（中石化华北油气分公司安全环保处河南郑州450000）
摘要：为了提高富县区块致密油气藏盒1气层压裂改造效果，提高单井产量，本文通过对富平探1、FP1H、FP3H三口井的压裂工艺进行对比，重点分析压裂井筒内流动渠道与摩阻的大小，总结得出结论并提出几点合理性建议，为富县水平气井的开发提供参考。
关键词：低渗透油气藏；射孔；压力；摩阻
0前言
为充分利用水平井开发低渗透油气藏，水平井的压裂施工一般是沿着水平井筒压开多条裂缝，目前的技术主要有限流法压裂和分段压裂[1]，富县三口水平气井压力方式均为分段压裂，其中富平1和FP1H井采用裸眼封隔器分段压裂工艺，FP3H井采用可钻桥塞分段压裂工艺。
在低渗透油气藏的加砂压裂施工中，经常出现实际井口施工压力过高，超过了设计要求的压裂井口和井下工具等的承压能力而不得不终止施工，出现井口施工压力异常的原因有很多，其中很重要的方面就是井筒和裂缝间的连通性差，引起井筒和裂缝间的压力损失过大。据研究表明，造成压力损失过大的主要原因包括三个方面：射孔相位差，孔眼压力降和裂缝迂曲。由于在孔眼附近引起的较高应力，孔眼压力降影响破裂压力和处理压力，这是限制压裂施工的重要因素[2]。
1摩阻大小
1.1球座摩阻分析
根据《FP1H井盒1气层裸眼封隔器分段压裂投产工程设计》中摩阻的统计表，以排量7.0m3/min为例（见表1-1），在水平井8段的第一段压裂摩阻为14.9MPa；从第二段压裂开始液体依次少经过1个球座，第二段摩阻为10.6MPa比第一级减少了4.3MPa；到第七段压裂时只有1个球座，摩阻为0.8MPa；到第八段压裂时已经没有球座的节流阻力，全程只有油管的沿程摩阻。
1.2油管沿程摩阻分析
据相关研究成果和实践验证，形成了手册模板对比图（见图1-1）[3]。在国标Ф73mm油管（内径62mm）、Ф89mm油管（内径76mm）流程摩阻系数图版中，可以发现：当排量4.5m3/min时，62mm油管的摩阻系数要达到76MPa/1000m，而76mm油管摩阻系数只有27MPa/1000m；在摩阻系数70MPa/1000m时，62mm油管对应的排量为4.2m3/min,76mm油管对应的排量为7.6m3/min，比62mm油管（直径只增加了14mm）排量几乎增加了一倍。无论油管内径多大，随着施工排量的增加，摩阻急剧增大。所以，油管内径增大，对排量和压力的影响相当大。
选用114.3mm套管压裂水平气井和富县工区的“三低”气井至关重要，这也验证了FP3H压裂时限压75MPa不会充分压开地层是有科学依据的。
图1-2不同排量、管径、计算方法下清水摩阻曲线
2不同压裂工艺下的流动面积
2.1投球滑套
每个滑套处有四个Ф12mm×120mm的矩形槽,流动面积5760mm2（120mm×12mm×4）,打开滑套后压裂液选择两个封隔器之间100余米的裸眼段最薄弱处也就是孔隙度与渗透率最大的地方，压开地层形成裂缝。
2.2射孔枪
FP3H井的选用的射孔枪参数为73枪、89弹、孔密16孔/米、相位角90°，射孔枪每段2～3m,32～48孔，在射孔处强压形成裂缝，但3米射孔段中最多只有相邻的4个孔能起到泄流作用，4个孔为一个周期，水平位移为270mm，其中每个孔眼的直径大小为7～8mm，穿透深度550mm，相邻两个孔眼之间的水平位移76mm，垂直位移37mm（射孔后枪身射孔弹发射情况如图2-1），其流动面积约为201mm2（0.785×8mm×8mm×4），流动面积只有滑套的3.5%，地层岩石模拟的裂缝宽度为3～11mm，因此只有1个孔起到连通地层的作用，有效流动面积约50.2mm2（0.785×8mm×8mm）。
可见，射孔方式严重制约了地层流体的流出。孔眼流动面积小，也严重阻碍压裂液进入地层，导致泵压超高。射孔方式导致FP3H井压裂泵压过高，而悬挂器耐压极限为75MPa，是FP3H压裂失败的重要因素，桥塞和射孔是导致FP3H的泄流通道不畅的两个重要因素。
第一段射孔枪照片第二～九段射孔枪照片
图2-1FP3H射孔枪发射弹孔照片图
2.3连续油管喷砂射孔：
连续油管内径Ф50.8mm，喷砂射孔时一般取4个喷嘴，相位90o,每个喷嘴直径4.76mm（3/16"），总排量0.65m3/min，油压大于套压30MPa,才能正常射孔。射孔后泄流面积17.49mm2（0.785×4.765mm×4.765mm）,相当于电缆射孔的1/3。但在114.3mm套管内连续油管喷砂射孔后的压裂流动渠道的面积为6077.4mm2（0.785×<101.6mm×101.6mm-50.8mm×50.8mm>）。显然，套管上射孔的孔眼流动面积太小，严重阻碍了压裂液的进入和地层流体的流出。
2.4流动面积汇总分析
从表3-1、3-2可以发现，同样在施工排量4.5m3/min,采用89mm油管的地面泵压比采用114.3mm油管的泵压高出20MPa；FP3H在最后一段施工时，排量曾提到了10m3/min，这在73mm、89mm油管内井口压力70MPa是无法实现的。
4结论与建议
（1）电缆射孔和桥塞分段，最大的障碍在于射孔产生的套管孔眼的流动面积小，只有球座的1/27。
（2）喷砂射孔方式比电缆射孔效果还差，套管孔眼流动面积只有其1/3，可见喷砂射孔形成的套管泄流流动面积最差。
（3）鄂南工区气层的“三低”特点，并不表明地层无气源和能量，与完井方式和压裂工艺的关联性很强，FP1H就是很好的例证。
（4）为了减小施工压力，宜选择大直径尽量少带内置工具的压裂管柱，水平段最好是Ф114mm裸眼封隔器分段，球座尽量朝大的方向选择。
（5）钻井完井方式与压裂工艺要协调好，井筒内不能出现耐压低于70MPa的薄弱环节，前一环节不能给后一环节制造“瓶颈”。
参考文献：
[1]曾凡辉，郭建春．水平井压裂工艺现状及发展趋势[J]．石油天然气学报，2010，32（6）：294-298
[2]郭建春，杨立君等.压裂过程中孔眼摩阻计算的改进模型及应用[J].天然气工业,2005，25（5）：69-71
[3]杜发勇，张恩仑等.压裂施工中管路摩阻的计算方法分析与改进[J].钻采工艺，2002,25(05):41-43