苏里格致密气水平井完井压裂技术对比研究

李宪文 李喆 肖元相 陈宝春 张燕明 史华

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

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地，构造上隶属伊陕斜坡，主力产层为二叠系石盒子组，岩性以岩屑砂岩为主，压力系数小于0.9，平均孔隙度小于10%，有效渗透率低于0.1×10−3μm2，为典型的致密砂岩气藏。储集层横向非均质性强，纵向多期叠置，有效厚度薄(5~8 m)，直井压裂后产量低(平均日产气低于1×104m3/d)。为了提高开发效果，长庆油田2008年开展水平井压裂技术探索试验，主体采用裸眼完井方式，并在此基础上形成了裸眼封隔器分段压裂工艺和多级滑套水力喷射分段压裂工艺2大主体技术。开发早期主要在主砂带进行改造，整体物性相对较好，通过水平井裸眼完井分段压裂技术提高了单井的泄流面积，水平井初期产量达到(3.0~5.0)×104m3/d，是邻近直井的3倍左右，增产效果显著，促进了水平井的规模应用［1-3］。

近年来，随着盆地致密气储层品质不断下降，储层条件日趋复杂，特别是以苏里格气田东区为代表的致密砂岩，对水平段的有效压裂、裂缝体积的需求越来越大。水平井裸眼完井方式存在施工排量小、不能对储层进行有效封隔，实现多层段有效改造的问题，水平井投产产量逐年降低。2015年以后随着钻井、固井技术的提升和储层认识的深化，苏里格气田以提高段间封隔有效性、进一步提高致密气水平井单井产量为目标，开展水平井固井完井桥塞分段压裂工艺试验。通过完井方式的改变，试气产量大幅提升，实现致密气水平井钻完井技术升级。

1 不同完井方式下的主体压裂工艺对比

1.1 工艺原理

1.1.1 裸眼完井分段压裂工艺

苏里格气田水平井水平段裸眼完井方式下主体采用多级滑套水力喷射分段压裂工艺和裸眼封隔器分段压裂工艺2大主体技术。由于裸眼封隔器管柱结构复杂，对完井井眼轨迹要求高，工具下入风险大、事故率高，苏里格致密气水平井主体应用不动管柱多级滑套水力喷射分段压裂工艺。

多级滑套水力喷射分段压裂工艺通过油管注入液体，依据伯努利原理，采用一种特殊设计的高压水力喷射工具，带砂液体从喷射器的喷嘴中射出后流速相当高，利用动能和压能的转换原理，在几分钟内便可击穿套管，并在地层岩石上形成喷孔并压开地层，如图1所示。在裂缝形成后，依靠射流效应，将泵注的流体导入裂缝［4-8］。由于气井井控风险高，不能拖动管柱施工，所以采用不动管柱、多级滑套工具，实现多段压裂。在压裂完一段后通过投球打开下级喷砂滑套，并封堵下部管柱，利用管柱外环空内的水力射流增压原理，实现油套管环形空间的层内软封隔，压开下级裂缝，最终实现不动管柱一井多段分段改造。

图1 水力射孔射流压裂原理示意图Fig.1 Principle of hydraulic perforation and jet fracturing

1.1.2 固井完井分段压裂工艺

国内外致密气田水平井水平段固井完井方式下压裂工艺主体有桥射联作多簇射孔分段压裂工艺和连续油管带底封水力射孔环空压裂工艺，但是以桥射联作多簇射孔分段压裂工艺为主。苏里格致密气田水平井固井完井条件下的压裂工艺主体也采用该种压裂工艺。

桥射联作多簇射孔分段压裂工艺是在水平段全井段固井完井条件下，采用连续油管传输射孔，通过套管注入泵注流体压裂。压裂施工结束后，用液体将带射孔枪的桥塞工具串泵入水平段指定封隔位置，通过电缆实现多簇射孔与桥塞封堵联作，进行下级压裂作业。逐级下入工具，逐级压裂，改造后合层排液投产［9-11］。

1.2 技术特点

结合压裂工艺原理、施工过程，总结2种不同压裂工艺的技术特点见表1。

1.3 优势与不足

1.3.1 不动管柱多级滑套水力喷射分段压裂工艺

由于不动管柱多级滑套水力喷射分段压裂工艺采用Ø88.9 mm+Ø73 mm油管作为射孔、压裂、生产一体化管柱，不需要下入封隔器，具有工艺简单、费用低、投产速度快的优点，但是同样在使用过程中产生了一些不足：(1)非均质储层条件下，水力射流可实现1~5 MPa的增压，从而实现段间的软封隔。但是当储层破裂压力与裂缝延伸压力差值大时5 MPa时，就无法满足封隔要求。(2)采用Ø88.9 mm+Ø73 mm油管注入压裂，施工排量一般在3.0 m3/min以内，不能满足致密气高排量压裂需求。(3)后期采气工艺受限。采用Ø88.9 mm+Ø73 mm压裂管柱生产，井筒管柱复杂，不利于后期排水采气作业。

表 1水平井不同压裂工艺特点Table 1 Characteristics of different horizontal well fracturing technologies

1.3.2 桥射联作多簇射孔分段压裂工艺

对比不动管柱多级滑套水力喷射分段压裂工艺，由于管柱结构、封隔方式的不同，具有一定技术优势。(1)封隔可靠性高。通过桥塞实现下层封隔，通过试压可判断出是否存在窜层的可能性，在钻塞过程中，通过实测桥塞位置，可判断桥塞是否移位。(2)压裂位置精确。通过射孔实现定点起裂，裂缝布放位置精准。(3)压后井筒完善程度高。桥塞由可钻复合材料或者可溶材料组成，比重较小，可钻桥塞钻磨后的桥塞碎屑可随油气流排出井口，可溶桥塞在井底条件下7 d后自然溶解，为后续作业和生产留下全通径井筒，满足后期作业需求。

1.4 作业成本及施工效率

1.4.1 钻完井费用

根据工程造价体系，对钻完井及压裂改造费用进行了测算。以改造7段为例，水平井固井完井桥塞分段压裂工艺由于水平段采取固井完井作业，单井费用(含钻井费用、试气压裂费用及其他费用)为1 940万元，较水力喷射分段压裂工艺费用1 840万元增加100万元。但是现场实践表明，固井完井桥塞分段压裂工艺较裸眼完井分段压裂工艺增产效果明显，完全可以弥补施工费用的增加。同时随着石英砂、低成本滑溜水等低成本材料的成熟应用，2种完井方式下的压裂作业成本进一步降低。

1.4.2 施工效率

结合不同工艺的施工特点，以单段平均砂量40 m3、液量520 m3为标准，测算不同压裂工艺的施工周期数据见表2。虽然桥射联作多簇射孔分段压裂工艺施工排量高，但是受到气井埋深大、压力高的影响，压裂作业中间采用电缆泵送射孔枪、桥塞进行射孔、坐封作业时，泵送排量低(1.5 m3/min)，存在段间作业等待时间长的问题，单段施工时间要略高于水力喷射分段压裂工艺，当压裂规模进一步增大后，由于桥射联作压裂施工排量高，施工效率较水力喷射分段压裂工艺增效明显。

表2 不同压裂工艺施工周期对比Table 2 Construction cycle comparison between different fracturing technologies

长庆气田通过开展工厂化作业，针对桥射联作多簇射孔分段压裂工艺施工特点，形成大平台拉链式工厂化作业模式，利用“1套压裂机组+1套桥塞联作作业机组+2口水平井”进行交叉作业的模式，大幅减少作业等待时间，将压裂效率由2~3段/d提高到6~8段/d，并创造单机组单日压裂16段的国内气田作业记录。

2 现场实践对比

2.1 增产效果对比

长庆气田于2015—2019年开展水平井固井完井分段压裂工艺攻关，固井完井桥射联作多簇射孔分段压裂技术规模应用376口井，与同期压裂的水平井裸眼完井分段压裂工艺对比结果见表3。在水平段长度、有效储层长度相近的情况下，压后试气无阻流量由39.9×104m3/d提高到69.8×104m3/d，提高了75%，增产显著；其中，2015—2016年压裂的3口桥射联作多簇射孔分段压裂水平井平均生产660 d，累产气量3 117.1×104m3，对比邻近裸眼井累产气量2 415.9×104m3提高了30%左右，增产效果明显，并具有较强的稳产能力。

表 3不同完井方式下不同压裂工艺试气效果对比Table 3 Well test result comparison between different fracturing technologies under different completion modes

2.2 原因分析

2.2.1 储层压裂地质特征

对近5年长庆苏里格致密砂岩储层水平井压裂施工数据进行统计，最高施工压力(破裂压力)与裂缝闭合压力(裂缝闭合压力=停泵压力+井筒静液柱压力)差值大于5 MPa的施工段占比达到43%，部分段的差值大于10 MPa。采用多级滑套水力喷射分段压裂工艺时，水力射流的增压值通过长庆气田的多年实践及室内实验验证为3~5 MPa，数据表明43%的水平井压裂施工段若采用水力喷射分段压裂工艺会出现无法有效封隔的可能。

2.2.2 井下微地震监测

采用井下微地震监测技术，对裸眼完井分段压裂的苏东X-H1井压裂过程进行人工裂缝监测(图2)。图中不同颜色表示不同压裂段数地震监测响应点，从监测结果可以看到，第3、4段，第6、7段之间窜层严重，封隔有效性差；第5段因为储层致密，施工排量小(2.6 m3/min)，压裂裂缝体积小(图3)。整体压裂效果较差，压后试气无阻流量不足10×104m3。对3口裸眼完钻井的压裂井下微地震监测结果进行分析，26.1%的改造段封隔差。监测结果表明，裸眼完钻压裂井的段间封隔有效性差(表4)。

图2 苏东X-H1井井下微地震裂缝监测结果Fig.2 Downhole microseismic monitoring result of Well Sudong X-H1

图3 苏东X-H1井压裂后裂缝形态示意图Fig.3 Fracture morphology after the fracturing of Well Sudong X-H1

表4 裸眼完钻压裂井井下微地震监测结果Table 4 Downhole microseismic monitoring result of open hole completion and fracturing well

2.2.3 裂缝监测结果

为了对水平井固井完井桥射联作多簇射孔分段压裂井封隔有效性进行监测、评价，长庆气田对试验井开展了连续油管、化学示踪剂产气剖面测试等多种测试方式对各段产气贡献情况进行对比分析(表5、表6)。分析结果表明各段均有产气贡献，即桥塞段间封隔可靠，各段均得到有效改造(图4)。

2.2.4 压裂体积对比

在苏里格东区进行了4口目的层物性相近水平井的压裂对比试验，通过井下微地震裂缝监测分析注入压裂排量对改造体积的影响。对比研究表明(图5)，在砂量和注入液量相同的情况下，随着排量的增加，储集层改造体积增加，当压裂排量为6~10 m3/min时，储集层改造体积是常规压裂工艺(3~4 m3/min)改造体积的2倍多。分析认为水力压裂裂缝扩展几何形态受控于缝内净压力，随着施工排量的提高，裂缝内的净压力升高，裂缝可以有效突破隔夹层，获得更大的裂缝体积。所以，提高施工排量可以有效地增加储集层改造体积［12］。

表5 靖X-H1井连续油管产气剖面测试Table 5 Coiled-tubing gas production profile test of Well Jing X-H1

表6 靖X-H2井化学示踪剂产气剖面测试Table 6 Chemical-tracer gas production profile test of Well Jing X-H2

图4 靖X-H2井压后裂缝形态示意图Fig.4 Fracture morphology after the fracturing of Jing X-H2

从表1中可以看出，固井条件下桥射联作多簇射孔分段压裂的施工排量达到8 m3/min以上，不动管柱多级滑套水力喷射分段压裂的排量为3 m3/min，结合井下微地震裂缝监测结果，预测固井条件下水平井压裂体积可达裸眼完井条件下的压裂体积的2倍以上，也是造成试气效果不同的原因之一。

图5 压裂排量与改造体积关系图Fig.5 Relationship between fracturing displacement and stimulated reservoir volume

2.3 分析与讨论

结合2种工艺压裂裂缝监测结果，裸眼完井分段压裂工艺段间封隔有效性随着储层致密、破裂压力与裂缝延伸压力差值大，无法满足封隔要求，封隔有效性差，部分段无法有效改造，影响压裂效果。固井完井桥塞分段压裂工艺可以实现段间有效封隔，各段均能实现有效改造(见表5、表6)，满足了对水平段有效压裂的需求。另一方面，固井条件下桥射联作多簇射孔分段压裂的施工排量为8.0 m3/min，不动管柱多级滑套水力喷射分段压裂的排量为3.0 m3/min，固井条件下水平井压裂体积也达到了裸眼完井条件下的压裂体积的2倍以上，可以有效提升致密储层压裂体积。

对前期试验井的长期投产效果进行跟踪研究可知，固井条件下桥射联作多簇射孔分段压裂试验井对比邻井裸眼完井分段压裂工艺井增产30%左右。另外从前期的试气、投产对比结果(表3)可以看出，固井完井分段压裂水平井可以满足水平段大排量、大规模的压裂模式，可以形成更大的裂缝体积，增产效果显著，但是投产增产幅度小于试气增产幅度。分析认为受苏里格气田目前水平井井网规模(600 m×2 300 m)的限制，需要控制水平井水平段裂缝长度，减少井间干扰的影响。井网大小限制了水平井的提产空间，增产效果有限。后期可以通过进一步优化井网，提高单井控制面积，有望获得更好的增产效果。

3 结论与认识

(1)与水平井裸眼完井分段压裂工艺相比，固井完井分段压裂工艺的井筒结构简单，后期作业难度小，能够保障苏里格致密气水平井长期稳定生产。

(2)固井完井分段压裂工艺封隔有效度高，可以满足大排量混合压裂设计需求，对比裸眼完井分段压裂工艺实现了试气产量的大幅提高，部分长期投产井增产达到30%左右，是长庆致密气提高单井产量的技术方向。

(3)固井完井分段压裂技术可以实现水平段压裂段数、施工规模的不受限制，为致密气水平井的进一步提产提供了条件。