【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，而水力压裂技术又是经济有效开发低渗透油气藏的重要手段。鄂尔多斯油气藏纵向多层、跨距大、气水关系复杂、采用常规压裂手段难以实现逐层改造、不能提高小层动用程度进而提高产量，为此连续油管压裂技术逐渐引起石油技术人员的关注。该技术整合了水力喷射射孔定点压裂的优越性与连续油管的拖动灵活性，为解决纵向多层改造难题提供了新的途径。因此结合日趋成熟的水力喷射工具和不同施工液体类型的施工模式下的水力喷砂射孔加连续油管压裂的实践也逐渐起步，相对于常规的油管传输压裂技术这种方式对连续油管的尺寸以及井的要求过于苛刻而难以推广应用。因此连续油管带底封拖动环空加砂压裂模式可以拓宽连续油管管柱所能允许的深度、可以提高喷嘴寿命、增大施工排量，因具有更高的现场适用性及可操作性，得到有效的推广和应用。
 
【关键词】连续油管拖动压裂；苏里格气田；连续油管；喷砂射孔；分段压裂
 
一、技术背景 

苏里格地区储层致密、层系多、低孔、低渗而以直井分压合采为主的压裂开采方式，受储层裸露面积小、控制开采规模小、后期排液效果不好等因素的影响，开发效果不显著。随着苏里格气田开发的不断深入，满足多层段开发、大排量改造、后期稳定配产的多方位要求逐渐凸显。因此连续油管带底封拖动压裂既能满足多层段开发实现了井筒无限极压裂，环空加砂又能实现大排量施工改造且压后全通径利于后续作业，后期带压下小直径管柱并实现稳定配产可谓一举三得。连续油管喷砂射孔环空加砂压裂技术利用贝努利原理，通过喷嘴的节流将高压射孔液转化为高速射孔液对套管进行喷砂冲蚀，然后进行环空加砂压裂。该技术结合了喷砂射孔、封隔器分层、套管大拍量注入和连续油管精确定位等优势，对于纵向具有多个产层、特别是薄互层的压裂具有显著的施工优势。
 
二、连续油管带低封拖动压裂技术特点
 

1. 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2〞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。其工作原理是：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。
 

2. 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。支撑剂过喷嘴后能否形成一定的射流速度？喷嘴在多次重复喷射下会不会发生阻塞造成下个层射孔效果不佳？多次喷射过程中的反溅伤害对喷嘴及其喷射工具各连接处造成的寿命缩减？支撑剂的选择对喷射工具寿命的影响？
 
因此根据现场试验喷砂射孔工具喷嘴处的喷射速度不应低于170m/s。连续油管排量为0.65-0.7m3/min时，喷嘴处的喷射速度为170.4-183.5m/s，满足射孔作业需求。
 
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。采用油管传输压裂时所有支撑剂是通过喷嘴进入地层，再加上施工排量低，携砂液长时间打磨、切割喷嘴，通常在施工两段后必须要上提管柱检测更换，这样就会大大延长非生产时间。而使用环空压裂时，仅最初的120kg/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，所以喷嘴被冲蚀的情形大大减轻。大多数情况下，利用环空加砂能有效的延长工具寿命。
 
在支撑剂的选择上，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。
 
可重复多次的坐封工具：今年的连续油管带底封拖动压裂在气井实现了三层的连续施工，油井更实现了连续八层的压裂施工，这足以说明现有坐封工具能够满足多层段施工改造的要求。
 
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。
 
三、连续油管带底封拖动压裂在现场存在的问题
 
2016年连续油管带底封拖动压裂在苏里格气田试验15口井，大部分井压裂施工正常，少数井在压裂施工过程存在问题。其中胍胶体系5井次，EM50S体系4井次，生物胶体系4井次，RP120体系2井次。下面就针对苏里格区块出现的问题总结如下：
 

1. 因喷咀堵塞导致现场喷射失败

 
苏东31-45C1井连续油管喷砂射孔第一层山1段喷点：3186.0m，喷射排量0.75m3,共喷射三次均超压，最高超压至51.24Mpa，起出连续油管发现喷射工具内存在异物堵塞喷咀。
 
苏东31-44C1井同样采用连续油管压裂，喷砂射孔第一层盒8下2段喷点：3091.0m，喷射排量0.75m3,两口井液体体系均为工程院RP120液体体系，喷射压力为35.6Mpa，两口井喷射压力相差15.6Mpa。以上两口井同一井场，均采用连续油管带底封拖动压裂，相同的施工液体体系，喷砂射孔结果完全不同，现场施工的过程中也存在个别连续油管循环不到位的情况导致管内杂物沉淀在喷咀附近阻塞喷咀，导致喷砂射孔不成功。
 

2. 喷砂射孔效果不佳，导致无法破开地层，需要加酸预处理

 
桃2-5-7C4井连续油管拖动压裂山13层喷点：3507.5m，施工排量3.8m3，破压47.5Mpa，加酸3.0m3。桃2-57C1井连续油管拖动压裂山13层喷点：3510.5m，施工排量3.8m3,破压31.2Mpa，加酸3.0m3。以上两口井同一井场、相同层位、层段差距3.0m、施工排量相同、施工工艺相同但是破裂压力相差16.3Mpa，由此可以看出桃2-5-7C4井在喷砂射孔阶段射孔效果不佳，导致破压过高。
 
前两次喷砂射孔后预压均超压至60Mpa以上，说明近井筒地带喷砂射孔效果不好，是否需要优化喷射液体体系或者根据地层应力状况改变喷射介质以提高喷砂射孔效果。现场也可提前准备酸液对射孔段进行预处理。
 
3.41/2套管配套的连续油管压裂工具耐冲蚀效果不佳
 
桃2-14-19C3井采用41/2套管加连续油管带底封拖动压裂。相对于51/2套管41/2套管与连续油管间隙更小，喷射过程中高速射流液体对工具造成的反溅伤害更大，现场压裂结束起出连续油管看到水力喷射工具与刚性扶正器连接处丝扣磨损严重及易出现掉钻的风险，如果要想实现多层压裂必须在入井工具的耐冲蚀强度方面继续强化。
 
4.51/2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两个大丛式姊妹井场，有常规压裂、套管滑套、连续油管拖动压裂。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，关井压力与常规井比较相差较大，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。
 
四、结论与建议
 
1.连续油管带底封拖动压裂实现的多层段开发实现了井筒无限极压裂，但是在现场应用过程中针对不同尺寸套管的入井工具需要加强耐冲蚀强度。
 
2.现场压裂施工前需要对连续油管循环到位，防止喷射过程管内杂物阻塞喷咀，影响后期压裂施工。
 
3.针对连续油管喷砂射孔，是否需要优化喷射液体体系或者根据地层应力状况改变喷射介质以提高喷砂射孔效果。在喷射效果不好的情况下，必须提前准备酸液预处理。
 
4.连续油管压裂改造的井抓紧安排带压下钻，防止等待时间过长，影响排液效果和后期产量。

5.在连续油管压裂方面对比不同液体下的施工参数结合现场液体的回收利用，可适当优化设计方案提高现场压裂施工的可行性。