近年来，国内外致密砂岩气开发迅猛发展，在美国致密砂岩气已成为保障天然气供应、减缓对外依存的核心战略，在我国致密气砂岩已成为非常规气发展的第一重点。直井多层压裂、水平井多段压裂技术是国外致密砂岩气藏提高单井产量和开发效益的储层改造关键技术，主要包括层状砂岩气藏分层压裂、块状砂岩气藏大型压裂和水平井分段改造等技术^[1]。

我国陆上致密砂岩气资源量20×10¹²～28×10²m³，鄂尔多斯、四川和塔里木这3大盆地致密砂岩气资源占81％，但资源转化和动用程度低。为解决致密砂岩气开发重大工程技术瓶颈，2010年9月中国石油决策设立了《致密气藏开发重大工程技术研究》重大科技专项。在前期形成的压裂技术的基础上^[2]，中国石油长庆油田公司牵头与国内7家单位开展了联合攻关，形成了以水平井多段分压和直井连续多层分压为核心的致密气藏多层多段压裂关键技术，大幅提高了资源动用程度，同时水平井+体积压裂攻关、小井眼开发压裂试验也取得了重要进展，为下一步长庆致密砂岩气藏低成本有效开发奠定了技术基础。

1　面临的技术难题

鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量约6.6×10¹²m³，约占盆地天然气总资源量的68％，其中4.0×10¹²m³未能有效开发，主要分布在苏里格气田^[3]。受岩性、微观孔隙结构、沉积微相主控作用，致密砂岩气藏储层物性下限低^[4]。砂体纵向多期叠置，普遍发育3～5层，横向非均质性强，压力系数低，元自然产能。前期苏里格气田致密气藏工程技术攻关取得了初步进展，但仍面临较大技术挑战。

1．1　水平并多段压裂需要技术配套，实现改造段数提高

“十一五”国内水平井水力喷砂压裂仅实现5段的压裂改造，引进裸眼封隔器试验成本高，国产的裸眼封隔器技术指标低，长水平井多段压裂技术还需进一步攻关。

1．2　直井多层连续分压需大力攻关，提高连续分压层数

国内直井多层压裂主要采用机械分压工艺，一次分压3层；套管滑套、连续油管分层压裂等国外先进分层压裂工艺引进试验成本高，规模应用难度大。针对致密气藏多层含气对改造的要求，需要解决关键工具、工艺配套设备等问题，实现5层以上的分层压裂。

1．3　缺乏致密气藏低伤害压裂体系配套

致密气藏岩屑含量高，储层孔喉半径小、排驱压力大，易受压裂液伤害，直井多层和水平井多段压裂入地液量大，需要进一步研究适应致密气藏开发的低伤害压裂液技术。

2　苏里格气田压裂技术新进展

2．1　水平井压裂技术进展

水平井多段压裂技术的突破，成为推动苏里格气田水平井开发的关键，经过4个阶段发展^[5]，目前水平井已成为长庆低渗透致密气藏开发主体技术^[6]。通过持续攻关，气田已形成了水力喷砂、裸眼封隔器两大主体水平井分段压裂技术，2012年开展致密气水平井+体积压裂先导性试验，初步见到较好效果^[7]。

2．1．1气田两项水平井压裂主体技术

2．1．1．1不动管柱水力喷砂分段压裂技术

2009年实现不动管柱水力喷砂压裂3段，2010年以提高压裂段数为攻关目标，改进了喷射器、喷嘴材料及管柱结构，通过试验实现了水平井Æ114.3mm套管完井一次压裂5段再到7段的突破。2011年重点攻关1000m以上水平段10段以上压裂技术，重点开展了小级差钢球不动管柱水力喷砂压裂管柱研究，完善后的管柱具备Æ114.3mm套管分压10段、Æ152.4mm裸眼分压15段的能力，达到了国际先进水平。2010—2012年苏里格气田规模应用水力喷砂压裂105口井，平均分压6.2段，单段最大加砂量117.2m³，单井最大加砂量1022.5m³，平均无阻流量43.56×10⁴m³／a，达到了区块直井的4倍，较攻关前水平井无阻流量提高22％。

2．1．1．2裸眼封隔器分段压裂技术

针对引进国外裸眼封隔器工具成本高、施工组织长，2010—2011年长庆油田自主研发了Æ88.9mm裸眼封隔器分段压裂工具，分压能力由7段提高到15段^[8]，打破了国外技术垄断，大幅度降低了成本，促进了该技术在苏里格气田的规模应用。攻关后，2010—2012年苏里格气田裸眼封隔器现场试验64口井，平均改造6.0段，平均无阻流量51.48×10⁴m³。／d，改造效果大幅提升，达到了同区块直井4倍。

随着水平井改造技术的突破，水平井两大主体压裂技术应用规模快速增长。截至2012年底，苏里格气田水平井投产324口，占总井数的6％，日产能力1580×10⁴m³，占整个气田的30.3％，实现了苏里格气田开发方式由直井向水平井的转变，水平井规模应用大幅提高致密气整体开发效益。

2．1．2速钻桥塞、重复开关滑套研发

国外非常规天然气开发主体采用水平井+大规模分段改造。水平井改造主要采用速钻桥塞和滑套封隔器分段压裂，其核心工具(速钻复合桥塞、重复开关滑套)的生产技术掌握在哈里伯顿、贝克等几家公司。

我国致密气等非常规气藏储量大，有效开采技术难度高，其中配套工具成为主要的技术瓶颈。目前在速钻复合桥塞、重复开关滑套技术方面与国外存在较大差距。近年来，国产裸眼分段压裂工具研发取得重要突破^[9-10]，改变了裸眼封隔器长期依赖进口的格局，但在转层滑套选择性重复开关、滑套球座易钻性等功能扩展上还有一定局限，影响了水平井后期修井作业(表1)。

为改变速钻桥塞、可开关滑套关键工具依赖进口局面，中国石油长庆油田公司联合中国石油川庆钻探工程公司、中国石油休斯敦技术研究中心开展了合作攻关，成功研发了具有自主知识产权的高强度速钻复合桥塞和可重复开关滑套(图1、2)，打破国外企业的垄断，有效降低工具成本，为我国非常规气藏大规模自主开发奠定了技术基础。

研发的速钻复合桥塞在耐温和耐压差(175℃、70MPa)等性能指标与国外斯伦贝谢、哈利伯顿、威德福等石油大公司一致，达到国际先进水平，现场试验5口井34套，最高分压11段，最快单只桥塞钻磨时间小于30min(表2)。重复开关滑套研发达到了设计要求，工具耐温150℃、工作压力50MPa，室内实验可重复开关测试3次，可溶性球座材料正在评价，该工具现场成功应用2井次，单只球座钻磨时间28min。

2．1．3水平井+体积压裂先导性试验

为探索致密气水平井提高单井产量新途径，“十二五”以体积压裂为理念，研究形成了“大排量、大液量、大砂量、低伤害”的水平井体积压裂技术，大幅度提高了改造体积和单井产量。2012年苏里格气田首次实现厂“十方排量、千方砂、万方液”水平井体积压裂，试验12口井平均无阻流量77.24×10⁴m³／d，是区块同类水平井的1.56倍，初步见到了较好的增产效果。主要表现在以下几方面。

2．1．3．1苏里格气田体积压裂设计模式初步形成，大幅提高了改造体积

以“提高净压力，开启和支撑支裂缝”为关键要点，开展了脆性指数、微裂隙发育程度、三向应力场研究。研究表明，苏里格岩石脆性指数为40～65，发育一定的天然微裂隙，具备实施体积压裂物质基础；砂岩两向应力差7～10MPa，能实现一定缝网系统；抗张强度4.15～6.08MPa，小于两向应力差，主缝特征较明显。模拟表明排量10m³／min时，胍胶基液、交联胍胶注入净压力分别在12MPa、15MPa以上，可形成复杂缝网。在此基础上，建立了致密气藏体积压裂的“低黏液体造缝、高黏液体携砂、多尺度支撑剂组合、高排量注入”混合压裂工艺设计模式。

2．1．3．2创新形成Æ114.3 mm基管裸眼封隔器分压工艺，满足高排量注入要求

为实现体积压裂高排量、多段数要求，创新提出Æ114.3mm基管裸眼封隔器分段压裂工艺，在现有水平井井身结构前提下，压裂管柱通径由76mm增加至99.6mm，压裂排量由4.0m³／min提高到10m³／min，最大分压段数由15段提升到23段，现场试验最高实现了一次连续分压18段。

2．1．3．3优化形成体积压裂液体体系，有效解决大液量压后返排难题。

针对致密储层体积压裂入地液量大、返排困难，自主研发高效助排剂TGF-1和长效黏土稳定剂COP-2两种添加剂，性能指标达到国际同类产品水平。相同浓度下，接触角与国外助排剂F108相当，毛细管阻力降低，有利于提高压裂液的返排效率。与国外产品相比，COP-2长期防膨率相当，短期防膨率略高，可实现液态添加(替代KCl)，推进连续混配效率。

2．2　直井多层分压技术进展

苏里格气田具有多层系特征明显、单层低产的特点。中区、东区、西区多层井比例为81.7％、95.6％和81.1％，4层以上井占24.1％、45.6％和21.6％。随着开发的深入，储层日益变差，需要提高纵向储层动用。攻关前，气井机械封隔器分层压裂能力局限于2～3层，不限级数的TAP、CobraMax新型多层分压技术刚刚引进试验。通过近3年攻关，形成了直井多层分压3项技术系列配套，单井产量持续提高，助推了苏里格致密区块改造效果提升。

2．2．1封隔器多层压裂技术

针对前期常规机械分压工艺的局限性，重点开展了多层压裂精细设计、新型多层压裂管柱研发、多层压裂同步破胶快速排液技术、多层压裂工艺效果评价等，试验形成了封隔器多层压裂工艺(5层以上)，具备一次最多分压11层的能力^[11]，现场实现8层连续分压，达到国内同类技术领先水平。该工艺发展和完善了苏里格气田机械分压主体技术，具有高功效、低成本、排液效率高、管柱可动的特点，大幅提高了资源动用程度，2011—2012年在苏里格气田共应用54口井，平均试气无阻流量9.83×10⁴m³／d，较区块井增产30％～50％，总体工艺有效率达到83.6％。该工艺已成为致密气多层连续分压主体技术。

2．2．2套管滑套多层分压技术

套管滑套分压工艺(TAP阀)是国外针对多层开发的新技术^[12]，2009年长庆气区首次引进^[13]，随后国内吐哈等油田也相继开展试验。截至2012年底，TAP工艺在长庆气区共完成7口井48层压裂，最高一次分压9层，试验表明：TAP工艺可实现无限级多层连续压裂、能满足大排量注入压裂和后期选择性开采，但工具结构较复杂、工具稳定性较差，前期试验井施工成功率仅70％(滑套未打开或球座未形成)。

针对长庆气区改造主要特点，剖析现有多层分压存在技术难题，以大排量、全通径和可控开采为目标，开展了套管滑套压裂工具研制及工艺研究，研发的无限级(可分压不限级数)和有限级(可分压4—11层)套管滑套多层连续分压技术，填补了国内在该领域的空白，2012年现场试验4口井16层，单井最高分压5层，施工排量为5.0～10.0m³／min，试气平均无阻流量5.5×10⁴m³／d，较邻井增加近50％。该技术丰富了直井多层改造方式，为多层大排量注入和选择性开采提供了技术保障。

2．2．3连续油管分层压裂技术

连续油管水力喷射环空压裂是国外解决多层气藏分压改造的有效手段之一，可实现较深井大规模压裂^[14]，2009年长庆气区在国内首次引进试验^[15]。截至2012年底，长庆气区累计引进试验该技术完成了5口井30层的现场试验，最高实现分压8层。试验表明：①该工艺对多层改造气井具有一定优势，井筒完整度较高，能实现压后生产测试评价；②工艺因连续油管大型设备配套复杂应用规模受限；③对连续油管设备及操作人员水平有较高要求，一旦设备出现故障或操作不连续，将导致反复冲填砂，严重影响作业进度；④井下配合准备及设备损耗占去连续油管分层压裂技术大部分作业时间。

在引进试验基础上，通过套管接箍定位器(MCCL)、连续油管喷射器等关键工具研发及相应装备的配套，形成了连续油管分层压裂工艺，2011—2012年完成3口井8层压裂试验，为下步工艺优化完善积累了经验。该工艺配套完善，工具成熟可靠，通过进一步优化填砂、冲砂等施工程序，目前改造5层施工作业时间(含连续油管安装试压、喷砂射孔压裂、冲砂)约6d，较前期(12d)施工效率提高近一倍，大大降低作业成本，持续改进仍有提速降本的空间。

2．2．4小井眼分层压裂技术

致密气藏开发降低成本的一个有效途径是小井眼开发。针对苏里格气田2008—2010年试验Æ88.9mm套管小井眼分层压裂工艺(填砂、投球、复合桥塞)的剖析(图3)，提出了主体试验方向采用Æ88.9mm有限级套管滑套多层压裂，通过投球可实现最多4层连续分压，能满足苏里格气田Æ88.9mm小套管规模开发多层压裂的要求。

2011年开展2口井先导性试验获得成功，压裂高效，避免了常规工艺作业周期长、压井伤害大。该技术已在苏南道达尔国际合作区成功148口井，最多一次分压3层，技术成熟可靠，实现了国内首次采用Æ88.9mm套管小井眼区块整体开发。实施过程中对于10％层由于滑套不能正常打开，采取补射孔压裂措施。

2．3　低伤害压裂体系研究进展

致密气藏岩屑含量高，储层孔喉半径小、排驱压力大，易受压裂液伤害。岩心微观分析表明，压裂液残渣对微裂缝、支撑裂缝堵塞是储层伤害的主要因素，水敏性伤害是储层伤害是储层伤害的次要因素。针对岩屑砂岩以降低分子量、降低黏滞阻力为主要方向，研发了3种新型低伤害压裂液体系。

2．3．1阴离子表面活性剂压裂液

以降低吸附伤害为思路，研发了无残渣、阴离子表活剂压裂液体系，岩心伤害率由胍胶的25.4％降为18.5％。2011年—2012年该体系在苏里格东区共实施37口井，平均无阻流量为7.87×10⁴m³／d，与区块同类储层井相比约增产30.5％。前期投产时间较长的18口井分析表明，Ⅰ、Ⅱ类井增产较明显，试验14口井投产第1年增气145×10⁴～245×10⁴m³，日均增气0.4×10⁴～0.7×10⁴m³。

2．3．2超低浓度和羧甲基胍胶压裂液体系

以降低残渣伤害为思路，研发了超低浓度和羧甲基胍胶压裂液，岩心伤害降低到20％左右，成本较常规压裂液降低20％(表3)。目前，超低浓度弧胶压裂液已在苏里格东区全面推广应用，成为长庆气区上古生界气井改造主体压裂液。2012年全气田规模应用740口，累计节约胍胶900t，节约投资8000万元。

3　下一步技术发展方向

按照长庆油田稳产5000×10⁴t规划要求，下一步气田储层改造以提高单井产量、降低开发成本为目标，在扩大试验并改进完善多层多段压裂技；忙的基础上，重点加强3个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、工厂化压裂技术系列和老井重复改造技术系列，促进致密气压裂技术的集成与配套。

3．1　水平苛加体积压裂技术系列

水平井加体积压裂是致密气提高单井产量、提高采收率的有效技术途径，需加大攻关和配套。

1)Ⅲ类以下致密储层水平井体积压裂技术的攻关。重点深化机理认识，明确形成缝网压裂的控制条件^[16]，加强压裂工艺配套，形成体积压裂优化设计方法。

2)进一步提高水平井分段压裂封隔有效性。前期裂缝监测表明，近42％的压裂段存在不同程度的压窜现象，下一步结合裂缝监测评价完善现有工艺，开展暂堵剂等提高封隔有效性试验。

3)探索试验速钻桥塞分段压裂等不同完井方式下多段分压技术，进一步提高单井产量。

3．2　工厂化压裂技术系列

致密砂岩气开发效益受储层地质条件、工艺技术水平、经济环境、经济政策^[17-18]等多种因素影响，需要开展有效降低成本措施。

1)开展工厂化压裂作业，大幅度提高施工效率，有效降低成本^[19]。研究水平井组、直井大井丛“工厂化压裂”作业模式，形成长庆气田特色的压裂液供给、存储、配制、回收作业一体化技术。

2)加强关键工具自主研发，降低新工艺的应用成本^[20]。

3)低成本高性能压裂新材料的研发^[20]。针对致密砂岩气藏，研制低成本低伤害压裂液、低成本低密高强支撑剂、返排液处理与再利用技术，在提高单井产量的同时尽可能降低压裂材料成本。

3．3　老井重复改造技术系列

随着气田开发时间的延长，低产低效井会逐渐增多，需要开展老井重复改造技术研究。

1)开展老井查层补孔、老井侧钻压裂，提高储层纵向和平面动用程度，以提高老井产量。

2)持续开展老井重复压裂研究，通过老井重复改造时机、选井选层、低伤害暂堵压井工艺、低滤失压裂液、老井体积压裂等研究和试验，探索致密气老井稳产压裂主体工艺及配套技术，提高气田采收率。

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本文作者：凌云  李宪文　慕立俊  马旭

作者单位：低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

 中国石油长庆油田公司油气工艺研究院