水平井里看水平—对长庆油田水平井应用的调查

□ 本刊记者 袁伟

一段时间以来，记者听到一些关于水平井的非议，认为直井开发省事省力，费用也低，而水平井开发投资高、风险大、实施效果也有不确定性等等。但是，2012年，长庆油气田共完成各类水平井达623口，是整个中国石油水平井总数的一半。今年，这一数字仍保持在620口以上。为什么一些人持否定态度的水平井在长庆油田能大行其道？本刊记者近日对主导这一技术的长庆油田油气工艺研究院进行了采访。

由来已久看执着

其实长庆油田的水平井应用已有近20年历史，期间有失败，也有成功，前期探索过程中，以失败为主。比如2001年前后在苏里格气田实施的两口水平井—苏平1井和苏平2井，均以失败而告终。在前期投入开发的28口老井平均累计采出量超过2000万立方米的情况下，苏平1井到目前为止总采出量只有700多万立方米，而苏平2井干脆没有出气。但长庆油田并没有因此而放弃探索，而是执着地将水平井试验坚持下来。据主导长庆水平井开发技术的长庆油气工艺研究院介绍，水平井的研究和创新分为4个阶段。

1994—1996年的先期试验阶段。水平井开发试验初期，分段压裂改造主要采用“填砂＋液体胶塞”技术，首先在安塞油田塞平1井组开展了现场试验，先后又在靖安、宁定油田进行了9口水平井现场试验，但是由于胶塞隔离后的密封性不好，分段压裂的有效性无法保证，同时受当时水平井钻井及固井的技术水平限制，以致水平井改造效果较差，未能体现水平井开发的价值。

2005—2006年的技术引进阶段。通过大量调研及论证，在2005年12月引进了哈里伯顿公司的水力喷砂分段压裂技术，在长庆油田的靖平1、庄平3井开展了现场试验，试验结果表明该工艺解决了以前分段压裂改造中封隔有效性差的问题，同时集射孔、压裂一体化，施工方便简捷、效率高、封隔有效性强、改造效果好，也由此逐步确立了其水平井储层改造的主体技术地位。

2007—2009年的自主研发阶段。针对水平井水力喷砂分段压裂技术，为突破国外技术垄断、探索并形成长庆油田水平井主体改造技术，油气院从水力喷砂工艺的压裂理论、水力喷砂参数优化、关键工具研制、压裂施工工艺等方面开展了大量技术攻关及试验。在此期间，首次开展了与矿场实际接近的1:1大型物模试验，对水力喷砂压裂机理研究取得关键性突破；开展了室内模拟实验，制作了810个靶件，针对9个方面开展了90组不同条件水力喷射参数试验，建立了喷射参数实验图版和理论图版；同时加大了关键工具研制，形成了适用不同储层和井况的工具系列。最终在油田水平井形成了国内领先的“水力喷砂压裂+小直径封隔器”技术，水平井压裂改造具备了一趟管柱连续压裂5段、单段最大60立方米加砂量、单井最高20段的施工能力，水平井开发技术在罗1井区推广应用，水平井单井产量达到相邻直井的3倍以上。

2010年至今的技术深化、创新阶段。随着水力喷砂分段压裂技术的不断发展，长庆油田水平井储层改造技术实现系列化。针对常规低渗透储层，在坚持水力喷砂分段压裂改造的基础上，发展了多级水力喷砂分段压裂技术，成倍提高了水平井施工效率；针对超低渗透储藏大幅增加的现状，为进一步提高水平井单井产量，从提高裂缝导流能力出发，创新形成了水力喷砂分段多簇压裂技术，并全面推广应用，形成了长庆油田第一个水平井开发示范区—华庆长6水平井示范区；针对致密储层，借鉴体积压裂改造理念，通过将传统油管加砂调整为环空加砂方式，同时优化改进喷砂器和封隔器，创新研发了水力喷砂环空加砂体积压裂技术，在提高水平井改造效果的同时，大幅提高了水平井施工效率，建成了国内第一个致密油水平井开发试验区—安83井区，同时安平54井组高效的工厂化作业模式为中国石油工厂化作业树立了典范。

2013年，水力喷砂压裂工艺“一趟钻”工程的攻关等取得了新的突破，水平井技术已经成为推动低渗、超低渗、致密油和苏里格气田的低成本高效益开发主体技术。

水平井里看水平

目前，长庆油田的水平井已经成为油气田开发的主体技术，在低渗透油藏、超低渗油藏开发、致密油试验、气田开发等四个领域大展身手。

首先是油气田水平井钻完井指标也不断地实现优化与突破，水平井钻井速度不断加快、平均钻井周期逐年缩短。油田平均钻井周期由早期63天缩短至目前的25.5天，降幅达60%。桥平X井最短钻井周期仅为8.6天；气田平均钻井周期由早期137天缩短至目前的79.8天，降幅达42.8%，苏X井水平段长1150米，钻井周期23.25天，创下气田水平井最短钻井周期。姬塬油田水平井工厂化作业试验区，今年首口体积压裂“工厂化”试验井顺利完成全部压裂施工，全井11段压裂作业仅用时9天，单井试油仅用23天，再次刷新了油田水平井体积压裂试油压裂周期记录。

其次是，不断完善优化水平井钻完井工程方案设计，实钻轨迹控制能力进一步加强，油气田平均水平段长度不断增加。2012年，油田平均水平段长为624米，连续4年油田平均水平段长度年增长率均保持在15%以上。陇东一口水平井最长水平段长度达1555米；苏里格气田平均水平段长突破1000米，达到1019米，最长实现2862米。水平段长度的不断增加，提高了油气层接触面积与压裂改造段数，使单井产量大幅增长。

同时，三维水平井技术取得突破。油田在陇东油区丛式三维、1500米长水平段水平井组钻完井先导性试验取得成功。针对三维水平井井身剖面设计影响因素复杂、设计及现场实施难度大、长裸眼段漏失与坍塌并存、井身结构优化难度大等技术难题，在现有钻井工具及技术条件下，开展丛式三维水平井井身剖面设计、长水平段井身结构优化、低摩阻防塌钻井液体系等钻完井技术攻关研究，创新形成了以三维水平井井身剖面设计方法、实钻三维轨迹控制为核心的丛式水平井钻完井技术，解决了三维水平井钻井摩阻扭矩大的技术瓶颈，国内首次实现了偏移距最大302米、水平段长1535米的三维水平井钻完井技术；采用漂浮接箍、旋转引鞋等降摩减阻套管下入技术，实现了长水平段、长裸眼段套管安全下入；研发低摩阻防塌钻井液体系，解决了漏失与坍塌，提高了井壁稳定性，国内首次实现1500米长水平段由原来下技术套管的三开井身结构优化为不下技术套管的二开井身结构，单井平均钻井周期缩短了52%、钻井成本降低33%。完成现场试验10口井，创直接经济效益达2560万元。国内首次实现一个井场3口水平段平行分布、间距300米、长度1535米的丛式三维、长水平段水平井组钻完井试验，实现了从直井定向井到水平井、丛式井组到丛式三维水平井组的技术跨越，是长庆油田钻井技术的又一次新革命。

当然，最关心的是效果。以苏里格气田为例，目前苏里格气田已累计完钻水平井532口，投产井数仅占7%的水平井日产气量约占到了苏里格气田总日产气量的28%。今年以来，水平井的效果进一步提高。苏东南区累计完钻水平井102口，水平段长度平均1290米，平均钻遇砂体长度1022米，钻遇率达79.3%，平均钻遇有效储层长度819米，平均有效储层钻遇率达63.5%，完试27口，平均无阻流量39.6万立方米/天，开发效果显著。油田平均单井日产8.3吨，气田平均单井日产5万立方米以上。

此外，由于水平井的实施，为大井组丛式井创造了条件，节约了大量土地，减少了对生态脆弱的陕北、内蒙等地的环境伤害。据悉，近年以来，长庆油田共建成丛式井组6951个，与常规单井井场相比，累计节约用地超过28.6万亩。

透过压裂看效果

水平井是一种技术，更是一系列配套技术的载体。压裂，是长庆油田的“吃饭家伙”，正是通过水平井技术，压裂技术的创新与发展、工厂化作业等也成为新亮点。

长庆油气工艺研究院通过不断创新，油田一趟管柱压裂段数纪录不断被刷新。通过开展水力喷砂体积压裂工艺研究，调整加砂注入方式及优化射孔压裂关键参数，实现了大排量、大液量、大砂量条件下的分段多簇连续压裂，11段压裂施工仅用两趟钻具完成，一趟管柱最多实现连续压裂8段，为“工厂化”压裂提供了工艺基础。

在压裂液预处理及回收处理装置协同试验中，单井返排液回收量达1500余立方米，返排液回收再利用率达到85%以上。高性能水力喷砂压裂工具再创新指标。通过对高效耐磨喷砂器、长寿命高压封隔器的研究和改进，在工具过砂量、过液量等指标又进一步提高，保障了大规模体积压裂连续压裂。

创造了高效压裂新纪录。通过水源保障、大型压裂机组及地面管线固定、连续混配装置应用、压后螺杆泵快速排液、井场优化布置等措施，采油六厂产建项目组协同组织川庆钻探公司井下施工队伍进行不间断压裂连续作业，创下了单水平井体积压裂每天作业2段的新纪录。

今年以来，长庆油田以提高水平井作业效率、降低作业成本为目标，大力开展水平井“工厂化”作业技术攻关及试验，并在陕北和陇东油区分别开辟了水平井“工厂化”作业试验区。上半年，油田公司科研人员在认真分析国外“工厂化”作业技术特点及先进经验的基础上，集中力量围绕丛式水平井钻完井、高效水力喷砂分段多簇工艺、压裂液回收重复再利用等技术开展自主研发及试验，并取得了重要突破，为水平井“工厂化”作业的顺利实施打下了坚实基础。

水平井压裂工厂化作业试验关键技术获得突破。以提高压裂施工效率为核心，进一步加大水力喷砂井下工具研发力度，从结构设计及材料选择出发，不断完善优化工具结构，研发了新型高效耐磨喷砂器和长寿命封隔器；优化完善方案设计，选派压裂、工具研发领域技术骨干成立联合技术支撑组，与项目组、施工单位紧密协作，创造了一趟压裂钻具连续压裂9段的新记录，全井11段压裂作业仅用时9天，单井试油仅用23天，实现了油田公司提出的“水平井试油控制在25天以内”的新目标；同时，针对水平井规模开发区，通过开展水力喷砂体积压裂工艺研究、调整加砂注入方式及优化射孔压裂关键参数、编制水平井水力喷砂压裂技术规范并对施工队伍加强宣贯，实现了一趟钻在大排量、大液量、大砂量条件下的分段多簇连续压裂。

水平井压裂返排液处理与再利用技术取得了重要进展。针对水平井压裂返排液大液量、高粘度、高悬浮物等特点，以“混凝沉淀+过滤杀菌+水质软化+络合掩蔽”为主体处理技术，通过现场工艺与设备配套、井场布置优化，实现水平井压裂液回收再利用；将压裂返排液处理后再利用可节省大量的淡水资源，减少备水时间，提高压裂施工效率。2013年上半年，科研人员积极开展压裂返排液处理技术研究、方案制定、设备研制等工作，积极引进斯伦贝谢公司水处理技术与设备，先后开展了50余项压裂液回收再利用试验，已可满足配液再利用要求。

目前，长庆油田已经形成了一系列具有自主知识产权的新工艺、新设备、新材料、新技术。中国石油2013年工程技术新产品新技术成果发布会上获悉，发布会共推出了15项科技新“利器”。长庆油田作为油气田企业，有2项技术列在其中。