华北油气分公司针对东胜气田不同储层特性，自主创新应用全通径水平井、

薄夹层穿层、控缝高造长缝等工艺技术，增产效果明显

[中国石化新闻网2018-09-10]东胜气田是华北油气分公司天然气接替主阵地，但储层特性变化较大。如锦58井区钻遇目的层较厚，而锦66井区则气水关系复杂，压裂施工中一旦沟通水层，便会出现水淹井，严重影响天然气产出。

“近年来，我们针对东胜气田不同储层特性，自主创新应用新压裂工艺技术。其中，全通径水平井压裂及穿层压裂工艺技术在国内是首创。”华北油气分公司工程技术研究院储层改造所所长张永春说。

穿层压裂，一井沟通多套储层

“东胜气田锦58井区是上产主阵地。该区含水相对较少，钻遇的目的层上下均有气层，有的厚度达10~20米，比较适合应用穿层压裂技术。”张永春说。

穿层压裂，就是适当扩大压裂规模，将目的层上下的气层全部沟通，以增强改造效果。

东胜气田JPH-325井目的层厚度达12米，上隔层3米处有一套气层，下隔层两米处还有一套气层。技术人员按照穿层压裂改造思路，适度扩大压裂规模，沟通目的层上下共3套气层，该井压后日无阻流量达35.5万立方米。

技术人员还针对目的层厚度较大的气层开展试验。JPH-314井目的层厚度20米，隔夹层厚7米，超过穿层压裂技术标准界限，尽管改造效果不够理想，但技术人员在认识上取得了进展。

2016年，东胜气田锦58井区盒1气层共应用穿层压裂技术实施水平井18口，单井平均日无阻流量超过18万立方米，比单层改造水平井日无阻流量平均高11.8万立方米，初期日配产可增加近两万立方米。

2017年，锦58井区盒1气层共应用穿层压裂技术实施水平井17口，单井平均日无阻流量15万立方米，比单层改造水平井日无阻流量平均高6万立方米，初期日配产可增加1万立方米。

2018年截至8月，锦58井区盒1气层共应用穿层压裂技术实施水平井8口，平均日无阻流量10.2万立方米，比单层改造水平井日无阻流量平均高4.9万立方米，初期日配产可增加0.82万立方米。

造长缝控缝高，规避沟通水层

东胜气田锦66井区盒1段储层局部含水，而盒1段、盒2段之间的隔夹层厚度为4~22米，常规控制缝高的压裂施工，极易沟通水层，造成部分水平井高产液、低产气，锦66井区16口水平井平均1万立方米气产液2.3立方米，严重制约气田规模化开发。

锦66井区盒1段储层与隔层间应力差小，控缝高难度大。技术人员研究该井区完钻井气水关系特征，建立井区地质模型，利用软件模拟不同施工参数条件下的裂缝形态，建立锦66井区盒2段与盒1段之间裂缝高度与储层砂体和隔层厚度关系图表，以优化缝高为出发点，控制缝高延伸、增加裂缝长度。

在锦66井区，技术人员采用控缝高压裂工艺技术共实施6口水平井39个水平段，施工成功率100%，单井平均日无阻流量约10万立方米，1万立方米气产液仅0.9立方米。按照日配产2.5万立方米、稳产两年计算，可生产天然气1.1亿立方米，平均单井经济效益2500万元以上。

同时，针对一些气水同层及距离水层较近的气层，技术人员也尝试不压裂，实施酸洗作业，依靠储层自然能量投产，也收到预期效果。

全通径压裂为后期挖潜埋好伏笔

在华北油气分公司主力气田大牛地气田十多年的开发过程中，技术人员一直应用较为成熟的多级管外封隔分段压裂技术，该技术施工周期短、成本相对较低，然而存在较大缺陷，即后期挖潜剩余气难度较大，需要对井内滑套实施钻扫作业，增加较多成本，且井底冲砂、测试作业都有一定难度。

2015年，东胜气田加大开发力度后，华北油气分公司尝试解决这一压裂技术存在的问题。技术人员在气田试验了4种固井完井储层改造工艺，合计应用9口井，平均日无阻流量仅1.95万立方米。全通径完井储层改造工艺应用效果不明显。

此后，他们不断改进完善，结合裸眼封隔器完井与连续油管带底封压裂工艺时效性好、技术可靠的优点，创新提出裸眼封隔全通径完井+连续油管带底封分段压裂的技术思路。

该技术既有常规裸眼封隔器投球打滑套分段压裂技术与储层接触面大、“甜点”自选、可形成多裂缝、产生更大泄气面积的优点，又兼具固井完井压后水平段全通径的优点。

由于下入目的层的管柱是全通径，可以轻松将压裂返出的部分压裂砂推扫到井底，配合连续油管，可以实现无限压裂段数。在气井生产后期，非常方便实施改造作业，如果某一段产气不理想，就可以对其进行重复压裂求产。

截至2018年8月，裸眼封隔全通径完井连续油管带底封分段压裂工艺共应用25口井，单井压后平均日无阻流量12.45万立方米，相比传统裸眼管外封隔分段压裂工艺，尽管施工周期相对长、成本相对高，但由于井眼畅通，利于气流产出，压后单井平均日无阻流量增加3.25万立方米，加之方便后期改造，长期综合效益仍占优。