華北油氣分公司針對東勝氣田儲藏特性，自主創新實施了全通徑水平井、疊加層穿層、控逢高延逢長等特色壓裂工藝技術

“近年來，我們針對東勝氣田儲層特性，大膽創新實施新壓裂工藝技術，其中，全通徑水平井壓裂以及穿層壓裂工藝技術，在國內石油行業可以說是首創。”華北油氣分公司工程技術研究院儲層改造所所長張永春告訴記者。

東勝氣田礦權面積9805平方千米，地質儲層特性變化較大，其錦66井區氣水關系復雜，壓裂施工中一旦溝通水層，便會出現水淹井，無氣可產，壓裂施工難度較大。該工程院針對不同儲層特性，采用自主創新的壓裂工藝技術，取得了明顯的增產效果。

穿層壓裂一井溝通多層

“東勝氣田錦58井區是上產的主陣地，該區含水相對較少，針對鉆遇的目的層上下均有氣層，有的厚度達10~20米，比較適合穿層壓裂理念。”張永春說。

穿層壓裂就是將水平井目的層上下臨近的氣層，通過適當加大壓裂規模，將目的層上下的氣層全部溝通，以獲得最大的改造效果。

在東勝氣田所施工的JPH-325井，其目的層厚度達12米，上隔層3米有一套氣層，下隔層2米還有一套氣層，通過分析研判，按照穿層壓裂改造思路，適度加大壓裂規模，溝通了目的層上下共3套氣層，該井壓后獲得日無阻流量35.5萬立方米，增產效果明顯。

這一壓裂理念，他們也對目的層厚度較大的氣層進行這一試驗，其JPH-314井，其目的層厚度20米，隔夾層厚7米，因超過了穿層壓裂界限，盡管改造效果不夠理想，但在認識上取得了進展。

2016年，東勝氣田錦58井區盒1氣層共應用水平井18口井，平均日無阻流量18.09萬立方米，較單層改造水平井無阻流量平均提高11.78萬立方米，初期日配產可增加1.96萬立方米，累計年增加產值11822萬元。

2017年，東勝氣田錦58井區盒1氣層共應用水平井17口井，平均日無阻流量14.99萬立方米，較單層改造水平井無阻流量平均提高6.09萬立方米，初期日配產可增加1.01萬立方米，累計年增加產值5753萬元。

控縫高造長縫回避水層

東勝氣田錦66井區盒1段儲層局部含水，而盒1-盒2段之間隔夾層厚度差異4~22米，常規控制縫高的壓裂施工，極易溝通水層，造成部分水平井高產液、低產氣的現象，錦66井區16口水平井平均1萬立方米氣產液2.3立方米，嚴重制約氣田的規模化開發。

且儲層與隔層間應力差小，控縫高難度大。根據錦66井區完鉆井氣水關系特征，他們建立錦66井區地質模型，利用軟件模擬不同施工參數條件下裂縫形態，建立錦66井區盒2段與盒1段之間裂縫高度與儲層砂體和隔層厚度關系圖表，以優化縫高為出發點，控制縫高延伸，同時增加裂縫長度。

在東勝氣田錦66井區，他們采用控縫高壓裂工藝技術共實施6口水平井39段，施工成功率100%，平均日無阻流量約10萬立方米，1萬立方米氣產液僅0.9立方米。按照日配產2.5萬立方米，穩產2年計算可生產天然氣1.1億立方米，產生經濟效益1.5億元，平均單井經濟效益2500萬元以上。

同時，針對一些氣水同層，以及距離水層較近的氣層，他們也嘗試進行不壓裂，采取酸洗作業，依靠儲層自然能量投產，也取得了預期效果。

全通徑壓裂為挖潛埋“伏筆”

華北油氣分公司在大牛地氣田10多年的開發過程中，一直沿用較為成熟的多級管外封隔分段壓裂技術，該項技術施工周期短，成本相對較低，然而，該項壓裂存在較大的缺陷就是后期挖潛剩余氣難度較大，需要對井內滑套實施鉆掃作業，成本增加許多。且對井底沖砂、測試都存在難度。

2015年，東勝氣田加大開發力度后，該分公司嘗試著改變這一壓裂技術存在的弊端。在氣田試驗了4種基于固井完井的儲層改造工藝，合計9口井，平均日無阻流量僅1.95萬立方米。全通徑完井儲層改造工藝效果不明顯。

之后，他們不斷改進完善，結合裸眼封隔器完井與連續油管帶底封壓裂工藝時效性好，技術可靠的優點，創新提出裸眼封隔全通徑完井+連續油管帶底封分段壓裂。

該技術既有常規裸眼封隔器投球打滑套分段壓裂技術與儲層接觸面大、“甜點”自選、可形成多裂縫、產生更大泄氣面積的優點，又兼具固井完井壓后水平段全通徑的優點。

由于下入目的層的管柱是一個全通徑，可以輕松的將壓裂返出的部分壓裂砂推掃到井底，配合連續油管，可以實現無限極的壓裂段數。在氣井生產后期，非常方便實施改造作業，如果某一段產氣不理想，就可以對其進行重復壓裂求產。

2016年，裸眼封隔全通徑完井連續油管帶底封分段壓裂工藝共計施工19口井，相比傳統的裸眼管外封隔分段壓裂施工，施工周期相對長，成本相對高，但由于井眼暢通，利于氣流產出，加之方便后期改造，長期綜合效益仍占優勢。