水平井分段酸壓投球封堵最小排量確定方法

周建平，郭建春，季曉紅，袁學芳（.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，成都60500；.中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒84000）

水平井分段酸壓投球封堵最小排量確定方法

周建平1，2，郭建春1，季曉紅2，袁學芳2
（1.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，成都610500；2.中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒841000）

常規碳酸鹽巖水平井分段酸壓工藝存在分級數量受限、管柱不能實現全通徑、生產后期不能實施找水和堵水措施等缺點。介紹了全通徑水平井分段酸壓主要工具及工藝技術原理，對堵塞球封堵這一關鍵技術進行了詳細論證，建立了堵塞球受力模型，堵塞球入座并保持在孔眼上的受力條件，進而得到堵塞球排量控制方程，形成堵塞球最小排量控制技術?，F場應用表明，水平井全通徑分段酸壓工藝成熟，分段工具開啟率較高，較好地解決了多層段酸壓，以及酸壓后管內縮徑影響后續生產等問題。

水平井；全通徑；分段酸壓；堵塞球；受力模型；最小排量

國外體積壓裂主要以簇式滑套和復合橋塞為主，這兩類壓裂技術壓裂完畢后井筒內存殘留球座或橋塞，容易造成油氣井堵塞和積液現象，若開展二次改造作業措施，需要將球座或橋塞鉆除，延長了施工周期，增加了作業成本。而全通徑分段壓裂技術施工速度快、壓裂規模大、安全可靠，壓裂后保持井眼全通徑，能較大程度提高壓裂體積［1-2］。

國內全通徑分段酸壓技術研究起步較晚，只有少數油田進行了探索與實踐。塔里木油田全通徑分段酸壓采用“裸眼封隔器+壓控式篩管”，但由于其堵塞球封堵能力未能解決，堵塞球受力模型建立的理論支撐不夠，導致封堵上返改層成功率較低?，F場對最小送球排量、堵塞球用量等的控制主要依靠經驗［3-5］。本文對全通徑分段酸壓主要工具及工藝原理進行闡述，并對堵塞球受力進行建模分析，結合現場應用，對最小送球排量等施工參數進行了優化。

1　塔中Ⅰ號氣田碳酸鹽巖儲集層特點

塔中隆起西與巴楚凸起相接，東連塔東凸起，南臨塘古孜巴斯凹陷，北接滿加爾凹陷，是一個長期發育的繼承性古隆起，自北向南劃分為北斜坡帶、中部凸起、南斜坡帶3個二級構造單元。塔中Ⅰ號氣田位于塔里木盆地塔中隆起北斜坡帶塔中Ⅰ號坡折帶，塔中Ⅰ號坡折帶緊鄰北部坳陷，為北西—南東走向，展布長度約260 km，南北寬2～8 km［6］。

塔中Ⅰ號氣田碳酸鹽巖儲集層區域分布廣，天然氣儲量豐富，是塔里木油田實現油氣大發展的重要區域。目的層為奧陶系碳酸鹽巖，縱向上發育2套儲集層，即上奧陶統良里塔格組上部和下奧陶統鷹山組碳酸鹽巖。油氣藏具有埋藏深（5 000～7 000 m）、溫度高（130～170℃）、易噴易漏、硫化氫含量高（1.5×102～6.0× 105mg/m3）等特點。儲集層巖性以灰巖為主，其次是白云質灰巖和白云巖，儲集空間以縫、洞為主；基質孔滲差，平均孔隙度小于3%，平均滲透率低于0.1 mD，非均質性強；裂縫和溶蝕孔洞空間展布復雜，流體分布規律性差，屬縫洞型準層狀非均質的特殊油氣藏［7-8］。

針對以上碳酸鹽巖儲集空間特征，儲集層改造難點如下:有效儲集體在空間的展布預測難，縫洞型儲集層人工裂縫延伸機理不清；深度改造技術要求高，穩產難度大；非均質性強，長水平井段均勻酸壓難度大［9-10］；水平井鉆遇多套儲集體，均勻、深度酸壓改造難度大［11-13］。因此，亟需實施分段選擇性酸壓改造，以提高單井產能。

2　水平井全通徑分段酸壓工藝原理

水平井“裸眼封隔器+篩管投球”全通徑工藝通過裸眼封隔器分隔施工水平井段，使用1級投球式篩管（趾端）與多級壓控式篩管，配合封堵球，實現從趾端到跟端逐級壓裂。由于只有趾端的投球式篩管存在球座，其余各級壓控式篩管均無球座，因此，可以實現分段完井管柱的全通徑［14］。

2.1投球式篩管和壓控式篩管技術原理

（1）投球式篩管工作原理投球篩管打開是依靠內外壓差剪斷銷釘，外筒下移，漏出孔眼。投球式篩管打開時，投直徑為38.1 mm樹脂球，樹脂球入座后，靠管內上下壓差打開篩管；而封堵時，采用小球堵塞，投直徑為17 mm小球堵住孔眼后，繼續打壓，上返開啟下一級篩管，實現上返分層（圖1）。

圖1　投球式篩管示意

（2）壓控式篩管工作原理需要打開篩管時，井口管內加壓，當篩管芯管內外壓差（Δp）大于銷釘抗剪強度后，銷釘剪斷，滑套從固定狀態變為自由狀態，氮氣室中氮氣膨脹，帶動滑套下行，從而露出預制篩孔，建立井筒與施工段儲集層連接，且篩管具有自鎖機構，保證篩管打開后不關閉（圖2）。其中，內壓力（p內）指井筒內壓力，由井口油壓（p油）與管柱靜壓力（p靜）構成，外壓力（p外）指滑套外壓力，即地層壓力（p地）。

2.2水平井全通徑分段酸壓工藝

水平井全通徑分段酸壓施工過程為:①投大球打開投球式篩管，泵注壓裂液，改造投球式篩管處對應儲集層；②投入設定數量與篩孔配套的堵塞球，封堵投球式篩管處篩孔；③繼續泵注壓裂液，實現井筒內憋壓，使得壓控式篩管芯管內外壓差不斷增大，從而剪斷銷釘，篩管滑套在氮氣膨脹的帶動下下行，從而打開篩孔，實現井筒與施工目標層的連通；④泵注壓裂液，改造儲集層；⑤投入設定數量與篩孔配套的堵塞球，封堵壓控式篩管處篩孔，再次憋壓，打開下一施工段壓控式篩管滑套，繼續施工；⑥如此反復，直至完成所有段施工。

圖2　壓控式篩管示意

3　堵塞球受力模型及送球排量

由上述分段酸壓施工過程可知，堵塞球穩定坐封于已施工井段篩孔處是憋壓打開下一級篩管以及施工有序進行的前提，將直接影響到分段酸壓施工成敗。因此，堵塞球穩定坐封于篩管尤為重要。影響堵塞球封堵成功率的因素主要有2個方面:①堵塞球是否能坐封在孔眼上，當液體流向孔眼的流速所產生的對球的拖拽力大于球的慣性力時，堵球才能坐在孔眼上；②堵塞球能否堵住孔眼，使球保持在孔眼的力需大于使小球脫落的力，才能使堵球堵住孔眼，這取決于使球保持在孔口的力與使小球脫落的力的大?。?5］。

在實際送球過程中，由于采用恒排量送球，而現場所用送球液密度與堵塞球密度一樣，則小球所受重力與浮力的合力、黏性阻力、沉降速度等均為0；同時，由于堵塞球直徑小，自身旋轉、壓力梯度等均可以忽略，小球在井筒中的運動速度和送球液的速度相等，小球將與井筒內液體以相同的速度運行至孔眼處。

3.1堵塞球受力模型

3.1.1堵塞球坐封前受力

堵塞球到達孔眼口處，受到使球靠近孔眼的力（Fd）和維持球繼續往水平方向流動的慣性力（F1）（圖3）.

圖3　堵塞球坐封前受力示意

（1）堵塞球在水平段運動的慣性力要將以vb速度的封堵球拖向篩管孔眼位置，首先要使堵塞球的水平分速度降低到零，這樣就必須克服慣性力（F1）。由牛頓第二定律得

流體在孔眼中的流動而影響到管內液體流動的距離為1.00～1.25倍管內直徑，故取S=dc，因為這樣慣性力更大，更安全。得到

在小球到達第一個孔眼前，堵塞球在水平油管內的運動速度為

代入（3）式得

（2）孔眼對堵塞球的拖拽力假設面對孔眼管壁處的液體垂直流動分速度為零，在孔眼內的垂直流動分速度達到最大值為vp，同時假定在孔眼處液體與堵塞球的流動都在一個平面上，則使堵塞球離開水平流線，轉向于流向孔眼的吸引力為

式中

3.1.2堵塞球坐封后受力

堵塞球坐封在篩孔孔眼處后，同時受到使堵球脫離孔眼的力（Fu）和將球維持在孔眼上的持球力（Fu）（圖4）。

圖4　堵塞球坐封后受力示意

（1）使球脫落的沖擊力為（Fu）

若忽略堵球在管外的面積，則過流面積為

將（11）式代入（10）式，整理得

（2）持球力Fh持球力是由孔眼內外壓差作用在孔眼面積上而實現的，計算式為

3.2送球排量控制方程

塔中油田目前投球分層壓裂部分參數如下:堵塞球和壓裂液密度均為1 020 kg/m3；油管內徑、堵塞球及孔眼直徑分別為0.089 m，0.019 m，0.012 m；fd，fd'及CD由雷諾數計算和關系圖版可得，其中阻力系數fd取0.2，fd'取0.47，流量系數CD取0.82，分別代入（5）式、（9）式、（12）式和（13）式得

堵塞球能坐在孔眼上的條件是Fd≥F1，由（14）式和（15）式可得

堵塞球能保持住的條件是Fh≥Fu，由（16）式和（17）式可得

由（18）式、（19）式，可以得出壓控式篩管不同孔眼數量時，堵塞球坐住以及堵塞球保持在孔眼上的最小排量（表1）。

表1　不同孔眼數下的最小排量

4　應用效果

2013年9月至2014年9月，研究區共完成全通徑分段酸壓25井次，累計分段140段，壓控篩管明顯開啟率47%；經過建立堵塞球受力模型、確定最小送球排量以及優化施工參數等措施，2014年9月至2015年9月，共完成全通徑分段酸壓28井次，累計完成分段177段，壓控篩管開啟率達到74.4%，開啟率較之前提高了27.4%，效果較為顯著。

5　結論

（1）“裸眼封隔器+壓控式篩管投球分段”工藝成功的關鍵，在于投入的堵塞球能實現對所有篩孔的穩定坐封并能保持住不脫落，使堵塞球保持在孔眼上的最小排量大于使堵塞球坐在孔眼上的最小排量，讓堵塞球坐在孔眼上比讓球保持在孔眼上要容易一些。

（2）不同的壓控式篩管設置不同孔眼數量，堵塞球坐住以及堵塞球保持在孔眼上的最小排量要根據孔眼數量不同進行設定。

（3）堵塞球能坐在孔眼上和能保持住的最小排量是根據目前塔中分段酸壓部分已知參數所得，下步將根據受力表達式和運動準則，推導出最小排量通式，再考慮實際情況，導出目標區塊的特定表達式。

（4）當送球液密度與堵塞球密度不一樣時，小球所受重力與浮力的合力、黏性阻力等不能忽略，堵塞球之間的相互影響，以及自身旋轉、壓力梯度力等的影響仍待進一步研究。

符號注釋

Ab——過流面積，m2；

CD——流量系數；

dc——油管內直徑，m；

db——堵塞球直徑，m；

dP——篩孔孔眼直徑，m；

F1——堵塞球慣性力，N；

Fd——孔眼對堵塞球的拖拽力，N；

Fu——使球脫落的沖擊力，N；

Fh——持球力，N；

fd——阻力系數（堵塞球入座前）；

fd'——阻力系數（球入座）；

m——小球質量，kg；

n——孔眼數；

Q——液體注入排量，m3/min；

S——勻加速直線運動的位移，m；

vb——堵塞球的流速，m/s；

vP——流體在孔眼中的流速，m/s；

vr——流體的平均垂直流速，m/s；

ρb——堵塞球密度，kg/m3；

ρf——液體密度，kg/m3.

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（編輯顧新元）

Determ ination of the Minimum Displacement of Staged Acid-Fracturing Ball-Off in Horizontal Wells

ZHOU Jianping1，2，GUO Jianchun1，JI Xiaohong2，YUAN Xuefang2
（1.State Key laboratory for Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China；2.Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla，Xinjiang 841000，China）

There are several shortcomings of conventional staged acid-fracturing technology in horizontal wells drilled in carbonate rocks: The fracturing stage is limited，full-bore of the strings can't be realized and water searching and plugging can't be implemented at the late stge of the production.The paper introduces the main tools and its technical principles of staged acid-fracturing in full-bore horizontal wells and gives the detailed demonstration to the key technology of ball-off plugging.A force model has been established for ball sealer where the ball-sealer can be seated and maintained under the forces of the eyehole，and an equation controlling ball-sealer disp lacement is obtained. Thus a technique is developed for the minimum displacement control.The field application shows that the staged acid-fracturing technology in full-bore of horizontal wells is matured，and the open rate of staged tools is higher，which can well solved the problems of acid-fracturing in multi-layers and the impact of hole shrinkage inside tubing on the follow-up production.

horizontal well；full bore；staged acid fracturing；ball sealer；force model；minimum displacement

TE357.1

A

1001-3873（2016）03-0332-04

10.7657/XJPG20160317

2016-02-24

2016-03-28

周建平（1981-），男，四川瀘州人，博士研究生，油氣井工程，（Tel）0996-2173775（E-mail）zhoujp-tlm@petrochina.com.cn