鄂尔多斯盆地长6—长8层是长庆油田实现稳产5 000×104 t的重要资源基础，其纵向上表现为砂泥层共生，层内泥质、钙质隔夹层较发育，地应力、脆性指数等特征变化较大，天然裂缝一般较为发育。前期采用混合水体积压裂工艺对长6—长8层进行压裂改造[1]，但单井产量较低(试油产量一般为4～8 t/d)，因而急需研究应用新型压裂技术。通过调研国内外致密油储层改造作业情况发现，增加裂缝复杂程度可以提高单井产量[2]。为此，长庆油田从国外引进了井下控砂压裂技术。该技术起源于北美地区，采用连续油管连接井下混砂器与水力喷射联作，在井下实时调控砂浓度而实现缝内暂堵压裂，提高裂缝复杂程度。该技术近年来在美国鹰滩和玛西拉页岩气水平井多段压裂中得到了成功应用[3-7]。该技术在我国尚无应用先例，工艺技术及配套工具急待研发。针对鄂尔多斯盆地致密储层特征，长庆油田在充分调研国外技术资料的基础上，揭示了井下控砂压裂的增产机理，优化了压裂工艺参数，自主研发了井下混砂工具、压裂液, 形成适用于鄂尔多斯盆地致密储层的井下控砂压裂技术，并在该盆地30口井进行了应用，平均产油量显著提高，初步实现了复杂特征致密储层的有效改造，开辟了提高致密油单井产量的新途径。
1 增产机理井下控砂压裂技术通过实时控制井底砂浓度的变化，实现裂缝中支撑剂架桥的形成和解除。在此过程中，随着压裂裂缝中支撑剂架桥的形成，瞬时增大缝内净压力，开启天然微裂缝，形成新的剪切裂缝，提高了裂缝的复杂程度，同时增大了改造体积[8-9], 增产原理如图 1所示。
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| 图 1 井下控砂压裂增产原理 Fig.1 Productivity enhancement by using fracturing techniques with down-hole sand control |
具体工艺过程如下：采用油管携带砂浓度较高的携砂液，通过调整环空排量实时控制井下砂浓度。当环空排量降至0时，将高浓度的支撑剂泵入裂缝中，最终支撑剂在裂缝中形成架桥，导致裂缝内的净压力瞬时升高，此后不断提高环空排量解除架桥，重复以上过程直至完成压裂。
2 关键技术研究井下控砂压裂技术的关键是实时控制井下砂浓度，为实现油管内砂浓度高的携砂液与环空内纯液体快速、均匀混合, 需优选注入方式，研发专用井下混砂工具。同时，针对鄂尔多斯盆地致密储层的特征，围绕提高缝内净压力，需开展压裂工艺关键参数、压裂液及支撑剂优化。
2.1 注入方式的优选为优选合适的注入方式，实现井底实时均匀控制砂浓度的目的，笔者对几种注入方式的井下混砂情况进行了分析，结果如图 2所示(“砂浓1”指井底携砂液的砂浓度，“砂浓2”、“砂浓3”指井筒中携砂液的砂浓度，“液”指滑溜水)。
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| 图 2 不同注入方式下的井底混砂情况示意 Fig.2 Bottom-hole sand mixing conditions in different injection designs |
从图 2可以看出，目前常规压裂施工采用的井口改变砂浓度的地面混砂注入方式，存在井下混砂不实时的问题；采用地面混砂、环空加砂油套同注的方式或地面混砂、油管加砂油套同注的注入方式，存在井下混砂不实时且不均匀的问题，而且高砂浓度施工时容易发生砂堵；采用井下混砂、油管加砂油套同注的注入方式，同样存在井下混砂不实时的问题；采用井下混砂器混砂、油管加砂油套同注的注入方式，则可以实现井下实时、均匀混砂。因此，最终选择采用井下混砂器混砂、油管加砂油套同注的注入方式：油管小排量携带高浓度支撑剂，环空注滑溜水不携砂，采用井下混砂器通过调整环空排量实时均匀控制井底砂浓度，环空降排量时会形成支撑剂架桥。
2.2 混砂工具的研制为实现环空液体与油管内砂浓度高的携砂液混合并顺利入井，在借鉴国外相关工具的基础上，研制开发了专用井下混砂工具，其基本组成自上而下依次为高性能振荡器、混砂器、多功能堵头，如图 3所示。该工具的最大外径为100 mm，可承压70 MPa，可耐温120 ℃，压裂时油管直接与振荡器连接并下至井底。
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| 图 3 井下混砂工具基本组成 Fig.3 Basic structure of sand mixing down-hole tools |
为了提高混砂工具的可靠性和稳定性，保证更好的混砂效果，基于Helmholtz振荡腔的原理设计了高性能振荡器。该振荡器通过流道形状的变化使携砂液在流动过程中产生振动，在混砂器的旋流效应共同作用下实现同环空液体在井底快速均匀混合，提高混砂效果。其基本结构见图 4。
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| 图 4 振荡器基本结构 Fig.4 Basic structure of the oscillator 1.上游喷嘴；2.振荡腔；3.下游喷嘴 |
Helmholtz振荡腔原理为[10]：高压水射流经过喷嘴后形成射流束(上游喷嘴的几何形状及加工的精度会直接影响射流束的流动状态)，在向下游流动时形成涡量扰动，并在射向下游的过程中，在一定频率范围内的扰动会得到放大。
2.2.2 混砂器的研制基于流体旋流混合原理，确定了通过机械端口引导流体旋流搅拌的思路，通过流体力学数值分析等手段对混砂器的混砂机理进行了研究，设计了旋流型井下混砂器的结构。由数值模拟分析结果(见图 5、图 6)可以明显看出，在相同位置处，旋流型混砂器的均匀混合能力要明显高于直喷型混砂器。
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| 图 5 直喷型混砂器混合效果模拟 Fig.5 Performance simulation of sand-mixing by using mixer of direct injection type |
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| 图 6 旋流型混砂器混合效果模拟 Fig.6 Performance simulation of sand-mixing by using mixer of direct injection type |
向油管内注入高砂比携砂液，向油套环空变排量注入滑溜水，使两者在混砂器的作用下充分混合，该过程主要分为2个阶段：1)油管内砂浓度高的携砂液刚从混砂器流出阶段，由于混砂器出口轴线与中轴线存在一定的偏心距和角度，会产生旋流效应，有利于液体混合；2)砂浓度高的携砂液流出混砂器与滑溜水混合后，混合液流至工具的末端时，由于流动空间增大，在套管内的流速相应降低，边界层分离，由于液体的强剪切流动，在混砂器下游产生漩涡，同时由于密度差的影响，进一步加速液体混合效果。
2.2.3 地面模拟试验为了验证井下混砂工具的混砂性能、泵注设备性能和压裂液携砂性能，进行了井下混砂工具全尺寸地面模拟试验。试验发现，在API油管(内径50.3 mm)、最小排量为0.84 m3/min和环空排量在0～5 m3/min变化的注入条件下，井下混砂工具可以满足最高砂浓度1 800 kg/m3的混砂需要(支撑剂采用20/40目石英砂，其体积密度为1.62 g/cm3，视密度为2.64 g/cm3；油管注入0.6%CJ2-6胍胶基液，油套环空注入0.08%CJ2-6滑溜水)，混砂效果较好。
2.3 压裂工艺设计 2.3.1 压裂参数优化1) 排量。油管排量优化的主要依据是井下混砂工具地面模拟试验结果。API油管(内径50.3 mm)地面模拟试验排量为0.84～1.43 m3/min，通过临界携砂流速换算得出长庆油田常用API油管(内径62.0 mm)压裂时的排量为1.41～2.05 m3/min(见表 1)。
| 数据来源 | API油管内径/mm | Q1/ (m3·min-1) |
Q2/ (m3·min-1) |
油管最高砂浓度/(kg·m-3) |
| 模拟试验 | 50.3 | 0.84 | 1.43 | 1 800 |
| 现场应用 | 62.0 | 1.41 | 2.05 | 1 800 |
| 注：Q1为临界携砂速度下的最小允许排量；Q2为临界冲蚀速度下的最大允许排量。 | ||||
前期鄂尔多斯盆地致密储层混合水压裂研究结果表明，当总排量超过一定值后，裂缝缝高容易失控，同时缝内净压力增加也不明显，但井下控砂压裂工艺为提高裂缝缝内净压力，需要控制裂缝高度过度延伸。以鄂尔多斯盆地A区块长7层为例，当施工排量超过7 m3/min时，缝高容易失控，缝内净压力不再增加(如图 7所示)。因此，长7层井下控砂压裂总排量应不超过7 m3/min，环空变排量优化为0～5.0 m3/min；同样长6层、长8层环空变排量优化为0～4.0 m3/min。
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| 图 7 A区块长7层混合水压裂排量与净压力的关系 Fig.7 Relation between mixed water fracturing displacement and net pressure in Chang 7 of Block A |
2) 油管砂浓度。在整个压裂施工过程中，油管排量、油管砂浓度保持不变，通过不断调整油套环空的排量实时控制井底砂浓度。J112井长7层井底实测净压力与油管砂浓度具有正相关性，油管砂浓度每增加200～400 kg/m3，井底净压力可提高0.5～1.5 MPa。考虑到设备能力及施工安全，油管砂浓度最高达到1 800 kg/m3(见图 8)。
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| 图 8 J112井长7层实测井底净压力变化曲线 Fig.8 Changes of measured bottom-hole net pressures in Chang 7 of Well J112 |
3) 控砂阶段数。一个控砂阶段是指环空排量逐渐降为0再逐渐提高至最大的过程。控砂阶段数与入地液量具有较强的相关性，入地液量越大，控砂阶段数越多。现场施工表明，鄂尔多斯A区长7层控砂阶段数一般为4～8个。
为进一步认识控砂阶段数对井底净压力的影响，开展了不同控砂阶段数的压裂试验，结果见表 2。由表 2可知，在相同的入地液量、油管砂浓度和施工排量条件下，提高控砂阶段数(A区、C区试验井控砂阶段数由4个提高到6个)，压裂后期井底净压力明显提升。
| 区块 | 井号 | 层位 | 入地液量/m3 | 油管砂浓度/ (kg·m-3) |
油管排量/ (m3·min-1) |
环空排量/ (m3·min-1) |
控砂阶段数 | pnet/MPa |
| A区 | Z252 | 长7层 | 576.5 | 1 600 | 1.8 | 0～5.0 | 4 | 2.1 |
| Z227 | 长7层 | 582.3 | 1 600 | 1.8 | 0～5.0 | 6 | 3.5 | |
| C区 | H67 | 长6层 | 342.0 | 1 400 | 1.6 | 0～4.0 | 4 | 1.7 |
| H68 | 长6层 | 350.8 | 1 400 | 1.6 | 0～4.0 | 6 | 2.9 | |
| 注：pnet为压裂后期井底净压力升高值。 | ||||||||
4) 脉冲间隔时间。脉冲间隔时间是指一个控砂阶段内油套环空排量变化前后所间隔的时间，由于油套环空排量持续间隔变化，导致井口油套环空压力变化较大。结合地面物理模拟试验及现场施工经验，确定脉冲间隔时间为1 min和2 min；环空排量为0时，井底砂浓度最高，最有利于支撑剂架桥的形成。A区长7层不同脉冲间隔时间的井底压力情况见表 3。
| 井号 | 层位 | 脉冲间隔时间/min | 环空排量为0间隔时间/min | 油管压力升值/MPa | 井底净压力升值/MPa |
| N211 | 长7 | 1 | 1 | 0.5 | 0.9 |
| Z262 | 长7 | 2 | 2 | 0.4 | 0.6 |
| Z265 | 长7 | 1 | 2 | 3.5 | 4.2 |
| W323 | 长7 | 2 | 3 | 2.9 | 3.4 |
由表 3可知，适当延长环空排量为0时的间隔时间(由1 min延长至2 min)，井底净压力有较明显的升高。
2.3.2 压裂液及支撑剂优选采用“油管高浓度胍胶携砂+环空低伤害滑溜水注入”的混合压裂液体系，保障了现场施工及改造效果，同时满足了低摩阻、低伤害、易返排、低成本的压裂液性能要求。
围绕提高导流能力和缝内净压力，充分考虑不同储层特征，优选不同粒径支撑剂，并与压裂液体系相配套。在鄂尔多斯盆地长7储层开展了不同粒径支撑剂(40/70目陶粒和20/40目石英砂)对比试验，结果表明，采用较大粒径(20/40目石英砂)支撑剂可以提高缝内净压力0.5～1.0 MPa。
通过开展上述工艺优化设计，形成了适应鄂尔多斯盆地长6层、长7层及长8层特征的井下控砂压裂工艺关键参数，见表 4。
| 层位 | 油管排量/ (m3·min－1) |
环空排量/ (m3·min－1) |
油管砂浓度/ (kg·m－3) |
入地液量/ m3 |
控砂阶段数 | 脉冲间隔时间/min | 压裂液 | 支撑剂 |
| 长7层 | 1.4～2.0 | 0～5.0 | 1 200～1 800 | 450～700 | 4～8 | 2.0～4.0 | 油管高浓度胍胶+环空滑溜水 | 20/40目单一粒径 |
| 长6、长8层 | 1.4～2.0 | 0～4.0 | 1 000～1 600 | 300～500 | 4～6 | 1.0～3.0 |
井下控砂压裂技术在鄂尔多斯盆地22口井长7层压裂中进行了应用，与应用混合水压裂的68口邻井的压裂效果相比，平均试油产量由5.7 t/d提高到15.5 t/d，增产效果明显。此后，该技术又在8口井长6层和长8层压裂中进行了推广应用，与应用混合水压裂的32口邻井的压裂效果相比，投产初期产量由2.1 t/d提高到2.8 t/d，增产效果显著。
3.1 净压力分析鄂尔多斯盆地A区块长7层薄互层发育，天然裂缝1.45条/m，渗透率0.02～0.35 mD，水平两向应力差6.2 MPa，储隔层应力差3.9 MPa，平均脆性指数40.3%。通过对该区长7层5口测试压裂G函数曲线进行分析，当净压力平均达到5.5 MPa时，天然裂缝开启。该区长7层岩石平均抗张强度为4.0 MPa，形成分支缝临界净压力应大于10.2 MPa。
鄂尔多斯盆地A区块X312井长7层砂体较厚，纵向上砂泥层共生，层内泥质、钙质隔夹层较发育，油层厚度18.2 m，孔隙度7.8%，平均渗透率0.03 mD。为提高裂缝净压力，优化了井下控砂压裂工艺参数(油管排量1.6 m3/min，环空排量0~5.0 m3/min, 控砂阶段6个，脉冲间隔时间2.0 min)。该井现场施工顺利，油管砂浓度最高为1 600 kg/m3，试油获22.6 t/d的高产工业油流。
X312井的井底净压力变化情况如图 9所示。
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| 图 9 X312井长7层压裂施工时井底净压力变化曲线 Fig.9 Changes of net bottom-hole pressures of Layer Chang 7 in Well X312 during fracturing |
从图 9可以看出，该井实测缝内净压力为5.8～12.0 MPa，实现了天然裂缝的开启，后期净压力升高至10 MPa以上，有分支裂缝形成的迹象。
3.2 裂缝监测分析为认识油井井下控砂压裂后的裂缝扩展形态，开展了井下微地震裂缝监测。由于鄂尔多斯盆地长7层一般用水平井开发，而目前该工艺还未在水平井压裂中进行应用，因此选取采用定向井开发的B区块长8层作为监测目的层，该层薄互层发育，天然裂缝1.42条/m，渗透率0.01～0.30 mD，水平两向应力差5.9 MPa，储隔层应力差4.3 MPa，平均脆性指数39.7%，与A区块长7层地质特征接近。
B区块B-001井长8层应用井下控砂压裂技术进行改造，邻井B-002井和B-003井长8层应用混合水压裂进行改造，其井下微地震裂缝测试结果见表 5。
| 压裂工艺 | 井号 | 层位 | 裂缝带长/m | 裂缝带宽/m | 裂缝带高/m | 投产初期产油量/ (t·d－1) |
| 井下控砂压裂 | B-001 | 长8层 | 362.0 | 137.0 | 91.0 | 3.52 |
| 混合水压裂 | B-002 | 长8层 | 377.4 | 106.1 | 55.0 | 2.55 |
| B-003 | 长8层 | 246.0 | 72.0 | 46.0 | 2.27 |
由表 5可知，与应用混合水压裂工艺的2口邻井相比，B-001井压裂后裂缝带宽增加50%以上，实现了提高储层改造体积增加裂缝复杂程度的目的，投产初期产油量提高1.1 t/d。
3.3 经济性分析A区块长7层和B区块长8层不同压裂工艺的主要参数对比见表 6。
| 层位 | 工艺类型 | 井数 | 单井平均用液/m3 | 单井平均砂量 /m3 |
排量/ (m3·min－1) |
试油产量/ (t·d－1) |
| A区长7层 | 井下控砂压裂 | 8 | 523.9 | 60.6 | 1.4～6.0 | 16.5 |
| 混合水压裂 | 11 | 688.2 | 56.5 | 6.7 | 6.2 | |
| B区长8层 | 井下控砂压裂 | 3 | 296.6 | 53.5 | 1.6～4.0 | 19.7 |
| 混合水压裂 | 7 | 468.4 | 49.0 | 6.3 | 7.6 |
由表 6可知，井下控砂压裂工艺单井平均用液量和施工排量较混合水压裂工艺降低1/3左右，节省了水功率和施工用水，减少了井场占地，大幅度降低了压裂成本。
4 结论与建议1) 自主研制了井下控砂压裂关键工具及工艺管柱，满足了不同排量下高砂浓度压裂的需要。
2) 形成了井下砂浓度实时控制工艺，实现了从井口改变砂浓度到井底实时控制砂浓度的转变。与常规混合水压裂相比，该工艺可以达到提高净压力、增加裂缝复杂程度的目标。
3) 井下控砂压裂技术在鄂尔多斯盆地致密储层累计应用30口井，试油产量达到混合水压裂的1倍以上，投产初期产油量提高30%，取得了较好的应用效果。
4) 井下控砂压裂工艺用液量和施工排量仅为常规混合水压裂工艺的1/3左右，节省了水功率和施工用水，大幅度降低了压裂成本。
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