秦金立， 陳 作， 楊同玉， 戴文潮， 吳春方

(1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；2.中國(guó)石化華北分公司，河南鄭州 450006)

鄂爾多斯盆地水平井多級(jí)滑套分段壓裂技術(shù)

秦金立1， 陳 作1， 楊同玉2， 戴文潮1， 吳春方1

(1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；2.中國(guó)石化華北分公司，河南鄭州 450006)

鄂爾多斯盆地大牛地氣田和紅河油田長(zhǎng)水平段裸眼水平井分段壓裂時(shí)，存在長(zhǎng)水平段一次性分隔、裂縫發(fā)育與井徑擴(kuò)大井段的有效封隔等問(wèn)題，針對(duì)其地質(zhì)條件、裂縫發(fā)育情況及井眼軌跡與井徑變化情況，研制了裸眼水平井多級(jí)滑套分段壓裂工具，形成了裸眼水平井多級(jí)滑套分段壓裂技術(shù)。該技術(shù)在鄂爾多斯盆地20余口水平井進(jìn)行了應(yīng)用，共完成了200段的壓裂施工。應(yīng)用結(jié)果表明：包含裸眼水平井多級(jí)滑套分段壓裂工具的完井管柱下入順利，封隔器封隔有效，滑套打開成功率100%，壓裂后增產(chǎn)效果良好。這表明裸眼水平井多級(jí)滑套分段壓裂技術(shù)可以解決大牛地氣田和紅河油田長(zhǎng)水平段裸眼水平井分段壓裂中存在的問(wèn)題，可在鄂爾多斯盆地進(jìn)行大規(guī)模推廣應(yīng)用。

水平井 滑套 封隔器 分段壓裂 鄂爾多斯盆地 紅河油田 大牛地氣田

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地東北部，儲(chǔ)量豐富，發(fā)育下石盒子組、山西組和石炭系太原組等7套氣層，氣層物性差，巖心滲透率低于1.0 mD，孔隙度7%～10%，自然產(chǎn)能低或無(wú)自然產(chǎn)能，屬于典型的低孔、低滲、低壓氣藏[1]。紅河油田位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷帶南部，儲(chǔ)層為辮狀河三角洲沉積，主要開發(fā)三疊系延長(zhǎng)組的長(zhǎng)6、長(zhǎng)8和長(zhǎng)9等油層組，平均孔隙度11.9%，滲透率0.85 mD，屬于典型的低孔、低滲、低產(chǎn)的“三低”油藏。兩油氣田為改善開發(fā)效果，均選用了水平井分段壓裂技術(shù)[2]，其中，預(yù)置裸眼水平井多級(jí)滑套分段壓裂完井是鄂爾多斯盆地油氣井最主要的完井方式。大牛地氣田和紅河油田均屬致密砂巖油氣藏，但二者水平井的水平段長(zhǎng)度、裂縫發(fā)育程度以及井徑擴(kuò)大率等方面存在明顯的差異，而裸眼水平井多級(jí)滑套完井工具可解決長(zhǎng)水平段一次性分隔、裂縫發(fā)育與井徑擴(kuò)大井段的有效封隔等問(wèn)題。因此，為降低壓裂成本，提高鄂爾多斯盆地致密油氣的開發(fā)效益，以大牛地氣田和紅河油田的儲(chǔ)層特征與水平井井眼情況為研究對(duì)象，研制了與之相適應(yīng)的水平井多級(jí)滑套分段壓裂技術(shù)，并在現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行了應(yīng)用。

1 水平井多級(jí)滑套壓裂工具的研制

1.1 水平井對(duì)多級(jí)滑套分段壓裂工具的要求

大牛地氣田與紅河油田水平井的水平段為φ152.4 mm井眼，水平段長(zhǎng)度多超過(guò)1 000.00 m，需要分10段以上進(jìn)行壓裂，而多級(jí)滑套壓裂工具應(yīng)具備一次壓裂10段以上的能力。此外，大牛地氣田與紅河油田的儲(chǔ)層特性不同，對(duì)工具的下入和封隔也提出了不同的要求：大牛地氣田地層巖性致密，微裂縫不發(fā)育，水敏性弱，水平井井眼軌跡較規(guī)則，主要考慮分段壓裂工具外徑與剛度等性能是否滿足入井要求[1]；紅河油田鉆遇地層的承壓能力自上而下均較低，部分地層結(jié)構(gòu)疏松，水敏性極強(qiáng)，易吸水膨脹，發(fā)生井壁坍塌、掉塊等現(xiàn)象，也易形成“大肚子”或“糖葫蘆”井段[3]，這要求裸眼封隔器具有封隔不同井徑的能力。為了降低裸眼水平井預(yù)置滑套分段壓裂的成本，一般將完井管柱懸掛在上層套管上，這便需要一個(gè)懸掛工具，但為了防止完井管柱在軸向上發(fā)生移動(dòng)，懸掛工具-插管封隔器應(yīng)具有雙向錨定能力。

1.2 多級(jí)滑套分段壓裂工具

1.2.1 完井管柱

預(yù)置裸眼水平井分段壓裂完井是通過(guò)裸眼封隔器將水平段分隔成需要的段數(shù)，通過(guò)滑套建立管內(nèi)管外的過(guò)流通道，控制壓裂液進(jìn)入油氣層進(jìn)行壓裂；利用插管封隔器將整個(gè)預(yù)置管柱錨定在上層套管上，防止管柱在軸向上發(fā)生移動(dòng)。水平井多級(jí)滑套分段壓裂完井管柱由浮鞋、隔離閥、壓差式滑套、裸眼封隔器、投球式滑套、雙向錨定插管封隔器及送入工具等組成(見圖1)[4]。

1.2.2 多級(jí)滑套

水平井分段壓裂完井管柱中，多級(jí)滑套是建立壓裂液過(guò)流通道和壓裂級(jí)數(shù)的關(guān)鍵工具。鄂爾多斯盆地各區(qū)塊水平井的水平段長(zhǎng)度不同，但為了滿足最長(zhǎng)水平段(大于1 000.00 m)的需求，開發(fā)了φ114.3 mm、級(jí)差為3.175 mm的多級(jí)滑套，其在φ152.4 mm裸眼井內(nèi)可實(shí)現(xiàn)20段的壓裂。多級(jí)滑套分為壓差式滑套和投球式滑套。

壓差式滑套(見圖2(a))與完井管柱中的裸眼封隔器、插管封隔器都具有一定的壓力等級(jí)，待隔離閥封堵后，管柱內(nèi)形成密閉容腔，在壓力小于30 MPa條件下坐封裸眼封隔器和插管封隔器。待壓裂時(shí)，管柱密閉容腔內(nèi)再重新建立壓力直至打開滑套，建立壓裂液過(guò)流通道。

投球式滑套(見圖2(b))內(nèi)部設(shè)有球孔成等差數(shù)列的球座，待憋壓球(見圖2(c))與球座復(fù)合密封后，憋壓打開滑套，形成壓裂液過(guò)流通道[4]。在壓裂過(guò)程中，球與球座的密封承壓能力大于地層破裂壓力才能保證臨近地層不被壓開。壓裂施工結(jié)束后，為建立采油過(guò)流通道，球座孔應(yīng)暢通，憋壓球在放噴時(shí)應(yīng)能返排。采油后期可能因出水嚴(yán)重、裂縫閉合造成產(chǎn)能遞減，需通過(guò)下入工具采取堵水、二次壓裂等技術(shù)措施進(jìn)行改造，如滑套內(nèi)部大小不等的球座不可鉆，會(huì)導(dǎo)致后續(xù)作業(yè)管柱無(wú)法下入，無(wú)法采取堵水、重復(fù)壓裂等措施。針對(duì)上述問(wèn)題，開展了球座與憋壓球結(jié)構(gòu)的優(yōu)化設(shè)計(jì)、球座的沖蝕機(jī)理分析、沖蝕性能評(píng)價(jià)及球座的可鉆性研究，級(jí)差3.175 mm的投球式滑套在φ114.3 mm油套管柱內(nèi)可實(shí)現(xiàn)20級(jí)的壓裂；優(yōu)選的高分子憋壓球密度輕、強(qiáng)度高，與球座的密封能力大于70 MPa。球座的錐角經(jīng)過(guò)優(yōu)化、表面經(jīng)過(guò)硬化處理后，在HH36P101井進(jìn)行了沖蝕評(píng)價(jià)試驗(yàn)，球座在壓裂液排量3.5 m3/min沖蝕10 h(加砂量達(dá)233 m3)后，與低密度憋壓球的密封能力仍大于70 MPa。球座可鉆性強(qiáng)，單球座鉆除時(shí)間少于10 min。

1.2.3 裸眼封隔器

水平井分段壓裂完井管柱中，裸眼封隔器將水平段分隔成若干井段，其在入井過(guò)程中及壓裂過(guò)程中均起著至關(guān)重要的作用。管柱入井過(guò)程中會(huì)面臨井壁坍塌、掉塊的問(wèn)題，裸眼封隔器在井壁摩擦及管內(nèi)液柱壓力的作用下，其膠筒不僅容易損壞，而且容易提前坐封。如提前坐封，完井管柱入井時(shí)的摩擦力會(huì)增大，這將進(jìn)一步加重裸眼封隔器膠筒磨損程度，甚至?xí)?dǎo)致完井管柱無(wú)法下至設(shè)計(jì)位置。完井管柱在下至設(shè)計(jì)位置后，由于存在井徑變化大、井壁不規(guī)則的情況，可能會(huì)出現(xiàn)裸眼封隔器坐封不完全、封隔壓力低或?qū)佣伍g穿層等問(wèn)題，這將直接影響壓裂效果[3-4]。因此，防提前坐封、封隔井徑適應(yīng)性強(qiáng)、封隔壓力高的裸眼封隔器在預(yù)置裸眼水平井多級(jí)滑套分段壓裂完井管柱中至關(guān)重要。通過(guò)優(yōu)化橡膠的配方，分析影響其膨脹性能的因素及膨脹封隔機(jī)理，優(yōu)化設(shè)計(jì)封隔器膨脹膠筒單元、防退鎖緊機(jī)構(gòu)及防突機(jī)構(gòu)，評(píng)價(jià)封隔器封隔性能，研制了壓縮式裸眼封隔器和自膨脹封隔器[5]。巖層致密、水敏性弱、井眼較規(guī)則的大牛地氣田采用單一壓縮式裸眼封隔器(見圖3(a))。壓縮式裸眼封隔器的外徑小，整體長(zhǎng)度短，結(jié)構(gòu)緊湊，能降低完井管柱的剛度，提高其通過(guò)性，降低膠筒損壞的風(fēng)險(xiǎn)及避免下入遇阻等問(wèn)題[6]；該封隔器的膠筒隨壓力增大，膨脹率增大，封隔能力隨之增強(qiáng)；該封隔器的封隔能力大于70 MPa，耐溫能力大于150 ℃。紅河油田由于部分地層結(jié)構(gòu)疏松，水敏性強(qiáng)，易吸水膨脹，井徑擴(kuò)大率大，采用由壓縮式裸眼封隔器和自膨脹封隔器組成的組合式裸眼封隔器(見圖3(b))。組合式裸眼封隔器具有自修復(fù)功能，在膠筒受損的情況下不影響其密封能力，膠筒吸水后，膨脹率最大可達(dá)1 000%，膨脹時(shí)間可根據(jù)需求可在5～30 d調(diào)整，封隔性能達(dá)10 MPa/m，耐溫達(dá)150 ℃。φ114.3 mm組合式裸眼封隔器的封隔井徑最大可達(dá)175 mm。

1.2.4 插管封隔器及插入裝置

水平井分段壓裂完井管柱中，插管封隔器將管柱雙向錨定在上層套管上，防止管柱發(fā)生軸向移動(dòng)[7]。同時(shí)，為提高完井管柱下入的成功率，采用鉆柱送入。送入鉆具與插管封隔器既要具有一定鎖緊能力，以防止中途脫開，又要具有一定的密封能力，以確保裸眼封隔器脹封、懸掛器坐掛及壓差式滑套打開等，還要能夠順利丟手。為此，需要能與插管封隔器形成一體、防脫、密封及可丟手的工具，即插入裝置(見圖4(a))。插管封隔器由插管(見圖4(b))與雙向錨定的封隔懸掛器(見圖4(c))組成。插管連接在封隔懸掛器的上部，用于與插入裝置連接、鎖緊，保證完井管柱順利下入及與壓裂管柱回插后的高壓密封。

雙向錨定封隔懸掛器的上下兩個(gè)整體式卡瓦在液缸的推動(dòng)下沿錐體上行實(shí)現(xiàn)坐掛，從而使整個(gè)完井管柱錨定在上層套管內(nèi)的預(yù)定位置上，防止完井管柱在壓裂過(guò)程中因承受高壓而發(fā)生軸向移動(dòng)。卡瓦間的膠筒在液缸向上移動(dòng)的同時(shí)壓縮脹封，實(shí)現(xiàn)尾管重疊段環(huán)空的高壓封隔。內(nèi)部鎖緊防退機(jī)構(gòu)及卡瓦的錨定機(jī)構(gòu)可防止膠筒坐封后回彈，確保環(huán)空封隔的有效性及作用時(shí)長(zhǎng)。

插入裝置在完井管柱下至預(yù)定位置后，可通過(guò)倒扣實(shí)現(xiàn)丟手，將送入鉆具提出。待需要壓裂時(shí)，插入裝置與壓裂管柱連接，再一次插入到插管內(nèi)形成鎖緊密封，滿足分段壓裂的高壓作業(yè)。壓裂作業(yè)結(jié)束后，需要起管柱時(shí)，插入裝置可再一次完成丟手，將壓裂管柱提出井口。

1.2.5 其他

為保證水平井分段壓裂完井管柱順利下入，在管柱止端設(shè)計(jì)具有導(dǎo)向功能、循環(huán)功能及防回壓功能的浮鞋和隔離閥。浮鞋用來(lái)引導(dǎo)套管柱沿井筒順利下到井內(nèi)，防止套管鞋插入井壁巖層，降低入井阻力。浮鞋內(nèi)部設(shè)有單向閥，管內(nèi)液體可向管外環(huán)空中流動(dòng)、循環(huán)，而管外液體卻不能反向流動(dòng)，可避免管柱入井過(guò)程中出現(xiàn)井涌、井噴等井下故障。隔離閥連接于浮鞋的頂部，內(nèi)部設(shè)計(jì)有循環(huán)孔，其隨管柱下入過(guò)程中是常開狀態(tài)，便于灌漿和循環(huán)；管柱下至設(shè)計(jì)位置后，投球與內(nèi)部球座匹配，關(guān)閉循環(huán)孔，實(shí)現(xiàn)管內(nèi)、管外完全隔離，為管內(nèi)建立壓力及止端壓裂提供條件。

2 多級(jí)滑套分段壓裂工具作業(yè)技術(shù)

水平井多級(jí)滑套分段壓裂增產(chǎn)改造中，分段壓裂工具是基礎(chǔ)，作業(yè)技術(shù)是保障。針對(duì)水平井多級(jí)滑套分段壓裂完井特點(diǎn)及作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，研究了一套合理的作業(yè)技術(shù)，包括井筒準(zhǔn)備、管柱入井、油管回接及滑套打開等。

2.1 井筒準(zhǔn)備

裸眼分段壓裂完井管柱順利送至預(yù)定位置是多級(jí)滑套分段壓裂技術(shù)實(shí)施的先決條件，而良好的井眼狀況是完井管柱順利送至預(yù)定位置的重要保障。

2.1.1 套管段

水平井多級(jí)滑套分段壓裂完井管柱中的工具全部需要通過(guò)套管段，尤其是插管封隔器需要懸掛在套管段，為保證工具能順利下入，套管段應(yīng)減少泥餅結(jié)塊的存在。為此，采用刮管鉆具組合對(duì)套管段進(jìn)行刮削。其中，在插管封隔器坐掛處反復(fù)刮削，同時(shí)分段進(jìn)行鉆井液循環(huán)，以保證坐封、坐掛套管內(nèi)壁處無(wú)泥餅粘結(jié)，降低坐掛、坐封失效的風(fēng)險(xiǎn)。

2.1.2 裸眼段

水平井多級(jí)滑套分段壓裂完井管柱中除插管封隔器均需要進(jìn)入裸眼段，由于完井管柱中工具多、井眼直徑小，環(huán)空過(guò)流面積小、下入風(fēng)險(xiǎn)大，如井眼不平滑、縮徑，管柱就很難送至預(yù)定位置。為此，采用單螺旋穩(wěn)定器或雙螺旋穩(wěn)定器的鉆具組合在水平井裸眼段進(jìn)行通井作業(yè)(必要時(shí)進(jìn)行多次通井)，在鉆具組合到底后鉆井液循環(huán)兩周以上，直到井口振動(dòng)篩無(wú)堅(jiān)硬顆粒物返出為止，以保證井眼規(guī)則、平滑，利于完井管柱在水平裸眼段推送。

2.2 預(yù)置完井管柱入井作業(yè)技術(shù)

采取油套管送入完井管柱，連接次數(shù)多、施工時(shí)間長(zhǎng)，特別是完井管柱進(jìn)入水平裸眼段會(huì)因不斷滯留而出現(xiàn)遇阻現(xiàn)象，又因?yàn)橛吞坠軓?qiáng)度比較弱，遇阻難處理，故一般采用鉆柱和送入裝置將完井管柱送至預(yù)定位置[8]。

2.2.1 入井前準(zhǔn)備

分段壓裂工具入井前均需進(jìn)行檢查，包括連接螺紋是否有損傷、工具內(nèi)部是否有雜物、性能參數(shù)是否滿足作業(yè)要求、浮鞋凡爾是否靈活、隔離閥是否為常開、投球式滑套是否與編號(hào)匹配等。同時(shí)，測(cè)量工具的尺寸并按順序?qū)⒐ぞ邤[放好，以便于設(shè)計(jì)管柱及下入工具。

配備齊全井口設(shè)備，如套管鉗、吊卡、吊環(huán)等；配制好完井液；檢查壓力表工作是否正常，泵車及管線是否準(zhǔn)備到位。核實(shí)地面套管(油管)數(shù)量、尺寸及鉆臺(tái)上鉆具的數(shù)量，以保證施工順利進(jìn)行。

2.2.2 完井管柱入井作業(yè)

按照設(shè)計(jì)的完井管串結(jié)構(gòu)，連接壓裂工具及油套管等并依次下至井內(nèi)。連接工具或油套管時(shí)，在公扣端均勻涂抹絲扣油，按最佳扭矩上扣。下入過(guò)程中，避免磕碰，尤其保護(hù)好橡膠、卡瓦等易破損部件；清除井口異物，嚴(yán)防落物。插管封隔器入井后，鎖死轉(zhuǎn)盤，禁止旋轉(zhuǎn)下部管柱。

管柱入井過(guò)程中，需控制下放速度、及時(shí)灌漿。完井管柱出套管前，應(yīng)頂通；進(jìn)入裸眼段，不得長(zhǎng)時(shí)間停頓。完井管柱下至預(yù)定位置，管柱內(nèi)灌滿鉆井液，上提下放管柱，記錄管柱到底時(shí)的懸重及下壓力，調(diào)整方余，復(fù)核鉆桿及套管(油管)數(shù)據(jù)。

2.2.3 完井管柱坐封、坐掛作業(yè)

預(yù)置完井管柱下至預(yù)定位置后，替漿，使完井管柱內(nèi)外均充滿完井液。采用泵送方式投隔離閥坐封球，球入座前適當(dāng)降低排量，慢慢送至球座，直至管柱內(nèi)起壓形成密閉容腔。加壓、實(shí)現(xiàn)裸眼封隔器的脹封、插管封隔器的坐掛(錨定)、坐封，并通過(guò)懸重的變化判斷錨定力。通過(guò)環(huán)空試壓，驗(yàn)證環(huán)空封隔能力。

2.2.4 丟手作業(yè)

將鉆桿調(diào)至中和點(diǎn)以上，正轉(zhuǎn)20圈左右、試提丟手，若無(wú)法成功丟手，再適當(dāng)上提鉆具，繼續(xù)進(jìn)行上述操作，直至送入裝置與插管封隔器的插管部分脫開，實(shí)現(xiàn)送入工具的丟手。上提送入管柱至1根，正循環(huán)完井液，直至井口返出的流體全部為完井液為止，觀察無(wú)溢流，起鉆。

2.3 油管回接及滑套打開作業(yè)技術(shù)

2.3.1 油管回接

回接裝置(送入裝置)及油管回接數(shù)量滿足要求后，準(zhǔn)備入井。連接回接裝置、油管等時(shí)，在公扣端均勻涂抹絲扣油，按最佳扭矩上扣。下入過(guò)程中，清除井口異物，嚴(yán)防落物。待下至接近插管時(shí)，記錄上提下放的懸重，觀察懸重變化，緩慢下放管柱，直至懸重開始下降進(jìn)行插入作業(yè)，再通過(guò)上提下放懸重變化驗(yàn)證回接錨定情況。確認(rèn)回接錨定密封后，連接管線、進(jìn)行油管內(nèi)及油套環(huán)空試壓作業(yè)，以驗(yàn)證密封效果。

2.3.2 滑套打開作業(yè)

按設(shè)計(jì)安裝壓裂井口、補(bǔ)球器、放噴與節(jié)流管線等，試壓合格后，進(jìn)行滑套打開及壓裂作業(yè)。

完井管柱內(nèi)形成密閉容腔，憋壓，通過(guò)壓差面作用，打開壓差式滑套(第1段)，建立壓裂液過(guò)流通道，泵送壓裂液并加砂，實(shí)施第1段壓裂。核對(duì)憋壓球直徑，使其與入井滑套球座的排序一致，依次投球打開對(duì)應(yīng)的投球式滑套，建立壓裂液過(guò)流通道，泵送壓裂液并加砂，實(shí)施壓裂。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用與效益分析

3.1 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2012年以來(lái)，水平井多級(jí)滑套分段壓裂技術(shù)在鄂爾多斯盆地20余口井進(jìn)行了應(yīng)用，完井管柱下入順利，封隔器封隔良好，最大封隔井徑達(dá)175 mm，滑套打開成功率100%，單井最大壓裂段數(shù)達(dá)12段，最大單井加砂量492.8 m3(見表1)，最高施工壓力達(dá)64 MPa。紅河油田的HH36P107井壓裂后最高日產(chǎn)油量達(dá)18.33 t，大牛地氣田的DPS-63井壓裂后最高日產(chǎn)氣量達(dá)4.92×104m3。

表1 水平井多級(jí)滑套分段壓裂技術(shù)在鄂爾多斯盆地部分應(yīng)用情況

Table 1 Application of staged fracturing technology with multi-stage sleeve for open hole in horizontal wells in the Erdos Basin

3.2 效益分析

隨著國(guó)產(chǎn)水平井多級(jí)滑套分段壓裂工具在鄂爾多斯盆地的成功應(yīng)用，縮短了國(guó)內(nèi)外水平井多級(jí)分段壓裂技術(shù)的差距，促進(jìn)了國(guó)內(nèi)水平井分段壓裂技術(shù)的進(jìn)步，為國(guó)內(nèi)“三低”油氣田的開發(fā)提供了技術(shù)支撐。同時(shí)，隨著國(guó)產(chǎn)水平井多級(jí)滑套分段壓裂工具的日益成熟，應(yīng)用規(guī)模的擴(kuò)大，迫使國(guó)外同類工具的價(jià)格不斷下降，大大降低了油氣田的壓裂成本，提高了開發(fā)效益。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1) 鄂爾多斯盆地大牛地氣田和紅河油田均屬于低孔、低滲、低產(chǎn)油氣田，但不同的儲(chǔ)層特性和裸眼水平段特性對(duì)多級(jí)滑套壓裂工具性能的要求也不同。

2) 小級(jí)差多級(jí)滑套能確保在有限空間內(nèi)的壓裂級(jí)數(shù)，且投球式滑套的低密度、高強(qiáng)度憋壓球與耐沖蝕、易鉆球座的密封能力大于70 MPa，能避免竄層問(wèn)題，可滿足大牛地氣田長(zhǎng)水平段水平井分段壓裂的要求。

3) 組合式裸眼封隔器封隔井徑的適應(yīng)性強(qiáng)，封隔能力高，能滿足紅河油田井眼軌跡復(fù)雜水平井分段壓裂的要求。

4) 插入裝置與封隔懸掛器之間的鎖緊機(jī)構(gòu)既能保證完井管柱順利下入，又能保證送入工具與完井管柱有效脫開；密封機(jī)構(gòu)可確保完井管柱形成密封容腔，實(shí)現(xiàn)滑套打開、封隔器脹封、懸掛器坐掛及壓裂作業(yè)等。封隔懸掛器的雙向錨定功能確保管柱有效懸掛，也能防止壓裂過(guò)程中管柱發(fā)生軸向移動(dòng)。

5) 研制的水平井多級(jí)滑套分段壓裂工具在鄂爾多斯盆地20余口水平井進(jìn)行了應(yīng)用，證明了工具的可靠性及作業(yè)技術(shù)的合理性，可在類似油氣藏大規(guī)模推廣應(yīng)用。

References

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[編輯 劉文臣]

Technology of Staged Fracturing with Multi-Stage Sleeves for Horizontal Wells in the Ordos Basin

Qin Jinli1, Chen Zuo1, Yang Tongyu2, Dai Wenchao1, Wu Chunfang1

(1.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing,100101,China;2.SinopecHuabeiCompany,Zhengzhou,Henan，450006,China)

During open-hole staged fracturing operation in horizontal wells of Daniudi Gas Field and Honghe Oilfield in the Erdos Basin,there were challenges such as the separation of long horizontal sections in one trip,the development of natural fractures and ineffective isolation due to hole enlargement.Considering the geological conditions,well trajectory and hole diameter changes in both fields,the staged fracturing tools with multi-stage sleeves for open hole in horizontal wells were developed and relevant operation techniques were established.The tools were applied in more than 20 wells in the Erdos Basin with totally 200 stages fractured.Field applications achieved good results,including the smooth running of the completion string of the staged fracturing tools with multi-stage sleeve for open hole in horizontal wells,effective sealing of packer,sleeve opening with high success rate,and dramatic increase of production after fracturing.These proved that these tools could solve the problems that occurred in open hole staged fracturing operations in Daniudi Gas Field and Honghe Oilfield,and are appropriate for intensive application in the Erdos Basin.

horizontal well;sleeve;packer;staged fracturing;Erdos Basin;Honghe Oilfield;Daniudi Gas field

2014-11-15；改回日期：2015-01-04。

秦金立(1979—)，女，天津人，2003年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院機(jī)械設(shè)計(jì)制造及其自動(dòng)化專業(yè)，高級(jí)工程師，主要從事固井、完井工具的研究工作。

中國(guó)石化科技攻關(guān)項(xiàng)目“φ127多級(jí)滑套分段壓裂工具的研制與應(yīng)用”(編號(hào)：P11048)部分研究?jī)?nèi)容。

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10.11911/syztjs.201501002

TE254

A

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