蘇里格氣田致密砂巖氣藏壓裂技術新進展

凌 云 李憲文 慕立俊 馬 旭

1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室 2.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院

近年來，國內外致密砂巖氣開發迅猛發展，在美國致密砂巖氣已成為保障天然氣供應、減緩對外依存的核心戰略，在我國致密氣砂巖已成為非常規氣發展的第一重點。直井多層壓裂、水平井多段壓裂技術是國外致密砂巖氣藏提高單井產量和開發效益的儲層改造關鍵技術，主要包括層狀砂巖氣藏分層壓裂、塊狀砂巖氣藏大型壓裂和水平井分段改造等技術［1］。

我國陸上致密砂巖氣資源量20×1012～28×1012m3，鄂爾多斯、四川和塔里木這3大盆地致密砂巖氣資源占81%，但資源轉化和動用程度低。為解決致密砂巖氣開發重大工程技術瓶頸，2010年9月中國石油決策設立了《致密氣藏開發重大工程技術研究》重大科技專項。在前期形成的壓裂技術的基礎上［2］，中國石油長慶油田公司牽頭與國內7家單位開展了聯合攻關，形成了以水平井多段分壓和直井連續多層分壓為核心的致密氣藏多層多段壓裂關鍵技術，大幅提高了資源動用程度，同時水平井＋體積壓裂攻關、小井眼開發壓裂試驗也取得了重要進展，為下一步長慶致密砂巖氣藏低成本有效開發奠定了技術基礎。

1 面臨的技術難題

鄂爾多斯盆地致密砂巖氣資源量約6.6×1012m3，約占盆地天然氣總資源量的68%，其中4.0×1012m3未能有效開發，主要分布在蘇里格氣田［3］。受巖性、微觀孔隙結構、沉積微相主控作用，致密砂巖氣藏儲層物性下限低［4］。砂體縱向多期疊置，普遍發育3～5層，橫向非均質性強，壓力系數低，無自然產能。前期蘇里格氣田致密氣藏工程技術攻關取得了初步進展，但仍面臨較大技術挑戰。

1.1 水平井多段壓裂需要技術配套，實現改造段數提高

“十一五”國內水平井水力噴砂壓裂僅實現5段的壓裂改造，引進裸眼封隔器試驗成本高，國產的裸眼封隔器技術指標低，長水平井多段壓裂技術還需進一步攻關。

1.2 直井多層連續分壓需大力攻關，提高連續分壓層數

國內直井多層壓裂主要采用機械分壓工藝，一次分壓3層；套管滑套、連續油管分層壓裂等國外先進分層壓裂工藝引進試驗成本高，規模應用難度大。針對致密氣藏多層含氣對改造的要求，需要解決關鍵工具、工藝配套設備等問題，實現5層以上的分層壓裂。

1.3 缺乏致密氣藏低傷害壓裂體系配套

致密氣藏巖屑含量高，儲層孔喉半徑小、排驅壓力大，易受壓裂液傷害，直井多層和水平井多段壓裂入地液量大，需要進一步研究適應致密氣藏開發的低傷害壓裂液技術。

2 蘇里格氣田壓裂技術新進展

2.1 水平井壓裂技術進展

水平井多段壓裂技術的突破，成為推動蘇里格氣田水平井開發的關鍵，經過4個階段發展［5］，目前水平井已成為長慶低滲透致密氣藏開發主體技術［6］。通過持續攻關，氣田已形成了水力噴砂、裸眼封隔器兩大主體水平井分段壓裂技術，2012年開展致密氣水平井＋體積壓裂先導性試驗，初步見到較好效果［7］。

2.1.1 氣田兩項水平井壓裂主體技術

2.1.1.1 不動管柱水力噴砂分段壓裂技術

2009年實現不動管柱水力噴砂壓裂3段，2010年以提高壓裂段數為攻關目標，改進了噴射器、噴嘴材料及管柱結構，通過試驗實現了水平井114.3mm套管完井一次壓裂5段再到7段的突破。2011年重點攻關1 000m以上水平段10段以上壓裂技術，重點開展了小級差鋼球不動管柱水力噴砂壓裂管柱研究，完善后的管柱具備114.3mm套管分壓10段、152.4mm裸眼分壓15段的能力，達到了國際先進水平。2010—2012年蘇里格氣田規模應用水力噴砂壓裂105口井，平均分壓6.2段，單段最大加砂量117.2m3，單井最大加砂量1 022.5m3，平均無阻流量43.56×104m3／d，達到了區塊直井的4倍，較攻關前水平井無阻流量提高22%。

2.1.1.2 裸眼封隔器分段壓裂技術

針對引進國外裸眼封隔器工具成本高、施工組織長，2010—2011年長慶油田自主研發了88.9mm裸眼封隔器分段壓裂工具，分壓能力由7段提高到15段［8］，打破了國外技術壟斷，大幅度降低了成本，促進了該技術在蘇里格氣田的規模應用。攻關后，2010—2012年蘇里格氣田裸眼封隔器現場試驗64口井，平均改造6.0段，平均無阻流量51.48×104m3／d，改造效果大幅提升，達到了同區塊直井4倍。

隨著水平井改造技術的突破，水平井兩大主體壓裂技術應用規模快速增長。截至2012年底，蘇里格氣田水平井投產324口，占總井數的6%，日產能力1 580×104m3，占整個氣田的30.3%，實現了蘇里格氣田開發方式由直井向水平井的轉變，水平井規模應用大幅提高致密氣整體開發效益。

2.1.2 速鉆橋塞、重復開關滑套研發

國外非常規天然氣開發主體采用水平井＋大規模分段改造。水平井改造主要采用速鉆橋塞和滑套封隔器分段壓裂，其核心工具（速鉆復合橋塞、重復開關滑套）的生產技術掌握在哈里伯頓、貝克等幾家公司。

我國致密氣等非常規氣藏儲量大，有效開采技術難度高，其中配套工具成為主要的技術瓶頸。目前在速鉆復合橋塞、重復開關滑套技術方面與國外存在較大差距。近年來，國產裸眼分段壓裂工具研發取得重要突破［9－10］，改變了裸眼封隔器長期依賴進口的格局，但在轉層滑套選擇性重復開關、滑套球座易鉆性等功能擴展上還有一定局限，影響了水平井后期修井作業（表1）。

表1 速鉆橋塞分段改造、重復開關滑套技術國內外技術能力對比表

為改變速鉆橋塞、可開關滑套關鍵工具依賴進口局面，中國石油長慶油田公司聯合中國石油川慶鉆探工程公司、中國石油休斯敦技術研究中心開展了合作攻關，成功研發了具有自主知識產權的高強度速鉆復合橋塞和可重復開關滑套（圖1、2），打破國外企業的壟斷，有效降低工具成本，為我國非常規氣藏大規模自主開發奠定了技術基礎。

圖2 重復開關滑套樣機實物圖

表2 國內有關單位自主生產的橋塞與國外大石油公司橋塞產品性能指標對比表

研發的速鉆復合橋塞在耐溫和耐壓差（175℃、70 MPa）等性能指標與國外斯倫貝謝、哈利伯頓、威德福等石油大公司一致，達到國際先進水平，現場試驗5口井34套，最高分壓11段，最快單只橋塞鉆磨時間小于30min（表2）。重復開關滑套研發達到了設計要求，工具耐溫150℃、工作壓力50MPa，室內實驗可重復開關測試3次，可溶性球座材料正在評價，該工具現場成功應用2井次，單只球座鉆磨時間28min。

2.1.3 水平井＋體積壓裂先導性試驗

為探索致密氣水平井提高單井產量新途徑，“十二五”以體積壓裂為理念，研究形成了“大排量、大液量、大砂量、低傷害”的水平井體積壓裂技術，大幅度提高了改造體積和單井產量。2012年蘇里格氣田首次實現了“十方排量、千方砂、萬方液”水平井體積壓裂，試驗12口井平均無阻流量77.24×104m3／d，是區塊同類水平井的1.56倍，初步見到了較好的增產效果。主要表現在以下幾方面。

2.1.3.1 蘇里格氣田體積壓裂設計模式初步形成，大幅提高了改造體積

以“提高凈壓力，開啟和支撐支裂縫”為關鍵要點，開展了脆性指數、微裂隙發育程度、三向應力場研究。研究表明，蘇里格巖石脆性指數為40～65，發育一定的天然微裂隙，具備實施體積壓裂物質基礎；砂巖兩向應力差7～10MPa，能實現一定縫網系統；抗張強度4.15～6.08MPa，小于兩向應力差，主縫特征較明顯。模擬表明排量10m3／min時，胍膠基液、交聯胍膠注入凈壓力分別在12MPa、15MPa以上，可形成復雜縫網。在此基礎上，建立了致密氣藏體積壓裂的“低黏液體造縫、高黏液體攜砂、多尺度支撐劑組合、高排量注入”混合壓裂工藝設計模式。

2.1.3.3 優化形成體積壓裂液體體系，有效解決大液量壓后返排難題。

針對致密儲層體積壓裂入地液量大、返排困難，自主研發高效助排劑TGF－1和長效黏土穩定劑COP－2兩種添加劑，性能指標達到國際同類產品水平。相同濃度下，接觸角與國外助排劑F108相當，毛細管阻力降低，有利于提高壓裂液的返排效率。與國外產品相比，COP－2長期防膨率相當，短期防膨率略高，可實現液態添加（替代KCl），推進連續混配效率。

2.2 直井多層分壓技術進展

蘇里格氣田具有多層系特征明顯、單層低產的特點。中區、東區、西區多層井比例為81.7%、95.6%和81.1%，4層以上井占24.1%、45.6%和21.6%。隨著開發的深入，儲層日益變差，需要提高縱向儲層動用。攻關前，氣井機械封隔器分層壓裂能力局限于2～3層，不限級數的TAP、CobraMax新型多層分壓技術剛剛引進試驗。通過近3年攻關，形成了直井多層分壓3項技術系列配套，單井產量持續提高，助推了蘇里格致密區塊改造效果提升。

2.2.1 封隔器多層壓裂技術

針對前期常規機械分壓工藝的局限性，重點開展了多層壓裂精細設計、新型多層壓裂管柱研發、多層壓裂同步破膠快速排液技術、多層壓裂工藝效果評價等，試驗形成了封隔器多層壓裂工藝（5層以上），具備一次最多分壓11層的能力［11］，現場實現8層連續分壓，達到國內同類技術領先水平。該工藝發展和完善了蘇里格氣田機械分壓主體技術，具有高功效、低成本、排液效率高、管柱可動的特點，大幅提高了資源動用程度，2011—2012年在蘇里格氣田共應用54口井，平均試氣無阻流量9.83×104m3／d，較區塊井增產30%～50%，總體工藝有效率達到83.6%。該工藝已成為致密氣多層連續分壓主體技術。

2.2.2 套管滑套多層分壓技術

套管滑套分壓工藝（TAP閥）是國外針對多層開發的新技術［12］，2009年長慶氣區首次引進［13］，隨后國內吐哈等油田也相繼開展試驗。截至2012年底，TAP工藝在長慶氣區共完成7口井48層壓裂，最高一次分壓9層，試驗表明：TAP工藝可實現無限級多層連續壓裂、能滿足大排量注入壓裂和后期選擇性開采，但工具結構較復雜、工具穩定性較差，前期試驗井施工成功率僅70%（滑套未打開或球座未形成）。

針對長慶氣區改造主要特點，剖析現有多層分壓存在技術難題，以大排量、全通徑和可控開采為目標，開展了套管滑套壓裂工具研制及工藝研究，研發的無限級（可分壓不限級數）和有限級（可分壓4－11層）套管滑套多層連續分壓技術，填補了國內在該領域的空白，2012年現場試驗4口井16層，單井最高分壓5層，施工排量為5.0～10.0m3／min，試氣平均無阻流量5.5×104m3／d，較鄰井增加近50%。該技術豐富了直井多層改造方式，為多層大排量注入和選擇性開采提供了技術保障。

2.2.3 連續油管分層壓裂技術

連續油管水力噴射環空壓裂是國外解決多層氣藏分壓改造的有效手段之一，可實現較深井大規模壓裂［14］，2009年長慶氣區在國內首次引進試驗［15］。截至2012年底，長慶氣區累計引進試驗該技術完成了5口井30層的現場試驗，最高實現分壓8層。試驗表明：①該工藝對多層改造氣井具有一定優勢，井筒完整度較高，能實現壓后生產測試評價；②工藝因連續油管大型設備配套復雜應用規模受限；③對連續油管設備及操作人員水平有較高要求，一旦設備出現故障或操作不連續，將導致反復沖填砂，嚴重影響作業進度；④井下配合準備及設備損耗占去連續油管分層壓裂技術大部分作業時間。

在引進試驗基礎上，通過套管接箍定位器（MCCL）、連續油管噴射器等關鍵工具研發及相應裝備的配套，形成了連續油管分層壓裂工藝，2011—2012年完成3口井8層壓裂試驗，為下步工藝優化完善積累了經驗。該工藝配套完善，工具成熟可靠，通過進一步優化填砂、沖砂等施工程序，目前改造5層施工作業時間（含連續油管安裝試壓、噴砂射孔壓裂、沖砂）約6 d，較前期（12d）施工效率提高近一倍，大大降低作業成本，持續改進仍有提速降本的空間。

2.2.4 小井眼分層壓裂技術

致密氣藏開發降低成本的一個有效途徑是小井眼開發。針對蘇里格氣田2008—2010年試驗88.9 mm套管小井眼分層壓裂工藝（填砂、投球、復合橋塞）的剖析（圖3），提出了主體試驗方向采用88.9mm有限級套管滑套多層壓裂，通過投球可實現最多4層連續分壓，能滿足蘇里格氣田88.9mm小套管規模開發多層壓裂的要求。

圖3 88.9mm套管滑套完井分層壓裂示意圖

2011年開展2口井先導性試驗獲得成功，壓裂高效，避免了常規工藝作業周期長、壓井傷害大。該技術已在蘇南道達爾國際合作區成功148口井，最多一次分壓3層，技術成熟可靠，實現了國內首次采用88.9 mm套管小井眼區塊整體開發。實施過程中對于10%層由于滑套不能正常打開，采取補射孔壓裂措施。

2.3 低傷害壓裂體系研究進展

致密氣藏巖屑含量高，儲層孔喉半徑小、排驅壓力大，易受壓裂液傷害。巖心微觀分析表明，壓裂液殘渣對微裂縫、支撐裂縫堵塞是儲層傷害的主要因素，水敏性傷害是儲層傷害是儲層傷害的次要因素。針對巖屑砂巖以降低分子量、降低黏滯阻力為主要方向，研發了3種新型低傷害壓裂液體系。

2.3.1 陰離子表面活性劑壓裂液

以降低吸附傷害為思路，研發了無殘渣、陰離子表活劑壓裂液體系，巖心傷害率由胍膠的27.4%降為18.3%。2011年—2012年該體系在蘇里格東區共實施37口井，平均無阻流量為7.87×104m3／d，與區塊同類儲層井相比約增產30.5%。前期投產時間較長的18口井分析表明，Ⅰ、Ⅱ類井增產較明顯，試驗14口井投產第1年增氣145×104～245×104m3，日均增氣0.4×104～0.7×104m3。

2.3.2 超低濃度和羧甲基胍膠壓裂液體系

以降低殘渣傷害為思路，研發了超低濃度和羧甲基胍膠壓裂液，巖心傷害降低到20%左右，成本較常規壓裂液降低20%（表3）。目前，超低濃度胍膠壓裂液已在蘇里格東區全面推廣應用，成為長慶氣區上古生界氣井改造主體壓裂液。2012年全氣田規模應用740口，累計節約胍膠900t，節約投資8 000萬元。

3 下一步技術發展方向

按照長慶油田穩產5 000×104t規劃要求，下一步氣田儲層改造以提高單井產量、降低開發成本為目標，在擴大試驗并改進完善多層多段壓裂技術的基礎上，重點加強3個方面的技術攻關：水平井加體積壓裂技術系列、工廠化壓裂技術系列和老井重復改造技術系列，促進致密氣壓裂技術的集成與配套。

3.1 水平井加體積壓裂技術系列

水平井加體積壓裂是致密氣提高單井產量、提高采收率的有效技術途徑，需加大攻關和配套。

1）Ⅲ類以下致密儲層水平井體積壓裂技術的攻關。重點深化機理認識，明確形成縫網壓裂的控制條件［16］，加強壓裂工藝配套，形成體積壓裂優化設計方法。

表3 兩種低傷害胍膠壓裂液體系與常規壓裂液體系對比表

2）進一步提高水平井分段壓裂封隔有效性。前期裂縫監測表明，近42%的壓裂段存在不同程度的壓竄現象，下一步結合裂縫監測評價完善現有工藝，開展暫堵劑等提高封隔有效性試驗。

3）探索試驗速鉆橋塞分段壓裂等不同完井方式下多段分壓技術，進一步提高單井產量。

3.2 工廠化壓裂技術系列

致密砂巖氣開發效益受儲層地質條件、工藝技術水平、經濟環境、經濟政策［17－18］等多種因素影響，需要開展有效降低成本措施。

1）開展工廠化壓裂作業，大幅度提高施工效率，有效降低成本［19］。研究水平井組、直井大井叢“工廠化壓裂”作業模式，形成長慶氣田特色的壓裂液供給、存儲、配制、回收作業一體化技術。

2）加強關鍵工具自主研發，降低新工藝的應用成本［20］。

3）低成本高性能壓裂新材料的研發［20］。針對致密砂巖氣藏，研制低成本低傷害壓裂液、低成本低密高強支撐劑、返排液處理與再利用技術，在提高單井產量的同時盡可能降低壓裂材料成本。

3.3 老井重復改造技術系列

隨著氣田開發時間的延長，低產低效井會逐漸增多，需要開展老井重復改造技術研究。

1）開展老井查層補孔、老井側鉆壓裂，提高儲層縱向和平面動用程度，以提高老井產量。

2）持續開展老井重復壓裂研究，通過老井重復改造時機、選井選層、低傷害暫堵壓井工藝、低濾失壓裂液、老井體積壓裂等研究和試驗，探索致密氣老井穩產壓裂主體工藝及配套技術，提高氣田采收率。

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