張宏峰

（中國石油大港油田分公司井下作業(yè)公司,天津 300283）

頁巖油儲集層巖石礦物成分復(fù)雜，具有低孔隙度、低滲透率等特點，目前頁巖油開發(fā)主要采用“水平井+密切割體積壓裂”技術(shù)[1]。但是，頁巖油水平井受多種因素影響，時有套管變形發(fā)生[2-4]，如隨著吉木薩爾凹陷頁巖油逐步擴大開發(fā)與規(guī)模建產(chǎn)，套變井的數(shù)量和比例逐年遞增，2019 年套變井比例已經(jīng)超過 50%[5]；滄東凹陷新鉆頁巖油水平井均采用大規(guī)模體積壓裂方式開發(fā)[6-7]，開發(fā)初期也有套變問題發(fā)生，變形嚴重時造成壓裂施工丟段，無法發(fā)揮整井產(chǎn)能，造成資源浪費。

目前，套管整形工藝主要有機械整形和液壓整形2 類。機械整形是利用頓擊式脹管器的沖擊力或偏心輥子脹管器轉(zhuǎn)動產(chǎn)生的擠壓力修復(fù)變形套管[8]，存在易損傷套管及易發(fā)生鉆桿折斷、工具脹裂或輥子中心軸斷裂落井等問題，故目前已經(jīng)很少使用；液壓滾珠整形技術(shù)是將增壓后的液壓力轉(zhuǎn)換成軸向機械推力，推動滾珠擴徑脹頭擠壓套管內(nèi)壁實現(xiàn)整形[9-10]，但常規(guī)液壓整形技術(shù)存在大量滾珠落井、有效期短等問題，在直井上使用較多，不適合于頁巖油水平井。因此，有必要研究頁巖油水平井套管液壓整形技術(shù)。大港油田研究團隊針對頁巖油水平井套管整形開展了技術(shù)調(diào)研，改進并研發(fā)了系列整形工具，結(jié)合室內(nèi)試驗結(jié)果完善了施工工藝，并在滄東凹陷頁巖油水平井GD1701H 井現(xiàn)場試驗取得了成功，為下一步連續(xù)管掃塞、恢復(fù)全井段產(chǎn)能提供了通道。

1 頁巖油水平井套變現(xiàn)狀

頁巖油藏具有低孔低滲特征，直井開發(fā)無法獲得穩(wěn)定的工業(yè)產(chǎn)量，只有通過水平井精準鉆遇“甜點”并進行壓裂改造才能獲得產(chǎn)能突破[11]。如果套變點在A靶點附近，體積壓裂時無法實施分段下橋塞封堵，發(fā)生套管變形后不能改造的井段一般就放棄了施工，投產(chǎn)時井筒不能滿足連續(xù)管掃塞，造成頁巖油井產(chǎn)量低、開發(fā)時間短，井控資源量得不到有效利用。

為了降低體積壓裂造成的套管變形概率，除了優(yōu)化壓裂工藝外，還采用提高套管鋼級、增加壁厚來增強套管抗變形能力[12]，如采用TP125V 級特種鋼材，壁厚從9.17，10.54 mm 提高至12.70 mm，滄東凹陷頁巖油水平井的套變數(shù)量得到了有效控制。但是，頁巖油水平井壓裂套損機理復(fù)雜、影響因素多，套損種類也較多，如絲扣滲漏、套管本體穿孔和套變縮徑等，尤以套變縮徑占比最大，前2 種套損井采用補貼管或膨脹管工藝可以恢復(fù)生產(chǎn)，套變縮徑處理難度大，行業(yè)內(nèi)尚未有成熟的案例可供借鑒。

2 常規(guī)液壓整形技術(shù)及其不足

常規(guī)液壓脹套工藝的工具串組合（自下而上）為：滾珠脹管器+動力桿+多級液壓加力器（增力液缸）+水力錨組+油管。套管整形時，地面泵車打壓，管柱內(nèi)高壓流體使多級增力液缸產(chǎn)生向下的推力，推動脹管器，使脹管器錐體外圍的滾珠滾壓擴張管壁，對套管縮徑井段進行修復(fù)[13-14]。常規(guī)液壓整形技術(shù)在頁巖油套變井應(yīng)用存在以下不足：

1）滾珠碎裂變形落井。滾珠脹管器脹頭錐形面上排列一定數(shù)量的鋼質(zhì)滾珠，脹套時滾珠在錐面槽內(nèi)自下而上滾壓套管，為了提升脹套修復(fù)能力，滾珠設(shè)計硬度都比較高，受擠壓時易碎裂落井；同時，滾珠槽受到滾珠擠壓變形，造成滾珠擠出落井。滾珠大量碎裂、脫落現(xiàn)象在常規(guī)直井施工中比較普遍，如果脫落滾珠及碎片堆積在頁巖油水平井下部封堵橋塞上，將會導(dǎo)致投產(chǎn)時連續(xù)管磨銑底部橋塞受阻。

2）工具串受力不均蹩斷。頁巖油水平井套管變形段一般在A靶點或斷層附近，井斜角大，井眼軌跡復(fù)雜，套管變形不規(guī)則。脹套工具串總長度達到10～15 m，工具之間為絲扣剛性連接，在液缸下推力作用下，脹管器脹頭無法準確找正井眼，工具串軸向和徑向受力不均勻，存在蹩斷落井的風(fēng)險。

3）套管回彈有效期短。目前頁巖油水平井所用套管壁厚均大于常規(guī)套管，TP125V 鋼級或更高鋼級的鋼材強度大、彈性應(yīng)變能力強，脹管器擠壓力卸載后回彈量大于常規(guī)材料[15]。錐形脹頭最大外徑段通過變形點后，變形套管回彈卡住脹管器；更為嚴重的是，套管經(jīng)過常規(guī)液壓整形修復(fù)后，短期內(nèi)回彈恢復(fù)原先變形狀態(tài)，造成生產(chǎn)管柱卡鉆，現(xiàn)場已經(jīng)發(fā)生多起類似案例。

頁巖油井普遍采用水平井鉆井完井方式，井壁摩阻大，常規(guī)修井機額定提升負荷小，解卡能力弱，整形工具串卡鉆風(fēng)險高；且頁巖油井開發(fā)投資巨大，修復(fù)有效期直接關(guān)系著頁巖油井的全生命周期和投資回報，所以有效的套變修復(fù)方法在頁巖油開發(fā)過程中顯得非常重要和迫切。

3 頁巖油水平井液壓整形工具

針對頁巖油水平井特殊的井身結(jié)構(gòu)和條件，克服常規(guī)液壓整形技術(shù)的不足，改進并研發(fā)了系列整形工具。

3.1 擴張式脹管器

擴張式脹管器如圖1 所示，脹頭由芯軸和擴張牙片組成，芯軸外部和分瓣式擴張牙片內(nèi)側(cè)設(shè)計成6°～8°錐度斜坡。套管整形時，多級液壓加力器的動力桿推動擴張頭芯軸下行，推動擴張牙片徑向擠脹縮徑套管進行修復(fù)，將常規(guī)滾珠脹頭的滾珠點接觸轉(zhuǎn)變成分瓣式牙片面接觸，擴張牙片強度大、受力均勻，多級液缸可以施加更大的下推力，有助于縮徑套管恢復(fù)。脹頭通過變形點后，復(fù)位彈簧帶動擴張牙片回縮，開始下一個脹套行程。

圖1 擴張式脹管器Fig.1 Expandable casing swage

3.2 保徑短節(jié)

保徑短節(jié)如圖2 所示，連接在擴張式脹管器后部，外徑和脹管器脹頭最大直徑保持一致。脹管器通過變形點后，帶動保徑短節(jié)繼續(xù)下行，短節(jié)上的鋼珠對擴張過的套管進行滾壓，增大套管的塑性形變，消除套管的回彈應(yīng)力，滾壓作用還能提升變形段套管表面硬度，防止修復(fù)后套管短期內(nèi)回彈，延長修復(fù)有效期。變形套管的修復(fù)主要靠擴張頭的擠壓作用，降低了對滾珠強度的要求，同時滾珠在原位轉(zhuǎn)動滾壓，避免了因滾珠槽受力變形造成滾珠落井。

圖2 保徑短節(jié)Fig.2 Diameter-keeping sub

3.3 柔性短節(jié)

柔性短節(jié)如圖3 所示，由柔性鉆桿單根絲扣連接而成，單根長度0.15 m，活動關(guān)節(jié)角度0°～4.5°可調(diào)，額定扭矩25 kN·m，抗拉強度1 200 kN。套管整形時，每個活動關(guān)節(jié)在液壓加力器緩慢下壓力的作用下角度發(fā)生變換，引導(dǎo)擴張式脹管器找正井眼，柔性短節(jié)提高了工具串的撓度，避免工具串受壓時由于剛性高導(dǎo)致蹩斷。

圖3 柔性短節(jié)Fig.3 Flexible sub

3.4 減阻接箍和減阻短節(jié)

為了降低工具串和管串與套管之間的摩擦阻力，從而有助于扶正工具串，提升管串的脫困能力，設(shè)計了減阻接箍（見圖4）和減阻短節(jié)（見圖5），分別安裝在工具串中和大斜度井段處的管串中。

圖4 減阻接箍Fig.4 Friction drag-reducing collar

圖5 減阻短節(jié)Fig.5 Friction drag-reducing sub

3.5 工具組合

基于變形套管的塑性回彈和井下大直徑工具較多等原因，液壓脹套施工過程中不可避免地會發(fā)生卡工具現(xiàn)象。因此，為了順利進行液壓脹套，除了加裝減阻工具降低井壁的摩擦阻力外，還在工具串頂部加裝震擊器和加速器，在井口四通上安裝液壓輔助解卡裝置。其中，應(yīng)用輔助解卡裝置的目的是提高管柱在整形過程中的安全性，降低對修井機提升負荷的依賴。

綜上所述，頁巖油水平井液壓整形井下工具串組合自下而上為：擴張式脹管器+保徑短節(jié)+（螺旋刮削器）+柔性短節(jié)+動力桿+多級液壓加力器（增力液缸）+水力錨組+泄壓閥+水力錨組+震擊器+加速器+18°斜坡鉆桿。

從理論上講，采用上述工具組合后，脹頭的抗外擠能力得到加強，工具串撓度大，脹頭可以自動找正防止劈裂，消除變形套管塑性回彈，輔助工具可以提升管串的解卡能力，提升液壓脹套技術(shù)的工藝適應(yīng)性，延長整形修復(fù)的有效期。頁巖油水平井液壓整形技術(shù)與常規(guī)技術(shù)的對比情況如表1 所示。

表1 頁巖油水平井液壓整形技術(shù)與常規(guī)技術(shù)對比Table 1 Comparison of hydraulic shaping technology and conventional technology in horizontal shale oil wells

4 室內(nèi)試驗

現(xiàn)場試驗前，開展了室內(nèi)模擬試驗，以驗證頁巖油水平井套管液壓整形工具的可靠性、工藝的可行性，并根據(jù)發(fā)現(xiàn)的問題進行改進和完善。

4.1 試驗器材

試驗平臺，?139.7 mm ×12.7 mm TP125V 級套管，壓力機，系列套管液壓整形工具。

4.2 試驗步驟

1）將套管固定在試驗臺上，用壓力機加壓，折算外擠力為870 kN，套管內(nèi)徑從118.6 mm 變形至47.0 mm，模擬井下變形套管。

2）將套管固定在試驗臺上，試驗臺推送機頂桿連接擴張式脹管器，模擬井下套管修復(fù)過程。

a.第一次加壓。投放?98.0 mm 擴張式脹管器，液壓站壓力為15 MPa，脹頭折算外擠力600 kN，變形段套管有少量恢復(fù)，從套管底部發(fā)現(xiàn)脹管器不居中（見圖6（a）），脹頭牙片劈裂（見圖6（b））。分析認為，選擇的脹頭偏大，套管內(nèi)圓周變形不一致，擴張頭沒有找正，導(dǎo)致分瓣式牙片受力不均劈裂損壞，無法完成理想修復(fù)。根據(jù)以上情況，決定減小擴張器尺寸，增加柔性短節(jié)協(xié)助找正。

圖6 擴張式脹頭變形損壞Fig.6 Expansion shaping head damaged

b.第二次加壓。投放?54.0 mm 擴張式脹管器+柔性短節(jié)，液壓站壓力為25 MPa，折算外擠力1 000 kN，變形段套管部分恢復(fù)。

c.第三次加壓。分別投放?98.0，?100.0 和?102.0 mm 擴張式脹管器（見圖7（a）），分段加壓至15，25 和28 MPa，變形段套管恢復(fù)明顯，脹管器順利通過（見圖7（b）），由于室內(nèi)整形安全風(fēng)險高，?102.0 mm 整形頭通過后未做進一步試驗。

圖7 套管恢復(fù)情況Fig.7 Casing restoration

4.3 試驗結(jié)果

室內(nèi)試驗結(jié)果表明，頁巖油水平井變形套管液壓整形技術(shù)可行，液壓產(chǎn)生的下推力使整形脹管器不斷擴徑，將套管內(nèi)壁脹壓恢復(fù)圓形狀態(tài)，從而達到修復(fù)變形套管的目的。試驗結(jié)果也表明，施工時需要考慮脹頭找正，脹頭由小到大分步實施。

5 現(xiàn)場試驗

頁巖油水平井變形套管液壓整形技術(shù)先在莊6-12-10 井和西 36-4 井等2 口直井進行了現(xiàn)場試驗，套管鋼級分別為N80 和J55。其中，西36-4 井油層套管為大直徑（?177.8 mm）套管，井下工具串長度11.44 m，采用?73.0 mm 油管和400 kN 修井機施工，擴張式脹管器級差初定4.0 mm。脹套施工過程中，地面泵壓高、施工效率低并發(fā)生了卡鉆現(xiàn)象，由于修井機提升負荷不足，采用井口液壓輔助解卡裝置順利解卡；后期將脹管器級差降為2.0 mm，降低了施工泵壓，施工效率得到了提升，最終一級脹管器順利通過變形段，不阻不卡，2 口井套管修復(fù)均取得了成功。此后，該技術(shù)在頁巖油水平井GD1701H 井進行了現(xiàn)場試驗。

5.1 GD1701H 井試驗概況

GD1701H 井是滄東凹陷頁巖油先導(dǎo)試驗水平井，完鉆井深5 465 m，最大井斜90.12°，采用壁厚10.54 mm、鋼級TP125V 的?139.7 mm 油層套管完井。該井壓裂后四十臂測井顯示套管局部內(nèi)凹（見圖8（a）），井深4 081～4 083 和4 084～4 087 m 處套管變形（見圖8（b）），具體變形參數(shù)見表2。

表2 GD1701H 井測40 臂解釋結(jié)果Table 2 40-arm logging interpretation results of Well GD1701H

圖8 GD1701H 井套管變形電測結(jié)果示意Fig.8 Casing deformation logging results of Well GD1701H

?94.75 mm×1.20 m 通徑規(guī)通過連續(xù)油管帶時有明顯遇阻顯示。地質(zhì)開發(fā)方案要求修復(fù)套管內(nèi)徑，滿足?108.0 mm 磨鞋通過變形井段磨銑壓裂段橋塞，恢復(fù)下部井段產(chǎn)能。針對該井深度大，鉆具自身負荷高，TP125V 套管鋼級硬度大、回彈形變大等不利因素，設(shè)計采用1 200 kN修井機（帶轉(zhuǎn)盤）和S135 鋼級18°斜坡鉆桿，施工遵循 “降低級差、脹滾結(jié)合、柔性找正、震擊防卡”的修復(fù)思路，工具串脹頭包含柔性短節(jié)及相應(yīng)的減阻接箍和減阻短節(jié)，初期工具串長度達到15.70 m，為了降低對套管的刻蝕損傷，設(shè)計了6 組水力錨。

5.2 GD1701H 井試驗效果

5.2.1 降低脹頭尺寸級差

GD1701H 井套變井段井斜角80°，狗腿度4.69°/30m。井斜角大、井眼復(fù)雜導(dǎo)致井下管柱與套管摩阻大，如果單次脹套尺寸過大，變形套管易回彈造成工具串卡鉆，解卡難度大。因此，設(shè)計脹管器級差從常規(guī)施工的4.0 mm 降至2.0 mm，逐級采用?110.0，?112.0，?114.0 和?115.6 mm 系列擴張式脹管器逐步修復(fù)，避免了卡鉆的發(fā)生。

5.2.2 合理配置水力錨數(shù)量

采用多級液缸串聯(lián)，增大動力桿的下推力和脹管器分瓣牙片的外推力，為確保管柱具有足夠的錨定力，必須配備多組水力錨[16]，開始2 趟脹套工具串在泄壓閥上下各安裝3 組（共計6 組）水力錨。脹套施工過程中，水力錨錨牙在多次打壓后沒有完全回縮，錨牙在套管上刻蝕出毛刺，導(dǎo)致工具串無法下行，水力錨錨牙被不正常磨損（見圖9（a）），本體也被套管毛刺刻蝕出深槽（見圖9（b）），第3 趟脹套失敗。在充分計算水力錨錨定力和套管強度后，泄壓閥下水力錨設(shè)定為2 組，泄壓閥上部水力錨設(shè)定為1 組，降低了錨牙回縮的不一致性，刮削完套管毛刺后，脹管器帶著工具串順利下行。

圖9 水力錨磨損情況Fig.9 Hydraulic anchor wear

5.2.3 工具串模擬通井

?115.6 mm 脹套工具串順利通過后，為保證脹套修復(fù)效果，將多級?114.0 mm 保徑短節(jié)連接，長度超過1.20 m，工具串保徑短節(jié)后接螺旋槽刮削器鏟除毛刺，在套管變形井段反復(fù)脹套、滾壓和刮削，以消除套管回彈應(yīng)力，不僅保證了套變修復(fù)效果，也起到了模擬通井效果。

5.2.4 輔助液壓解卡

GD1701H 井脹套工具串上配置井下震擊器和加速器，在井口四通上安裝輔助液壓解卡器，解卡器舉升負荷1 200 kN，下壓負荷800 kN，即使管串卡鉆也能順利脫困。

5.2.5 總體試驗效果

通過脹套工具的合理配置和精心施工，經(jīng)過7 趟修復(fù)，GD1701H 井套管通徑從94.75 mm 恢復(fù)至115.60 mm，恢復(fù)率97.45 %，并消除了變形套管的回彈應(yīng)力。?112.0 mm ×1.20 m 通井規(guī)順利通過變形井段至井底橋塞，下?50.8 mm 連續(xù)油管帶+?79.0 mm×4.90 m 螺桿鉆具+?108.0 mm 磨鞋順利掃塞至井底，半年后停噴帶壓下泵投產(chǎn)，產(chǎn)液量由修復(fù)前的9.6 m3/d增加至23.2 m3/d，后期2 次檢泵維護施工均未發(fā)現(xiàn)套變現(xiàn)象，套管修復(fù)施工效果較好，滿足了地質(zhì)開發(fā)需求。

6 結(jié)論與建議

1）針對頁巖油水平井壓裂后變形套管的液壓整形技術(shù)需求，基于提高整形工具的可靠性，消除變形套管的塑性回彈應(yīng)力，避免施工時損傷套管和卡鉆等風(fēng)險的研究思路，改進并研發(fā)了系列井下工具，完善了現(xiàn)場施工工藝，形成了脹頭自動找正、套管滾壓加固和輔助解卡等技術(shù)系列。

2）室內(nèi)試驗表明，頁巖油井高鋼級套管需要的整形力大，對工具要求高，相對而言更適合使用擴張式脹管器，施工時要保證脹頭能自動找正。

3）現(xiàn)場試驗表明，頁巖油水平井變形套管液壓整形技術(shù)能夠恢復(fù)套管內(nèi)徑，避免壓裂丟段，滿足投產(chǎn)時連續(xù)管掃塞恢復(fù)底層井段能量的需要，該技術(shù)對頁巖氣開發(fā)中類似套變的治理也有借鑒意義。

4）頁巖油水平井變形套管液壓整形技術(shù)要遵循“降低級差、脹滾結(jié)合、柔性找正、震擊防卡”的技術(shù)思路選配井下工具，并根據(jù)井下顯示和起出工具的磨損程度及時做出調(diào)整。

5）建議進一步建立理論模型，準確計算不同鋼級變形套管需要的外推力，優(yōu)化工具數(shù)量，縮短工具串長度，進一步提高頁巖油水平井變形套管液壓整形技術(shù)的工藝適應(yīng)性。