裸眼封隔器分段壓裂技術在低滲砂巖氣藏的應用

梁凌云 ，賴海濤 ，吳付洋 ，馮 晨 ，李照永 ，張海峰

（1.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018；

2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；

3.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗 017300）

水平井開發作為一種提高單井產量和油氣田綜合開發效益的有效手段，越來越受到人們的重視。實踐表明，水平井技術在低滲透油氣藏的開發中，可以增加泄油氣面積，有利于提高產量，減少生產井數，降低鉆井成本，是提高氣田單井產能及采收率的有效方法[1]。目前水平井實施的裸眼封隔器分段壓裂技術，改造效果較好，其成功應用對于蘇里格氣田轉變開發方式具有重要意義。

1 裸眼封隔器分段壓裂技術

1.1 工具組成

裸眼封隔器分段壓裂主要工具包括裸眼封隔器、自封式球座、壓差滑套、投球滑套、懸掛封隔器、回接筒、丟手接頭等，由分段壓裂級別、各級投球滑套差別而設定。

1.2 工藝原理

裸眼封隔器分段壓裂技術是以裸眼封隔器為載體，在水平井裸眼完井條件下一次性下入水平井裸眼封隔器分段壓裂管柱，利用壓差實現封隔器座封，通過封隔器來建立各水平井段之間的壓力遮擋，實現對卡封層段的壓裂改造。壓裂改造結束后通過投球打開滑套建立油管與上部儲層之間的連通通道，同時封堵下部已改造層段。依次上返，實現對水平段中的多段壓裂改造[2]。

1.3 管串組合

基本管串結構如下:帶篩管引鞋+自封式球座+油管（m）+壓差滑套+油管（m）+ 裸眼封隔器（1）+油管（m）+裸眼封隔器（2）+油管（m）+投球滑套（1）+油管+裸眼封隔器（3）+油管（m）+投球滑套（2）+……+懸掛封隔器+回接筒+丟手接頭+油管（m）+油管掛（見圖1）。

裸眼封隔器及投球滑套可以根據水平井分級的段數多少而定，若水平段長分級比較多，可以視具體情況要求中間多加裸眼封隔器。

1.4 技術關鍵點

（1）裸眼封隔器壓裂工具的入井及坐封要求裸眼水平段井眼軌跡較規則；（2）各級投球滑套球座能夠滿足打開滑套性能要求；（3）裸眼封隔器的性能要求耐溫性、密封性，滿足壓裂施工需求；（4）由于水平井壓裂分級多，壓裂通道縮徑多，也是對裸眼封隔器壓裂工具及壓裂施工增加難度。

2 壓裂工藝優化

2.1 裂縫參數

蘇里格氣田水平井裸眼段比較長，對于壓裂段數的劃分很重要，為了最大限度溝通含氣砂體，擴大氣層滲流面積，提高儲層導流能力，從而實現高產和持續穩產的目的，盡可能適當增加壓裂分段數量；在蘇里格氣田均質條件下合理壓裂間距建議為80～150 m，但在實際設計時需考慮砂體鉆遇情況，適度縮小裂縫間距。

圖1 裸眼封隔器管串結構組合

為了保證裸眼封隔器壓裂段間有效密封，必須選擇好坐封位置，最好選擇井徑變化較小、物性較差的泥質砂巖井段[3]。

2.2 壓裂參數

綜合理論分析、數值模擬、生產特征分析，在均質條件下水平段段間距超過100 m時，水平井產量增加趨勢趨于平緩。考慮砂體鉆遇情況，裂縫參數設計如下：水平井裂縫間距80～150 m，1 000 m長水平井段分壓7～10段，結合地質條件進一步增大段數；布縫優先采取兩端裂縫稍長，中間裂縫稍短的U型布局；布縫優先采取兩端裂縫稍長，中間裂縫稍短的U型布局；根據模擬研究結果，推薦裂縫導流能力15 dc·cm。

2.3 施工參數

根據蘇里格氣田水平井鉆遇儲層物性參數特征、改造效果，通過數值模擬優化最優裂縫長度及導流能力，建議水平井裸眼封隔器多段分壓工藝施工參數（見表1）。

表1 水平井裸眼封隔器分段壓裂施工參數設計

2.4 壓裂液體系

蘇里格中區和西區采用常規羥丙基胍膠壓裂液，該液體具有攜砂性能好、較強耐溫、抗剪切能力等特點；蘇里格東區由于儲層致密采用低傷害壓裂液，該液體具有用量低、殘渣低、基液黏度低等特點。

2.5 液氮伴注

結合水平井分段壓裂改造工藝，加快排液速度，降低儲層傷害，采用全程液氮伴注排液技術。改造結束后，采用3～8 mm油嘴控制放噴排液，若無法噴通或排液過程中出現停噴，則進行連續油管液氮氣舉排液。

3 現場應用及效果

2009年，蘇里格氣田引進國外裸眼封隔器分段壓裂技術試驗7口井，最高改造5段，平均無阻流量達到直井4～5倍，其中蘇X-23H、桃X-5AH井分段壓裂后無阻流量超過百萬立方米。

2010年，以提高改造段數為目標，進一步擴大引進裸眼封隔器分段壓裂工藝的現場應用。蘇里格氣田現場應用13口井，平均改造段數4.83段，平均無阻流量 33.4×104m3/d。

2011年，蘇里格氣田上古儲層分段壓裂改造33口井，平均水平段長度886 m，平均改造段數5.9，平均無阻流量47.02×104m3/d，其中蘇X-65H1井測試無阻流量152.5×104m3/d，取得明顯效果。

2012年，蘇里格氣田共應用裸眼封隔器分段壓裂18口井，平均水平段長度903 m，平均改造段數26，平均無阻流量45.9×104m3/d；應用Ф88.9 mm裸眼封隔器分段壓裂10口井，其中自主研發Ф88.9 mm工具改造2口井，平均改造8段，最高分壓12段，平均無阻流量34.2×104m3/d，與外部工具相比，工具性能穩定，改造效果基本相當；應用Ф114.3 mm裸眼封隔器分段壓裂8口井，其中自主研發Ф114.3 mm工具改造3口井，平均改造7.7段，平均無阻流量54.4×104m3/d，與外部工具相比，分壓工具同樣能滿足大排量、大規模施工的需要。

圖2 蘇里格氣田歷年裸眼封隔器分段應用情況

截止2013年底，蘇里格氣田自營區應用裸眼封隔器分段壓裂工藝共改造水平井達到90余口，隨著工藝技術水平的不斷進步，分壓段數和試氣無阻流量均有所提高（見表2）。

對蘇里格氣田49口投產時間較長的井統計，蘇中區塊統計21口井，投產時間24個月，單井日均產氣4.1×104m3，單井累計產氣 2 822.2×104m3/d；蘇東和蘇西區塊統計27口井，投產時間12個月，單井日均產氣3.7×104m3以上，單井累計產氣1 086.7×104m3/d以上；裸眼封隔器分壓井水平段有效儲層長度短，目前累計產量高，投產效果好。

表2 蘇里格氣田裸眼封隔器分壓水平井投產效果對比表

4 結論與認識

（1）水平井儲層改造是蘇里格低滲透氣田高效益開發的關鍵技術，研究和現場試驗表明，水平井分段壓裂取得突破性進展，壓裂工藝、工具和管柱已配套完善，可滿足蘇里格低滲透氣田水平井增產改造的需要。

（2）水平井裸眼分段壓裂適用于水平段較長、段數較多的壓裂井，目前水平井實施的裸眼封隔器分段壓裂技術，改造效果較好，其成功應用對于蘇里格氣田轉變開發方式具有重要意義。

（3）裸眼封隔器分段壓裂技術在蘇里格氣田自營區共應用90余口井，通過工具性能優化，水平井分段壓裂工藝水平大幅提高，其中自主研發裸眼封隔器關鍵工具主要性能參數達到國外先進技術水平，自主Ф88.9 mm和Ф114.3 mm裸眼封隔器與外部工具相比，工具性能穩定，能滿足蘇里格氣田水平井儲層改造的需求。

[1]陳作，王振鐸，曾華國.水平井分段壓裂工藝技術現狀及展望[J］.天然氣工業，2007，27（9）：78-80.

[2]李憲文，凌云，馬旭，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[J］.天然氣工業，2011，31（2）：22-24.

[3]滕春鳴，杜澤宏，施凌麗，等.水平井裸眼封隔器多級分段壓裂技術在蘇 75 區塊的應用[J］.鉆采工藝，2012，35（6）：31-33，40.