【科技动态】投球打开滑套与桥塞-射孔复合分段压裂技术

目前页岩气水平井分段压裂一般采用泵送桥塞射孔联作分段压裂技术或裸眼投球滑套压裂技术。泵送桥塞射孔联作分段压裂技术主要的优点是灵活性，压裂位置任意可选。

缺点是压裂后需要连续油管进行磨铣，连续油管有一个下入深度限制。对那些长水平井段，由于连续油管下深限制磨铣桥塞就变得不可能了。裸眼投球滑套压裂技术利用滑套提供进入地层的通道，滑套由逐级增大压裂球和球座匹配，可降解压裂球在井筒液体内能够降解。

与泵送桥塞射孔联作分段压裂技术相比，裸眼投球滑套压裂技术可通过减少压裂液用量及降低施工周期进一步降低成本。同时可以在连续油管钻塞到达不了的地方使用。缺点是滑套位置在压裂过程中不能再被调整。

贝克休斯公司在阿根廷Vaca Muerta页岩成功使用投球打开滑套与桥塞-射孔复合分段压裂技术，试验井测深5332m，水平段长2016m，该井井深超过了阿根廷地区的连续油管装备所能到达的井深。

（1）复合完井管柱设计

压裂作业段数为28段，其中靠近趾端的前800m分为13级，采用裸眼投球（可降解球）滑套压裂技术；靠近跟端的后1200m分为15级，采用泵送桥塞射孔联作分段压裂技术（压完钻塞）进行压裂。井筒部分裸眼、部分套管完井，使用2种大小不同规格的套管。完井设计管柱结构示意图如图1所示。

（2）复合完井管柱的安装及压裂

管柱成功下到井底，坐封裸眼封隔器，打开分级工具进行注水泥，水泥浆从油管进入，通过分级工具由油套环空返至地面，关闭分级工具。然后钻掉桥塞、分级工具及坐落短节，留下干净的井筒进行压裂作业。

压裂时，打开压差滑套，投入的最小的密封球打开最底部的投球滑套。第一段压裂后，第二段小球投入然后作落到滑套球座上。所有13段的滑套压裂都成功的按照程序完成了施工。

裸眼段压裂完成后，进行余下的15段的（14-28段）桥塞-射孔联作压裂，压裂后，用一只硬质合金钻头钻除所有桥塞。在最初的13段压裂完成后一月投产的时候，可溶解球没有在地面返排时被发现，表明压裂球在井下完全降解。混合压裂施工参数见表1所示。

表1  混合压裂施工参数

  （3）施工效果

该井在2015年10月投产，压后初产26.7万方/天，是阿根廷页岩气产量最高的井。主要的挑战靠复合完井方法来解决：

①钻井井眼超出连续油管到达的极限。在井眼底部应用投球滑套和可溶解球技术，这样超过连续油管到达的井眼部分仍可进行压裂改造。

②限制流体过量顶替。投球打开滑套技术比桥塞-射孔联作技术送球所需液量少，以这口井为例，13段投球打开滑套压裂比13段桥塞压裂降低顶替液量625立方米（165108加仑）。

③提高作业效率。投球打开滑套每段的作业时间仅为桥塞-射孔联作压裂时间的几分之一。

（来源：石油工程科技动态）