长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例

李宪文 凌 云 马 旭 张燕明 古永红 周长静 王亚娟

1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 2.中国石油长庆油田公司油气工艺研究院

长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展
——以苏里格气田为例

李宪文1,2凌 云1,2马 旭1,2张燕明1,2古永红1,2周长静1,2王亚娟1,2

1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 2.中国石油长庆油田公司油气工艺研究院

“十五”期间,长庆低渗透砂岩气田初步形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂、CO2压裂等压裂工艺及配套技术。为进一步提高气田开发效益,近3年来重点开展了水平井多段压裂攻关和直井分层压裂新技术试验,取得了重要进展。水平井分段压裂取得突破,增产效果显著,以水力喷射压裂为方向实现了不动管柱分段压裂一次压裂1段到10段的跨越;水力桥塞分段压裂创造了国内气田水平井一次分压15段的最高记录,自主研发的高性能裸眼封隔器首次试验实现了一次压裂4段。2008—2010年在苏里格气田共开展29口水平井试验,试气产量为邻近直井平均产量的3～5倍。直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主,开展了其他探索性分层压裂试验并取得突破,其中气井分压分试工艺实现了2层快速试气快速评价,连续油管分层压裂实现了8层连续分压的突破,套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。所开发的低伤害阴离子表面活性剂压裂液增产效果明显。

长庆气区 晚古生代 砂岩 压裂 分压合采 水平井 产量增加 苏里格气田

长庆气区以苏里格气田为代表的上古生界低渗透砂岩气藏是目前主要开发对象,具有低渗透、低压、低产、低丰度特性,无自然产能,压裂改造是最重要的增产手段。

1 前期形成的压裂技术

1.1 机械分层压裂

苏里格气田储层纵向多层现象比较普遍,一井多层比例高。主要层位为二叠系盒8段、山1段,此外也不同程度发育着下古生界马家沟组以及上古生界太原组、本溪组等。储隔层特征、纵向应力分布、分层压力等分析表明,苏里格气田具备分压合采的条件:盒8段及山西组隔层条件较好,层间地层压力差较小;在适度规模压裂条件下,盒8段的多段气层存在6 m泥岩隔层条件下能实现分层压裂[1]。

通过对前期填砂、投球、桥塞等多层改造工艺存在问题的剖析,提出了机械封隔、连续分压、一次排液的技术思路。经过几年的攻关,在2003—2006年先后研发了Y241、Y344、K344等机械封隔器及配套工具,改进了分层压裂液体系和分层压裂破胶技术,实现了机械封隔器连续分压3层的突破。试验表明,自主研发的直井机械封隔分层压裂工艺实现了多套气层有效开发动用,有效缩短试气周期,应用规模逐年增加,仅苏里格气田就累计应用1 300多口井,井均日产气量大幅提高,成为苏里格气田开发的关键技术之一。

1.2 低伤害压裂液

结合地质及岩矿成分分析表明,储层伤害和压后返排对储层改造效果影响较大。因此,针对苏里格气田盒8段低渗透低压储层特点,从进一步降低常规压裂液对储层伤害和提高压后返排效果出发,开展了主要添加剂的研制与优选,研发了JL-1低伤害压裂液体系[2],优化了分层改造井破胶性能。

流变试验表明,该体系100℃下170 s-1连续剪切90 min,黏度保持在100 m Pa·s左右,能满足施工要求。岩心伤害试验表明平均伤害率仅为24.5%,该配方对储层的伤害较低。

1.3 CO2增能压裂

针对苏里格气田储层低压、强水锁的特点,从探索降低伤害提高单井产量技术可行性出发,勘探与前期评价初期共实施6井次CO2增能压裂试验。试验井最大单层陶粒量40 m3,最高平均砂比达27.3%(冻胶中砂比达47.7%)。试验表明,CO2压裂井压后排液速度快、返排效率高(大于92%),能够减少入地液量和降低压裂伤害,但试验井总体上表现出绝对增产量不明显[3]。

1.4 大规模压裂

根据探井试采后压力递减快、稳产难度大的特点以及提高缝长突破低渗透阻流带的思路,2001—2002年开展了14口井较大规模压裂试验,单层加砂规模在53～100 m3。试验形成了比较成熟的大规模压裂技术,包括水力裂缝参数优化、压裂优化设计、压裂施工工艺、液氮助排等技术;同时发现苏里格气田大规模压裂存在增产量与加砂规模不匹配的矛盾,利用大规模压裂突破低渗透致密带沟通多个砂体思路难以实现[3]。试气和生产动态对比表明,大规模压裂井与适度规模压裂井相比没有明显的增产优势,由此确立了苏里格气田适度规模压裂思路,并在苏里格气田规模开发中得到沿用。

2 近年来压裂技术新进展

2.1 水平井多段压裂技术试验进展

苏里格气田自2001年就开始了水平井改造探索,早期不具备气田水平井压裂能力,采用筛管完井,酸洗酸化改造后增产效果不明显,单井产量低。试验结果表明,水平井改造必须进行压裂才能获得较高产能。

随着对苏里格气田地质认识的深化,中国石油长庆油田公司紧密跟踪国内外低渗透砂岩水平井增产改造工艺发展最新动态,针对苏里格气田特点,从充分发挥气藏水平井水平段产能及实现多段压裂改造目的出发,立足于水力喷射工艺方向,从2008年起开展了水力喷射分段压裂工艺研究及试验。通过深化室内基础研究、优化分段改造工艺、实现工具系列化,初步形成了以水力喷砂压裂为主体的气田水平井多段压裂改造技术体系。

2.1.1 形成了长庆特色的水力喷砂分段压裂技术

水力喷射压裂技术理论依据是伯努力方程,通过高速水射流射开套管和地层并形成一定深度的喷孔,流体动能转化为压能,在喷孔附近产生水力裂缝,实现压裂作业。由于喷孔内的压力要高于环空压力,喷射压裂具有自动隔离的效果。该技术集射孔、压裂、隔离一体化,具有适用多种完井方式(裸眼、套管、筛管)、不同储层类型(砂岩、碳酸盐岩),井下管柱简单、作业效率高等特点[4]。

2.1.1.1 主要研究工作

1)水力喷射压裂模拟实验及工艺机理研究

实现水力喷砂分段压裂的两个关键因素是射流增压和喷孔形态,以确保实现自动封隔、裂缝起裂及延伸。为此,开展了大量的室内实验及大型物模试验。

室内实验表明,在目前工矿条件下,水力射流可实现增压4～10 M Pa,可满足大多储层的水力喷砂分段压裂。并首次在国内开展了与矿场实际接近的1∶1大型物模试验,对喷孔形态取得了新认识,即靶件起裂前,喷孔形态呈纺锤形,最大成孔直径84 mm,最大深度164 mm;当靶件产生裂缝后,孔眼形状呈剑形孔道,射孔深度成倍增加,最长达354 mm。大型物模试验为水力喷射参数优化提供了重要的研究基础。

2)水力喷砂分段压裂工具研发

为实现射流增压及提高改造段数的要求,开展了水力喷砂分段压裂工具研发,并对喷嘴大小、喷嘴材质、喷嘴形态、喷嘴数量及布放方式4个关键因素进行了研究,优化了3种流道形状,优选出喷嘴材质、喷嘴数量和布放方式。

研发形成系列配套工具,已获授权专利4项,其中发明专利1项,实用新型3项。其中`114.3 mm套管内水力喷射分压7段及以上关键工具已满足以下指标:喷射器外径小于90 mm,喷射器壁厚大于15.5 mm,喷射器滑套壁厚大于7 mm,能满足工艺要求。

3)优化多段压裂参数,形成水平井优化设计方法

开展了水平井压裂改造增产机理研究,为水平井布缝方式、裂缝参数、水平井压裂设计提供优化原则及指导,通过研究取得了初步认识:①增加有效气层段长度及压裂段数是水平井提高产量的关键,前期投产水平井进一步分析发现,水平井的裂缝条数和有效气层段长度的乘积与采气指数具有较强的相关性;②裂缝的方位、缝长与缝间距的关系对水平分段压裂效果有重要影响;③提高水平井单井产量的主控因素是有效储层段长度和改造段数,而裂缝导流能力增加对于低渗透气藏水平井的产能影响较小。

2.1.1.2 气田不动管柱水力喷射分段压裂技术

2008年8月,应用水力喷射压裂工艺在苏aaH井开展了苏里格气田第一口水平井压裂试验,压后增产5倍,实现了气田水平井压裂的突破,由此引领了裸眼封隔器、水力喷砂等水平井分段压裂的强力攻关与试验,拉开了气田水平井压裂的序幕。

在水力喷砂压裂工艺在气田实现分压2段并取得较好效果的基础上,创新提出了水力喷砂+多级滑套实现不动管柱多段压裂的技术思路:①设计了喷射器与多级滑套相结合的水力喷射压裂管柱,解决了不动管柱实现多段压裂的难题;②研发了高强度、小直径喷射器(`114.3 mm套管),降低了液体反溅对喷射器的冲蚀伤害,确保了各段有效射孔压裂;③研发了新型喷嘴及滑套球座,通过优化滑套球座结构,实现了`114.3 mm套管内一趟管柱分压7段、`152.4 mm裸眼井分压10段的目标,一次分压段数不断增加;④形成了不动管柱水力喷砂多段压裂优化设计方法(喷射参数优化、裂缝参数优化)。

2.1.1.3 实施效果

截至目前,在苏里格气田采用水力喷射分段压裂工艺压裂15口井,其中7段分压4口,10段分压1口。主要目的层盒8段平均水平段长1 074.4 m,有效储层长度604.7 m,有效储层钻遇率为54.1%,平均水力喷射改造5.2段,平均单层加砂27.8 m3,平均试气无阻流量是邻近直井平均产量的3～5倍,增产效果显著。

苏平bb井首次采用不动管柱分段压裂工艺,改造3段后获无阻流量83.3×104m3/d,试气产量达到邻近直井平均产量的5.7倍,累计产气3 156.9×104m3,达到直井平均累计产量的5.2倍。

苏ccH井为针对2 000 m长水平段改造采用`152.4 mm裸眼不动管柱水力喷射分段压裂工艺试验井,通过管柱配套和工艺参数优化,成功实现了水平井水力喷射分段压裂工艺一次改造10段的重大突破,该井水平段长2 011.5 m,钻遇含气砂岩1 721.5 m,钻遇率达85.6%,改造后获无阻流量103.4×104m3/ d的高产。

2.1.2 裸眼封隔器分段压裂技术

水平井裸眼封隔器分段压裂技术原理是:在水平井裸眼完井条件下,一次性下入水平井裸眼分段压裂管柱,通过逐级投球打开滑套并封堵下层油管,实现水平井裸眼分段压裂合层排液。

加强裸眼封隔器分段压裂引进及自主研发,实现了规模化应用,为探索水平井提高单井产量新途径。针对苏里格气田特点,通过积极开展对外合作,引进裸眼封隔器分段压裂技术规模应用项目,同时自主研发了裸眼封隔器分段压裂工具,首次试验实现了一次分压4段。

2.1.2.1 高性能裸眼封隔器自主研发

已形成`152.4 mm井眼裸眼封隔器为主的水平井分段压裂改造配套技术为目标,2010年开展了高性能裸眼封隔器的研发,主要包括丢手接头、插入密封节、悬挂封隔器、裸眼封隔器、分压滑套等关键工具及配套工具,最多可达到7段。

室内评价表明,自主研发的裸眼封隔器在170 mm井眼内、120℃模拟地层条件下承受双向压差为80 M Pa,裸眼段最大工作压差在70 M Pa,能满足气田水平井高温高压差下分段压裂技术要求。

2010年11月30日,利用长庆油田公司自主研发的裸眼封隔器及配套工具在桃dd H1井首次试验获得成功,实现了一次压裂4段,施工顺利,共入地陶粒111.2 m3,压后一次喷通,测试获无阻流量35.87× 104m3/d。

2.1.2.2 现场试验效果

2009—2010年在苏里格气田自营区共开展裸眼封隔器13口井,最高压裂7段。主要目的层盒8段平均水平段长907 m,有效储层长度541 m,有效储层钻遇率为57.6%,平均改造4.8段,平均单层加砂33.4 m3,平均试气井口产量6.1×104m3/d,平均无阻流量29.7×104m3/d,达到直井产量的3倍,总体改造效果明显。有2口井获得无阻流量百万立方米。

2.1.3 水力桥塞分段压裂工艺试验

2010年,以探索苏里格气田水平井多段压裂增产效果为目标,确定在苏里格气田现有井身结构条件下开展长水平井段水力桥塞+射孔分段压裂改造15段以上的现场试验。

该工艺原理是:套管固井后,采用套管注入实施压裂,用液体将带射孔枪的桥塞泵入水平段指定封隔位置,射孔与桥塞封堵联作,逐级下入,逐级压裂,改造后用连续油管钻磨桥塞,合层排液投产。

该工艺在苏里格气田应用存在连续油管钻塞、长水平段固井质量、最优井身结构论证3个技术关键,由此开展水平井水力桥塞+射孔分段压裂改造方案论证。

2.1.3.1 连续油管钻塞能力论证

目前适合苏里格气田长水平段水平井压裂作业的连续油管是`50.8 mm连续油管,长度为5 300 m。技术交流及理论计算表明,采用`177.8 mm套管+ `114.3 mm尾管完井,`50.8 mm连续油管最深可钻至5 200 m,在苏里格中区水力桥塞可进入水平段1 550 m。在井口限压70 M Pa前提下,为确保速钻桥塞顺利下入和套管压裂施工,推荐采用壁厚7.37 mm的P110钢级套管。

2.1.3.2 井身结构与固井方案

综合考虑钻井施工、压裂方式对固井的要求,初步优选出两套井身结构,通过反复研究论证和软件模拟,制订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,并先试验1 200 m左右长水平段固井作业。

通过合理通井程序、改进套管管串结构、优化水泥浆配方、完井液性能及固井工艺等多项措施,2010年10月25日,在苏东eeH2井开展了国内首口`152.4 mm井眼长水平段套管固井一次获得成功。该井完钻井深4 506 m,水平段长1 400 m,水平段`152.4 mm井眼下`114.3 mm套管固井作业的顺利完成,为气田水平井水力桥塞多段压裂试验提供了良好的井筒条件。

2010年11月16—27日在苏东eeH2井开展了水力桥塞分段压裂,顺利完成了15段分压,创造了国内气田水平井分段压裂段数的最高纪录。该井采用`152.4 mm裸眼下 `114.3 mm套管,水平段长1 400 m,解释有效储层793 m,有效储层钻遇率为56.5%。压裂施工各段破裂压力明显,15段累计加砂312.9 m3,全部压裂作业历时13 d,压后钻塞历时2 d。

2.2 直井分层压裂技术试验进展

针对长庆气区多层开发需求,以苏里格气田东区岩屑砂岩多薄层改造为研究重点和难点,近年来不断加大直井分层压裂攻关力度,以“多薄层改造、降低压裂液伤害”为主体的改造思路,形成了以不动管柱机械封隔分层压裂为主的多层压裂工艺,并开展了其他探索性分层压裂试验。

2.2.1 “机械封隔+投球分压”工艺

目前研发的封隔器分压工具最多能实现一次机械分压3层,无法满足4层以上改造要求。针对苏里格气田东区储层一井多层比例高,以3～4层为主,为此提出了机械分压工艺和尼龙球分压工艺结合使用,不动管柱一次压开多层以提高纵向改造程度的技术思路。并对投球分压应用条件和封堵效果影响因素分析进行了研究,2008—2009年在苏里格气田东区开展机械封隔+投球分压工艺试验19口井,其中一次分压4层试验8口井,主要应用于盒8段、山1段、山2段和马五段等组合层系,平均获无阻流量7.77×104m3/d,应用效果较好。

同时,针对存在多段气层,隔层遮挡差的储层,以提高压开程度、改善支撑剖面为目的,开展前置液投球多层压裂工艺试验。该技术是在前置液造缝阶段投球暂堵高渗层,动用低渗透气层,所有层压开后一次加砂形成支撑裂缝,能实现各层有效改造。为实现该工艺目的,针对该技术暂堵球优选(座住孔眼的条件、掉落入井底条件、密度大小)和施工排量优化两个技术关键点进行了研究,并在2009—2010年应用14口井,总体取得较好的改造效果,基本达到了前置液投球分压工艺目的。

2.2.2 分压分试工艺实现多层快速评价

通过调研,国内外尚未在气井上开展过一趟管柱能同时满足多层分层压裂和单层独立测试的工艺技术。为解决压后分层测试的难题,探索快速改造、准确评价储层的新方法,在机械封隔器分层压裂管柱的基础上自主研发了分压分试技术研究。该工艺原理是:一次射孔,一趟管柱多层压裂,合层排掖,投井下控制器实现气井单层选择性测试求产。

通过2008年以来的持续研究和试验,突破了分层压裂后形成空井筒、滑套喷砂孔开启关闭、测试控制器研发、下层封隔器反洗阀关闭机构研发4个技术关键,在苏里格气田共开展11口井试验,经过不断的现场试验与室内工具完善,实现了一次射孔、分层压裂、分层测试的目的。

实例1:苏东ff井为苏里格东区的1口开发井,对山1段、盒8下亚段进行分层压裂合层排液求产井口产量2.357×104m3/d(pt=14 M Pa),后进行了两层分层测试,其中山1段测试井口产量为1.178 4×104m3/d(pt=15.9 M Pa)、盒8下亚段测试井口产量为1.366 8×104m3/d(pt=12.1 M Pa)。

2.2.3 新型分层压裂技术探索性试验

为探索充分发挥各含气层段产量的贡献,从2009年开始探索性试验了2种新型连续分层压裂工艺。

2.2.3.1 套管滑套完井分层压裂技术

该技术通过将滑套与套管连接一同下入到目的层段,逐级投入飞镖打开滑套实现分层压裂,球座通过前一级压裂时压力传递缩径而形成,避免了常规分层压裂工具球座逐级缩径对压裂级数的限制。

目前该技术在长庆气田累计完成4口井的现场试验,最多连续分压9层,创造了长庆气田连续分压的纪录。

实例2:米gg井根据其储层物性、压力、储层应力剖面特征,优选9段改造层段多层压裂增产思路及方案。压裂时各级滑套打开明显,施工顺利,压后进行了产气剖面测试,发现该井山2段、盒7段为主要产水层,进行了该工艺在国内外首次关闭套管滑套作业,成功实施了压后钻飞镖作业和关闭产水层滑套后,该井产水量从16.7 m3/d下降到3.6 m3/d,测试井口产量从1.89× 104m3/d上升到5.70×104m3/d,取得了较好的效果,达到了充分发挥各产气层产量和工艺试验目的。

2.2.3.2 连续油管分层压裂技术

该技术使用连续油管喷砂射孔、环空进行主压裂、砂桥进行封隔下层、作业后连续油管冲砂。目前已完成3口井17层现场试验,单井最高分压8层,最快实现了一天连续分压4层,创造了该工艺在国内气田直井压裂的记录。从试气结果分析,有2口井见到增产效果,其中桃hh井压后进行了产气剖面测试表明:在高流压条件下,主力产层产量贡献率较高,部分低产层对试气产量无贡献,低产层生产能力需要进一步评价。

2.3 低伤害压裂液技术研究进展

苏里格气田东区岩屑砂岩储层物性较差、孔喉半径小、排驱压力大、黏土矿物总量较高,储层易受压裂液伤害。应用中区JL-1压裂液岩心伤害率达到32.15%(80℃实验条件),表现出明显的不适应性。

为进一步降低压裂液伤害、提高压裂效果,利用核磁共振岩心技术及岩心流动实验研究了苏里格气田东区压裂液伤害机理。研究表明,压裂液引起的黏土膨胀及长期滞留是岩屑砂岩气藏伤害的主要因素,储层的低压特性及压裂液残渣对微裂缝及支撑裂缝的堵塞是导致压裂液返排困难滞留地层的原因。

针对苏里格气田东区岩屑砂岩伤害机理,开展了新的低伤害压裂液体系研究。

目前国内外使用的表面活性剂压裂液体系均为阳离子型或阳离子复配为主,由于砂岩岩石表面都带有负电性,阳离子表面活性剂压裂液易被岩心表面吸附形成薄膜,返排效果较差。针对苏里格气田东区上古生界岩屑砂岩储层物性较差、黏土矿物含量高、孔喉半径小以及压力系数低等特点,开发了新型阴离子表面活性剂压裂液。新型阴离子表面活性剂压裂液与阳离子表面活性剂相反,其与砂岩表面的负电性相斥,不易在砂岩表面吸附,很难进入砂岩及其填隙物的孔喉。

室内实验评价结果表明(表1),该压裂液防膨性好、滤失小、易破胶返排,改善了阳离子表面活性剂对储层岩石吸附伤害大的缺点,总体表现出该体系分子结构小、表面张力低、伤害小的良好性能[5]。

表1 压裂液性能对比表

2008—2010年共在苏里格气田东区试验阴离子表面活性剂压裂液33口井,平均无阻流量为8.61× 104m3/d,与对比井相比增产效果明显。

3 结论

1)通过持续开展技术攻关,长庆气区低渗透砂岩气藏压裂技术不断取得阶段性突破,形成了以直井多层机械分层压裂、水平井多段水力喷射分段压裂、低伤害压裂液等为核心的气藏主体裂改造技术,并在各气田得到广泛应用,提高了气田开发效益。

2)水平井分段压裂工艺取得突破性进展,增产效果显著。以水力喷射压裂为方向实现了由拖动分段压裂向不动管柱分段压裂的跨越式变化,实现了水平段`114.3 mm套管一次压裂1段到3段到5段再到7段的跨越,并在`152.4 mm裸眼成功实现一次分压10段;引进试验了裸眼封隔器分段压裂技术和水力桥塞分段压裂技术,水力桥塞技术创造了国内气田水平井一次分压15段的最高纪录。2008—2010年在苏里格气田水平井现场试验29口井,平均无阻流量为36.05×104m3/d(26口),试气产量是邻井平均产量的3～5倍。

3)直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主,并开展了其他探索性分层压裂试验,其中气井分层压试工艺实现了2层快速试气快速评价,连续油管分层压裂技术实现了8层连续分压的突破,套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。

4)研发的阴离子表面活性剂压裂液具有防膨性好、易破胶返排、伤害小等特点,在苏里格气田东区应用33口井,平均无阻流量为8.61×104m3/d,与对比井相比增产效果明显。

[1]付钢旦,凌云,马旭.苏里格气田分层压裂技术研究[J].天然气工业,2008,28(增刊B):99-103.

[2]赵振峰,王小朵,张燕明,等.苏里格气田压裂液体系的改进与完善研究[J].钻采工艺,2006,29(2):39-41,45.

[3]赵振峰,马旭,凌云,等.苏里格气田较大规模压裂改造技术研究[J].新疆石油天然气,2008,4(增刊):120-125.

[4]李宪文,赵文轸.水力射孔射流压裂工艺在长庆油田的应用[J].石油钻采工艺,2008,30(4):67-70.

[5]丁里,吕海燕,赵文,等.阴离子表面活性剂压裂液的研制及在苏里格气田的应用[J].石油与天然气化工,2010,39 (4):316-319.

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

国家科技重大专项项目“鄂尔多斯盆地大型岩性地层油气藏勘探开发示范工程”(编号:2008ZX05044)的部分成果。

李宪文,1963年生,高级工程师;主要从事油气田改造及技术管理工作。地址:(710021)陕西省西安市未央区明光路。电话:(029)86590698。E-mail:lxw_cq@petrochina.com.cn

李宪文等.长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例.天然气工业,2011,31(2):20-24.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.005

2011-01-31 编辑 韩晓渝)

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