华北分公司给气藏多装几个“放气阀”

　　[中国石化新闻网2013-05-06]5月5日，华北分公司大牛地气田首口可钻桥塞分段压裂试验井正在进行射孔作业，据现场华北分公司工程技术人员介绍：“实施这类型的分段压裂井试验，是为了多获得一项求产方式，以评价这种压裂效果、经济可行性等。”

　　近年来，华北分公司为实现气田的高效开发，不断探索水平井压裂技术的适用性，先后试验了裸眼封隔器分段压裂、段内多级分段压裂、复合酸压等，这些技术各有不同优势，支撑了气田持续增产。

　　裸眼封隔压裂：难动用气藏得“解放”

　　2010年以后，大牛地气田部署的水平井逐步增多，预制管柱分段压裂技术开始在气田广泛推广应用，该项技术是裸眼完井后的井眼内，依据水平段气层的显示效果，通过下入带有封隔器的预制管柱，有针对性的对气层实施加砂规模不同的分段压裂。

　　2011年6月，华北分公司针对气田难以动用的盒1储层，部署的水平井DP27H井，运用裸眼封隔器分段压裂技术首次获得突破，该井获得了无阻流量17.8万立方米的试气成果，创当年气田盒1储层单井气产量最高纪录。从而坚定了该分公司运用水平井分段压裂技术，是“解放”致密油气藏的重要手段。

　　2012年，大牛地气田针对盒1储层部署的六井式DP43H丛式水平井，运用裸眼封隔器分段压裂技术获得成功，井组获得了78万立方米的无阻流量。近期试气结束后的四井式DPHT—38丛式水平井，井组总的无阻流量86万立方米，再次刷新气田井组气产量最高纪录。

　　“该项技术施工周期短、对储层伤害小、产气效果好等优势，目前，气田内90%以上的水平井采取该项技术。”该分公司技术专家介绍说。

　　复合酸压技术：开启下古生界“气阀”

　　下古生界碳酸盐岩储层埋深在大牛地气田3000多米以下，该储层厚度大，分布区域广泛，具有较好的天然气发育条件，因技术、装备等方面的原因，多年来该层一直未能实现有效开发。

　　“根据碳酸盐岩与酸反应，会形成酸蚀裂缝这一性质，对碳酸盐岩储层采取酸化压裂是开发该层天然气的有效手段。该项工艺技术利用高压流体造好裂缝，随即将酸液压入裂缝与碳酸盐岩反应，形成一条条酸蚀裂缝，让天然气顺溶缝而出。”该分公司工程技术处技术人员介绍说。

　　2012年以来，华北分公司在下古生界部署了13口水平井，经过酸压施工，多口井日产气量在5~6立方米，其中PG3井最高获得日产气10万立方米，为开发下古生界树立的信心。

　　为进一步探索酸压效果，华北井下202压裂队在施工PG4井的酸压作业时，进行了酸压与陶粒砂复合注入的试验，在该井9个压裂段中，对其中4段、5段、7段，共加入了20.2立方米的陶粒砂，以验证陶粒砂能否支撑碳酸盐层。

　　该井经复合酸压后，达到了预期目的，获得了日产6.8万立方米的天然气。

　　段内多级压裂：单段追求多“气源”

　　裸眼封隔器分段压裂是在一级滑套内，仅能压开一条裂缝。

　　2012年8月份，华北分公司引进了段内多级分段压裂技术应用在DPT—8井。该项技术特点是能在每一级滑套的水平段内压开2~5条裂逢，以较少的滑套，造出更多的裂缝，相对降低了成本。

　　施工中，在一级滑套内压开一条裂缝后，随即注入封堵剂封堵，然后再压开下一条裂缝。该技术可实现增大压裂体积，提高压裂效果，获得更高的产气量。

　　“DPT—8井是针对大牛地气田太2储层部署的一口水平井，在水平段1200米中，所钻遇的砂层厚度较厚，特别适合这种‘段内多裂缝’超大规模压裂技术的试验。”华北井下202压裂队队长隋明政介绍说。

　　该井由华北井下202压裂队实施该井压裂，在7段内造出17条裂缝、加砂量591立方米，比常规分段压裂高出一倍的加砂量。

　　12月份，该压裂队在DPH—60井再次实施段内多级分段压裂，通过增加伴注液氮量，提高了压裂液返排率，该井获得了11万立方米的产气量。

　　可钻桥塞压裂：为气井挖潜埋“伏笔”

　　目前，气田所采用的是裸眼封隔器分段压裂技术，因该封隔器是一次性入井，一旦气井出现坍塌、砂堵等井下复杂情况，处理非常困难，再则，后期对气井的挖潜也难以实现。

　　为追求更加完美的压裂工艺技术，2013年，华北分公司在DP56H井进行可钻桥塞式分段压裂技术的试验。该井是套管完井，可以较好的避免水平段井壁出现坍塌、掉块等复杂情况。

　　该项压裂技术是先期对套管完成射孔作业后，再向水平段内下入封堵桥塞，然后逐级对水平段实施压裂，压裂结束后，再运用连续油管作业对其桥塞进行钻扫，在水平段内形成一个通径，使各段内的天然气汇集在井筒内。

　　“这种可钻桥塞分段压裂，在国内油田企业已经有成功的案例，在气井后期出现产量降低、井内异常等情况，可以随时采取相应的措施改造，利于后期挖潜，延长气井寿命。”华北分公司监督中心压裂试气科技术专家介绍说。