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摘 要：苏里格气田是典型的“三低”气田，为最大限度提高单井产量，水平井动用储量大，相当于3-5口直井的产量，是提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。积极探索水平井开发技术，逐步形成了不动管柱水力喷射压裂、裸眼封隔器分段压裂、裸眼遇油膨胀封隔器分段压裂三种主体技术及多种配套技术。
关键词：苏里格气田 水平井改造技术 技术应用
一、气井改造背景
苏里格气田是典型的“三低”气田。水平井动用储量大，相当于直井的3-5口井的产量，因此在是减轻单井管理工作量、提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。
2006年苏里格气田规模开发以来，随着地质认识及储层改造技术的完善和提高，2008年重新开始了水平井的开发试验，2009-2011年实施了苏平36-6-23、苏36-7-19H、苏36-18-10H、苏36-11-16H等32口水平井，取得了十分喜人的效果，为苏里格气田水平井储层改造等技术发展积累了宝贵经验。
根据苏里格气田地质特点，以提高单井产量为目标，逐渐形成了三种分段压裂改造主体工艺技术及多种配套技术。
二、水平井储层改造主体工艺技术
1.水力喷射分段压裂技术
水力喷射分段压裂技术原理是根据伯努利方程，把压能转变为动能，油管流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流，在地层中射流成缝。该工艺通过一次下入水力喷砂压裂管柱，将喷射器分别对准上下气层射孔段，首先对下层实施水力喷射射孔、压裂，再投球打开喷砂滑套，并封堵下层，再对上层实施水力喷射射孔、压裂施工，依次由下至上对各气层进行逐层压裂改造，最后合层排液求产。
主要工艺技术步骤：⑴通井、洗井、试压、下入水力喷射分段压裂组合钻具；⑵泵入基液和携砂液喷砂射孔；⑶关闭套放闸门，按照设计环空排量或环空最高压力所允许的最高泵速由环空泵入胍胶基液、按照设计由油管泵入交联胍胶及携砂液；⑷顶替，投球封堵下层打开上一层喷嘴，对第二层进行水力喷砂射孔压裂。
2.裸眼封隔器分段压裂技术
该技术在水平段裸眼完井条件下，下入一次性裸眼封隔压裂管柱，通过投球打压，使下入的裸眼封隔器膨胀座封，压裂施工时油管打压打掉第一个压裂喷砂滑套后压裂第一层，第一层压裂完成后逐级投球打滑套并封堵下层改造上一层，实现水平井裸眼分段压裂、合层排液。整个压裂施工过程连续不间断，投球时不需要停泵及等球下落，在一定程度上缩短了施工时间及压裂液在地层中的停留时间，对储层起到了一定保护作用。主要压裂组合钻具有：浮鞋、座封球座、压差滑套、投球滑套、裸眼封隔器、悬挂器、回插管、水力锚，其中投球滑套、裸眼封隔器组合个数根据裸眼段分段情况而定。
其工艺特点：直接在裸眼段下入完井工具，通过回插管柱回接；压裂施工排量大，通常为3.0～3.5m3/min，因此相比水力喷射压裂施工压力较高，存在不安全性，一旦砂堵，只能通过连续油管进行冲砂处理，处理难度较大；由于是引进国外技术，相对成本较高，不适合大规模推广。
3.裸眼遇油膨胀封隔器分段压裂技术
该工艺与裸眼封隔器分段压裂技术原理大致相同。不同的是封隔器座封方式，该工艺将裸眼完井工具下入井内后，通过顶替注入柴油并作用在遇油膨胀式封隔器上，使封隔器膨胀坐封；压裂时通过投球加压方式改变喷砂滑套工作状态实现分段压裂、合层排液。
遇油膨胀封隔器有以下特点：遇油膨胀封隔器是自身胶筒在吸收碳氢化合物后体积变大，实现密封。封隔器胶筒在部分受损情况下有自我修复功能，可以实现二次膨胀（或多次膨胀）。封隔器适应井径变化能力强，特别适合井眼不规则的裸眼井中。在管柱发生移动时，遇油膨胀封隔器胶筒的位移量很小，对胶筒的损伤和密封性能的影响非常小。2011年对苏6-21-12H等四口井进行该项工艺技术的试验，实验效果良好。
三、水平井改造工艺配套技术及应用
1.分段改造工具优选
根据储层物性情况、钻井完井井眼轨迹情况，结合水力喷射分段压裂改造、裸眼封隔器分段压裂改造、遇油膨胀封隔器分段压裂改造适应性，针对性选用三种改造方式。
水力喷射适用于所有钻井井眼轨迹和储层好坏程度不限，裸眼分段压裂工具适用于井眼轨迹规则的井，由于成本比较高，多用于储层物性较好的储层，如苏6-18-20H1、苏6-18-20H2丛式水平井根据井眼轨迹规则情况分别选用了裸眼封隔器分段压裂工具和水力喷射分段压裂工具。
2.水平段与斜井段储层同时动用
苏东57-09H1井水平段钻进104米发生岩性相变，为实现多段储层同时开发，首次使用水平段裸眼封隔器+斜井段传输射孔组合工具进行压裂改造并取得良好效果，试气无阻流量36.4259万方/天，既提高了储量动用程度，又提高了单井产量。
3.长水平段多段压裂改造技术
苏36-11-16H井完井水平段长1500米，为提高单井产量，采用水力喷射工艺完成了裸眼分15段压裂并获得成功，刷新了该技术入井液量、加砂量、改造段数三项新纪录，丰富了水力喷射改造工艺技术，使得水力喷射改造由最初的3段发展到10段并提高到15段，为探索苏里格气田长水平段改造奠定了基础。
4.前置液段塞技术
参考该区域实施井前置液段塞技术使用经验，施工选择20～40目中密度陶粒做为段塞，对所造的裂缝进行打磨，避免后续填砂因裂缝面不规整造成的施工压力高的问题。
5.压裂液体系及支撑剂优选
经过不断探索，并根据苏里格地区储层物性条件，优选出了羟丙基压裂液体系及20-40目中密度陶粒。
6.压裂工艺优化
结合入井施工管柱承压强度、邻井施工参数及实施井地质情况的综合分析研究，对每一口井进行参数优化，预测不同排量下的井口压力，优选最优排量。裸眼封隔器分段压裂累计施工14口井，最终优选出施工排量为3.0～3.5方/分，水力喷射分段压裂累计施工18口井，最终优选出施工排量为2.0～2.6方/分之间，确保了施工效果。
7.压裂规模优化
2009～2011年，根据储层性质加砂规模设计为25～50方/段之间，通过在三个区块压裂改造的32口井，改造段平均间隔为163.2米，从而优选加砂规模为30～33方/段，建议优选每段间隔为150～170米。
四、结论
1.苏里格地区主要采用水力喷射分段压裂技术、裸眼封隔器分段压裂技术、裸眼遇油膨胀分段压裂工艺技术对水平井进行改造。水力喷射分段压裂不需要下入封隔器，钻具结构简单。从成本投入方面，较适合苏里格气田的开发。
2.水力喷射分段压裂改造技术油管排量相对较小，因此施工压力相对较低，安全系数高于裸眼封隔器分段压裂。
3.在同等条件下，水力喷射在长水平段井的改造中具有一定优势。
4.遇油膨胀分段压裂技术由于其封隔器坐封方式，在改造压裂过程中始终保持较好的密封性，具有较好的发展前景。
5.对于储层分布不均或者最大限度发挥储层能量，可以采用裸眼封隔器动用斜井段储层，进而提高单井产量。
参考文献
[1]李建奇等.苏里格气田水平井开发实验研究.第四采气厂内部资料，2010.
[2]邹皓.水力喷射压裂关键技术分析[J].石油机械，2010，38（6）：69-72.
关键词：苏里格气田 水平井改造技术 技术应用
一、气井改造背景
苏里格气田是典型的“三低”气田。水平井动用储量大，相当于直井的3-5口井的产量，因此在是减轻单井管理工作量、提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。
2006年苏里格气田规模开发以来，随着地质认识及储层改造技术的完善和提高，2008年重新开始了水平井的开发试验，2009-2011年实施了苏平36-6-23、苏36-7-19H、苏36-18-10H、苏36-11-16H等32口水平井，取得了十分喜人的效果，为苏里格气田水平井储层改造等技术发展积累了宝贵经验。
根据苏里格气田地质特点，以提高单井产量为目标，逐渐形成了三种分段压裂改造主体工艺技术及多种配套技术。
二、水平井储层改造主体工艺技术
1.水力喷射分段压裂技术
水力喷射分段压裂技术原理是根据伯努利方程，把压能转变为动能，油管流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流，在地层中射流成缝。该工艺通过一次下入水力喷砂压裂管柱，将喷射器分别对准上下气层射孔段，首先对下层实施水力喷射射孔、压裂，再投球打开喷砂滑套，并封堵下层，再对上层实施水力喷射射孔、压裂施工，依次由下至上对各气层进行逐层压裂改造，最后合层排液求产。
主要工艺技术步骤：⑴通井、洗井、试压、下入水力喷射分段压裂组合钻具；⑵泵入基液和携砂液喷砂射孔；⑶关闭套放闸门，按照设计环空排量或环空最高压力所允许的最高泵速由环空泵入胍胶基液、按照设计由油管泵入交联胍胶及携砂液；⑷顶替，投球封堵下层打开上一层喷嘴，对第二层进行水力喷砂射孔压裂。
2.裸眼封隔器分段压裂技术
该技术在水平段裸眼完井条件下，下入一次性裸眼封隔压裂管柱，通过投球打压，使下入的裸眼封隔器膨胀座封，压裂施工时油管打压打掉第一个压裂喷砂滑套后压裂第一层，第一层压裂完成后逐级投球打滑套并封堵下层改造上一层，实现水平井裸眼分段压裂、合层排液。整个压裂施工过程连续不间断，投球时不需要停泵及等球下落，在一定程度上缩短了施工时间及压裂液在地层中的停留时间，对储层起到了一定保护作用。主要压裂组合钻具有：浮鞋、座封球座、压差滑套、投球滑套、裸眼封隔器、悬挂器、回插管、水力锚，其中投球滑套、裸眼封隔器组合个数根据裸眼段分段情况而定。
其工艺特点：直接在裸眼段下入完井工具，通过回插管柱回接；压裂施工排量大，通常为3.0～3.5m3/min，因此相比水力喷射压裂施工压力较高，存在不安全性，一旦砂堵，只能通过连续油管进行冲砂处理，处理难度较大；由于是引进国外技术，相对成本较高，不适合大规模推广。
3.裸眼遇油膨胀封隔器分段压裂技术
该工艺与裸眼封隔器分段压裂技术原理大致相同。不同的是封隔器座封方式，该工艺将裸眼完井工具下入井内后，通过顶替注入柴油并作用在遇油膨胀式封隔器上，使封隔器膨胀坐封；压裂时通过投球加压方式改变喷砂滑套工作状态实现分段压裂、合层排液。
遇油膨胀封隔器有以下特点：遇油膨胀封隔器是自身胶筒在吸收碳氢化合物后体积变大，实现密封。封隔器胶筒在部分受损情况下有自我修复功能，可以实现二次膨胀（或多次膨胀）。封隔器适应井径变化能力强，特别适合井眼不规则的裸眼井中。在管柱发生移动时，遇油膨胀封隔器胶筒的位移量很小，对胶筒的损伤和密封性能的影响非常小。2011年对苏6-21-12H等四口井进行该项工艺技术的试验，实验效果良好。
三、水平井改造工艺配套技术及应用
1.分段改造工具优选
根据储层物性情况、钻井完井井眼轨迹情况，结合水力喷射分段压裂改造、裸眼封隔器分段压裂改造、遇油膨胀封隔器分段压裂改造适应性，针对性选用三种改造方式。
水力喷射适用于所有钻井井眼轨迹和储层好坏程度不限，裸眼分段压裂工具适用于井眼轨迹规则的井，由于成本比较高，多用于储层物性较好的储层，如苏6-18-20H1、苏6-18-20H2丛式水平井根据井眼轨迹规则情况分别选用了裸眼封隔器分段压裂工具和水力喷射分段压裂工具。
2.水平段与斜井段储层同时动用
苏东57-09H1井水平段钻进104米发生岩性相变，为实现多段储层同时开发，首次使用水平段裸眼封隔器+斜井段传输射孔组合工具进行压裂改造并取得良好效果，试气无阻流量36.4259万方/天，既提高了储量动用程度，又提高了单井产量。
3.长水平段多段压裂改造技术
苏36-11-16H井完井水平段长1500米，为提高单井产量，采用水力喷射工艺完成了裸眼分15段压裂并获得成功，刷新了该技术入井液量、加砂量、改造段数三项新纪录，丰富了水力喷射改造工艺技术，使得水力喷射改造由最初的3段发展到10段并提高到15段，为探索苏里格气田长水平段改造奠定了基础。
4.前置液段塞技术
参考该区域实施井前置液段塞技术使用经验，施工选择20～40目中密度陶粒做为段塞，对所造的裂缝进行打磨，避免后续填砂因裂缝面不规整造成的施工压力高的问题。
5.压裂液体系及支撑剂优选
经过不断探索，并根据苏里格地区储层物性条件，优选出了羟丙基压裂液体系及20-40目中密度陶粒。
6.压裂工艺优化
结合入井施工管柱承压强度、邻井施工参数及实施井地质情况的综合分析研究，对每一口井进行参数优化，预测不同排量下的井口压力，优选最优排量。裸眼封隔器分段压裂累计施工14口井，最终优选出施工排量为3.0～3.5方/分，水力喷射分段压裂累计施工18口井，最终优选出施工排量为2.0～2.6方/分之间，确保了施工效果。
7.压裂规模优化
2009～2011年，根据储层性质加砂规模设计为25～50方/段之间，通过在三个区块压裂改造的32口井，改造段平均间隔为163.2米，从而优选加砂规模为30～33方/段，建议优选每段间隔为150～170米。
四、结论
1.苏里格地区主要采用水力喷射分段压裂技术、裸眼封隔器分段压裂技术、裸眼遇油膨胀分段压裂工艺技术对水平井进行改造。水力喷射分段压裂不需要下入封隔器，钻具结构简单。从成本投入方面，较适合苏里格气田的开发。
2.水力喷射分段压裂改造技术油管排量相对较小，因此施工压力相对较低，安全系数高于裸眼封隔器分段压裂。
3.在同等条件下，水力喷射在长水平段井的改造中具有一定优势。
4.遇油膨胀分段压裂技术由于其封隔器坐封方式，在改造压裂过程中始终保持较好的密封性，具有较好的发展前景。
5.对于储层分布不均或者最大限度发挥储层能量，可以采用裸眼封隔器动用斜井段储层，进而提高单井产量。
参考文献
[1]李建奇等.苏里格气田水平井开发实验研究.第四采气厂内部资料，2010.
[2]邹皓.水力喷射压裂关键技术分析[J].石油机械，2010，38（6）：69-72.