1、1鄂尔多斯盆地致密气提高单井产量鄂尔多斯盆地致密气提高单井产量技术进展及实施效果技术进展及实施效果2前前 言言 近年来，长庆油田以近年来，长庆油田以“提高单井产量、提高作提高单井产量、提高作业效率、降低作业成本业效率、降低作业成本”为目标，针对鄂尔多斯盆为目标，针对鄂尔多斯盆地致密气资源特点，深化地质认识，加强理论创新，地致密气资源特点，深化地质认识，加强理论创新，持续技术攻关，快速有效推进现场试验，致密气勘持续技术攻关，快速有效推进现场试验，致密气勘探开发取得了显著进展，为实现致密气规模有效动探开发取得了显著进展，为实现致密气规模有效动用奠定了基础。用奠定了基础。3汇汇 报报 内内 容容一、
2、鄂尔多斯盆地致密气基本概况一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况二、致密气钻井提速降本试验进展二、致密气钻井提速降本试验进展三、致密气多层多段压裂试验进展三、致密气多层多段压裂试验进展四、技术需求及下步发展方向四、技术需求及下步发展方向（一）致密气资源概况（一）致密气资源概况引自引自Stephen AStephen AHolditchHolditch， 20062006年年SPE 103356SPE 1033561 1、致密气（、致密气（Tight GasTight Gas） 致密含气砂岩的概念最早出现于美国，但目前为止，世界上并无统一的致密气标准和界限，即国际标准。美国：空气渗透率0.1mD的砂岩。
3、英国：空气渗透率1mD的砂岩。德国：空气渗透率0.6mD的砂岩。我国：有效渗透率0.1mD的砂岩气层，单井一般无自然产能或低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可以获得工业天然气产量。 致密砂岩气地质评价方法（试行）2010.942 2、以美国为代表的非常规气快速发展，改变世界能源格局、以美国为代表的非常规气快速发展，改变世界能源格局 全球致密气资源量约为210万亿立方米，主要分布在北美、前苏联、中亚、中国、拉美、中东等地区和国家。引自美国引自美国EIAEIA， 20092009年年l 2009年美国天然气产量位居世界第一（非常规气占52%）l 致密气产量快速增长，占非常规63%l 含
4、气盆地113个，致密砂岩气藏盆地23个19801970199020002010202010203040506070809010010203040506070809010000常规气常规气致密气致密气页岩气页岩气17571757亿方亿方516516亿方亿方520520亿方亿方30283028亿方亿方煤层气煤层气20092009年年53 3、我国致密气资源潜力巨大，是非常规油气开发现实资源、我国致密气资源潜力巨大，是非常规油气开发现实资源l 我国致密气资源量约12万亿方, 目前探明程度只有12%左右l 中石油主要分布在鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木等盆地l 随着经济可采下限的重新厘定，预计资源量将大
5、幅攀升渤海湾渤海湾（52865286）四川四川（3360033600）松辽松辽（2000-25002000-2500）吐哈吐哈（12001200）塔里木塔里木（15001500）鄂尔多斯鄂尔多斯（6600066000）中石油致密气资源分布图中石油致密气资源分布图单位：亿方图表及数据引自图表及数据引自2010年中石油天然气开发年会年中石油天然气开发年会 64 4、鄂尔多斯盆地致密气资源丰厚，已成为重要能源接替区、鄂尔多斯盆地致密气资源丰厚，已成为重要能源接替区l 盆地天然气资源量约10.7万亿方，其中砂岩气资源量8.4万亿方l 致密砂岩气资源量约6.6万亿方，占总资源量61.7%l 主要分布在苏
6、里格、盆地东部等地区 类 型空气渗透率(mD）覆压渗透率(mD)资源量(万亿方) 比例低渗砂岩类 10.11.821.4致密砂岩类0.5-1.00.12.630.9类0.1-0.52.226.2类0.11.821.47l 美国致密气藏特点：u 以沙坝-滨海平原和三角洲沉积体系为主u 储层分布相对稳定，连续性和连通性好辫状河分流河道辫状河分流河道鄂尔多斯盆地盒8段地层沉积模式图 美国和鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏的成藏地质条件相近，均具有横向大面积分布、多层叠置的特点，但也存在差别：1 1、盆地发育辫状河三角洲沉积体系，砂体平面连续性差、盆地发育辫状河三角洲沉积体系，砂体平面连续性差（二）鄂尔多斯盆
7、地致密气特点及难点（二）鄂尔多斯盆地致密气特点及难点82 2、砂层厚度相对较小，多薄、砂层厚度相对较小，多薄层发育层发育1000m900m800m700m600m500m400m300m200m100m0mJonah / Pinedale鄂尔多斯盆地与美国主要致密气田砂体厚度l 鄂尔多斯盆地：u 砂岩地层厚600800mu 主力层砂体厚4060mu 单砂层厚515ml 美国致密气藏：u 砂岩地层厚5001500mu 主力层砂体厚50110mu 单砂层厚1530m鄂尔多斯盆地鄂尔多斯盆地 9 纵向上普遍发育多套含气层系，一井多层比例高，单井充分动用多层系开发是提高单井产量的主要手段。苏里格气田各
8、区块多层井占总井数比例盒盒6 6盒盒3 3盒盒7 7盒盒8 8上上山山1 1山山2 22 2太原太原马五马五山山2 22 2米37井多层系示意图10苏里格地区储层物性统计图（10241个样品)94%94%空气渗透率空气渗透率1mD1mD（覆压（覆压0.1mD90903 3、岩性致密、物性差，且区块内存在一定的差异、岩性致密、物性差，且区块内存在一定的差异 苏里格气田储层物性、含气性差（空气渗透率0.1-1mD），具有低孔、低渗、含气性差的特点。4 4、储层裂缝不发育，孔喉结构、储层裂缝不发育，孔喉结构差差l 鄂尔多斯盆地：u 以溶孔、晶间孔为主u 孔喉小、喉道半径02mu 储层裂缝不发育l 美
9、国致密气藏： 以溶孔为主，局部地区储层裂缝发育盆地东部致密气典型井压汞曲线特征苏里格气田典型井吼道分布125 5、储层埋深较大，地层压力系、储层埋深较大，地层压力系数低数低l 鄂尔多斯盆地：u 埋深25004000u 压力系数0.7 0.98u 属低压气藏l 美国致密气藏：u 埋深10003000mu 压力系数1.11.4u 属常压、高压气藏苏里格气田东区盒8段地层压力与海拔关系图1314鄂尔多斯盆地与美国致密气地质特征对比表类型美国（圣胡安气田）鄂尔多斯盆地（苏里格）储层形态砂岩地层厚5001500米，主力层50110米，单砂层1530米砂岩地层厚600800米，主力层4060米，单砂层51
10、5米。地层温压特征压力系数1.11.4，属高压气藏，地层温度130142。压力系数0.70.98，属低压气藏，地层温度90110 。储集条件局部地区裂缝发育，孔隙度814%，渗透率0.010.03mD。裂缝不发育，孔隙度5-14，渗透率0.11mD。 开发现状多数情况下单井产量较低，井网密度3口/Km2 ，井距最小200200米。单井产量低，井网密度1.31.7口/Km2 ，井距600800米。 总体上，鄂尔多斯盆地与国外致密砂岩气藏砂体规模有一定相似性，但天然裂缝发育程度、地层压力、温度差别较大。稳产及提高采收率稳产及提高采收率前期评价前期评价技术攻关技术攻关主体技术主体技术50501001
11、00150150200200250250年产量（亿立方米）年产量（亿立方米）20032003200520052007200720092009201120112013201320152015l直井开发l大规模合层压裂l常规水基压裂l直井开发为主， 水平井探索与试验l适度规模、分压合采l直井多层分压2-3层l水平井水力喷射拖动压裂1-2段l直丛井开发为主，水平井试验取得突破阶段l混合压裂、低伤害压裂液l直井多层压裂3-8层l水平井分段改造5-15段l水平井、丛式井并重l水平井规模应用阶段l体积改造技术l混合水压裂工艺l工厂化作业阶段阶段目标目标 苏里格气田自2000年发现以来，产量不断攀升，逐步建
12、成为国内最大的气田，引领了天然气开发的跨越式发展。回顾气田开发历程，总体经历了三个阶段的阶梯式发展过程，目前正进入第四个发展期。快速上产快速上产（三）致密气勘探开发历程（三）致密气勘探开发历程15161 1、前期评价阶段（、前期评价阶段（2001-20052001-2005年）年） 开展了12口井的大规模加砂压裂试验，试验结果表现出增产量与加砂规模不匹配的矛盾，沟通多个砂体的预期目标未能实现。大规模压裂施工参数：大规模压裂施工参数：u 砂量：50-100m3u 排量：4.0-5.0m3/minu 砂比：28%-36%u 压裂管柱：31/2油管u 压裂液体系：交联冻胶17 同时，探索开展了2口水
13、平井试验，但由于常规地震无法识别含气砂体、地质布井技术不完善、储层改造技术处于探索阶段等因素影响，采用笼统酸洗、酸化后增产效果不明显。井号层位水平段长度(m)孔隙度（%）渗透率 (10-3mm2)措施类型井口产量(104m3/d)SP1盒88693.71-7.190.10-0.92酸洗/酸化2.16SP2盒88017.06-12.920.17-0.63酸化31.0（水）苏里格气田早期未压裂水平井试气效果表182 2、技术攻关阶段（、技术攻关阶段（2005-20082005-2008年）年） 2005-2008年，通过低成本提高单井产量技术攻关，初步实现了苏里格气田规模开发。攻关研究：水平井不动
14、管柱水力喷砂分段压裂直井机械封隔器连续分层压裂低伤害压裂液引进试验：水平井裸眼封隔器分段压裂直井套管滑套分层压裂直井连续油管分层压裂水力喷砂分段压裂裸眼封隔器分段压裂19 截至2008年，通过多层多段压裂技术的攻关，多层分压技术规模应用，直井一次连续分压3-4层，水平井实现分压2段的突破，单井产量明显提高，苏里格气田年产量由2.8亿方攀升至46.1亿方。 苏里格2008年前产量增长柱状图2.81846.101020304050200620072008年产量（亿方）年产量（亿方）203 3、快速上产阶段（、快速上产阶段（2009-20142009-2014年）年） 以体积改造为思路，多层多段压裂
15、技术取得突破，支撑了苏里格气田产能的快速增长，建成我国第一大天然气田。开展的工作：水平井水力喷砂分段压裂能力提升水平井裸眼封隔器分段压裂自主研发水平井体积压裂探索试验直井机械封隔器分层压裂能力提升直井套管滑套分层压裂自主研发大井组工厂化作业212009-2014年苏里格气田快速建产效果 多层多段分压技术指标不断提升，水平井实现20段、直井实现9层突破，水平井实现规模应用。截至2014年，气田投产水平井887口，占总井数10.9%，产能贡献达到34.6%，有力支撑了苏里格气田快速建产。22汇汇 报报 内内 容容一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况二、致密气钻井提速降本试验
16、进展二、致密气钻井提速降本试验进展三、致密气提高单井产量试验进展三、致密气提高单井产量试验进展四、技术需求及下步发展方向四、技术需求及下步发展方向232003-20052003-2005直井直井 欠平衡欠平衡 小井眼小井眼 井身结构优化井身结构优化 PDCPDC优化设计优化设计 钻具组合优化钻具组合优化 套管国产化套管国产化 井身剖面优化井身剖面优化 耐磨导向耐磨导向PDCPDC设计设计 强抑制防塌钻井液体系强抑制防塌钻井液体系 低摩阻钻井液体系低摩阻钻井液体系 三维水平井钻井技术三维水平井钻井技术 防碰绕障技术防碰绕障技术 工厂化模式工厂化模式2006-20092006-2009丛式定向井丛
17、式定向井2010-20122010-2012 水平井水平井 2013-2015 2013-2015多井型大井组多井型大井组 经过十年的技术持续攻关与完善，长庆致密气钻井实现了直井-丛式定向井-水平井-混合井型大井组的开发模式跨越，有力的支撑了长庆气田低成本快速建产。24开展井身剖面优化、轨迹控制、PDC钻头个性化设计，形成了致密气丛式井快速钻井技术。井身剖面优化优化形成了“高造斜点、低最大井斜、直-增-缓降”井身剖面,提高施工效率,降低了轨迹控制难度。不同位移定向井剖面设计不同位移定向井剖面设计位移(m)造斜(m)初始井斜()最大井斜()方位超前()85010008-1020 对准靶心850-
18、14008501524 对准靶心大4-51 1、直井、定向井快速钻井技术，大幅度缩短了单井成本、直井、定向井快速钻井技术，大幅度缩短了单井成本实钻轨迹控制： 利用“纵横弯梁法”分析钻具力学特性，优化不同井段钻具组合，形成二开井段“2套钻具2趟钻”轨迹控制技术，大幅缩短了钻井周期。双扶稳斜钻具组合，双扶稳斜钻具组合，1212趟钻完下趟钻完下部井段部井段PDCPDC钻头钻头螺杆螺杆短钻铤短钻铤扶正器扶正器PDCPDC钻头钻头扶正器扶正器扶正器扶正器实现上部直井段、造斜、稳斜、增斜实现上部直井段、造斜、稳斜、增斜钻进钻进纵横弯梁法简化示意图纵横弯梁法简化示意图25长寿命导向稳斜PDC钻头研究 采用等
19、磨损原则和等切削原则相结合的方法进行优化设计，通过结构优化、有限元分析、水力学及强度分析，设计出导向高效PDC钻头。五螺旋刀翼、胎体设计五螺旋刀翼、胎体设计ROPROP高、抗研磨性强高、抗研磨性强高端有限元高端有限元FEAFEA分析分析模拟井底流场、密度布齿模拟井底流场、密度布齿提高钻头寿命及攻击力提高钻头寿命及攻击力双排齿设计双排齿设计工具面更易控制，提高定向效率工具面更易控制，提高定向效率调整喷嘴倾斜角调整喷嘴倾斜角提高水力辅助破岩效率提高水力辅助破岩效率增加清理钻屑能力增加清理钻屑能力力平衡和强度分析力平衡和强度分析提高切削齿机械效率、平衡负载提高切削齿机械效率、平衡负载平均机械钻速提高
20、平均机械钻速提高30%30%单只钻头进尺增加单只钻头进尺增加280m280m26实施效果：实施效果： 通过持续技术攻关与完善，气田直井定向井的钻井周期由前期的30天以上缩短至20天以内，钻井成本由800万降低至500万元。苏里格气田历年丛式井占总井数比例苏里格气田历年丛式井占总井数比例苏里格气田历年直丛井钻井指标苏里格气田历年直丛井钻井指标14.748.960.167687174010203040506070802008200920102011201220132014丛式井占总井数比例（丛式井占总井数比例（% %）30.523.819.719.619.719.219.40.05.010.015
21、.020.025.030.035.02008200920102011201220132014钻井周期（钻井周期（d）2728通过开展防塌钻井液体系、导向耐磨PDC钻头、水平井剖面优化及轨迹控制技术研究，缩短了钻井周期，推动了水平井规模应用。 防塌钻井液体系技术瓶颈技术瓶颈研究内容研究内容钻井液类型及性能钻井液类型及性能大斜度段：大斜度段：钻头泥包钻头泥包泥岩坍塌泥岩坍塌CQSP-1CQSP-1钻井液体系：钻井液体系：密度密度1.25-1.30g/cm1.25-1.30g/cm3 3、粘度、粘度45-70S45-70S、失水、失水7ml7ml水平段：水平段：泥岩坍塌泥岩坍塌储层保护储层保护G31
22、4G314高效封堵储层保护钻高效封堵储层保护钻井液体系：井液体系：密度密度1.05-1.05-1.25g/cm1.25g/cm3 3，失水，失水5ml5ml，回收率回收率92%92%，伤害率，伤害率10%10%机理研究机理研究 井壁失稳井壁失稳 泥岩坍塌与储层泥岩坍塌与储层保护保护 煤层井壁失稳煤层井壁失稳体系配方优选体系配方优选 添加剂筛选添加剂筛选 常规性能评价常规性能评价 抑制性评价抑制性评价 封堵防塌性能封堵防塌性能评价评价 储层伤害评价储层伤害评价泥岩泥岩实施效果实施效果 应用应用200200余口井解余口井解决了斜井段井壁坍塌与决了斜井段井壁坍塌与PDCPDC钻头泥包难题钻头泥包难题
23、 应用应用200200余口井，余口井，单井钻穿泥岩最长单井钻穿泥岩最长500m500m，实现了长水平段钻进实现了长水平段钻进2 2、水平井钻井技术趋于成熟，提高了气田开发水平井、水平井钻井技术趋于成熟，提高了气田开发水平井 耐磨导向PDC钻头优选 优化设计了“长保径、浅内锥、短外锥”导向耐磨PDC钻头，结合现场学习曲线，优选了斜井段、水平段PDC钻头系列。斜井段不同类型钻头使用学习曲线斜井段不同类型钻头使用学习曲线p 斜井段：六刀翼双排齿、16mm复合片，主要有DM、EDM系列。单只钻头平均进尺384m，由7-8趟钻减少到2-3趟钻。p 水平段：五刀翼、16mm复合片，主要有FX、KM系列。单
24、只钻头平均进尺397m，由5-6趟钻减少到3-4趟。 水平段不同类型钻头使用学习曲线水平段不同类型钻头使用学习曲线29苏里格气田历年水平井钻井指标苏里格气田历年水平井钻井指标90.0586.6179.0871.5565.9258.530405060708090100200920102011201220132014钻井周期（d）86591092994012191366500700900110013001500200920102011201220132014水平段长（m）苏里格气田历年水平段长度苏里格气田历年水平段长度 实施效果实施效果 水平井钻井周期由90天缩短到60天以内，最短23.25天（苏
25、36-22-6H1）。大幅度降低了钻井成本，助推了水平井规模应用。30 为满足安全环保及储层多样化要求，从2013年起开展了混合井型大井组钻井技术试验，实现了向“直-定”井组向“直-定-水平”多井型大井组开发模式的转变，大幅度降低了井场征地，保护了环境。关键技术： 三维水平井钻井技术 井组整体优化及防碰绕障技术多井型多层系开发模式多井型多层系开发模式多井型、多层系、大井组开发部署图多井型、多层系、大井组开发部署图3 3、多井型大井组钻井试验，实现了气田开发模式转变、多井型大井组钻井试验，实现了气田开发模式转变31 三维水平井钻井技术三维水平井钻井技术 为满足井网及压裂改造要求，需开展三维水平井
26、钻井技术研究才能满足大井组开发需要。与二维水平井相比，三维水平井既要増井斜又要扭方位，轨迹控制难度大。三维水平井与二维水平井部署图三维水平井与二维水平井部署图600m800m增井斜增井斜 ，方位不变，方位不变二维平面计算二维平面计算设计难度较低设计难度较低国内尚无成熟的国内尚无成熟的剖面设计方法剖面设计方法增井斜增井斜+扭方位扭方位 成熟应用成熟应用 前期无应用前期无应用 三维水平钻井难点：三维水平钻井难点：32 开展了三维剖面优化设计、实钻轨迹控制等钻完井技术攻关研究。 三维剖面优化设计三维剖面优化设计 建立了三维水平井全井段轨迹计算模型，创新形成“空间圆弧+分段设计”三维井眼剖面优化设计方
27、法。入窗点井口剖面 2 钻柱正弦屈曲 剖面 1增斜段 增斜+扭方位 二维水平井三维水平井剖面3 剖面类型特点造斜率(/30m)三维井段长度(m)钻井摩阻(t) 一段制增斜+扭方位12.357042 两段制增斜-扭方位5.4178634 三段制增斜-稳斜-扭方位6.2165328三维水平井井身剖面设计方法优选3334三维水平井钻具组合 3 m3 m 2 m 2 m短钻铤短钻铤 低扭矩螺杆低扭矩螺杆 常常规规钻钻具具高高造造斜斜钻钻具具大扭矩螺杆大扭矩螺杆 螺旋扶正器螺旋扶正器 球形扶正器球形扶正器 增斜能力增斜能力 3 3 /30m/30m增斜能力增斜能力7 7 /30m/30m三维水平井井眼轨
28、迹控制图 消除偏移距消除偏移距扭方位扭方位增井斜增井斜 优化钻具组合，形成三维井眼轨迹控制技术优化钻具组合，形成三维井眼轨迹控制技术 优选球形扶正器、大扭矩螺杆，提高钻具的增斜效率、降低实钻摩阻扭矩，形成了“小井斜走偏移距稳井斜扭方位增井斜入窗”“三步走”实钻轨迹控制模式，配合LWD随钻测量，提高三维井实钻轨迹控制能力。鱼骨状预分图鱼骨状预分图平台整体优化设计平台整体优化设计单井模式大井组模式井组整体防碰设计井眼轨迹线l基于空间球面扫描模型，计算安全井间距，控制井眼方位向有利于防碰的方向，创新形成混合井组“鱼刺状预分”防碰技术l相邻两井之间造斜点错开50m,井口间距10ml“扇形区域”轨迹控制
29、，化线为面，确保轨迹在区域内，减少防碰风险防碰绕障技术测斜为单点或多点测斜仪随钻测斜工具MWD实时监测、防碰扫描、及时调整扇形区域轨迹控制扇形区域轨迹控制 井组整体优化及防碰绕障技术井组整体优化及防碰绕障技术 针对多井型大井组钻井特点，配套形成以“三维绕障与扇形区域轨迹控制”为核心的大井组安全钻井技术。35 实施效果实施效果 大井组钻井技术累计试验钻井52个井组420口井，节约土地1万余亩，保护了环境，减少了产建投资。 完成三维水平井54口，最大偏移距766m，满足现有井网要求 三维水平井钻井周期58天，与二维水平井基本持平“直-定-水平井”井丛：最大井组数14口井（7口定向井+7口水平井）G
30、07-6G07-6井组开发示意图井组开发示意图G07-6G07-6大井组开发模式与单井对比效益分析大井组开发模式与单井对比效益分析36油管注入,上部套管不承压套管注入, 套管上部承压 为满足环保及多层套管压裂要求，开展了一次上返全井段封固固井技术研究，满足了气田开发要求。常规压裂井常规压裂井体积压裂井体积压裂井固井难点固井难点解决思路解决思路刘家沟地层易漏，常规低密度水泥刘家沟地层易漏，常规低密度水泥浆体系不能满足一次上返固井要求浆体系不能满足一次上返固井要求多层体积压裂对水泥环完整性，柔多层体积压裂对水泥环完整性，柔韧性提出了更高要求韧性提出了更高要求研制低密高强水泥浆体系，满足易漏储层研制
31、低密高强水泥浆体系，满足易漏储层水泥上返要求水泥上返要求优选柔韧性水泥浆体系，满足多层体积压优选柔韧性水泥浆体系，满足多层体积压裂水泥有效封隔封隔裂水泥有效封隔封隔4 4、形成了一次上返全井段封固技术，保证了井筒完整性、形成了一次上返全井段封固技术，保证了井筒完整性37 低密高强水泥浆体系 通过优选新型微珠材料及关键添加剂，形成了低密高强水泥浆体系，保证了易漏井的水泥上返和固井质量。 配方：G级水泥+高强微珠+超细稳定材料+降失水剂+分散剂+缓凝剂高强微珠与漂珠照片对比高强微珠与漂珠照片对比高强微珠水泥强度图高强微珠水泥强度图减轻材料基本性能对比表减轻材料基本性能对比表分类低密高强微珠常规漂珠
32、粉煤灰莫氏硬度5.5-73-53.2-4.1物理密度g/cm30.60-0.650.65-0.700.60-0.75堆积密度g/cm30.38-0.400.40-0.450.49-0.53平均粒径m0.50-301-2500.50-150比表面积m2/kg7500-200003000-36002000-900005101520253002461.25sg常规低密度水泥1.25sg高强微珠低密度水泥38柔韧性水泥浆体系柔韧性水泥浆体系 研制了“微膨胀柔韧性水泥浆体系”，攻克了常规水泥石脆性大，抗冲击能力弱等缺点，保持了多层体积压裂水泥环的力学完整性。l 颗粒级配 提高水泥浆的稳定性 降低水泥浆的
33、失水和游离液 提高水泥石密实性和抗压强度l 水泥石韧性改造 降低弹性模量，增强韧性 保持水泥石高强度特性水泥浆优化设计材料名称作用乳胶粉DRT-100S提高水泥石韧性，实现“高强度低弹性模量”特性增韧材料DRE-100S微硅提高浆体稳定性、水泥石堆积密实度降失水剂DRF-300S控制水泥浆失水和游离液分散剂DRS-1S调节水泥浆的流变性、稠化时间，提高可泵性和顶替效率材料选择与作用39实施效果实施效果 一次上返全井段封固技术在气田应用200余口井，固井合格率达到80%以上，满足了多层体积压裂及后期生产要求。界面统计项目累计厚度百分比第一界面胶结良好3031.788.63胶结中等249.07.2
34、8胶结不好110.73.24第二界面胶结良好447.413.08胶结中等2506.473.27胶结不好437.612.79苏苏6-3-36-3-3固井质量解释表固井质量解释表井井口口2000m2000m2150m2630m3440m刘家沟刘家沟2460-2760m气层以上气层以上300m苏苏6-3-36-3-3井固井质量图井固井质量图40汇汇 报报 内内 容容一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况二、致密气钻井提速降本试验进展二、致密气钻井提速降本试验进展三、致密气提高单井产量试验进展三、致密气提高单井产量试验进展四、技术需求及下步发展方向四、技术需求及下步发展方向41面
35、对盆地致密气特点，通过强化自主创新，注重现场试验，面对盆地致密气特点，通过强化自主创新，注重现场试验，致密气压裂技术攻关取得重要进展。致密气压裂技术攻关取得重要进展。 u水平井多段压裂技术的进步，助推气田开发方式转变水平井多段压裂技术的进步，助推气田开发方式转变u直井多层分压技术不断发展，保障多层系气藏效益开发直井多层分压技术不断发展，保障多层系气藏效益开发u低伤害压裂液体系研发配套，助推改造效果的提升低伤害压裂液体系研发配套，助推改造效果的提升u工厂化压裂作业规模应用，提速降本成效显著工厂化压裂作业规模应用，提速降本成效显著42 通过持续开展攻关试验，水平井多段压裂技术不断取得阶段性突破，实
36、现了规模应用，在上产和稳产过程中发挥了重要作用。 攻关试验阶段攻关试验阶段 2009-2011 2009-2011年年 工艺、工具实现自主研发工艺、工具实现自主研发 多级滑套水力喷砂、裸眼封隔多级滑套水力喷砂、裸眼封隔器多段压裂器多段压裂 早期探索阶段早期探索阶段 2008 2008年以前年以前 改造工艺：笼统酸化改造工艺：笼统酸化 单井产量低、周期长单井产量低、周期长 规模应用阶段规模应用阶段 2012- 2012-目前目前 工艺、工具配套完善工艺、工具配套完善 体积压裂探索，形成不同体积压裂探索，形成不同类型储层压裂技术系列类型储层压裂技术系列水平井多段压裂技术应用情况1 1、水平井多段压
37、裂技术的进步，助推气田开发方式转变、水平井多段压裂技术的进步，助推气田开发方式转变43 针对常规低渗透砂岩与致密砂岩储层，自主研发形成了多级滑套水力喷射、裸眼封隔器2大技术系列4套压裂工具，满足了气田不同类型储层水平井多段压裂需求，提高了水平井开发效益。工艺名称配套工具及管柱示意图压裂管柱应用对象应用情况多级滑套水力喷射分段压裂技术31/2+27/8组合低渗透砂岩碳酸盐岩规模应用41/2致密砂岩试验阶段裸眼封隔器分段压裂技术31/2非均质较强砂岩气层规模应用41/2致密砂岩扩大试验气田水平井多段压裂技术系列44（1）多级滑套水力喷砂分段压裂改造工艺 在喷射理论研究的基础上，自主研发了高强度小直
38、径喷射器、新型小级差滑套以及非标球，分压能力不断提升，形成了多级滑套水力喷砂分段压裂技术，规模应用效果显著，已成为气田水平井改造主体技术。井口安全接头喷射器+滑套工作筒多级滑套水力喷砂分段压裂管柱示意图单流阀筛管+丝堵45通过喷射器结构优化、滑套材质优选以及非标球设计，技术能力不断提升，有前期分压5段提升至分压23段。 前期-2009年 2010年-目前优选耐磨材料，优选耐磨材料，提升提升多级滑套耐冲蚀能力多级滑套耐冲蚀能力设计非标球，设计非标球，提高小提高小级差密封球承压能力级差密封球承压能力调整喷射器结构，调整喷射器结构，满满足喷射间距的要求足喷射间距的要求喷射间距小，液体反喷射间距小，液
39、体反溅伤害大溅伤害大滑套抗冲蚀差，分压滑套抗冲蚀差，分压能力低能力低密封球易破坏密封球易破坏具备分压具备分压5 5段技术能力段技术能力单段加砂单段加砂30m30m3 3具备分压具备分压2323段技术能力段技术能力单段加砂单段加砂100m100m3 346多级滑套水力喷砂分压工艺生产应用指标 针对不同完井方式，形成了41/2套管和6裸眼两种管柱系列，工艺技术指标不断提升。 技术能力： 41/2套管完井：10段 6裸眼完井：23段 现场应用指标： 最高分压段数：41/2套管10段 6裸眼19段 单段最大加砂量：117.2m3 单井最大加砂量：1022.5m347 多级滑套水力喷砂分段压裂技术被集团
40、公司鉴定为国际领先水平，水力喷射射孔压裂管柱及配套工具被集团公司认定为自主创新重要产品，获发明专利1件，实用新型专利6件。48多级滑套水力喷砂分段压裂技术应用情况 多级滑套水力喷砂分压工艺对井眼条件要求低，管柱结构简单，作业可靠。截至2014年底，累计应用427口井，平均改造段数逐年提高至7.3段，无阻流量增至44.0104m3/d，增产效果良好。49（2）裸眼封隔器分段压裂改造工艺 自主研发配套了31/2裸眼封隔器压裂及关键工具，打破了国外技术垄断，形成了裸眼封隔器分段压裂改造工艺，具备连续分压15段的能力，同时大幅降低了工具成本。对比项目对比项目自主研发自主研发国外国外工作压差工作压差70
41、MPa70MPa50-70 MPa50-70 MPa耐温耐温120120218218最大外径最大外径146mm146mm146mm146mm长度长度1500mm1500mm1500mm1500mm（带扶正器）（带扶正器）最小内径最小内径76mm76mm85mm85mm裸眼封隔器主要性能参数对比 31/2裸眼封隔器分段压裂管柱示意图5031/2裸眼封隔器分压工艺应用指标 裸眼封隔器分段压裂改造工艺现场应用指标不断提高，最高分压段数由前期的7段提高至13段，单段加砂量由前期的50m3提高至100m3以上，满足了较强非均质砂岩气层分段压裂工艺的技术需求。 技术能力： 31/2裸眼完井：15段 现场应
42、用指标： 最高分压段数：13段 最高施工排量：5.0m3/min 单段最大加砂量：102m3 单井最大加砂量：1023m351 2007年-2014年，累计应用该工艺82口井，改造段数逐年提高至8.0段， 平均改造6.6段，平均试气无阻流量48.8104m3/d，相对水力喷砂分压工艺提高11%。31/2裸眼封隔器分段压裂技术应用情况52（3 3）水平井体积压裂工艺）水平井体积压裂工艺 水平井多段压裂技术已成为提高单井产量的主要措施，但致密砂岩水平井单井产量仍然较低。前期致密气区完试水平井15口，平均无阻流量仅14.7104m3/d，投产8口井，初期日产气量2.3104m3/d。l平均有效渗透率
43、0.084mDl侧钻井比例高占30.2%l气测小于1.0%比例为69.3%l有效厚度小于4m单层比例46%2006-2012年水平井投产效果对比区块井数（口）改造段数无阻流量（104m3/d）初期日产量（104m3/d）SZ525.545.76.0SX156.152.15.0SD156.714.72.353 “体积压裂”突破传统增产机理，通过水平井多段压裂扩大裂缝与气藏的接触面积、增加改造体积，达到提高产量的目的。借鉴北美致密气体积压裂经验，开展储层地质评价、压裂工艺技术研究。p 致密砂岩储层地质评价 三向应力分布与裂缝形态 地层岩石力学性质 岩石脆性与天然裂缝发育情况p 体积压裂工艺技术 混
44、合压裂设计与优化 注入液量及排量优化 压裂管柱设计p 体积压裂实施效果评价 水平井体积压裂井下微地震监测示意图54p 致密砂岩储层地质评价三向应力分布与裂缝形态区块层位岩性最大水平地应力（MPa）最小水平地应力（MPa）水平两向应力差（MPa）水平应力非均质性抗张强度MPaSD盒8砂岩51.1443.767.380.1695.23-6.11SN盒8砂岩69.9359.5410.390.1744.83-5.95SZ盒8砂岩55.8847.768.120.1704.15-6.08储层岩心应力测试结果 两向应力非均质系数与裂缝形态 砂岩两向应力差在7-10MPa，两向应力非均质系数0.17，能够实现
45、一定缝网系统。抗张强度为4.15-6.08MPa，小于两向应力差，主缝特征较明显。55 地层岩石力学性质地层岩石力学性质 从岩石应力从岩石应力- -应变特征分析，岩石破坏前应变应变特征分析，岩石破坏前应变1 11.5%1.5%，脆性特征明显脆性特征明显。借鉴页岩气脆性指数计算方法，利用测井资料评价，苏里格气田盒8砂岩段岩石脆性指数范围为40-65。 56储层孔隙类型以溶孔、晶间孔为主，发育一定微裂隙，与北美Barnett页岩气天然裂缝发育程度存在差距。裂缝成像图孔隙类型分布频率Barnett页岩裂缝鉴定 横向及纵向横向及纵向 横向裂缝横向裂缝 纵向裂缝纵向裂缝与人造裂缝与人造裂缝横切的裂缝横切
46、的裂缝 天然裂缝发育情况天然裂缝发育情况57物模试验证明致密砂岩可形成复杂裂缝物模试验证明致密砂岩可形成复杂裂缝 首次开展了致密气砂岩露头（1m岩样）压裂大物模试验，试件解剖观测结果显示出裂缝主缝特征明显，分支缝较为发育的形态。大物模应力加载装置盒8层致密砂岩裂缝形态试件6个面均匀布置24个传感器声波监测结果图（试件垂向）p 致密气体积压裂工艺研究致密气体积压裂工艺研究 以“扩大接触面积、增加改造体积”为目标，立足长高导流主缝，追求次生低导流支缝，形成了“低粘液体造缝、高粘液体携砂、多尺度支撑剂组合、高排量注入”为主导的体积压裂设计方法。l 混合压裂工艺混合压裂工艺l 大排量大液量注入方式大排
47、量大液量注入方式l 低粘基液造复杂缝低粘基液造复杂缝 l 低浓度压裂液降低伤害低浓度压裂液降低伤害l 组合粒径陶粒支撑主支缝组合粒径陶粒支撑主支缝l 高效助排剂和粘土稳定剂强化排液高效助排剂和粘土稳定剂强化排液 体积压裂设计六要点 体积压裂裂缝形态特征59 混合压裂工艺扩大有效储层接触面积 采用滑溜水开启微裂隙，增加缝网复杂程度；采用基液延伸缝网系统，改善渗流面积，相对滑溜水可提高3-5倍。 裂缝模拟表明，混合压裂能够提高支撑裂缝长度，获得更大渗流面积。同时，压后破胶更有效，能够降低聚合物伤害。交联冻胶液、混合液压裂压裂设计裂缝剖面图（支撑剂70m3，排量6.0m3/min） 液量：液量：15
48、1.4m151.4m3 3缝长：缝长：259m259m缝高：缝高：35m35m缝宽：缝宽：2.17mm2.17mm滑溜水：滑溜水：151.4m151.4m3 3交联液：交联液：136.3m136.3m3 3缝长：缝长：320m320m缝高：缝高：31m31m缝宽：缝宽：2.02mm2.02mm60 大排量大液量注入方式增加储层改造体积大排量大液量注入方式增加储层改造体积 井下微地震人工裂缝监测表明，随着井下微地震人工裂缝监测表明，随着注入液量增加注入液量增加，裂缝长度增加裂缝长度增加。裂缝监测可以看出，水平井段间施工裂缝监测可以看出，水平井段间施工排量逐渐增大排量逐渐增大，改造体积也呈现增大改
49、造体积也呈现增大的特征的特征。不同排量与改造体积关系图不同液量与改造体积关系图Q Q：6m6m3 3/min/min，SRVSRV：197.4197.410104 4m m3 3Q Q：6m6m3 3/min/min，SRVSRV：337.9337.910104 4m m3 3Q Q：10m10m3 3/min/min，SRVSRV：1372.81372.810104 4m m3 3Q Q：8m8m3 3/min/min， SRVSRV：1137.61137.610104 4m m3 3Q Q：12m12m3 3/min/min，SRVSRV：2418.02418.010104 4m m3 3
50、Q Q：8m8m3 3/min/min， SRVSRV：1034.91034.910104 4m m3 361 优化支撑剂铺置保持导流能力前端铺置40-60目小粒径支撑剂，避免过早沉降，增加支撑裂缝长度；后端铺置20-40目大粒径支撑剂，充分扩展主裂缝，提高主裂缝导流能力，闭合应力50MPa时具有40m2cm的导流能力。水力缝长支撑缝长有效缝长压裂裂缝形态示意图多尺度支撑剂导流能力变化规律0 03030606090901201201501501801802102100 02020404060608080导流能力导流能力/ /（m2m2cmcm）闭合压力闭合压力/ /MPaMPa20/4020/
