基于小井眼完井的壓裂關鍵技術創新與高效開發實踐
——以蘇里格氣田致密氣藏為例

李憲文 王歷歷 王文雄 肖元相 陳寶春張燕明 周長靜 馬占國 石華強

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

0 引言

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田是我國最大的陸上氣田，也是致密砂巖氣藏的典型代表，主要含氣層為二疊系石盒子組和山西組，在其辮狀河、曲流河三角洲沉積背景下，單砂體規模小，儲層非均質性強，單井控制儲量小，壓力系數小于0.9，平均孔隙度小于10%，氣測滲透率小于0.8 mD，具有“低滲透、低壓力、低豐度、薄儲層、強非均質性”的特征[1-4]。

針對蘇里格氣田地質特征，圍繞提高開發效益和單井產量開展了不同開發模式的探索試驗。前期主體采用?139.7 mm套管完井直井開發，單井平均日產氣量0.8×104～1×104m3[5-8]。2008年以后為了提高開發效果，開展了水平井技術的試驗與應用，受當時條件限制，主要采用裸眼完井，形成了多級滑套水力噴砂分段壓裂和裸眼封隔器分段壓裂兩項工藝技術，現場應用千余口井，單井產量可達到直井的3倍左右。2018年以后，隨著技術的進步，直井和水平井改變了完井壓裂方式[9-13]，固井完井橋塞聯作分段壓裂成為主流工藝模式，壓裂參數不斷優化，單井產量明顯提升[14-16]。同時，工藝技術的不斷成熟與完善，為工廠化作業提速提效提供了有利條件。在完井壓裂技術發展過程中，蘇里格氣田緊跟國內外非常規儲層改造技術發展趨勢，特別是與美國頁巖氣體積壓裂改造技術接軌，開展了大量對標試驗，結果表明蘇里格砂巖致密氣與頁巖氣等非常規儲層相比有其獨特性，體積改造的技術模式、工藝參數等需要開展針對性的優化研究[17-18]。頁巖氣等非常規氣藏體積壓裂通過橋塞分段、多簇射孔、高排量、大液量、大砂量、滑溜水、轉向劑等應用，實現對天然裂縫、巖石層理的溝通，形成主裂縫與多級次生裂縫交織的復雜縫網系統，增大了滲流面積及導流能力，提高了初始產量和最終采收率。而蘇里格致密砂巖氣由于天然裂縫和層理不發育等因素難以形成復雜裂縫，壓裂后與頁巖氣的流動機制不同，需要在適度排量、適度規模條件下滿足較高的砂比需求，實現主裂縫的有效支撐，并采用適度密切割技術實現橫向波及體積最大化[19-21]，提高儲量動用程度。在多年的實踐分析基礎上，蘇里格氣田把直井和水平井都采用歸一化的?114.3 mm小井眼完井，優化形成“適度排量、適度規模、適度段長”的壓裂模式，走出了一條經濟、高效、適用的開發道路，對提高蘇里格氣田的開發效益、實現長期穩產具有重要意義。

1 小井眼完井壓裂工藝

1.1 直/定向井

蘇里格氣田前期直/定向井井身結構主體采用?139.7 mm套管二開完井，配套?73.02 mm油管壓裂，形成了機械封隔器多層壓裂技術，該技術具有成本低、作業效率高、壓裂投產管柱一體化等優點，最高分壓8層，氣田規模應用達7 000余口井，推動了早期以蘇里格氣田中區為代表的致密氣效益開發。隨著致密氣開發持續推進，儲層品質不斷變差，油管壓裂排量受限（2.0～3.0 m3/min），不能滿足改造需求；同時壓后起鉆困難、后期不能開展產能測試等問題逐漸凸顯。因此，從油管壓裂向套管壓裂轉變成為一種必然趨勢[17～18]。

研究分析表明，在相同管材的條件下，管柱尺寸越大，抗壓強度越低，采用?139.7 mm套管壓裂需提高套管1～2個承壓等級，導致完井成本大幅度提高。為此，綜合考慮套管壓裂和低成本開發需求，優化形成了?114.3 mm套管固井小井眼技術。目前已在蘇里格氣田規模應用1 600余口井，實現多層分壓合采降本增效雙提升，成為蘇里格氣田新一代低成本多層系開發主體技術。

1）井身結構優化：從滿足氣井全生命周期生產、壓裂提高單井產量、低成本鉆完井的技術需求出發，優選了? 165.1 mm鉆頭+ ? 114.3 mm套管+ ? 60.3 mm油管的“三小”井身結構完井方式（圖1）。

圖1 蘇里格氣田直井井身結構演化圖

2）小井眼快速鉆井技術：針對小井眼鉆井泵壓高、鉆頭壽命短、摩阻大等難點，通過創新剖面設計、優化高效鉆頭與鉆具組合、研發高性能鉆井液體系，鉆井技術不斷成熟完善，機械鉆速由初期的15.8 m/h提高至23.4 m/h，鉆井周期由初期的19.5 d縮短至14.5 d。與常規井眼相比，小井眼在套管、鉆井液等材料消耗以及巖屑產出量方面減少35%～45%，單井鉆井成本節約35萬元，降本、環保效果明顯。

3）小井眼分層壓裂及排采技術：形成小直徑連續油管帶底封、套管滑套、可溶橋塞3套分層壓裂技術，施工排量提高至6～10 m3/min，分壓層數可實現無限級分壓，滿足了高排量注入的需求。同時，套管壓裂具有井筒全通徑優勢，壓裂后利用帶壓下鉆裝置下入?60.3 mm小油管，實現及時排液、試氣和投產。

1.2 水平井

蘇里格氣田水平井早期探索階段受地震預測技術和鉆完井工藝技術限制，有效儲層鉆遇率低，改造措施采用籠統酸化或水力噴射1～2段，增產效果不明顯。為了提高開發效果，2008年開始攻關水平井多段壓裂技術，主體采用裸眼完井方式，形成了多級滑套+水力噴射分段壓裂和裸眼封隔器分段壓裂兩項工藝。開發早期主要應用于物性較好的砂體，水平井裸眼完井分段壓裂3～9段，規模應用800余口井，平均無阻流量達44×104m3/d，初期產量達到3×104～5×104m3/d，達到區塊直井的3倍左右，提高了蘇里格氣田開發水平[9-11]。

隨著蘇里格氣田開發由富集區向次富集區轉移，儲層品質逐漸降低，水平井投產產量逐年降低。為了提高單井產量，需要提高分段壓裂效果。考慮到裸眼完井條件下分段壓裂有效性差， 2018年以來開展了轉變完井方式下的工藝技術創新與試驗（圖2）。

圖2 蘇里格氣田水平井完井及壓裂工藝演化圖

1）鉆井、固井技術的攻關與提升：優選?152.4 mm鉆頭+ ?114.3 mm套管的井身結構，與?215.9 mm鉆頭+ ?139.7 mm套管井身結構（國內主流）相比，節約鉆完井單井費用70萬元以上，同時降低了造斜段坍塌風險。但由于環空間隙變窄（由38 mm降低至19 mm），引起了遇阻卡風險大和頂替效率低等固井難題，通過力學分析、提高頂替效率、研發高強度韌性鉆井液等技術，形成了水平井窄間隙固井技術，水平段固井質量合格率達到98%，優良率達到87.4%，為水平井有效分段壓裂提供了保障。

2）分段壓裂工藝提升：在小井眼水平井固井完井方式下，壓裂主體工藝采用橋塞分段多簇壓裂。對蘇里格東區3口固井完井橋塞分段壓裂進行了產氣剖面測試，各段均有產氣貢獻，證實了橋塞分段壓裂段間封隔可靠（圖3）。目前，蘇里格氣田水平井固井完井橋塞分段多簇壓裂已規模應用680余口井，與水平井裸眼完井分段壓裂工藝相比，試氣無阻流量由44×104m3/d提高至72×104m3/d，提高了75%以上。投產滿3年的150口固井完井橋塞壓裂水平井生產動態表明，平均單井累產氣量3 812×104m3，是鄰井裸眼完井水平井累產氣量的1.5倍（圖4）。實踐證明，通過完井方式和工藝技術的創新發展，水平井單井產量明顯提高，實現了蘇里格致密氣開發水平和效益的提升。

圖3 水平井固井橋塞分段壓裂產氣剖面測試結果圖

圖4 水平井固井橋塞壓裂井與裸眼完井鄰井投產效果對比圖

2 適度規模壓裂優化設計

2.1 適度排量

高排量設計是目前國內外非常規儲層改造的主流作法，其目的是增大縫內凈壓力、提高裂縫復雜程度，但并非在所有儲層均能實現。蘇里格致密儲層天然裂縫發育程度較低、脆性中等、水平兩向應力差較大，難以形成復雜縫網[18-22]。從室內模擬地層應力條件，開展的1 m×1 m×1 m天然露頭巖樣真三軸壓裂物模實驗，人工裂縫形態較為單一；同時，礦場井下微地震監測結果顯示裂縫形態呈條帶狀，如蘇里格致密氣靖平X井組壓裂井下微地震監測裂縫形態（圖5）。因此，泵注排量的設計并不以形成復雜裂縫為目標，主要考慮滿足施工要求。綜合氣藏埋深、水平段長度、?114.3 mm套管尺寸及井口限壓（70 MPa）等因素，分段壓裂排量優化為6～10 m3/min。

圖5 蘇里格致密氣靖平X井組壓裂井下微地震監測裂縫形態圖

2.2 適度規模加砂

1）直井試驗：蘇里格氣田前期評價階段，針對儲層低滲透特征，為了提高單井產量，2001—2003年開展了14口直井大規模壓裂試驗，加砂規模由30～40 m3提高至60～100 m3，排量由2.6～2.8 m3/min提高至4.0～5.0 m3/min，砂比由15%～20%提高至28%～36%，采用全程交聯胍膠，試驗結果表明直井壓后單井產量與加砂規模無明顯相關性[6,23-27]。

2）水平井試驗：借鑒北美頁巖氣“體積壓裂”理念和做法[10-11]，在水平井開展增大改造規模試驗。2012年首先在裸眼完井條件下，開展先導性試驗12口井，其參數達到“十方排量、千方砂、萬方液”體積壓裂水平，壓裂規模增加1倍以上。2018年在固井完井條件下，又選擇了10口井開展高強度加砂壓裂試驗，單段加砂量由50 m3提高到115 m3，加砂強度由0.6 t/m提高至1.8 t/m，注液強度由5.0 m3/m提高至15.0 m3/m。試驗結果如表1所示，水平井大規模加砂壓裂試驗井加砂強度提升2～3倍，但壓后增產效果不明顯。

表1 水平井大規模加砂壓裂參數及效果對比表

分析其主要原因在于蘇里格致密氣有效砂體規模小，氣層連通性較好，采用適度改造規模即可實現砂體有效控制，滿足氣藏泄流需求；另一方面，增大加砂規模使得壓裂入地液量增大，低壓氣層壓后排液周期長，大量壓裂液滯留地層導致井筒易積液影響氣井生產。因此，通過礦場對比分析得出，單層/段加砂量以50～60 m3最優，水平井加砂強度介于0.6～1.0 t/m較為經濟有效。

2.3 適度段長

大量的礦場試驗數據表明，水平井分段間距的大小對致密氣藏壓裂改造具有重要影響，過小的段長設計將導致主裂縫之間改造區重疊，降低壓裂改造效率；過大的段長設計則會在主裂縫之間產生未改造區，影響儲層的動用程度[28-30]。蘇里格氣田具有儲層平面非均質性強、橫向變化大的特點，通過對前期直井生產動態擬合和泄流半徑數值模擬研究，明確了不同類型儲層的裂縫泄流范圍：Ⅰ類儲層（有效儲層厚度大于等于10 m）裂縫控制區介于145～275 m；Ⅱ類儲層（有效儲層厚度8～10 m）裂縫控制區介于100～133 m；Ⅲ類儲層（有效儲層厚度小于等于8 m）裂縫控制區介于22～95 m。因此，針對Ⅰ類儲層水平井壓裂段長優化為150～250 m，段內2～3簇；針對Ⅱ、Ⅲ類儲層水平井壓裂段長縮短至80～120 m，段內3～5簇，該優化結果得到了現場試驗的證明。

2019—2021年，針對Ⅱ、Ⅲ類儲層，開展了150口水平井加密布縫對比試驗，單井平均壓裂11段，段長87 m（加密段長），試氣平均無阻流量101×104m3/d。投產300天的40口試驗井生產動態表明，與鄰井（常規段長150～250 m）相比，試驗井平均日產氣量由4.07×104m3提高至5.99×104m3，累產氣量由1 443×104m3提高至1 683×104m3，累產氣量增幅16.6%，預計單井累計產量（EUR）由6 400×104m3提高到8 000×104m3以上，增產效果顯著（圖6）。

圖6 蘇里格Ⅱ、Ⅲ類儲層不同壓裂段長試驗效果對比圖

通過以上的研究和礦場試驗，蘇里格致密氣水平井壓裂在精細刻畫砂體展布與裂縫延伸機理基礎上，將裂縫長度、間距、縫高與儲層物性、應力、儲量相結合，以經濟效益為目標，形成了“適度排量、適度規模、適度段長”的水平井壓裂設計模式（表 2）。

表2 蘇里格致密氣田水平井壓裂設計主要參數表

3 壓裂液體系

自蘇里格氣田開發以來，開展了羧甲基胍膠、低濃度胍膠、陰離子VES、疏水締合聚合物等多類型壓裂液體系試驗[5-7]，實踐表明壓裂液優選首先要滿足致密氣“適度控液、相對高砂比”的壓裂技術需求，同時考慮低傷害、低成本、可回收等性能指標。目前，低濃度胍膠壓裂液和締合類聚合物壓裂液因性能優良、價格便宜、操作簡單等特點已成為蘇里格氣田主體壓裂液體系（表3）。

表3 蘇里格氣田主體壓裂液體系性能指標

低濃度胍膠壓裂液體系以常規羥丙基胍膠為稠化劑，通過研發具有長極性分子鏈多元有機硼交聯劑和優化其他助劑，形成的低濃度體系稠化劑濃度由0.45%～0.55%降低到0.25%～0.35%，殘渣降低40%，大幅度降低了胍膠壓裂液成本和傷害率。低濃度胍膠壓裂液最高耐溫135 ℃，耐溫抗剪切性能和攜砂性能良好，主要應用于蘇里格氣田垂深3 500 m以深氣井。

以變黏滑溜水為代表的締合類稠化劑在分子鏈上引入疏水單體，通過分子鏈內部及分子鏈之間的締合作用形成空間網絡結構起到增黏作用。體系只含一種多功能添加劑，滿足低黏/高黏滑溜水在線轉換，其中低黏滑溜水黏度介于3～9 mPa·s，降阻率可達到70%以上；高黏滑溜水黏度介于60～90 mPa·s，滿足平均砂比大于20%的加砂需求。同時變黏滑溜水具有良好的耐鹽性能，現場返排液經過簡單沉降過濾即可回收利用。受成本控制影響，締合類壓裂液體系耐溫性能低于胍膠體系，因此主要應用于蘇里格氣田垂深3 500 m以淺氣井。

4 大平臺工廠化作業模式

大平臺工廠化作業是提高大井組和叢式井組施工效率的基礎，2013年針對多井型、多工藝組合等特點，以提高單井壓裂作業效率為目標，形成了集中供水模式、高效壓裂工藝、流水線作業、高效作業設備、返排液回收再利用的“工廠化”壓裂作業方法[31]。隨著工藝技術提升和不斷完善，直井、水平井統一采用小井眼完井以及橋射聯作分段多簇壓裂工藝，特別是適度規模壓裂參數的優化定型，為蘇里格氣田大平臺工廠化提速提效提供了優勢條件。

蘇里格氣田沙漠腹地日供水在5 000 m3左右，滿足6段/d以上的壓裂需求。針對橋射聯作分壓工藝，為了提高壓裂作業效率，以“人休機不休，壓裂設備滿負荷運行”為核心，采用一個井場3～4個小井組，每個井組2～4口井為作業單元，每個單元1套壓裂設備，2套測井車，開展拉鏈式壓裂作業。每組壓裂前，首先采用連續油管對首段進行統一射孔；壓裂過程，不動壓裂機組，通過旋塞進行井間轉換，實現拉鏈式壓裂；壓裂、橋塞射孔交叉作業，獨立施工，縮短設備等停時間；壓后分組排液，并采用壓裂返排液快速回收設備，返排液回收處理能力達到1 200 m3/d，大幅度提高返排液回收利用率。目前，蘇里格氣田通過大平臺工廠化作業模式，壓裂效率由2～3段/d提升到6～8段/d。以蘇XX平臺為例，該平臺由7口水平井和3口定向井組成，創造了雙機組單日壓裂25段的國內紀錄，形成了適合蘇里格沙漠地形特色的致密氣大平臺工廠化作業模式。

5 結論

1）蘇里格氣田經過20年的技術攻關和開發實踐，直井由二開?139.7 mm生產套管轉變為?114.3 mm生產套管，形成了“小井眼鉆完井、套管高排量注入、壓后小直徑油管采氣”的全生命周期提效降本新模式。

2）水平井由裸眼完井向固井完井轉變，提高了段間封隔有效性，滿足大排量混合壓裂設計需求，對比裸眼完井分段壓裂工藝實現了試氣產量的大幅度提高，確立了固井完井的主體技術策略。

3）蘇里格致密砂巖儲層砂體規模小，難以形成復雜裂縫，大規模加砂設計增產效果不明顯，“適度排量、適度規模、適度段長”的壓裂設計是一種適用于蘇里格致密砂巖氣的經濟、高效壓裂模式。

4）致密砂巖壓裂液優選需要滿足“適度控液、相對高砂比”的工藝需求，同時兼顧低傷害、低成本、可回收等性能指標，低濃度胍膠壓裂液和締合類聚合物壓裂液性能優良，是蘇里格氣田兩大主體壓裂液體系，滿足了不同深度儲層的改造需求。

5）直/定井、水平井均采用?114.3 mm套管小井眼完井壓裂模式，優化定型適度規模壓裂參數，為蘇里格氣田大平臺工廠化作業提速提效提供了優勢條件，壓裂效率提升到6～8段/d，也為氣田開發管理優化提供了保障。