蘇里格氣田致密砂巖氣藏多層分壓開(kāi)采面臨的難題及對(duì)策

李憲文 肖元相 陳寶春 沈云波 問(wèn)曉勇 周長(zhǎng)靜 史華 靳福廣

1.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室 2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司油氣工藝研究院3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司氣田開(kāi)發(fā)事業(yè)部

1 地質(zhì)特征

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田位于內(nèi)蒙古自治區(qū)和陜西省境內(nèi)，是目前中國(guó)陸上最大的氣田，也是致密砂巖氣藏的典型代表，具有“低滲透、低壓力、低豐度、薄儲(chǔ)層、強(qiáng)非均質(zhì)性”的特征[1]，主要表現(xiàn)在：①寬緩型辮狀河三角洲沉積，儲(chǔ)集砂體受高能河道的心灘和河道底部充填等沉積微相控制，砂體大面積展布，垂向上多期疊置；②有效砂體相對(duì)孤立分散，有效儲(chǔ)層規(guī)模小，連通性差；③儲(chǔ)層巖性以石英砂巖、巖屑石英砂巖為主，平均孔隙度為8.9%，平均滲透率為0.737 mD，儲(chǔ)層致密，非均質(zhì)性強(qiáng)；④單井產(chǎn)量低, 單井控制儲(chǔ)量少, 壓力下降快且恢復(fù)慢（圖1）。因此，壓裂改造是提高該氣田單井產(chǎn)量并實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)的必要手段。

針對(duì)蘇里格氣田地質(zhì)特征，在前期評(píng)價(jià)階段（2001—2003年），為溝通有效砂體、提高單井產(chǎn)量，開(kāi)展了大規(guī)模合層壓裂和水平井探索試驗(yàn)，受制于多層多段分壓工具不配套，增產(chǎn)效果不明顯。隨著地質(zhì)認(rèn)識(shí)的不斷深化和工藝技術(shù)的創(chuàng)新發(fā)展，確立了“適度規(guī)模、分壓合求”的技術(shù)思路。歷經(jīng)多年，多層連續(xù)分壓技術(shù)創(chuàng)新發(fā)展，已成為蘇里格氣田規(guī)模開(kāi)發(fā)的主體技術(shù)之一[2]，推動(dòng)了氣田規(guī)模上產(chǎn)。

本文通過(guò)回顧蘇里格氣田多層連續(xù)分壓技術(shù)的發(fā)展歷程[3]，旨在分析和總結(jié)前期攻關(guān)取得的認(rèn)識(shí)，梳理面臨的技術(shù)挑戰(zhàn)，探討氣田多層分壓技術(shù)的發(fā)展方向，以期對(duì)蘇里格氣田多層系致密氣進(jìn)一步提高開(kāi)發(fā)效益提供指導(dǎo)和參考。

2 多層分壓開(kāi)采技術(shù)進(jìn)展

2.1 技術(shù)發(fā)展歷程

自2004年蘇里格氣田投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，開(kāi)發(fā)區(qū)塊從中區(qū)拓展到東區(qū)、布井模式從單井發(fā)展為大井組，多層連續(xù)分壓技術(shù)不斷創(chuàng)新發(fā)展。回顧蘇里格氣田直井多層分壓開(kāi)采技術(shù)歷程, 可劃分為3個(gè)階段：攻關(guān)起步階段、快速發(fā)展階段和優(yōu)化提升階段。

2.1.1 攻關(guān)起步階段（2004—2008年）

針對(duì)蘇里格氣田縱向多砂體發(fā)育特征，為充分溝通多個(gè)砂體、增強(qiáng)連通性、提高單井產(chǎn)量，在2001—2003年的3年評(píng)價(jià)期內(nèi)，開(kāi)展了14口井的大規(guī)模壓裂試驗(yàn)，采用?88.9 mm油管注入，排量介于4.0～5.0 m3/min，加砂70～100 m3，平均砂比介于28%～36%。試驗(yàn)結(jié)果表現(xiàn)出增產(chǎn)與規(guī)模不匹配的矛盾，更加證實(shí)了蘇里格氣田非均質(zhì)強(qiáng)的特征。因此，從經(jīng)濟(jì)性制約因素考慮，確立了適度規(guī)模改造的對(duì)策，并結(jié)合縱向地應(yīng)力剖面研究、多層壓力測(cè)試與干擾分析，明確了分壓合求是可行，從而最終確立了“適度規(guī)模、提高分壓層數(shù)”的攻關(guān)思路。

在工藝設(shè)計(jì)上，以適度排量（2.0～3.0 m3/min）、全程交聯(lián)、高砂比鋪置（25%～28%）的高導(dǎo)流設(shè)計(jì)為思路；在分壓工藝上，在綜合國(guó)內(nèi)外多層分壓技術(shù)的調(diào)研基礎(chǔ)上，從施工可靠性、作業(yè)高效性、成本經(jīng)濟(jì)性以及儲(chǔ)層低傷害的角度出發(fā)，確立了低成本機(jī)械封隔器分壓技術(shù)方向，形成了Y241、Y344井機(jī)械封隔器分壓合求管柱[4]，滿足了蘇里格中區(qū)分壓2～3層的技術(shù)需求；在壓裂液體系上，主體以有機(jī)硼為交聯(lián)劑的胍膠壓裂液，稠化劑濃度為0.55%，體系性能穩(wěn)定。

圖1 鄂爾多斯盆地蘇里格氣田氣藏剖面圖

2.1.2 快速發(fā)展階段（2009—2015年）

隨著蘇里格東區(qū)、盆地東部為代表的致密氣藏投入開(kāi)發(fā)，分壓技術(shù)面臨新的挑戰(zhàn)：①蘇里格東區(qū)和盆地東部縱向鉆遇儲(chǔ)層更多，分壓層數(shù)進(jìn)一步增加（4～6層），對(duì)現(xiàn)有機(jī)械封隔器管柱分壓能力提出了更高要求；②國(guó)外非常規(guī)油氣體積改造發(fā)展迅速，現(xiàn)有機(jī)械分壓工藝施工排量受限（2.0～3.0 m3/min），難以滿足高排量注入增大改造體積的需求；③壓裂投產(chǎn)一體化管柱壓后起鉆風(fēng)險(xiǎn)高、難度大，井筒完善程度低，不能滿足后期產(chǎn)能測(cè)試、重復(fù)改造等作業(yè)需求。

圍繞蘇里格東區(qū)等多薄層致密氣“提高注入排量、提升分壓能力”的改造需求，在工藝設(shè)計(jì)上，采用“基液+交聯(lián)液”的混合壓裂設(shè)計(jì)[5]，平均砂比介于20%～25%，低黏液體比例超過(guò)40%；在分壓工藝上，針對(duì)機(jī)械封隔器連續(xù)分壓工藝，優(yōu)化球座和滑套結(jié)構(gòu)、優(yōu)選耐沖蝕材料，進(jìn)一步縮小級(jí)差，分壓能力實(shí)現(xiàn)5～8層、施工排量4.0～6.0 m3/min的施工能力，同時(shí)緊跟國(guó)外致密氣改造技術(shù)進(jìn)展，在引進(jìn)試驗(yàn)TAP分層壓裂、連續(xù)油管填砂分層壓裂工藝的基礎(chǔ)上，加大自主技術(shù)的攻關(guān)試驗(yàn)，形成了套管滑套為主的新一代分壓技術(shù)[6]，實(shí)現(xiàn)了一次連續(xù)分壓9層、排量介于6.0～8.0 m3/min的突破，而連續(xù)油管分壓工藝由于采用填砂分層，效率低，加之設(shè)備配套程度低、成本高，限制了工藝應(yīng)用；在壓裂液體系上，以降低傷害、提高返排為目標(biāo)，形成了低濃度胍膠壓裂液體系，稠化劑濃度降至0.33%～0.40%，從而降低了成本。

2.1.3 優(yōu)化提升階段（2016年—目前）

隨著長(zhǎng)慶油田進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期，加上國(guó)際油價(jià)的長(zhǎng)期低位徘徊，采用大井組開(kāi)發(fā)節(jié)約用地、降低成本成為低成本效益開(kāi)發(fā)的首選模式。對(duì)于大井組連續(xù)壓裂施工，傳統(tǒng)機(jī)械封隔器分層壓裂由于需要射孔后及時(shí)下入機(jī)械封隔器分壓管柱，會(huì)造成分壓管柱井筒浸泡時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，對(duì)施工過(guò)程中封隔器的可靠性產(chǎn)生影響，而套管滑套分壓技術(shù)由于完井下套管時(shí)需將滑套與套管連接一并下入，分壓工具下入慢，鉆機(jī)占用時(shí)間長(zhǎng)、成本高。

圍繞致密儲(chǔ)層壓裂改造提效降本的目標(biāo)，分層壓裂工藝不斷優(yōu)化提升。在工藝設(shè)計(jì)上，隨著體積改造認(rèn)識(shí)的不斷深化，滑溜水壓裂比例逐步增加，滑溜水和低黏液的應(yīng)用比例提高到40%～60%；在分壓工藝上，近年來(lái)，連續(xù)油管設(shè)備不斷國(guó)產(chǎn)化，成本不斷降低，同時(shí)連續(xù)油管底封隔器研發(fā)取得突破，連續(xù)油管帶底封分壓技術(shù)得以發(fā)展。與早期填砂分層相比，采用封隔器實(shí)現(xiàn)層間封隔，作業(yè)效率大幅提升。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合大井組布井，提出了以“連續(xù)油管分壓、帶壓作業(yè)”為核心的叢式井組高效作業(yè)模式，即“通井、洗井一體化，射孔、壓裂一體化，排液、生產(chǎn)一體化”，顛覆了傳統(tǒng)試氣、壓裂相對(duì)獨(dú)立的作業(yè)模式，降低了設(shè)備和人員配置，大幅度提高作業(yè)效率，開(kāi)啟了致密氣大井組高效分壓作業(yè)的新時(shí)代；在壓裂液體系上，以壓裂液回收再利用為目標(biāo)，形成了EM50等可回收壓裂液體系系列，滿足了蘇里格氣田綠色、環(huán)保施工的要求。

2.2 主體分壓技術(shù)

2.2.1 機(jī)械封隔器分壓技術(shù)

2.2.1.1 技術(shù)原理

一次射開(kāi)多段氣層，并下入分壓合采完井管柱，先憋壓座封封隔器壓裂下層，然后投球打開(kāi)噴砂滑套，并封隔下段改造層，通過(guò)封隔器的封隔及井下噴砂滑套的開(kāi)啟來(lái)實(shí)現(xiàn)由下往上逐層改造，最終實(shí)現(xiàn)不動(dòng)管柱一井多層分層改造，分層改造完成后一次合層排液生產(chǎn)。

2.2.1.2 技術(shù)優(yōu)勢(shì)1）壓裂投產(chǎn)管柱一體化，壓后可直接投產(chǎn)。2）作業(yè)工序及設(shè)備配套簡(jiǎn)單、成本低。

3）可滿足上、下古生界氣藏分壓合求的技術(shù)需求。

2.2.1.3 應(yīng)用效果

目前，該技術(shù)是長(zhǎng)慶氣田直井多層的主體技術(shù)，規(guī)模應(yīng)用超過(guò)6 000余口井，是蘇里格氣田經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)的六項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)之一。

2.2.2 套管滑套分壓技術(shù)

2.2.2.1 技術(shù)原理

通過(guò)將多級(jí)滑套與套管連接一同下入到目的層段，第一級(jí)射孔壓裂后，逐級(jí)投球打開(kāi)滑套，自下而上實(shí)現(xiàn)分層壓裂，壓后直接套管生產(chǎn)（?88.9 mm套管完井的）或下入小直徑油管（?114.3 mm以上套管完井的）進(jìn)行生產(chǎn)。

2.2.2.2 技術(shù)優(yōu)勢(shì)

1）可實(shí)現(xiàn)高排量注入（?88.9 mm套管可到4～6 m3/min，?114.3 mm套管可到6～10 m3/min）。

2）壓后井筒暢通，滿足后期產(chǎn)能測(cè)試等作業(yè)需求。

3）后期可根據(jù)各層產(chǎn)水情況，進(jìn)行開(kāi)關(guān)滑套封堵水層作業(yè)。

2.2.2.3 應(yīng)用效果

目前，在氣田規(guī)模應(yīng)用700余口井，最高一次連續(xù)分壓9層，施工排量介于4.0～6.0 m3/min，結(jié)合高排量混合壓裂設(shè)計(jì)，蘇里格東區(qū)致密氣試驗(yàn)井單井產(chǎn)量較鄰井提高20%以上。

2.2.3 連續(xù)油管帶底封分壓技術(shù)

2.2.3.1 技術(shù)原理

利用連續(xù)油管下入噴射工具實(shí)現(xiàn)噴砂射孔、通過(guò)環(huán)空進(jìn)行主壓裂施工，完成一級(jí)施工后解封并上提封隔器至上層座封，轉(zhuǎn)上層噴砂射孔、環(huán)空注入壓裂施工，從而實(shí)現(xiàn)多層高效連續(xù)分壓，壓后下入小直徑油管進(jìn)行生產(chǎn)。

2.2.3.2 技術(shù)優(yōu)勢(shì)

1）可實(shí)現(xiàn)高排量注入（4.0～6.0 m3/min）。

2）可實(shí)現(xiàn)多薄層精準(zhǔn)、連續(xù)壓裂施工。

3）與大井組結(jié)合可優(yōu)化組織模式，實(shí)現(xiàn)提速提效。

2.2.3.3 應(yīng)用效果

目前，在氣田叢式井組規(guī)模應(yīng)用121口井，結(jié)合高排量滑溜水壓裂設(shè)計(jì)，排量介于4.5～6.0 m3/min，蘇里格東區(qū)致密氣增產(chǎn)效果明顯，叢式井組單井壓裂作業(yè)效率較常規(guī)機(jī)械封隔器工藝提高1倍以上。

2.2.4 小結(jié)

總體來(lái)說(shuō)，機(jī)械封隔器、套管滑套和連續(xù)油管分壓工藝各有優(yōu)劣，適應(yīng)了不同開(kāi)發(fā)階段、不同類(lèi)型儲(chǔ)層以及不同工藝設(shè)計(jì)的需求[7]。從表1可知，機(jī)械封隔器具有成本低、效率高等優(yōu)勢(shì)，有利于上、下古生界氣藏分壓合求，適應(yīng)于儲(chǔ)層條件相對(duì)較好、分壓層數(shù)較少（2～3層）的蘇里格中區(qū)，而套管滑套和連續(xù)油管分壓工藝具有高排量注入、無(wú)限級(jí)分層以及后期測(cè)試評(píng)價(jià)的技術(shù)特點(diǎn)，對(duì)于蘇里格東區(qū)、盆地東部等致密儲(chǔ)層來(lái)說(shuō)，具有較大的優(yōu)勢(shì)，是該氣田致密砂巖氣直井多層分壓工藝的未來(lái)發(fā)展趨勢(shì)。

表1 不同直井分層壓裂工藝優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比表

3 面臨的挑戰(zhàn)與需求

3.1 縱向多層動(dòng)用不充分，部分層段產(chǎn)能貢獻(xiàn)率低

多層分壓合求通過(guò)各層充分改造、壓后合層求產(chǎn)，達(dá)到動(dòng)用縱向多層、提高單井產(chǎn)量的目的。但隨著分壓層數(shù)的不斷增加，單井產(chǎn)量未必一直增加。例如，蘇里格氣田東區(qū)歷年分壓合求井統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，分壓層數(shù)增加，試氣產(chǎn)量呈增長(zhǎng)趨勢(shì)，而當(dāng)層數(shù)超過(guò)3層，試氣產(chǎn)量反而降低。同時(shí)，多層產(chǎn)氣剖面測(cè)試也表明，單層無(wú)產(chǎn)能貢獻(xiàn)率占20%，單層占單井產(chǎn)能貢獻(xiàn)率小于5%的占比達(dá)到31%，說(shuō)明多層分壓合求仍存在部分層段產(chǎn)能貢獻(xiàn)率低，甚至無(wú)產(chǎn)能貢獻(xiàn)的情況（圖2）。因此，進(jìn)一步優(yōu)選試氣壓裂層位、優(yōu)化多層分壓工藝，實(shí)現(xiàn)縱向全剖面充分動(dòng)用，是下一步提高直井多層開(kāi)發(fā)效益的方向。

圖2 蘇里格氣田東區(qū)歷年試氣產(chǎn)量與分壓層數(shù)關(guān)系圖

3.2 現(xiàn)有鉆采工藝仍不滿足氣井全生命周期效益開(kāi)發(fā)的需要

蘇里格氣田投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，直井主要采用了4種鉆完井工藝方式，且存在各自的局限性：對(duì)于機(jī)械封隔器分層壓裂工藝來(lái)說(shuō)，一方面施工排量受限（2.0～3.0 m3/min），難以滿足提高注入排量、增大改造體積的施工需求；另一方面壓裂投產(chǎn)一體化管柱結(jié)構(gòu)復(fù)雜，壓后起管柱困難，無(wú)法開(kāi)展產(chǎn)氣剖面測(cè)試。對(duì)于?114.3 mm套管滑套完井工藝來(lái)說(shuō)，一方面滑套工具外徑大（?175.0 mm），對(duì)井眼條件要求高；另一方面為確保滑套對(duì)準(zhǔn)儲(chǔ)層，完井時(shí)需要對(duì)滑套進(jìn)行測(cè)井校深，等停時(shí)間長(zhǎng)（3～5 h），容易發(fā)生黏卡，導(dǎo)致下入困難。對(duì)于蘇南合作區(qū)采用的?88.9 mm套管滑套無(wú)油管完井來(lái)說(shuō)[8]，一方面套管作為生產(chǎn)管柱而直接接觸動(dòng)態(tài)流體，可能存在腐蝕風(fēng)險(xiǎn)；另一方面氣井后期產(chǎn)量降低采用速度管柱采氣，當(dāng)?shù)陀谂R界攜液流量時(shí)，限制了柱塞等其他排水采氣工藝的應(yīng)用。連續(xù)油管帶底封分層壓裂是相對(duì)理想的完井方式，而常規(guī)第二次開(kāi)鉆的?215.9 mm井眼，鉆完井過(guò)程中鉆井液及化工料較多，完鉆后產(chǎn)生的廢棄鉆井液及巖屑數(shù)量較大，效益開(kāi)發(fā)和環(huán)保壓力大。因此，需要考慮鉆完井、儲(chǔ)層改造以及后期排水采氣來(lái)進(jìn)行全生命周期鉆采工藝的系統(tǒng)優(yōu)化（表2）。

表2 蘇里格氣田直井井身結(jié)構(gòu)及改造、完井方式表

3.3 氣田不斷加深下古生界氣藏，現(xiàn)有分壓工藝難以兼顧上、下古生界氣藏疊合開(kāi)發(fā)的需要

近年來(lái)，蘇里格氣田不斷加深下古生界氣藏勘探與開(kāi)發(fā)，共鉆遇下古生界馬五1+2、馬五4、馬五5等氣層井1 000余口，堅(jiān)持實(shí)施上、下古生界氣藏立體開(kāi)發(fā)，年生產(chǎn)能力達(dá)到22×108m3。因此，上、下古生界氣藏疊合開(kāi)發(fā)將成為蘇里格氣田多層動(dòng)用、提質(zhì)增效的下一步發(fā)展方向。

目前，下古生界氣藏主體采用酸壓改造，而對(duì)于上、下古生界氣藏分壓合求的井，從酸壓注入酸液以及生產(chǎn)過(guò)程H2S對(duì)套管的腐蝕角度考慮，仍采用機(jī)械封隔器分層壓裂工藝，也面臨提高注入排量提升致密層改造效果以及后期長(zhǎng)期排水采氣措施作業(yè)的難題。因此，滿足高排量注入的上、下古生界氣藏多層分壓合求工藝需要開(kāi)展攻關(guān)研究。

4 技術(shù)對(duì)策及下一步發(fā)展方向

4.1 加強(qiáng)與井網(wǎng)匹配研究，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度及最終采收率

前期在蘇里格氣田中區(qū)蘇36-X井附近開(kāi)展井網(wǎng)加密試驗(yàn)，井排距為（350～500）m×（300～500）m，井網(wǎng)密度為5.1 口/km2。后期的干擾試驗(yàn)表明，5井組中僅有2井組見(jiàn)到一定程度的干擾，井網(wǎng)仍有加密空間。分析認(rèn)為，一是可能由于蘇里格氣田的強(qiáng)非均質(zhì)性影響，砂體規(guī)模小，井間砂體存在阻流帶而未連通；二是在目前加密井網(wǎng)條件下，由于壓裂改造規(guī)模或能力有限，井間仍有可能存在未動(dòng)用的儲(chǔ)量。

Pinedale/Jonah氣田是北美致密砂巖氣的典型代表，儲(chǔ)層為上白堊統(tǒng)Lance-Mesaverde層，以透鏡狀河道砂體，含泥粉砂巖為沉積特征。為了盡可能多地在縱向上穿過(guò)儲(chǔ)層中高含氣的透鏡狀砂體，達(dá)到動(dòng)用最大規(guī)模儲(chǔ)量的目的，井網(wǎng)不斷加密，單井控制面積縮小至100 m×200 m/井。完井改造時(shí)，根據(jù)該井網(wǎng)密度來(lái)設(shè)計(jì)壓裂規(guī)模，并結(jié)合施工監(jiān)測(cè)結(jié)果對(duì)縫長(zhǎng)進(jìn)行不斷的優(yōu)化，達(dá)到了最佳改造效果。

針對(duì)蘇里格氣田強(qiáng)非均質(zhì)性的地質(zhì)特征，借鑒國(guó)外類(lèi)似致密砂巖氣的開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，下一步需要加強(qiáng)與井網(wǎng)井距的結(jié)合，優(yōu)化壓裂改造工藝，最大程度提高平面的儲(chǔ)量動(dòng)用程度，進(jìn)一步提高氣田采收率。

4.2 優(yōu)選改造層位，優(yōu)化分壓技術(shù)，提升多層動(dòng)用開(kāi)發(fā)效益

通過(guò)對(duì)前期低貢獻(xiàn)率改造層段的產(chǎn)氣剖面測(cè)試數(shù)據(jù)進(jìn)一步分析，可以發(fā)現(xiàn)，低貢獻(xiàn)率試氣層段分為兩種類(lèi)型：一種是單獨(dú)分壓改造，產(chǎn)能測(cè)試結(jié)果與地質(zhì)解釋不符合（占比74%）；另一種是多層多段合壓未能達(dá)到預(yù)期優(yōu)化設(shè)計(jì)的改造效果（占比26%）。例如，雙X井山21與山2

2亞段采取合層壓裂，壓前壓后偶極子聲波測(cè)井顯示山21亞段裂縫未波及，后期的產(chǎn)氣剖面測(cè)試也證實(shí)了這一點(diǎn)（圖3）。

對(duì)于第一種情況，一方面要加強(qiáng)地質(zhì)選井選層，提高試氣成功率；另一方面，持續(xù)開(kāi)展生產(chǎn)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)，跟蹤評(píng)價(jià)不同生產(chǎn)制度下多層產(chǎn)能貢獻(xiàn)的變化規(guī)律[9-10]，為優(yōu)化分壓工藝提供指導(dǎo)。對(duì)于第二種情況，優(yōu)化多層分壓工藝，進(jìn)一步提高改造及動(dòng)用程度，是多層分壓技術(shù)的攻關(guān)方向[11-12]。北美Pinedale/Jonah氣田上白堊統(tǒng)Lance-Mesaverde致密砂巖儲(chǔ)層完井改造采用電纜橋塞—射孔聯(lián)作工藝，依據(jù)地質(zhì)資料針對(duì)每一個(gè)高含氣砂體展開(kāi)精細(xì)化布孔，制定并優(yōu)化相應(yīng)的簇間距以及段長(zhǎng)，通過(guò)投入暫堵劑來(lái)提高各簇改造有效性，來(lái)實(shí)現(xiàn)單井縱向全剖面的充分動(dòng)用。

4.3 系統(tǒng)優(yōu)化鉆采工藝技術(shù)，建立全生命周期提效降本新模式

面對(duì)蘇里格氣田儲(chǔ)層致密、單井低產(chǎn)的實(shí)際情況，如何滿足高排量壓裂、適合長(zhǎng)期生產(chǎn)的低成本鉆采技術(shù)是未來(lái)發(fā)展方向[13]。圍繞“鉆井降本、壓裂提產(chǎn)、采氣提效”的總體思路，采用小井眼鉆完井、套管高排量注入、壓后小直徑油管采氣將成為蘇里格氣田直井多層分壓技術(shù)的發(fā)展方向。

圖3 雙X井偶極子聲波及產(chǎn)氣剖面測(cè)試結(jié)果圖

結(jié)合蘇里格氣田生產(chǎn)實(shí)際，合理采氣工藝為?60.3 mm油管生產(chǎn)，預(yù)制井下節(jié)流器，后期產(chǎn)量降低后采用柱塞氣舉工藝進(jìn)一步提高單井累計(jì)產(chǎn)氣量。根據(jù)此目標(biāo)，壓裂工藝需打破傳統(tǒng)油管注入分層改造的思維，采用環(huán)空注入或光套管注入的方式，連續(xù)油管、套管滑套或電纜橋塞實(shí)現(xiàn)分層改造。而對(duì)于鉆完井方面，在現(xiàn)有?215.9 mm井眼+ ?139.7 mm套管的井筒條件下，可以進(jìn)一步縮小井眼尺寸，從滿足環(huán)空或套管注入壓裂4.0～6.0 m3/min的排量出發(fā)，?114.3 mm是較為合適的套管尺寸。最后，從環(huán)空或套管注入壓裂要求固井一次上返實(shí)現(xiàn)全井段封固的要求出發(fā)，?165.1 mm井眼+ ?114.3 mm套管+ ?60.3 mm油管生產(chǎn)是目前可能較為理想的完井井身結(jié)構(gòu)。

4.4 攻關(guān)適應(yīng)于上、下古生界儲(chǔ)層分壓合求技術(shù)，滿足上、下古生界氣藏疊合開(kāi)發(fā)需求

對(duì)于上、下古生界儲(chǔ)層高排量分壓合求工藝的選擇，需要解決套管防硫以及注酸腐蝕的評(píng)價(jià)。對(duì)于套管防硫的問(wèn)題，根據(jù)GB/T 20972、ISO 15156選材標(biāo)準(zhǔn)，H2S分壓大于等于0.345 kPa（對(duì)應(yīng)H2S大于等于20 mg/m3）時(shí)，存在硫化物應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂（SSCC）風(fēng)險(xiǎn)，套管需要采用抗硫管材。目前抗硫管材材質(zhì)主要有S80、S95和S110，可以根據(jù)其抗內(nèi)壓強(qiáng)度來(lái)選擇滿足承壓條件的氣層套管。

而對(duì)于套管過(guò)酸腐蝕的問(wèn)題，四川、塔里木油田高含硫碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸壓改造均采用油管注入方式[14-15]，大港油田千16-16水平井曾采用油套同注方式開(kāi)展大排量注入酸壓應(yīng)用，套管均未過(guò)酸。對(duì)于套管是否可以過(guò)酸的可行性，需要進(jìn)一步結(jié)合不同鋼材在不同溫度條件下酸液腐蝕評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)來(lái)確定。不過(guò)，采用下古生界加砂壓裂而非酸壓工藝，就可以避免套管過(guò)酸帶來(lái)的風(fēng)險(xiǎn)。前期，靖邊氣田下古生界加砂壓裂試驗(yàn)150余口井，取得了一定的增產(chǎn)效果。

5 結(jié)論與建議

1）多層分壓合求是蘇里格氣田實(shí)現(xiàn)各層充分改造、提高單井產(chǎn)量的有效途徑，有力支撐了氣田快速上產(chǎn)。

2）產(chǎn)氣剖面測(cè)試證實(shí)了多層分壓存在部分層段產(chǎn)能貢獻(xiàn)率低，甚至無(wú)產(chǎn)能貢獻(xiàn)的情況，需優(yōu)選試氣層位、優(yōu)化分壓工藝，進(jìn)一步提高縱向動(dòng)用程度，提高直井開(kāi)發(fā)效益。

3）針對(duì)蘇里格氣田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)特征，從全生命周期優(yōu)化、效益開(kāi)發(fā)系統(tǒng)考慮，“小井眼鉆完井、套管高排量注入、壓后小直徑油管采氣”將成為蘇里格氣田直井多層效益開(kāi)發(fā)下一步的發(fā)展方向。