裸眼封隔器分段压裂技术在低渗砂岩气藏的应用

梁凌云 ，赖海涛 ，吴付洋 ，冯 晨 ，李照永 ，张海峰

（1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018；

2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；

3.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗 017300）

水平井开发作为一种提高单井产量和油气田综合开发效益的有效手段，越来越受到人们的重视。实践表明，水平井技术在低渗透油气藏的开发中，可以增加泄油气面积，有利于提高产量，减少生产井数，降低钻井成本，是提高气田单井产能及采收率的有效方法[1]。目前水平井实施的裸眼封隔器分段压裂技术，改造效果较好，其成功应用对于苏里格气田转变开发方式具有重要意义。

1 裸眼封隔器分段压裂技术

1.1 工具组成

裸眼封隔器分段压裂主要工具包括裸眼封隔器、自封式球座、压差滑套、投球滑套、悬挂封隔器、回接筒、丢手接头等，由分段压裂级别、各级投球滑套差别而设定。

1.2 工艺原理

裸眼封隔器分段压裂技术是以裸眼封隔器为载体，在水平井裸眼完井条件下一次性下入水平井裸眼封隔器分段压裂管柱，利用压差实现封隔器座封，通过封隔器来建立各水平井段之间的压力遮挡，实现对卡封层段的压裂改造。压裂改造结束后通过投球打开滑套建立油管与上部储层之间的连通通道，同时封堵下部已改造层段。依次上返，实现对水平段中的多段压裂改造[2]。

1.3 管串组合

基本管串结构如下:带筛管引鞋+自封式球座+油管（m）+压差滑套+油管（m）+ 裸眼封隔器（1）+油管（m）+裸眼封隔器（2）+油管（m）+投球滑套（1）+油管+裸眼封隔器（3）+油管（m）+投球滑套（2）+……+悬挂封隔器+回接筒+丢手接头+油管（m）+油管挂（见图1）。

裸眼封隔器及投球滑套可以根据水平井分级的段数多少而定，若水平段长分级比较多，可以视具体情况要求中间多加裸眼封隔器。

1.4 技术关键点

（1）裸眼封隔器压裂工具的入井及坐封要求裸眼水平段井眼轨迹较规则；（2）各级投球滑套球座能够满足打开滑套性能要求；（3）裸眼封隔器的性能要求耐温性、密封性，满足压裂施工需求；（4）由于水平井压裂分级多，压裂通道缩径多，也是对裸眼封隔器压裂工具及压裂施工增加难度。

2 压裂工艺优化

2.1 裂缝参数

苏里格气田水平井裸眼段比较长，对于压裂段数的划分很重要，为了最大限度沟通含气砂体，扩大气层渗流面积，提高储层导流能力，从而实现高产和持续稳产的目的，尽可能适当增加压裂分段数量；在苏里格气田均质条件下合理压裂间距建议为80～150 m，但在实际设计时需考虑砂体钻遇情况，适度缩小裂缝间距。

图1 裸眼封隔器管串结构组合

为了保证裸眼封隔器压裂段间有效密封，必须选择好坐封位置，最好选择井径变化较小、物性较差的泥质砂岩井段[3]。

2.2 压裂参数

综合理论分析、数值模拟、生产特征分析，在均质条件下水平段段间距超过100 m时，水平井产量增加趋势趋于平缓。考虑砂体钻遇情况，裂缝参数设计如下：水平井裂缝间距80～150 m，1 000 m长水平井段分压7～10段，结合地质条件进一步增大段数；布缝优先采取两端裂缝稍长，中间裂缝稍短的U型布局；布缝优先采取两端裂缝稍长，中间裂缝稍短的U型布局；根据模拟研究结果，推荐裂缝导流能力15 dc·cm。

2.3 施工参数

根据苏里格气田水平井钻遇储层物性参数特征、改造效果，通过数值模拟优化最优裂缝长度及导流能力，建议水平井裸眼封隔器多段分压工艺施工参数（见表1）。

表1 水平井裸眼封隔器分段压裂施工参数设计

2.4 压裂液体系

苏里格中区和西区采用常规羟丙基胍胶压裂液，该液体具有携砂性能好、较强耐温、抗剪切能力等特点；苏里格东区由于储层致密采用低伤害压裂液，该液体具有用量低、残渣低、基液黏度低等特点。

2.5 液氮伴注

结合水平井分段压裂改造工艺，加快排液速度，降低储层伤害，采用全程液氮伴注排液技术。改造结束后，采用3～8 mm油嘴控制放喷排液，若无法喷通或排液过程中出现停喷，则进行连续油管液氮气举排液。

3 现场应用及效果

2009年，苏里格气田引进国外裸眼封隔器分段压裂技术试验7口井，最高改造5段，平均无阻流量达到直井4～5倍，其中苏X-23H、桃X-5AH井分段压裂后无阻流量超过百万立方米。

2010年，以提高改造段数为目标，进一步扩大引进裸眼封隔器分段压裂工艺的现场应用。苏里格气田现场应用13口井，平均改造段数4.83段，平均无阻流量 33.4×104m3/d。

2011年，苏里格气田上古储层分段压裂改造33口井，平均水平段长度886 m，平均改造段数5.9，平均无阻流量47.02×104m3/d，其中苏X-65H1井测试无阻流量152.5×104m3/d，取得明显效果。

2012年，苏里格气田共应用裸眼封隔器分段压裂18口井，平均水平段长度903 m，平均改造段数26，平均无阻流量45.9×104m3/d；应用Ф88.9 mm裸眼封隔器分段压裂10口井，其中自主研发Ф88.9 mm工具改造2口井，平均改造8段，最高分压12段，平均无阻流量34.2×104m3/d，与外部工具相比，工具性能稳定，改造效果基本相当；应用Ф114.3 mm裸眼封隔器分段压裂8口井，其中自主研发Ф114.3 mm工具改造3口井，平均改造7.7段，平均无阻流量54.4×104m3/d，与外部工具相比，分压工具同样能满足大排量、大规模施工的需要。

图2 苏里格气田历年裸眼封隔器分段应用情况

截止2013年底，苏里格气田自营区应用裸眼封隔器分段压裂工艺共改造水平井达到90余口，随着工艺技术水平的不断进步，分压段数和试气无阻流量均有所提高（见表2）。

对苏里格气田49口投产时间较长的井统计，苏中区块统计21口井，投产时间24个月，单井日均产气4.1×104m3，单井累计产气 2 822.2×104m3/d；苏东和苏西区块统计27口井，投产时间12个月，单井日均产气3.7×104m3以上，单井累计产气1 086.7×104m3/d以上；裸眼封隔器分压井水平段有效储层长度短，目前累计产量高，投产效果好。

表2 苏里格气田裸眼封隔器分压水平井投产效果对比表

4 结论与认识

（1）水平井储层改造是苏里格低渗透气田高效益开发的关键技术，研究和现场试验表明，水平井分段压裂取得突破性进展，压裂工艺、工具和管柱已配套完善，可满足苏里格低渗透气田水平井增产改造的需要。

（2）水平井裸眼分段压裂适用于水平段较长、段数较多的压裂井，目前水平井实施的裸眼封隔器分段压裂技术，改造效果较好，其成功应用对于苏里格气田转变开发方式具有重要意义。

（3）裸眼封隔器分段压裂技术在苏里格气田自营区共应用90余口井，通过工具性能优化，水平井分段压裂工艺水平大幅提高，其中自主研发裸眼封隔器关键工具主要性能参数达到国外先进技术水平，自主Ф88.9 mm和Ф114.3 mm裸眼封隔器与外部工具相比，工具性能稳定，能满足苏里格气田水平井储层改造的需求。

[1]陈作，王振铎，曾华国.水平井分段压裂工艺技术现状及展望[J］.天然气工业，2007，27（9）：78-80.

[2]李宪文，凌云，马旭，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[J］.天然气工业，2011，31（2）：22-24.

[3]滕春鸣，杜泽宏，施凌丽，等.水平井裸眼封隔器多级分段压裂技术在苏 75 区块的应用[J］.钻采工艺，2012，35（6）：31-33，40.