長慶氣區低滲透砂巖氣藏壓裂工藝技術新進展——以蘇里格氣田為例

李憲文 凌 云 馬 旭 張燕明 古永紅 周長靜 王亞娟

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

長慶氣區低滲透砂巖氣藏壓裂工藝技術新進展
——以蘇里格氣田為例

李憲文1,2凌 云1,2馬 旭1,2張燕明1,2古永紅1,2周長靜1,2王亞娟1,2

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

“十五”期間,長慶低滲透砂巖氣田初步形成了以機械分層壓裂、低傷害壓裂液、適度規模壓裂、CO2壓裂等壓裂工藝及配套技術。為進一步提高氣田開發效益,近3年來重點開展了水平井多段壓裂攻關和直井分層壓裂新技術試驗,取得了重要進展。水平井分段壓裂取得突破,增產效果顯著,以水力噴射壓裂為方向實現了不動管柱分段壓裂一次壓裂1段到10段的跨越;水力橋塞分段壓裂創造了國內氣田水平井一次分壓15段的最高記錄,自主研發的高性能裸眼封隔器首次試驗實現了一次壓裂4段。2008—2010年在蘇里格氣田共開展29口水平井試驗,試氣產量為鄰近直井平均產量的3～5倍。直井分層壓裂技術以不動管柱機械封隔分層壓裂為主,開展了其他探索性分層壓裂試驗并取得突破,其中氣井分壓分試工藝實現了2層快速試氣快速評價,連續油管分層壓裂實現了8層連續分壓的突破,套管滑套分層壓裂創造了目前國內直井9層連續分壓的紀錄。所開發的低傷害陰離子表面活性劑壓裂液增產效果明顯。

長慶氣區 晚古生代 砂巖 壓裂 分壓合采 水平井 產量增加 蘇里格氣田

長慶氣區以蘇里格氣田為代表的上古生界低滲透砂巖氣藏是目前主要開發對象,具有低滲透、低壓、低產、低豐度特性,無自然產能,壓裂改造是最重要的增產手段。

1 前期形成的壓裂技術

1.1 機械分層壓裂

蘇里格氣田儲層縱向多層現象比較普遍,一井多層比例高。主要層位為二疊系盒8段、山1段,此外也不同程度發育著下古生界馬家溝組以及上古生界太原組、本溪組等。儲隔層特征、縱向應力分布、分層壓力等分析表明,蘇里格氣田具備分壓合采的條件:盒8段及山西組隔層條件較好,層間地層壓力差較小;在適度規模壓裂條件下,盒8段的多段氣層存在6 m泥巖隔層條件下能實現分層壓裂[1]。

通過對前期填砂、投球、橋塞等多層改造工藝存在問題的剖析,提出了機械封隔、連續分壓、一次排液的技術思路。經過幾年的攻關,在2003—2006年先后研發了Y241、Y344、K344等機械封隔器及配套工具,改進了分層壓裂液體系和分層壓裂破膠技術,實現了機械封隔器連續分壓3層的突破。試驗表明,自主研發的直井機械封隔分層壓裂工藝實現了多套氣層有效開發動用,有效縮短試氣周期,應用規模逐年增加,僅蘇里格氣田就累計應用1 300多口井,井均日產氣量大幅提高,成為蘇里格氣田開發的關鍵技術之一。

1.2 低傷害壓裂液

結合地質及巖礦成分分析表明,儲層傷害和壓后返排對儲層改造效果影響較大。因此,針對蘇里格氣田盒8段低滲透低壓儲層特點,從進一步降低常規壓裂液對儲層傷害和提高壓后返排效果出發,開展了主要添加劑的研制與優選,研發了JL-1低傷害壓裂液體系[2],優化了分層改造井破膠性能。

流變試驗表明,該體系100℃下170 s-1連續剪切90 min,黏度保持在100 m Pa·s左右,能滿足施工要求。巖心傷害試驗表明平均傷害率僅為24.5%,該配方對儲層的傷害較低。

1.3 CO2增能壓裂

針對蘇里格氣田儲層低壓、強水鎖的特點,從探索降低傷害提高單井產量技術可行性出發,勘探與前期評價初期共實施6井次CO2增能壓裂試驗。試驗井最大單層陶粒量40 m3,最高平均砂比達27.3%(凍膠中砂比達47.7%)。試驗表明,CO2壓裂井壓后排液速度快、返排效率高(大于92%),能夠減少入地液量和降低壓裂傷害,但試驗井總體上表現出絕對增產量不明顯[3]。

1.4 大規模壓裂

根據探井試采后壓力遞減快、穩產難度大的特點以及提高縫長突破低滲透阻流帶的思路,2001—2002年開展了14口井較大規模壓裂試驗,單層加砂規模在53～100 m3。試驗形成了比較成熟的大規模壓裂技術,包括水力裂縫參數優化、壓裂優化設計、壓裂施工工藝、液氮助排等技術;同時發現蘇里格氣田大規模壓裂存在增產量與加砂規模不匹配的矛盾,利用大規模壓裂突破低滲透致密帶溝通多個砂體思路難以實現[3]。試氣和生產動態對比表明,大規模壓裂井與適度規模壓裂井相比沒有明顯的增產優勢,由此確立了蘇里格氣田適度規模壓裂思路,并在蘇里格氣田規模開發中得到沿用。

2 近年來壓裂技術新進展

2.1 水平井多段壓裂技術試驗進展

蘇里格氣田自2001年就開始了水平井改造探索,早期不具備氣田水平井壓裂能力,采用篩管完井,酸洗酸化改造后增產效果不明顯,單井產量低。試驗結果表明,水平井改造必須進行壓裂才能獲得較高產能。

隨著對蘇里格氣田地質認識的深化,中國石油長慶油田公司緊密跟蹤國內外低滲透砂巖水平井增產改造工藝發展最新動態,針對蘇里格氣田特點,從充分發揮氣藏水平井水平段產能及實現多段壓裂改造目的出發,立足于水力噴射工藝方向,從2008年起開展了水力噴射分段壓裂工藝研究及試驗。通過深化室內基礎研究、優化分段改造工藝、實現工具系列化,初步形成了以水力噴砂壓裂為主體的氣田水平井多段壓裂改造技術體系。

2.1.1 形成了長慶特色的水力噴砂分段壓裂技術

水力噴射壓裂技術理論依據是伯努力方程,通過高速水射流射開套管和地層并形成一定深度的噴孔,流體動能轉化為壓能,在噴孔附近產生水力裂縫,實現壓裂作業。由于噴孔內的壓力要高于環空壓力,噴射壓裂具有自動隔離的效果。該技術集射孔、壓裂、隔離一體化,具有適用多種完井方式(裸眼、套管、篩管)、不同儲層類型(砂巖、碳酸鹽巖),井下管柱簡單、作業效率高等特點[4]。

2.1.1.1 主要研究工作

1)水力噴射壓裂模擬實驗及工藝機理研究

實現水力噴砂分段壓裂的兩個關鍵因素是射流增壓和噴孔形態,以確保實現自動封隔、裂縫起裂及延伸。為此,開展了大量的室內實驗及大型物模試驗。

室內實驗表明,在目前工礦條件下,水力射流可實現增壓4～10 M Pa,可滿足大多儲層的水力噴砂分段壓裂。并首次在國內開展了與礦場實際接近的1∶1大型物模試驗,對噴孔形態取得了新認識,即靶件起裂前,噴孔形態呈紡錘形,最大成孔直徑84 mm,最大深度164 mm;當靶件產生裂縫后,孔眼形狀呈劍形孔道,射孔深度成倍增加,最長達354 mm。大型物模試驗為水力噴射參數優化提供了重要的研究基礎。

2)水力噴砂分段壓裂工具研發

為實現射流增壓及提高改造段數的要求,開展了水力噴砂分段壓裂工具研發,并對噴嘴大小、噴嘴材質、噴嘴形態、噴嘴數量及布放方式4個關鍵因素進行了研究,優化了3種流道形狀,優選出噴嘴材質、噴嘴數量和布放方式。

研發形成系列配套工具,已獲授權專利4項,其中發明專利1項,實用新型3項。其中`114.3 mm套管內水力噴射分壓7段及以上關鍵工具已滿足以下指標:噴射器外徑小于90 mm,噴射器壁厚大于15.5 mm,噴射器滑套壁厚大于7 mm,能滿足工藝要求。

3)優化多段壓裂參數,形成水平井優化設計方法

開展了水平井壓裂改造增產機理研究,為水平井布縫方式、裂縫參數、水平井壓裂設計提供優化原則及指導,通過研究取得了初步認識:①增加有效氣層段長度及壓裂段數是水平井提高產量的關鍵,前期投產水平井進一步分析發現,水平井的裂縫條數和有效氣層段長度的乘積與采氣指數具有較強的相關性;②裂縫的方位、縫長與縫間距的關系對水平分段壓裂效果有重要影響;③提高水平井單井產量的主控因素是有效儲層段長度和改造段數,而裂縫導流能力增加對于低滲透氣藏水平井的產能影響較小。

2.1.1.2 氣田不動管柱水力噴射分段壓裂技術

2008年8月,應用水力噴射壓裂工藝在蘇aaH井開展了蘇里格氣田第一口水平井壓裂試驗,壓后增產5倍,實現了氣田水平井壓裂的突破,由此引領了裸眼封隔器、水力噴砂等水平井分段壓裂的強力攻關與試驗,拉開了氣田水平井壓裂的序幕。

在水力噴砂壓裂工藝在氣田實現分壓2段并取得較好效果的基礎上,創新提出了水力噴砂+多級滑套實現不動管柱多段壓裂的技術思路:①設計了噴射器與多級滑套相結合的水力噴射壓裂管柱,解決了不動管柱實現多段壓裂的難題;②研發了高強度、小直徑噴射器(`114.3 mm套管),降低了液體反濺對噴射器的沖蝕傷害,確保了各段有效射孔壓裂;③研發了新型噴嘴及滑套球座,通過優化滑套球座結構,實現了`114.3 mm套管內一趟管柱分壓7段、`152.4 mm裸眼井分壓10段的目標,一次分壓段數不斷增加;④形成了不動管柱水力噴砂多段壓裂優化設計方法(噴射參數優化、裂縫參數優化)。

2.1.1.3 實施效果

截至目前,在蘇里格氣田采用水力噴射分段壓裂工藝壓裂15口井,其中7段分壓4口,10段分壓1口。主要目的層盒8段平均水平段長1 074.4 m,有效儲層長度604.7 m,有效儲層鉆遇率為54.1%,平均水力噴射改造5.2段,平均單層加砂27.8 m3,平均試氣無阻流量是鄰近直井平均產量的3～5倍,增產效果顯著。

蘇平bb井首次采用不動管柱分段壓裂工藝,改造3段后獲無阻流量83.3×104m3/d,試氣產量達到鄰近直井平均產量的5.7倍,累計產氣3 156.9×104m3,達到直井平均累計產量的5.2倍。

蘇ccH井為針對2 000 m長水平段改造采用`152.4 mm裸眼不動管柱水力噴射分段壓裂工藝試驗井,通過管柱配套和工藝參數優化,成功實現了水平井水力噴射分段壓裂工藝一次改造10段的重大突破,該井水平段長2 011.5 m,鉆遇含氣砂巖1 721.5 m,鉆遇率達85.6%,改造后獲無阻流量103.4×104m3/ d的高產。

2.1.2 裸眼封隔器分段壓裂技術

水平井裸眼封隔器分段壓裂技術原理是:在水平井裸眼完井條件下,一次性下入水平井裸眼分段壓裂管柱,通過逐級投球打開滑套并封堵下層油管,實現水平井裸眼分段壓裂合層排液。

加強裸眼封隔器分段壓裂引進及自主研發,實現了規模化應用,為探索水平井提高單井產量新途徑。針對蘇里格氣田特點,通過積極開展對外合作,引進裸眼封隔器分段壓裂技術規模應用項目,同時自主研發了裸眼封隔器分段壓裂工具,首次試驗實現了一次分壓4段。

2.1.2.1 高性能裸眼封隔器自主研發

已形成`152.4 mm井眼裸眼封隔器為主的水平井分段壓裂改造配套技術為目標,2010年開展了高性能裸眼封隔器的研發,主要包括丟手接頭、插入密封節、懸掛封隔器、裸眼封隔器、分壓滑套等關鍵工具及配套工具,最多可達到7段。

室內評價表明,自主研發的裸眼封隔器在170 mm井眼內、120℃模擬地層條件下承受雙向壓差為80 M Pa,裸眼段最大工作壓差在70 M Pa,能滿足氣田水平井高溫高壓差下分段壓裂技術要求。

2010年11月30日,利用長慶油田公司自主研發的裸眼封隔器及配套工具在桃dd H1井首次試驗獲得成功,實現了一次壓裂4段,施工順利,共入地陶粒111.2 m3,壓后一次噴通,測試獲無阻流量35.87× 104m3/d。

2.1.2.2 現場試驗效果

2009—2010年在蘇里格氣田自營區共開展裸眼封隔器13口井,最高壓裂7段。主要目的層盒8段平均水平段長907 m,有效儲層長度541 m,有效儲層鉆遇率為57.6%,平均改造4.8段,平均單層加砂33.4 m3,平均試氣井口產量6.1×104m3/d,平均無阻流量29.7×104m3/d,達到直井產量的3倍,總體改造效果明顯。有2口井獲得無阻流量百萬立方米。

2.1.3 水力橋塞分段壓裂工藝試驗

2010年,以探索蘇里格氣田水平井多段壓裂增產效果為目標,確定在蘇里格氣田現有井身結構條件下開展長水平井段水力橋塞+射孔分段壓裂改造15段以上的現場試驗。

該工藝原理是:套管固井后,采用套管注入實施壓裂,用液體將帶射孔槍的橋塞泵入水平段指定封隔位置,射孔與橋塞封堵聯作,逐級下入,逐級壓裂,改造后用連續油管鉆磨橋塞,合層排液投產。

該工藝在蘇里格氣田應用存在連續油管鉆塞、長水平段固井質量、最優井身結構論證3個技術關鍵,由此開展水平井水力橋塞+射孔分段壓裂改造方案論證。

2.1.3.1 連續油管鉆塞能力論證

目前適合蘇里格氣田長水平段水平井壓裂作業的連續油管是`50.8 mm連續油管,長度為5 300 m。技術交流及理論計算表明,采用`177.8 mm套管+ `114.3 mm尾管完井,`50.8 mm連續油管最深可鉆至5 200 m,在蘇里格中區水力橋塞可進入水平段1 550 m。在井口限壓70 M Pa前提下,為確保速鉆橋塞順利下入和套管壓裂施工,推薦采用壁厚7.37 mm的P110鋼級套管。

2.1.3.2 井身結構與固井方案

綜合考慮鉆井施工、壓裂方式對固井的要求,初步優選出兩套井身結構,通過反復研究論證和軟件模擬,制訂了完善可靠的完井施工方案:采用`152.4 mm裸眼下`114.3 mm套管固井,并先試驗1 200 m左右長水平段固井作業。

通過合理通井程序、改進套管管串結構、優化水泥漿配方、完井液性能及固井工藝等多項措施,2010年10月25日,在蘇東eeH2井開展了國內首口`152.4 mm井眼長水平段套管固井一次獲得成功。該井完鉆井深4 506 m,水平段長1 400 m,水平段`152.4 mm井眼下`114.3 mm套管固井作業的順利完成,為氣田水平井水力橋塞多段壓裂試驗提供了良好的井筒條件。

2010年11月16—27日在蘇東eeH2井開展了水力橋塞分段壓裂,順利完成了15段分壓,創造了國內氣田水平井分段壓裂段數的最高紀錄。該井采用`152.4 mm裸眼下 `114.3 mm套管,水平段長1 400 m,解釋有效儲層793 m,有效儲層鉆遇率為56.5%。壓裂施工各段破裂壓力明顯,15段累計加砂312.9 m3,全部壓裂作業歷時13 d,壓后鉆塞歷時2 d。

2.2 直井分層壓裂技術試驗進展

針對長慶氣區多層開發需求,以蘇里格氣田東區巖屑砂巖多薄層改造為研究重點和難點,近年來不斷加大直井分層壓裂攻關力度,以“多薄層改造、降低壓裂液傷害”為主體的改造思路,形成了以不動管柱機械封隔分層壓裂為主的多層壓裂工藝,并開展了其他探索性分層壓裂試驗。

2.2.1 “機械封隔+投球分壓”工藝

目前研發的封隔器分壓工具最多能實現一次機械分壓3層,無法滿足4層以上改造要求。針對蘇里格氣田東區儲層一井多層比例高,以3～4層為主,為此提出了機械分壓工藝和尼龍球分壓工藝結合使用,不動管柱一次壓開多層以提高縱向改造程度的技術思路。并對投球分壓應用條件和封堵效果影響因素分析進行了研究,2008—2009年在蘇里格氣田東區開展機械封隔+投球分壓工藝試驗19口井,其中一次分壓4層試驗8口井,主要應用于盒8段、山1段、山2段和馬五段等組合層系,平均獲無阻流量7.77×104m3/d,應用效果較好。

同時,針對存在多段氣層,隔層遮擋差的儲層,以提高壓開程度、改善支撐剖面為目的,開展前置液投球多層壓裂工藝試驗。該技術是在前置液造縫階段投球暫堵高滲層,動用低滲透氣層,所有層壓開后一次加砂形成支撐裂縫,能實現各層有效改造。為實現該工藝目的,針對該技術暫堵球優選(座住孔眼的條件、掉落入井底條件、密度大小)和施工排量優化兩個技術關鍵點進行了研究,并在2009—2010年應用14口井,總體取得較好的改造效果,基本達到了前置液投球分壓工藝目的。

2.2.2 分壓分試工藝實現多層快速評價

通過調研,國內外尚未在氣井上開展過一趟管柱能同時滿足多層分層壓裂和單層獨立測試的工藝技術。為解決壓后分層測試的難題,探索快速改造、準確評價儲層的新方法,在機械封隔器分層壓裂管柱的基礎上自主研發了分壓分試技術研究。該工藝原理是:一次射孔,一趟管柱多層壓裂,合層排掖,投井下控制器實現氣井單層選擇性測試求產。

通過2008年以來的持續研究和試驗,突破了分層壓裂后形成空井筒、滑套噴砂孔開啟關閉、測試控制器研發、下層封隔器反洗閥關閉機構研發4個技術關鍵,在蘇里格氣田共開展11口井試驗,經過不斷的現場試驗與室內工具完善,實現了一次射孔、分層壓裂、分層測試的目的。

實例1:蘇東ff井為蘇里格東區的1口開發井,對山1段、盒8下亞段進行分層壓裂合層排液求產井口產量2.357×104m3/d(pt=14 M Pa),后進行了兩層分層測試,其中山1段測試井口產量為1.178 4×104m3/d(pt=15.9 M Pa)、盒8下亞段測試井口產量為1.366 8×104m3/d(pt=12.1 M Pa)。

2.2.3 新型分層壓裂技術探索性試驗

為探索充分發揮各含氣層段產量的貢獻,從2009年開始探索性試驗了2種新型連續分層壓裂工藝。

2.2.3.1 套管滑套完井分層壓裂技術

該技術通過將滑套與套管連接一同下入到目的層段,逐級投入飛鏢打開滑套實現分層壓裂,球座通過前一級壓裂時壓力傳遞縮徑而形成,避免了常規分層壓裂工具球座逐級縮徑對壓裂級數的限制。

目前該技術在長慶氣田累計完成4口井的現場試驗,最多連續分壓9層,創造了長慶氣田連續分壓的紀錄。

實例2:米gg井根據其儲層物性、壓力、儲層應力剖面特征,優選9段改造層段多層壓裂增產思路及方案。壓裂時各級滑套打開明顯,施工順利,壓后進行了產氣剖面測試,發現該井山2段、盒7段為主要產水層,進行了該工藝在國內外首次關閉套管滑套作業,成功實施了壓后鉆飛鏢作業和關閉產水層滑套后,該井產水量從16.7 m3/d下降到3.6 m3/d,測試井口產量從1.89× 104m3/d上升到5.70×104m3/d,取得了較好的效果,達到了充分發揮各產氣層產量和工藝試驗目的。

2.2.3.2 連續油管分層壓裂技術

該技術使用連續油管噴砂射孔、環空進行主壓裂、砂橋進行封隔下層、作業后連續油管沖砂。目前已完成3口井17層現場試驗,單井最高分壓8層,最快實現了一天連續分壓4層,創造了該工藝在國內氣田直井壓裂的記錄。從試氣結果分析,有2口井見到增產效果,其中桃hh井壓后進行了產氣剖面測試表明:在高流壓條件下,主力產層產量貢獻率較高,部分低產層對試氣產量無貢獻,低產層生產能力需要進一步評價。

2.3 低傷害壓裂液技術研究進展

蘇里格氣田東區巖屑砂巖儲層物性較差、孔喉半徑小、排驅壓力大、黏土礦物總量較高,儲層易受壓裂液傷害。應用中區JL-1壓裂液巖心傷害率達到32.15%(80℃實驗條件),表現出明顯的不適應性。

為進一步降低壓裂液傷害、提高壓裂效果,利用核磁共振巖心技術及巖心流動實驗研究了蘇里格氣田東區壓裂液傷害機理。研究表明,壓裂液引起的黏土膨脹及長期滯留是巖屑砂巖氣藏傷害的主要因素,儲層的低壓特性及壓裂液殘渣對微裂縫及支撐裂縫的堵塞是導致壓裂液返排困難滯留地層的原因。

針對蘇里格氣田東區巖屑砂巖傷害機理,開展了新的低傷害壓裂液體系研究。

目前國內外使用的表面活性劑壓裂液體系均為陽離子型或陽離子復配為主,由于砂巖巖石表面都帶有負電性,陽離子表面活性劑壓裂液易被巖心表面吸附形成薄膜,返排效果較差。針對蘇里格氣田東區上古生界巖屑砂巖儲層物性較差、黏土礦物含量高、孔喉半徑小以及壓力系數低等特點,開發了新型陰離子表面活性劑壓裂液。新型陰離子表面活性劑壓裂液與陽離子表面活性劑相反,其與砂巖表面的負電性相斥,不易在砂巖表面吸附,很難進入砂巖及其填隙物的孔喉。

室內實驗評價結果表明(表1),該壓裂液防膨性好、濾失小、易破膠返排,改善了陽離子表面活性劑對儲層巖石吸附傷害大的缺點,總體表現出該體系分子結構小、表面張力低、傷害小的良好性能[5]。

表1 壓裂液性能對比表

2008—2010年共在蘇里格氣田東區試驗陰離子表面活性劑壓裂液33口井,平均無阻流量為8.61× 104m3/d,與對比井相比增產效果明顯。

3 結論

1)通過持續開展技術攻關,長慶氣區低滲透砂巖氣藏壓裂技術不斷取得階段性突破,形成了以直井多層機械分層壓裂、水平井多段水力噴射分段壓裂、低傷害壓裂液等為核心的氣藏主體裂改造技術,并在各氣田得到廣泛應用,提高了氣田開發效益。

2)水平井分段壓裂工藝取得突破性進展,增產效果顯著。以水力噴射壓裂為方向實現了由拖動分段壓裂向不動管柱分段壓裂的跨越式變化,實現了水平段`114.3 mm套管一次壓裂1段到3段到5段再到7段的跨越,并在`152.4 mm裸眼成功實現一次分壓10段;引進試驗了裸眼封隔器分段壓裂技術和水力橋塞分段壓裂技術,水力橋塞技術創造了國內氣田水平井一次分壓15段的最高紀錄。2008—2010年在蘇里格氣田水平井現場試驗29口井,平均無阻流量為36.05×104m3/d(26口),試氣產量是鄰井平均產量的3～5倍。

3)直井分層壓裂技術以不動管柱機械封隔分層壓裂為主,并開展了其他探索性分層壓裂試驗,其中氣井分層壓試工藝實現了2層快速試氣快速評價,連續油管分層壓裂技術實現了8層連續分壓的突破,套管滑套分層壓裂創造了目前國內直井9層連續分壓的紀錄。

4)研發的陰離子表面活性劑壓裂液具有防膨性好、易破膠返排、傷害小等特點,在蘇里格氣田東區應用33口井,平均無阻流量為8.61×104m3/d,與對比井相比增產效果明顯。

[1]付鋼旦,凌云,馬旭.蘇里格氣田分層壓裂技術研究[J].天然氣工業,2008,28(增刊B):99-103.

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New progress in fracturing technologies for low-permeability sandstone gas reservoirs in Changqing Gas Fields:A case study of the Sulige Gas Field

Li Xianwen,Ling Yun,M a Xu,Zhang Yangming,Gu Yonghong,Zhou Changjing,Wang Yajuan
(State Key Laboratory for Ex p loration and Development of Low -Permeability Oil and Gas Fields∥Oil& Gas Technology Research Institute,Changqing Oilfield Com pany,PetroChina,Xi’an,Shaanxi710018,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 31,ISSUE 2,pp.20-24,2/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

During the tenth Five-Year Plan,fracturing techniques includingmechanical layered fracturing,low-damage f racturing fluid,op timum-scale fracturing,and CO2fracturing,and theirmatching technologies have been formed for Changqing’s low-permeability sandstone gas fields.In o rder to further imp rove the development p rofit of these gas fields,we have tackled key p roblem s in the multi-stage fracturing in horizontal wells and conducted pilot testsof the layered fracturing in verticalwells.As a result,a remarkable p rogress has been made on the above two aspects.Breakthrough in multi-stage fracturing in ho rizontal wells has been made to significantly increase the gas p roduction.O riented by hydraulic-jetting fracturing,one trip fracturing f rom 1 to 10 stages has been realized;hydraulic bridge p lug staged fracturingmade a reco rd that it can stimulate 15 stages atone time in the gas fieldsof China.The first experiment w ith self-developed high perfo rmance open-hole packer realized 4 stages fracturing at one time.From 2008 to 2010, pilot tests have been done on 29 ho rizontalwells in the Sulige Gas Field,the gas p roductivity of w hich have been 3 to 5 timesof their adjacent verticalwells;Among them,there are 4 wells in w hich the p roduction of absoluteopen flow reachesover 1 million cubicmeters.The layered fracturing technology in vertical wells is dominated by mechanical isolation fracturing without pulling string.But other kindsof layered fracturing technologies have also been researched and a breakthrough has been made.Layered f racturing and layered test in a gas well realized rapid gas test and evaluation on two zones.Layered fracturing w ith coiled tubing can continuously f racture 8 zones in a single operation.The casing sleeve layering technology,so-called treat and p roduce(TAP)comp letion system, has helped f racture 9 zones in a single and continuousoperation,w hich sets up a reco rd in domestic verticalwells.Our self-developed f racturing fluid of low-damage anionic surfactant helps achieve a good result in enhancing the gas p roductivity.

Late Paleozoic,sandstone,fracturing,horizontal well,Sulige Gas Field

國家科技重大專項項目“鄂爾多斯盆地大型巖性地層油氣藏勘探開發示范工程”(編號:2008ZX05044)的部分成果。

李憲文,1963年生,高級工程師;主要從事油氣田改造及技術管理工作。地址:(710021)陜西省西安市未央區明光路。電話:(029)86590698。E-mail:lxw_cq@petrochina.com.cn

李憲文等.長慶氣區低滲透砂巖氣藏壓裂工藝技術新進展——以蘇里格氣田為例.天然氣工業,2011,31(2):20-24.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.005

2011-01-31 編輯 韓曉渝)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.005

L i Xianwen,senio r engineer,born in 1963,ismainly engaged in technicalmanagement and EOR measures of oil and gas fields.

Add:M ingguang Rd.,Weiyang District,Xi’an,Shaanxi 710021,P.R.China

Tel:+86-29-8659 0698 E-mail:lxw_cq@petrochina.com.cn