華北油氣分公司針對(duì)東勝氣田儲(chǔ)藏特性，自主創(chuàng)新實(shí)施了全通徑水平井、疊加層穿層、控逢高延逢長(zhǎng)等特色壓裂工藝技術(shù)

“近年來(lái)，我們針對(duì)東勝氣田儲(chǔ)層特性，大膽創(chuàng)新實(shí)施新壓裂工藝技術(shù)，其中，全通徑水平井壓裂以及穿層壓裂工藝技術(shù)，在國(guó)內(nèi)石油行業(yè)可以說(shuō)是首創(chuàng)。”華北油氣分公司工程技術(shù)研究院儲(chǔ)層改造所所長(zhǎng)張永春告訴記者。

東勝氣田礦權(quán)面積9805平方千米，地質(zhì)儲(chǔ)層特性變化較大，其錦66井區(qū)氣水關(guān)系復(fù)雜，壓裂施工中一旦溝通水層，便會(huì)出現(xiàn)水淹井，無(wú)氣可產(chǎn)，壓裂施工難度較大。該工程院針對(duì)不同儲(chǔ)層特性，采用自主創(chuàng)新的壓裂工藝技術(shù)，取得了明顯的增產(chǎn)效果。

穿層壓裂一井溝通多層

“東勝氣田錦58井區(qū)是上產(chǎn)的主陣地，該區(qū)含水相對(duì)較少，針對(duì)鉆遇的目的層上下均有氣層，有的厚度達(dá)10~20米，比較適合穿層壓裂理念。”張永春說(shuō)。

穿層壓裂就是將水平井目的層上下臨近的氣層，通過(guò)適當(dāng)加大壓裂規(guī)模，將目的層上下的氣層全部溝通，以獲得最大的改造效果。

在東勝氣田所施工的JPH-325井，其目的層厚度達(dá)12米，上隔層3米有一套氣層，下隔層2米還有一套氣層，通過(guò)分析研判，按照穿層壓裂改造思路，適度加大壓裂規(guī)模，溝通了目的層上下共3套氣層，該井壓后獲得日無(wú)阻流量35.5萬(wàn)立方米，增產(chǎn)效果明顯。

這一壓裂理念，他們也對(duì)目的層厚度較大的氣層進(jìn)行這一試驗(yàn)，其JPH-314井，其目的層厚度20米，隔夾層厚7米，因超過(guò)了穿層壓裂界限，盡管改造效果不夠理想，但在認(rèn)識(shí)上取得了進(jìn)展。

2016年，東勝氣田錦58井區(qū)盒1氣層共應(yīng)用水平井18口井，平均日無(wú)阻流量18.09萬(wàn)立方米，較單層改造水平井無(wú)阻流量平均提高11.78萬(wàn)立方米，初期日配產(chǎn)可增加1.96萬(wàn)立方米，累計(jì)年增加產(chǎn)值11822萬(wàn)元。

2017年，東勝氣田錦58井區(qū)盒1氣層共應(yīng)用水平井17口井，平均日無(wú)阻流量14.99萬(wàn)立方米，較單層改造水平井無(wú)阻流量平均提高6.09萬(wàn)立方米，初期日配產(chǎn)可增加1.01萬(wàn)立方米，累計(jì)年增加產(chǎn)值5753萬(wàn)元。

控縫高造長(zhǎng)縫回避水層

東勝氣田錦66井區(qū)盒1段儲(chǔ)層局部含水，而盒1-盒2段之間隔夾層厚度差異4~22米，常規(guī)控制縫高的壓裂施工，極易溝通水層，造成部分水平井高產(chǎn)液、低產(chǎn)氣的現(xiàn)象，錦66井區(qū)16口水平井平均1萬(wàn)立方米氣產(chǎn)液2.3立方米，嚴(yán)重制約氣田的規(guī)模化開(kāi)發(fā)。

且儲(chǔ)層與隔層間應(yīng)力差小，控縫高難度大。根據(jù)錦66井區(qū)完鉆井氣水關(guān)系特征，他們建立錦66井區(qū)地質(zhì)模型，利用軟件模擬不同施工參數(shù)條件下裂縫形態(tài)，建立錦66井區(qū)盒2段與盒1段之間裂縫高度與儲(chǔ)層砂體和隔層厚度關(guān)系圖表，以優(yōu)化縫高為出發(fā)點(diǎn)，控制縫高延伸，同時(shí)增加裂縫長(zhǎng)度。

在東勝氣田錦66井區(qū)，他們采用控縫高壓裂工藝技術(shù)共實(shí)施6口水平井39段，施工成功率100%，平均日無(wú)阻流量約10萬(wàn)立方米，1萬(wàn)立方米氣產(chǎn)液僅0.9立方米。按照日配產(chǎn)2.5萬(wàn)立方米，穩(wěn)產(chǎn)2年計(jì)算可生產(chǎn)天然氣1.1億立方米，產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益1.5億元，平均單井經(jīng)濟(jì)效益2500萬(wàn)元以上。

同時(shí)，針對(duì)一些氣水同層，以及距離水層較近的氣層，他們也嘗試進(jìn)行不壓裂，采取酸洗作業(yè)，依靠?jī)?chǔ)層自然能量投產(chǎn)，也取得了預(yù)期效果。

全通徑壓裂為挖潛埋“伏筆”

華北油氣分公司在大牛地氣田10多年的開(kāi)發(fā)過(guò)程中，一直沿用較為成熟的多級(jí)管外封隔分段壓裂技術(shù)，該項(xiàng)技術(shù)施工周期短，成本相對(duì)較低，然而，該項(xiàng)壓裂存在較大的缺陷就是后期挖潛剩余氣難度較大，需要對(duì)井內(nèi)滑套實(shí)施鉆掃作業(yè)，成本增加許多。且對(duì)井底沖砂、測(cè)試都存在難度。

2015年，東勝氣田加大開(kāi)發(fā)力度后，該分公司嘗試著改變這一壓裂技術(shù)存在的弊端。在氣田試驗(yàn)了4種基于固井完井的儲(chǔ)層改造工藝，合計(jì)9口井，平均日無(wú)阻流量?jī)H1.95萬(wàn)立方米。全通徑完井儲(chǔ)層改造工藝效果不明顯。

之后，他們不斷改進(jìn)完善，結(jié)合裸眼封隔器完井與連續(xù)油管帶底封壓裂工藝時(shí)效性好，技術(shù)可靠的優(yōu)點(diǎn)，創(chuàng)新提出裸眼封隔全通徑完井+連續(xù)油管帶底封分段壓裂。

該技術(shù)既有常規(guī)裸眼封隔器投球打滑套分段壓裂技術(shù)與儲(chǔ)層接觸面大、“甜點(diǎn)”自選、可形成多裂縫、產(chǎn)生更大泄氣面積的優(yōu)點(diǎn)，又兼具固井完井壓后水平段全通徑的優(yōu)點(diǎn)。

由于下入目的層的管柱是一個(gè)全通徑，可以輕松的將壓裂返出的部分壓裂砂推掃到井底，配合連續(xù)油管，可以實(shí)現(xiàn)無(wú)限極的壓裂段數(shù)。在氣井生產(chǎn)后期，非常方便實(shí)施改造作業(yè)，如果某一段產(chǎn)氣不理想，就可以對(duì)其進(jìn)行重復(fù)壓裂求產(chǎn)。

2016年，裸眼封隔全通徑完井連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝共計(jì)施工19口井，相比傳統(tǒng)的裸眼管外封隔分段壓裂施工，施工周期相對(duì)長(zhǎng)，成本相對(duì)高，但由于井眼暢通，利于氣流產(chǎn)出，加之方便后期改造，長(zhǎng)期綜合效益仍占優(yōu)勢(shì)。