条件为

式（2）中：σs为管材的屈服强度；s为安全系数；［s］为许用安全系数。

（4）应考虑砂液冲蚀、砂卡、后续出砂对气举阀、安全阀等井下工具的影响，制定压裂失败、砂堵等事故的应急程序及处理手段。

2.2 开发井压裂管柱优化设计

2.2.1 压采一体化管柱优化设计

（1）优化设计要求［2］

①配置满足生产需要的井下安全阀、气举阀、药剂注入阀、井下压力计和永久式生产封隔器。

②生产管柱为防腐、气密封扣油管。

③配置满足压裂需要的高强度油管、高性能封隔器等井下工具。

④避免压井作业对储层的污染。

（2）优化设计方案

用钻杆送入带2个FB-1永久封隔器的下部管柱，隔开上部高产储层和下部目标层，回插带安全阀、气举阀等工具的上部管柱，利用该管柱压裂施工后直接排液投产。海上低孔低渗油气藏开发井压采一体化管柱示意图见图1，一体化管柱采用HUNTINGφ73.03 mm×6.5 mm气密扣13Cr防腐油管，管串工具能满足压裂的高等级需要。考虑温度、膨胀、屈曲和活塞效应的影响，按照设备压力等级（65 MPa）和最高排量4 m3／min进行强度校核，其结果为：上部管柱收缩变形很大（长度3 600 m的管柱缩短约14.5 m），直径73.03 mm的油管下压吨位较小，可增加水力锚进行下端约束，同时施加平衡套压来缓解油管膨胀效应。2个封隔器之间的油管由于温度效应和膨胀效应都很大，且无法施加平衡套压，超出了油管的屈服强度。因此，该优化设计方案安全系数较低，需要提高油管钢级。

上述海上低孔低渗油气藏开发井压采一体化管柱特点为：①压裂生产集中到一趟管柱，简化了施工程序，提高了作业效率；不更换管柱，没有压井对储层的污染。②管柱结构复杂，砂液冲蚀影响上部油管和工具的可靠性和使用寿命；为满足压裂，需要配置高强度油管和安全阀、气举阀等，增加了工具成本。

2.2.2 压采复合型管柱优化设计

压采复合型管柱由压裂管柱和生产管柱组成，两者配合完成压裂作业。用钻杆送入带FB-1永久封隔器和坐落接头的下部压裂管柱，直接用钻杆压裂下部目标层，放喷后投放堵塞器封堵已压开的目标层，起出钻杆，回插带安全阀、气举阀等工具的上部生产管柱，捞出堵塞器后排液投产。海上低孔低渗油气藏开发井压采复合型管柱示意图见图2，作业管柱选择压裂用钻杆，上部生产管柱用直径73.03 mm的13Cr防腐油管，下部压裂管柱用直径73.03 mm的NK3SB油管，管串工具的上部回插管柱压力等级能满足生产需要。

图1 海上低孔低渗油气藏开发井压采一体化管柱示意图

按照最大施工排量5.0 m3／min和井口泵压55.56 MPa（环空有高产裸露储层，不能施加平衡套压）进行强度校核，其结果为：管柱长度按3 930 m计算，插入密封总成后下放钻具10 t，管柱缩短1.087 m；插入密封总成后不下压钻具，管柱缩短1.712 m；在密封管加长的情况下，也能满足压裂要求；在压裂过程中，下部管柱内外压力一致，管柱安全性较高。

上述海上低孔低渗油气藏开发井压采复合型管柱特点为：①压裂管柱结构简单，施工安全性较高；②两趟管柱虽然增加了作业程序，但钻杆压裂与低成本油管生产经济性较好。

图2 海上低孔低渗油气藏开发井压采复合型管柱示意图

2.2.3 压采管柱优选

海上低孔低渗油气藏开发井压采一体化管柱和复合型管柱对比见表1，可以看出，压采复合型管柱经济性较好，安全性更高，因此优选压裂生产复合型管柱作为开发井的压裂完井管柱。

表1 海上低孔低渗油气藏开发井压采一体化管柱和复合型管柱对比

2.3 探井压裂管柱优化设计

对于海上低孔低渗油气藏，探井传统完井工艺为：①下入射孔管柱射开油气储层；②下入测试管柱求取自然产能；③下入压裂管柱评估改造效果。传统完井工艺中射孔、测试、压裂均采取独立作业管柱，工序复杂，施工周期长，作业成本大。射孔测试求取自然产能后，若需增产改造，则要压井换管柱，储层易被伤害，从而影响改造效果。

为了提高探井完井效率，减小储层伤害，对探井压裂管柱进行了优化，首次设计并实施了探井一体化管柱，一趟管柱实现了射孔、压裂、测试多项功能［3］，无需更换管柱压井作业，节约了作业费用。

2.3.1 设计难点

（1）LRP-N测试阀、泄压阀、旁通阀易受砂粒影响而操作失灵。

（2）当环空压力超过RD循环阀的破裂盘耐压值时，破裂盘被击碎而发生油套管连通，从而影响压裂时施加平衡套压。

2.3.2 技术特点

中海油首次设计的海上低孔低渗油气藏探井射孔-测试-压裂一体化管柱见图3，具有如下技术特点：

（1）首次在测试中采用射孔枪自动丢枪装置。

（2）配置高温高压测试工具，首次使用13.4 MPa加强型封隔器。

（3）采用外置式压力计托筒，不受砂液的影响。

（4）拉开井下工具的环空压力操作级别，满足环空打备压的要求。

（5）两级RD循环阀设计（上级无球，下级有球），操作压力约为20 MPa。

（6）由于温度效应和膨胀效应，压裂时预计管柱收缩3 m，下入4支伸缩接头（倒置下入）可消除温度和膨胀效应变形。

图3 海上低孔低渗油气藏探井射孔-测试-压裂一体化管柱示意图

3 应用效果

开发井压采一体化压裂管柱在渤海渤中25-1油田和东海B油气田等部分低渗透油气井进行了应用，取得了较好效果，既满足了储层保护的要求，还提高了作业时效。开发井压采复合型管柱在东海天外天油气田A6井取得了非常成功的应用，单井节省作业时间2 d，降低作业费用近160万元，收到了满意的开发效果。

探井射孔-测试-压裂一体化管柱首次在东海C井进行了应用，取得了良好效果。该井井深达到4 186 m，温度158.6℃，全程施工非常顺利；压裂后产气量2.9×104m3／d，起到了认识低渗储层的目的，获得了储层评价的技术参数。目前探井射孔-测试-压裂一体化管柱在东海地区累计应用8井次，成功率100%，累计节约作业成本达到6 400万元。

4 结束语

通过对海上油气井压裂管柱的优化设计，形成了较为成熟的海上低孔低渗油气藏完井管柱方案，对完善具有海洋特色的压裂技术体系起到了重要作用。压裂作业施工风险高，压裂管柱的优化设计应在保证施工安全的前提下向一体化多功能方向发展，只有积极引进国内外专业公司的新工具、新技术，并不断进行技术创新，才能满足海上低孔低渗油气田高效开发的需要。

［1］张钧，陈璧，等.海上油气田完井手册［M］.北京：石油工业出版社，1998.

［2］万仁溥，罗英俊.采油技术手册［M］.第九分册.北京：石油工业出版社，1998.

［3］陈琛，戚斌，雷炜.适用于气井射孔—压裂联作的射孔工艺技术研究［J］.天然气勘探与开发，2007，30（4）：60-63.