【论文】李宪文等：基于小井眼完井的压裂关键技术创新与高效开发实践——以苏里格气田致密气藏为例

李宪文 ^1,2 　王历历 ^1,2 　王文雄 ^1,2

肖元相 ^1,2 　陈宝春 ^1,2      张燕明 ^1,2

周长静 ^1,2 　马占国 ^1,2 　石华强 ^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

0　引言

鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国最大的 陆上气田，也是致密砂岩气藏的典型代表，主要含气层为二叠系石盒子组和山西组，在其辫状河、曲流河三角洲沉积背景下，单砂体规模小，储层非均质性强， 单井控制储量小，压力系数小于 0.9 ，平均孔隙度小于 10% ，气测渗透率小于 0.8 mD ，具有“低渗透、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征 ^[1-4] 。

针对苏里格气田地质特征，围绕提高开发效益和单井产量开展了不同开发模式的探索试验。前期主体采用 Ø139.7 mm 套管完井直井开发，单井平均日产气量 0.8 × 10 ⁴ ～ 1 × 10 ⁴ m ^3[5-8] 。 2008 年以后为了提高开发效果，开展了水平井技术的试验与应用， 受当时条件限制，主要采用裸眼完井，形成了多级滑套水力喷砂分段压裂和裸眼封隔器分段压裂两项工艺技术，现场应用千余口井，单井产量可达到直井的 3 倍左右。 2018 年以后，随着技术的进步，直井和水平井改变了完井压裂方式 ^[9-13] ，固井完井桥塞联作分段压裂成为主流工艺模式，压裂参数不断优化，单井产量明显提升 ^[14-16] 。同时，工艺技术的不断成熟与完善，为工厂化作业提速提效提供了有利条件。在完井压裂技术发展过程中，苏里格气田紧跟国内外非常规储层改造技术发展趋势，特别是与美国页岩气体积压裂改造技术接轨，开展了大量对标试验，结果表明苏里格砂岩致密气与页岩气等非常规储层相比有其独特性，体积改造的技术模式、工艺参数等需要开展针对性的优化研究 ^{[ 17-18]} 。页岩气等非常规气藏体积压裂通过桥塞分段、多簇射孔、高排量、大液量、大砂量、滑溜水、转向剂等应用， 实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，形成主裂缝与多级次生裂缝交织的复杂缝网系统，增大了渗流面积及导流能力，提高了初始产量和最终采收率。而苏里格致密砂岩气由于天然裂缝和层理不发育等因素难以形成复杂裂缝，压裂后与页岩气的流动机制不同，需要在适度排量、适度规模条件下满足较高的砂比需求，实现主裂缝的有效支撑，并采用适度密切割技术实现横向波及体积最大化 ^[19-21] ，提高储量动用程度。在多年的实践分析基础上，苏里格气田把直井和水平井都采用归一化的 Ø114.3 mm 小井眼完井，优化形成“适度排量、适度规模、适度段长” 的压裂模式，走出了一条经济、高效、适用的开发道路，对提高苏里格气田的开发效益、实现长期稳产具有重要意义。

1 　小井眼完井压裂工艺

1.1 　直/ 定向井

苏里格气田前期直 / 定向井井身结构主体采用 Ø139.7 mm 套管二开完井，配套 Ø73.02 mm 油管压裂，形成了机械封隔器多层压裂技术，该技术具有成本低、作业效率高、压裂投产管柱一体化等优点， 最高分压 8 层，气田规模应用达 7 000 余口井，推动了早期以苏里格气田中区为代表的致密气效益开发。随着致密气开发持续推进，储层品质不断变差，油管压裂排量受限（ 2.0 ～ 3.0 m ³ /min ），不能满足改造需求；同时压后起钻困难、后期不能开展产能测试等问题逐渐凸显。因此，从油管压裂向套管压裂转变成为一种必然趋势 ^[17~18] 。

研究分析表明，在相同管材的条件下，管柱尺寸越大，抗压强度越低，采用 Ø139.7 mm 套管压裂需提高套管 1 ～ 2 个承压等级，导致完井成本大幅度提高。为此，综合考虑套管压裂和低成本开发需求， 优化形成了 Ø114.3 mm 套管固井小井眼技术。目前已在苏里格气田规模应用 1 600 余口井，实现多层分压合采降本增效双提升，成为苏里格气田新一代低成本多层系开发主体技术。

1 ）井身结构优化：从满足气井全生命周期生产、压裂提高单井产量、低成本钻完井的技术需求出发， 优选了 Ø 165.1 mm 钻头 + Ø 114.3 mm 套管 + Ø 60.3 mm 油管的“三小”井身结构完井方式（图 1 ）。

2）小井眼快速钻井技术：针对小井眼钻井泵压高、钻头寿命短、摩阻大等难点，通过创新剖面设计、优化高效钻头与钻具组合、研发高性能钻井液体系，钻井技术不断成熟完善，机械钻速由初期的15.8 m/h提高至23.4 m/h，钻井周期由初期的19.5 d缩短至14.5 d。与常规井眼相比，小井眼在套管、钻井液等材料消耗以及岩屑产出量方面减少35%～45%，单井钻井成本节约35万元，降本、环保效果明显。

3 ）小井眼分层压裂及排采技术：形成小直径连续油管带底封、套管滑套、可溶桥塞 3 套分层压裂技术，施工排量提高至 6 ～ 10 m ³ /min ，分压层数可实现无限级分压，满足了高排量注入的需求。同时，套管压裂具有井筒全通径优势，压裂后利用带压下钻装置下入 Ø60.3 mm 小油管，实现及时排液、试气和投产。

1.2 　水平井

苏里格气田水平井早期探索阶段受地震预测技术和钻完井工艺技术限制，有效储层钻遇率低，改造措施采用笼统酸化或水力喷射 1 ～ 2 段，增产效果不明显。为了提高开发效果， 2008 年开始攻关水平井多段压裂技术，主体采用裸眼完井方式，形成了多级滑套 + 水力喷射分段压裂和裸眼封隔器分段压裂两项工艺。开发早期主要应用于物性较好的砂体，水平井裸眼完井分段压裂 3 ～ 9 段，规模应用 800 余口井，平均无阻流量达 44 × 10 ⁴ m ³ /d ，初期产量达到 3 × 10 ⁴ ～ 5 × 10 ⁴ m ³ /d ，达到区块直井的 3 倍左右，提高了苏里格气田开发水平 ^[9-11] 。

随着苏里格气田开发由富集区向次富集区转移，储层品质逐渐降低，水平井投产产量逐年降低。为了提高单井产量，需要提高分段压裂效果。考虑到裸眼完井条件下分段压裂有效性差， 2018 年以来开展了转变完井方式下的工艺技术创新与试验（图 2 ）。

1 ）钻井、固井技术的攻关与提升：优选 Ø152.4 mm 钻头 + Ø114.3 mm 套管的井身结构，与 Ø215.9 mm 钻头 + Ø139.7 mm 套管井身结构（国内主流）相比，节约钻完井单井费用 70 万元以上，同时降低了造斜段坍塌风险。但由于环空间隙变窄（由 38 mm 降低至 19 mm ），引起了遇阻卡风险大和顶替效率低等固井难题，通过力学分析、提高顶替效率、研发高强度韧性钻井液等技术，形成了水平井窄间隙固井技术，水平段固井质量合格率达到 98% ，优良率达到 87.4% ，为水平井有效分段压裂提供了保障。

2 ）分段压裂工艺提升：在小井眼水平井固井完井方式下，压裂主体工艺采用桥塞分段多簇压裂。对苏里格东区 3 口固井完井桥塞分段压裂进行了产气剖面测试，各段均有产气贡献，证实了桥塞分段压裂段间封隔可靠（图 3 ）。目前，苏里格气田水平井固井完井桥塞分段多簇压裂已规模应用 680 余口井，与水平井裸眼完井分段压裂工艺相比，试气无阻流量由 44 × 10 ⁴ m ³ /d 提高至 72 × 10 ⁴ m ³ /d ，提高了 75% 以上。投产满 3 年的 150 口固井完井桥塞压裂水平井生产动态表明，平均单井累产气量 3 812 × 10 ⁴ m ³ ， 是邻井裸眼完井水平井累产气量的 1.5 倍（图 4 ）。实践证明，通过完井方式和工艺技术的创新发展，水平井单井产量明显提高，实现了苏里格致密气开发水平和效益的提升。

2 　适度规模压裂优化设计

2.1 　适度排量

高排量设计是目前国内外非常规储层改造的主流作法，其目的是增大缝内净压力、提高裂缝复杂程度，但并非在所有储层均能实现。苏里格致密储层天然裂缝发育程度较低、脆性中等、水平两向应力差较大，难以形成复杂缝网 ^[18-22] 。从室内模拟地层应力条件，开展的 1 m × 1 m × 1 m 天然露头岩样真三轴压裂物模实验，人工裂缝形态较为单一；同时，矿场井下微地震监测结果显示裂缝形态呈条带状，如苏里格致密气靖平 X 井组压裂井下微地震监测裂缝形态 （图 5 ）。因此，泵注排量的设计并不以形成复杂裂缝为目标，主要考虑满足施工要求。综合气藏埋深、水平段长度、 Ø114.3 mm 套管尺寸及井口限压（ 70 MPa ） 等因素，分段压裂排量优化为 6 ～ 10 m ³ /min 。

2.2 　适度规模加砂

1 ）直井试验：苏里格气田前期评价阶段，针对储层低渗透特征，为了提高单井产量， 2001 — 2003 年开展了 14 口直井大规模压裂试验，加砂规模由 30 ～ 40 m ³ 提高至 60 ～ 100 m ³ ，排量由 2.6 ～ 2.8 m ³ /min 提高至 4.0 ～ 5.0 m ³ /min ，砂比由 15% ～ 20% 提高至 28% ～ 36% ，采用全程交联胍胶，试验结果表明直井压后单井产量与加砂规模无明显相关性 ^[6,23-27] 。

2 ）水平井试验：借鉴北美页岩气“体积压裂” 理念和做法 ^[10-11] ，在水平井开展增大改造规模试验。 2012 年首先在裸眼完井条件下，开展先导性试验 12 口井，其参数达到“十方排量、千方砂、万方液”体积压裂水平，压裂规模增加 1 倍以上。 2018 年在固井完井条件下，又选择了 10 口井开展高强度加砂压裂试验，单段加砂量由 50 m ³ 提高到 115 m ³ ，加砂强度由 0.6 t/m 提高至 1.8 t/m ，注液强度由 5.0 m ³ /m 提高至 15.0 m ³ /m 。试验结果如表 1 所示，水平井大规模加砂压裂试验井加砂强度提升 2 ～ 3 倍，但压后增产效果不明显。

分析其主要原因在于苏里格致密气有效砂体规模小，气层连通性较好，采用适度改造规模即可实现砂体有效控制，满足气藏泄流需求；另一方面，增大加砂规模使得压裂入地液量增大，低压气层压后排液周期长，大量压裂液滞留地层导致井筒易积液影响气井生产。因此，通过矿场对比分析得出，单层/段加砂量以50～60 m ³ 最优，水平井加砂强度介于0.6～1.0 t/m较为经济有效。

2.3 　适度段长

大量的矿场试验数据表明，水平井分段间距的大小对致密气藏压裂改造具有重要影响，过小的段长设计将导致主裂缝之间改造区重叠，降低压裂改造效率；过大的段长设计则会在主裂缝之间产生未改造区，影响储层的动用程度 ^[28-30] 。苏里格气田具有储层平面非均质性强、横向变化大的特点，通过对前期直井生产动态拟合和泄流半径数值模拟研究，明确了不同类型储层的裂缝泄流范围：Ⅰ类储层（有效储层厚度大于等于 10 m ）裂缝控制区介于 145 ～ 275 m ；Ⅱ类储层（有效储层厚度 8 ～ 10 m ）裂缝控制区介于 100 ～ 133 m ；Ⅲ类储层（有效储层厚度小于等于 8 m ）裂缝控制区介于 22 ～ 95 m 。因此，针对Ⅰ类储层水平井压裂段长优化为 150 ～ 250 m ，段内 2 ～ 3 簇；针对Ⅱ、Ⅲ类储层水平井压裂段长缩短至 80 ～ 120 m ，段内 3 ～ 5 簇，该优化结果得到了现场试验的证明。

2019 — 2021 年，针对Ⅱ、Ⅲ类储层，开展了 150 口水平井加密布缝对比试验，单井平均压裂 11 段，段长 87 m （加密段长），试气平均无阻流量 101 × 10 ⁴ m ³ /d 。投产 300 天的 40 口试验井生产动态表明，与邻井（常规段长 150 ～ 250 m ）相比，试验井平均日产气量由 4.07 × 10 ⁴ m ³ 提高至 5.99 × 10 ⁴ m ³ ，累产气量由 1 443 × 10 ⁴ m ³ 提高至 1 683 × 10 ⁴ m ³ ，累产气量增幅 16.6% ，预计单井累计产量（ EUR ）由 6 400 × 10 ⁴ m ³ 提高到 8 000 × 10 ⁴ m ³ 以上，增产效果显著（图 6 ）。

通过以上的研究和矿场试验，苏里格致密气水平井压裂在精细刻画砂体展布与裂缝延伸机理基础上，将裂缝长度、间距、缝高与储层物性、应力、储量相结合，以经济效益为目标，形成了“适度排量、适度规模、适度段长”的水平井压裂设计模式（表 2 ）。

3 　压裂液体系

自苏里格气田开发以来，开展了羧甲基胍胶、低浓度胍胶、阴离子 VES 、疏水缔合聚合物等多类型压裂液体系试验 ^[5-7] ，实践表明压裂液优选首先要满足致密气“适度控液、相对高砂比”的压裂技术需求，同时考虑低伤害、低成本、可回收等性能指标。目前，低浓度胍胶压裂液和缔合类聚合物压裂液因性能优良、价格便宜、操作简单等特点已成为苏里格气田主体压裂液体系（表 3 ）。

低浓度胍胶压裂液体系以常规羟丙基胍胶为稠化剂，通过研发具有长极性分子链多元有机硼交联剂和优化其他助剂，形成的低浓度体系稠化剂浓度由0.45% ～ 0.55% 降低到0.25% ～ 0.35%， 残渣降低40%，大幅度降低了胍胶压裂液成本和伤害率。低浓度胍胶压裂液最高耐温135 ℃，耐温抗剪切性能和携砂性能良好，主要应用于苏里格气田垂深3 500 m 以深气井。

以变黏滑溜水为代表的缔合类稠化剂在分子链上引入疏水单体，通过分子链内部及分子链之间的缔合作用形成空间网络结构起到增黏作用。体系只含一种多功能添加剂，满足低黏 / 高黏滑溜水在线转换， 其中低黏滑溜水黏度介于 3 ～ 9 mPa · s ，降阻率可达到 70% 以上；高黏滑溜水黏度介于 60 ～ 90 mPa · s ， 满足平均砂比大于 20% 的加砂需求。同时变黏滑溜水具有良好的耐盐性能，现场返排液经过简单沉降过滤即可回收利用。受成本控制影响，缔合类压裂液体系耐温性能低于胍胶体系，因此主要应用于苏里格气田垂深 3 500 m 以浅气井。

4 　大平台工厂化作业模式

大平台工厂化作业是提高大井组和丛式井组施工效率的基础， 2013 年针对多井型、多工艺组合等特点，以提高单井压裂作业效率为目标，形成了集中供水模式、高效压裂工艺、流水线作业、高效作业设备、返排液回收再利用的“工厂化”压裂作业方法 ^[31] 。随着工艺技术提升和不断完善，直井、水平井统一采用小井眼完井以及桥射联作分段多簇压裂工艺，特别是适度规模压裂参数的优化定型，为苏里格气田大平台工厂化提速提效提供了优势条件。

苏里格气田沙漠腹地日供水在 5 000 m ³ 左右， 满足 6 段 /d 以上的压裂需求。针对桥射联作分压工艺， 为了提高压裂作业效率，以“人休机不休，压裂设备满负荷运行”为核心，采用一个井场 3 ～ 4 个小井组，每个井组 2 ～ 4 口井为作业单元，每个单元 1 套压裂设备， 2 套测井车，开展拉链式压裂作业。每组压裂前，首先采用连续油管对首段进行统一射孔；压裂过程，不动压裂机组，通过旋塞进行井间转换， 实现拉链式压裂；压裂、桥塞射孔交叉作业，独立施工，缩短设备等停时间；压后分组排液，并采用压裂返排液快速回收设备，返排液回收处理能力达到 1 200 m ³ /d ，大幅度提高返排液回收利用率。目前， 苏里格气田通过大平台工厂化作业模式，压裂效率由 2 ～ 3 段 /d 提升到 6 ～ 8 段 /d 。以苏 XX 平台为例， 该平台由 7 口水平井和 3 口定向井组成，创造了双机组单日压裂 25 段的国内纪录，形成了适合苏里格沙漠地形特色的致密气大平台工厂化作业模式。

5 　结论

1 ）苏里格气田经过 20 年的技术攻关和开发实践， 直井由二开 Ø139.7 mm 生产套管转变为 Ø114.3 mm 生产套管，形成了“小井眼钻完井、套管高排量注入、压后小直径油管采气”的全生命周期提效降本新模式。

2 ）水平井由裸眼完井向固井完井转变，提高了段间封隔有效性，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度提高，确立了固井完井的主体技术策略。

3 ）苏里格致密砂岩储层砂体规模小，难以形成复杂裂缝，大规模加砂设计增产效果不明显，“适度排量、适度规模、适度段长”的压裂设计是一种适用于苏里格致密砂岩气的经济、高效压裂模式。

4 ）致密砂岩压裂液优选需要满足“适度控液、相对高砂比”的工艺需求，同时兼顾低伤害、低成本、可回收等性能指标，低浓度胍胶压裂液和缔合类聚合物压裂液性能优良，是苏里格气田两大主体压裂液体系，满足了不同深度储层的改造需求。

5 ）直 / 定井、水平井均采用 Ø114.3 mm 套管小井眼完井压裂模式，优化定型适度规模压裂参数，为苏里格气田大平台工厂化作业提速提效提供了优势条件，压裂效率提升到 6 ～ 8 段 /d ，也为气田开发管理优化提供了保障。

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