蘇里格氣田致密砂巖氣藏多層分壓開采面臨的難題及對策

李憲文 肖元相 陳寶春 沈云波 問曉勇 周長靜 史華 靳福廣

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3.中國石油長慶油田公司氣田開發事業部

1 地質特征

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田位于內蒙古自治區和陜西省境內，是目前中國陸上最大的氣田，也是致密砂巖氣藏的典型代表，具有“低滲透、低壓力、低豐度、薄儲層、強非均質性”的特征[1]，主要表現在：①寬緩型辮狀河三角洲沉積，儲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有效砂體相對孤立分散，有效儲層規模小，連通性差；③儲層巖性以石英砂巖、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，儲層致密，非均質性強；④單井產量低, 單井控制儲量少, 壓力下降快且恢復慢（圖1）。因此，壓裂改造是提高該氣田單井產量并實現經濟開發的必要手段。

針對蘇里格氣田地質特征，在前期評價階段（2001—2003年），為溝通有效砂體、提高單井產量，開展了大規模合層壓裂和水平井探索試驗，受制于多層多段分壓工具不配套，增產效果不明顯。隨著地質認識的不斷深化和工藝技術的創新發展，確立了“適度規模、分壓合求”的技術思路。歷經多年，多層連續分壓技術創新發展，已成為蘇里格氣田規模開發的主體技術之一[2]，推動了氣田規模上產。

本文通過回顧蘇里格氣田多層連續分壓技術的發展歷程[3]，旨在分析和總結前期攻關取得的認識，梳理面臨的技術挑戰，探討氣田多層分壓技術的發展方向，以期對蘇里格氣田多層系致密氣進一步提高開發效益提供指導和參考。

2 多層分壓開采技術進展

2.1 技術發展歷程

自2004年蘇里格氣田投入開發以來，開發區塊從中區拓展到東區、布井模式從單井發展為大井組，多層連續分壓技術不斷創新發展。回顧蘇里格氣田直井多層分壓開采技術歷程, 可劃分為3個階段：攻關起步階段、快速發展階段和優化提升階段。

2.1.1 攻關起步階段（2004—2008年）

針對蘇里格氣田縱向多砂體發育特征，為充分溝通多個砂體、增強連通性、提高單井產量，在2001—2003年的3年評價期內，開展了14口井的大規模壓裂試驗，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%。試驗結果表現出增產與規模不匹配的矛盾，更加證實了蘇里格氣田非均質強的特征。因此，從經濟性制約因素考慮，確立了適度規模改造的對策，并結合縱向地應力剖面研究、多層壓力測試與干擾分析，明確了分壓合求是可行，從而最終確立了“適度規模、提高分壓層數”的攻關思路。

在工藝設計上，以適度排量（2.0～3.0 m3/min）、全程交聯、高砂比鋪置（25%～28%）的高導流設計為思路；在分壓工藝上，在綜合國內外多層分壓技術的調研基礎上，從施工可靠性、作業高效性、成本經濟性以及儲層低傷害的角度出發，確立了低成本機械封隔器分壓技術方向，形成了Y241、Y344井機械封隔器分壓合求管柱[4]，滿足了蘇里格中區分壓2～3層的技術需求；在壓裂液體系上，主體以有機硼為交聯劑的胍膠壓裂液，稠化劑濃度為0.55%，體系性能穩定。

圖1 鄂爾多斯盆地蘇里格氣田氣藏剖面圖

2.1.2 快速發展階段（2009—2015年）

隨著蘇里格東區、盆地東部為代表的致密氣藏投入開發，分壓技術面臨新的挑戰：①蘇里格東區和盆地東部縱向鉆遇儲層更多，分壓層數進一步增加（4～6層），對現有機械封隔器管柱分壓能力提出了更高要求；②國外非常規油氣體積改造發展迅速，現有機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壓裂投產一體化管柱壓后起鉆風險高、難度大，井筒完善程度低，不能滿足后期產能測試、重復改造等作業需求。

圍繞蘇里格東區等多薄層致密氣“提高注入排量、提升分壓能力”的改造需求，在工藝設計上，采用“基液+交聯液”的混合壓裂設計[5]，平均砂比介于20%～25%，低黏液體比例超過40%；在分壓工藝上，針對機械封隔器連續分壓工藝，優化球座和滑套結構、優選耐沖蝕材料，進一步縮小級差，分壓能力實現5～8層、施工排量4.0～6.0 m3/min的施工能力，同時緊跟國外致密氣改造技術進展，在引進試驗TAP分層壓裂、連續油管填砂分層壓裂工藝的基礎上，加大自主技術的攻關試驗，形成了套管滑套為主的新一代分壓技術[6]，實現了一次連續分壓9層、排量介于6.0～8.0 m3/min的突破，而連續油管分壓工藝由于采用填砂分層，效率低，加之設備配套程度低、成本高，限制了工藝應用；在壓裂液體系上，以降低傷害、提高返排為目標，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 優化提升階段（2016年—目前）

隨著長慶油田進入穩產期，加上國際油價的長期低位徘徊，采用大井組開發節約用地、降低成本成為低成本效益開發的首選模式。對于大井組連續壓裂施工，傳統機械封隔器分層壓裂由于需要射孔后及時下入機械封隔器分壓管柱，會造成分壓管柱井筒浸泡時間過長，對施工過程中封隔器的可靠性產生影響，而套管滑套分壓技術由于完井下套管時需將滑套與套管連接一并下入，分壓工具下入慢，鉆機占用時間長、成本高。

圍繞致密儲層壓裂改造提效降本的目標，分層壓裂工藝不斷優化提升。在工藝設計上，隨著體積改造認識的不斷深化，滑溜水壓裂比例逐步增加，滑溜水和低黏液的應用比例提高到40%～60%；在分壓工藝上，近年來，連續油管設備不斷國產化，成本不斷降低，同時連續油管底封隔器研發取得突破，連續油管帶底封分壓技術得以發展。與早期填砂分層相比，采用封隔器實現層間封隔，作業效率大幅提升。在此基礎上，結合大井組布井，提出了以“連續油管分壓、帶壓作業”為核心的叢式井組高效作業模式，即“通井、洗井一體化，射孔、壓裂一體化，排液、生產一體化”，顛覆了傳統試氣、壓裂相對獨立的作業模式，降低了設備和人員配置，大幅度提高作業效率，開啟了致密氣大井組高效分壓作業的新時代；在壓裂液體系上，以壓裂液回收再利用為目標，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、環保施工的要求。

2.2 主體分壓技術

2.2.1 機械封隔器分壓技術

2.2.1.1 技術原理

一次射開多段氣層，并下入分壓合采完井管柱，先憋壓座封封隔器壓裂下層，然后投球打開噴砂滑套，并封隔下段改造層，通過封隔器的封隔及井下噴砂滑套的開啟來實現由下往上逐層改造，最終實現不動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。

2.2.1.2 技術優勢1）壓裂投產管柱一體化，壓后可直接投產。2）作業工序及設備配套簡單、成本低。

3）可滿足上、下古生界氣藏分壓合求的技術需求。

2.2.1.3 應用效果

目前，該技術是長慶氣田直井多層的主體技術，規模應用超過6 000余口井，是蘇里格氣田經濟有效開發的六項關鍵技術之一。

2.2.2 套管滑套分壓技術

2.2.2.1 技術原理

通過將多級滑套與套管連接一同下入到目的層段，第一級射孔壓裂后，逐級投球打開滑套，自下而上實現分層壓裂，壓后直接套管生產（?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）進行生產。

2.2.2.2 技術優勢

1）可實現高排量注入（?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，滿足后期產能測試等作業需求。

3）后期可根據各層產水情況，進行開關滑套封堵水層作業。

2.2.2.3 應用效果

目前，在氣田規模應用700余口井，最高一次連續分壓9層，施工排量介于4.0～6.0 m3/min，結合高排量混合壓裂設計，蘇里格東區致密氣試驗井單井產量較鄰井提高20%以上。

2.2.3 連續油管帶底封分壓技術

2.2.3.1 技術原理

利用連續油管下入噴射工具實現噴砂射孔、通過環空進行主壓裂施工，完成一級施工后解封并上提封隔器至上層座封，轉上層噴砂射孔、環空注入壓裂施工，從而實現多層高效連續分壓，壓后下入小直徑油管進行生產。

2.2.3.2 技術優勢

1）可實現高排量注入（4.0～6.0 m3/min）。

2）可實現多薄層精準、連續壓裂施工。

3）與大井組結合可優化組織模式，實現提速提效。

2.2.3.3 應用效果

目前，在氣田叢式井組規模應用121口井，結合高排量滑溜水壓裂設計，排量介于4.5～6.0 m3/min，蘇里格東區致密氣增產效果明顯，叢式井組單井壓裂作業效率較常規機械封隔器工藝提高1倍以上。

2.2.4 小結

總體來說，機械封隔器、套管滑套和連續油管分壓工藝各有優劣，適應了不同開發階段、不同類型儲層以及不同工藝設計的需求[7]。從表1可知，機械封隔器具有成本低、效率高等優勢，有利于上、下古生界氣藏分壓合求，適應于儲層條件相對較好、分壓層數較少（2～3層）的蘇里格中區，而套管滑套和連續油管分壓工藝具有高排量注入、無限級分層以及后期測試評價的技術特點，對于蘇里格東區、盆地東部等致密儲層來說，具有較大的優勢，是該氣田致密砂巖氣直井多層分壓工藝的未來發展趨勢。

表1 不同直井分層壓裂工藝優缺點對比表

3 面臨的挑戰與需求

3.1 縱向多層動用不充分，部分層段產能貢獻率低

多層分壓合求通過各層充分改造、壓后合層求產，達到動用縱向多層、提高單井產量的目的。但隨著分壓層數的不斷增加，單井產量未必一直增加。例如，蘇里格氣田東區歷年分壓合求井統計數據表明，分壓層數增加，試氣產量呈增長趨勢，而當層數超過3層，試氣產量反而降低。同時，多層產氣剖面測試也表明，單層無產能貢獻率占20%，單層占單井產能貢獻率小于5%的占比達到31%，說明多層分壓合求仍存在部分層段產能貢獻率低，甚至無產能貢獻的情況（圖2）。因此，進一步優選試氣壓裂層位、優化多層分壓工藝，實現縱向全剖面充分動用，是下一步提高直井多層開發效益的方向。

圖2 蘇里格氣田東區歷年試氣產量與分壓層數關系圖

3.2 現有鉆采工藝仍不滿足氣井全生命周期效益開發的需要

蘇里格氣田投入開發以來，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：對于機械封隔器分層壓裂工藝來說，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；另一方面壓裂投產一體化管柱結構復雜，壓后起管柱困難，無法開展產氣剖面測試。對于?114.3 mm套管滑套完井工藝來說，一方面滑套工具外徑大（?175.0 mm），對井眼條件要求高；另一方面為確保滑套對準儲層，完井時需要對滑套進行測井校深，等停時間長（3～5 h），容易發生黏卡，導致下入困難。對于蘇南合作區采用的?88.9 mm套管滑套無油管完井來說[8]，一方面套管作為生產管柱而直接接觸動態流體，可能存在腐蝕風險；另一方面氣井后期產量降低采用速度管柱采氣，當低于臨界攜液流量時，限制了柱塞等其他排水采氣工藝的應用。連續油管帶底封分層壓裂是相對理想的完井方式，而常規第二次開鉆的?215.9 mm井眼，鉆完井過程中鉆井液及化工料較多，完鉆后產生的廢棄鉆井液及巖屑數量較大，效益開發和環保壓力大。因此，需要考慮鉆完井、儲層改造以及后期排水采氣來進行全生命周期鉆采工藝的系統優化（表2）。

表2 蘇里格氣田直井井身結構及改造、完井方式表

3.3 氣田不斷加深下古生界氣藏，現有分壓工藝難以兼顧上、下古生界氣藏疊合開發的需要

近年來，蘇里格氣田不斷加深下古生界氣藏勘探與開發，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，堅持實施上、下古生界氣藏立體開發，年生產能力達到22×108m3。因此，上、下古生界氣藏疊合開發將成為蘇里格氣田多層動用、提質增效的下一步發展方向。

目前，下古生界氣藏主體采用酸壓改造，而對于上、下古生界氣藏分壓合求的井，從酸壓注入酸液以及生產過程H2S對套管的腐蝕角度考慮，仍采用機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期排水采氣措施作業的難題。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展攻關研究。

4 技術對策及下一步發展方向

4.1 加強與井網匹配研究，提高儲量動用程度及最終采收率

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

Pinedale/Jonah氣田是北美致密砂巖氣的典型代表，儲層為上白堊統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儲層中高含氣的透鏡狀砂體，達到動用最大規模儲量的目的，井網不斷加密，單井控制面積縮小至100 m×200 m/井。完井改造時，根據該井網密度來設計壓裂規模，并結合施工監測結果對縫長進行不斷的優化，達到了最佳改造效果。

針對蘇里格氣田強非均質性的地質特征，借鑒國外類似致密砂巖氣的開發經驗，下一步需要加強與井網井距的結合，優化壓裂改造工藝，最大程度提高平面的儲量動用程度，進一步提高氣田采收率。

4.2 優選改造層位，優化分壓技術，提升多層動用開發效益

通過對前期低貢獻率改造層段的產氣剖面測試數據進一步分析，可以發現，低貢獻率試氣層段分為兩種類型：一種是單獨分壓改造，產能測試結果與地質解釋不符合（占比74%）；另一種是多層多段合壓未能達到預期優化設計的改造效果（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井顯示山21亞段裂縫未波及，后期的產氣剖面測試也證實了這一點（圖3）。

對于第一種情況，一方面要加強地質選井選層，提高試氣成功率；另一方面，持續開展生產動態監測，跟蹤評價不同生產制度下多層產能貢獻的變化規律[9-10]，為優化分壓工藝提供指導。對于第二種情況，優化多層分壓工藝，進一步提高改造及動用程度，是多層分壓技術的攻關方向[11-12]。北美Pinedale/Jonah氣田上白堊統Lance-Mesaverde致密砂巖儲層完井改造采用電纜橋塞—射孔聯作工藝，依據地質資料針對每一個高含氣砂體展開精細化布孔，制定并優化相應的簇間距以及段長，通過投入暫堵劑來提高各簇改造有效性，來實現單井縱向全剖面的充分動用。

4.3 系統優化鉆采工藝技術，建立全生命周期提效降本新模式

面對蘇里格氣田儲層致密、單井低產的實際情況，如何滿足高排量壓裂、適合長期生產的低成本鉆采技術是未來發展方向[13]。圍繞“鉆井降本、壓裂提產、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的發展方向。

圖3 雙X井偶極子聲波及產氣剖面測試結果圖

結合蘇里格氣田生產實際，合理采氣工藝為?60.3 mm油管生產，預制井下節流器，后期產量降低后采用柱塞氣舉工藝進一步提高單井累計產氣量。根據此目標，壓裂工藝需打破傳統油管注入分層改造的思維，采用環空注入或光套管注入的方式，連續油管、套管滑套或電纜橋塞實現分層改造。而對于鉆完井方面，在現有?215.9 mm井眼+ ?139.7 mm套管的井筒條件下，可以進一步縮小井眼尺寸，從滿足環空或套管注入壓裂4.0～6.0 m3/min的排量出發，?114.3 mm是較為合適的套管尺寸。最后，從環空或套管注入壓裂要求固井一次上返實現全井段封固的要求出發，?165.1 mm井眼+ ?114.3 mm套管+ ?60.3 mm油管生產是目前可能較為理想的完井井身結構。

4.4 攻關適應于上、下古生界儲層分壓合求技術，滿足上、下古生界氣藏疊合開發需求

對于上、下古生界儲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價。對于套管防硫的問題，根據GB/T 20972、ISO 15156選材標準，H2S分壓大于等于0.345 kPa（對應H2S大于等于20 mg/m3）時，存在硫化物應力腐蝕開裂（SSCC）風險，套管需要采用抗硫管材。目前抗硫管材材質主要有S80、S95和S110，可以根據其抗內壓強度來選擇滿足承壓條件的氣層套管。

而對于套管過酸腐蝕的問題，四川、塔里木油田高含硫碳酸鹽巖儲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展大排量注入酸壓應用，套管均未過酸。對于套管是否可以過酸的可行性，需要進一步結合不同鋼材在不同溫度條件下酸液腐蝕評價實驗來確定。不過，采用下古生界加砂壓裂而非酸壓工藝，就可以避免套管過酸帶來的風險。前期，靖邊氣田下古生界加砂壓裂試驗150余口井，取得了一定的增產效果。

5 結論與建議

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

2）產氣剖面測試證實了多層分壓存在部分層段產能貢獻率低，甚至無產能貢獻的情況，需優選試氣層位、優化分壓工藝，進一步提高縱向動用程度，提高直井開發效益。

3）針對蘇里格氣田開發生產特征，從全生命周期優化、效益開發系統考慮，“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發下一步的發展方向。