凌 云 李憲文 慕立俊 馬 旭
1.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室 2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司油氣工藝研究院
近年來(lái),國(guó)內(nèi)外致密砂巖氣開(kāi)發(fā)迅猛發(fā)展,在美國(guó)致密砂巖氣已成為保障天然氣供應(yīng)、減緩對(duì)外依存的核心戰(zhàn)略,在我國(guó)致密氣砂巖已成為非常規(guī)氣發(fā)展的第一重點(diǎn)。直井多層壓裂、水平井多段壓裂技術(shù)是國(guó)外致密砂巖氣藏提高單井產(chǎn)量和開(kāi)發(fā)效益的儲(chǔ)層改造關(guān)鍵技術(shù),主要包括層狀砂巖氣藏分層壓裂、塊狀砂巖氣藏大型壓裂和水平井分段改造等技術(shù)[1]。
我國(guó)陸上致密砂巖氣資源量20×1012~28×1012m3,鄂爾多斯、四川和塔里木這3大盆地致密砂巖氣資源占81%,但資源轉(zhuǎn)化和動(dòng)用程度低。為解決致密砂巖氣開(kāi)發(fā)重大工程技術(shù)瓶頸,2010年9月中國(guó)石油決策設(shè)立了《致密氣藏開(kāi)發(fā)重大工程技術(shù)研究》重大科技專項(xiàng)。在前期形成的壓裂技術(shù)的基礎(chǔ)上[2],中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司牽頭與國(guó)內(nèi)7家單位開(kāi)展了聯(lián)合攻關(guān),形成了以水平井多段分壓和直井連續(xù)多層分壓為核心的致密氣藏多層多段壓裂關(guān)鍵技術(shù),大幅提高了資源動(dòng)用程度,同時(shí)水平井+體積壓裂攻關(guān)、小井眼開(kāi)發(fā)壓裂試驗(yàn)也取得了重要進(jìn)展,為下一步長(zhǎng)慶致密砂巖氣藏低成本有效開(kāi)發(fā)奠定了技術(shù)基礎(chǔ)。
鄂爾多斯盆地致密砂巖氣資源量約6.6×1012m3,約占盆地天然氣總資源量的68%,其中4.0×1012m3未能有效開(kāi)發(fā),主要分布在蘇里格氣田[3]。受巖性、微觀孔隙結(jié)構(gòu)、沉積微相主控作用,致密砂巖氣藏儲(chǔ)層物性下限低[4]。砂體縱向多期疊置,普遍發(fā)育3~5層,橫向非均質(zhì)性強(qiáng),壓力系數(shù)低,無(wú)自然產(chǎn)能。前期蘇里格氣田致密氣藏工程技術(shù)攻關(guān)取得了初步進(jìn)展,但仍面臨較大技術(shù)挑戰(zhàn)。
“十一五”國(guó)內(nèi)水平井水力噴砂壓裂僅實(shí)現(xiàn)5段的壓裂改造,引進(jìn)裸眼封隔器試驗(yàn)成本高,國(guó)產(chǎn)的裸眼封隔器技術(shù)指標(biāo)低,長(zhǎng)水平井多段壓裂技術(shù)還需進(jìn)一步攻關(guān)。
國(guó)內(nèi)直井多層壓裂主要采用機(jī)械分壓工藝,一次分壓3層;套管滑套、連續(xù)油管分層壓裂等國(guó)外先進(jìn)分層壓裂工藝引進(jìn)試驗(yàn)成本高,規(guī)模應(yīng)用難度大。針對(duì)致密氣藏多層含氣對(duì)改造的要求,需要解決關(guān)鍵工具、工藝配套設(shè)備等問(wèn)題,實(shí)現(xiàn)5層以上的分層壓裂。
致密氣藏巖屑含量高,儲(chǔ)層孔喉半徑小、排驅(qū)壓力大,易受壓裂液傷害,直井多層和水平井多段壓裂入地液量大,需要進(jìn)一步研究適應(yīng)致密氣藏開(kāi)發(fā)的低傷害壓裂液技術(shù)。
水平井多段壓裂技術(shù)的突破,成為推動(dòng)蘇里格氣田水平井開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵,經(jīng)過(guò)4個(gè)階段發(fā)展[5],目前水平井已成為長(zhǎng)慶低滲透致密氣藏開(kāi)發(fā)主體技術(shù)[6]。通過(guò)持續(xù)攻關(guān),氣田已形成了水力噴砂、裸眼封隔器兩大主體水平井分段壓裂技術(shù),2012年開(kāi)展致密氣水平井+體積壓裂先導(dǎo)性試驗(yàn),初步見(jiàn)到較好效果[7]。
2.1.1 氣田兩項(xiàng)水平井壓裂主體技術(shù)
2.1.1.1 不動(dòng)管柱水力噴砂分段壓裂技術(shù)
2009年實(shí)現(xiàn)不動(dòng)管柱水力噴砂壓裂3段,2010年以提高壓裂段數(shù)為攻關(guān)目標(biāo),改進(jìn)了噴射器、噴嘴材料及管柱結(jié)構(gòu),通過(guò)試驗(yàn)實(shí)現(xiàn)了水平井114.3mm套管完井一次壓裂5段再到7段的突破。2011年重點(diǎn)攻關(guān)1 000m以上水平段10段以上壓裂技術(shù),重點(diǎn)開(kāi)展了小級(jí)差鋼球不動(dòng)管柱水力噴砂壓裂管柱研究,完善后的管柱具備114.3mm套管分壓10段、152.4mm裸眼分壓15段的能力,達(dá)到了國(guó)際先進(jìn)水平。2010—2012年蘇里格氣田規(guī)模應(yīng)用水力噴砂壓裂105口井,平均分壓6.2段,單段最大加砂量117.2m3,單井最大加砂量1 022.5m3,平均無(wú)阻流量43.56×104m3/d,達(dá)到了區(qū)塊直井的4倍,較攻關(guān)前水平井無(wú)阻流量提高22%。
2.1.1.2 裸眼封隔器分段壓裂技術(shù)
針對(duì)引進(jìn)國(guó)外裸眼封隔器工具成本高、施工組織長(zhǎng),2010—2011年長(zhǎng)慶油田自主研發(fā)了88.9mm裸眼封隔器分段壓裂工具,分壓能力由7段提高到15段[8],打破了國(guó)外技術(shù)壟斷,大幅度降低了成本,促進(jìn)了該技術(shù)在蘇里格氣田的規(guī)模應(yīng)用。攻關(guān)后,2010—2012年蘇里格氣田裸眼封隔器現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)64口井,平均改造6.0段,平均無(wú)阻流量51.48×104m3/d,改造效果大幅提升,達(dá)到了同區(qū)塊直井4倍。
隨著水平井改造技術(shù)的突破,水平井兩大主體壓裂技術(shù)應(yīng)用規(guī)??焖僭鲩L(zhǎng)。截至2012年底,蘇里格氣田水平井投產(chǎn)324口,占總井?dāng)?shù)的6%,日產(chǎn)能力1 580×104m3,占整個(gè)氣田的30.3%,實(shí)現(xiàn)了蘇里格氣田開(kāi)發(fā)方式由直井向水平井的轉(zhuǎn)變,水平井規(guī)模應(yīng)用大幅提高致密氣整體開(kāi)發(fā)效益。
2.1.2 速鉆橋塞、重復(fù)開(kāi)關(guān)滑套研發(fā)
國(guó)外非常規(guī)天然氣開(kāi)發(fā)主體采用水平井+大規(guī)模分段改造。水平井改造主要采用速鉆橋塞和滑套封隔器分段壓裂,其核心工具(速鉆復(fù)合橋塞、重復(fù)開(kāi)關(guān)滑套)的生產(chǎn)技術(shù)掌握在哈里伯頓、貝克等幾家公司。
我國(guó)致密氣等非常規(guī)氣藏儲(chǔ)量大,有效開(kāi)采技術(shù)難度高,其中配套工具成為主要的技術(shù)瓶頸。目前在速鉆復(fù)合橋塞、重復(fù)開(kāi)關(guān)滑套技術(shù)方面與國(guó)外存在較大差距。近年來(lái),國(guó)產(chǎn)裸眼分段壓裂工具研發(fā)取得重要突破[9-10],改變了裸眼封隔器長(zhǎng)期依賴進(jìn)口的格局,但在轉(zhuǎn)層滑套選擇性重復(fù)開(kāi)關(guān)、滑套球座易鉆性等功能擴(kuò)展上還有一定局限,影響了水平井后期修井作業(yè)(表1)。
表1 速鉆橋塞分段改造、重復(fù)開(kāi)關(guān)滑套技術(shù)國(guó)內(nèi)外技術(shù)能力對(duì)比表
為改變速鉆橋塞、可開(kāi)關(guān)滑套關(guān)鍵工具依賴進(jìn)口局面,中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司聯(lián)合中國(guó)石油川慶鉆探工程公司、中國(guó)石油休斯敦技術(shù)研究中心開(kāi)展了合作攻關(guān),成功研發(fā)了具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的高強(qiáng)度速鉆復(fù)合橋塞和可重復(fù)開(kāi)關(guān)滑套(圖1、2),打破國(guó)外企業(yè)的壟斷,有效降低工具成本,為我國(guó)非常規(guī)氣藏大規(guī)模自主開(kāi)發(fā)奠定了技術(shù)基礎(chǔ)。
圖2 重復(fù)開(kāi)關(guān)滑套樣機(jī)實(shí)物圖
表2 國(guó)內(nèi)有關(guān)單位自主生產(chǎn)的橋塞與國(guó)外大石油公司橋塞產(chǎn)品性能指標(biāo)對(duì)比表
研發(fā)的速鉆復(fù)合橋塞在耐溫和耐壓差(175℃、70 MPa)等性能指標(biāo)與國(guó)外斯倫貝謝、哈利伯頓、威德福等石油大公司一致,達(dá)到國(guó)際先進(jìn)水平,現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)5口井34套,最高分壓11段,最快單只橋塞鉆磨時(shí)間小于30min(表2)。重復(fù)開(kāi)關(guān)滑套研發(fā)達(dá)到了設(shè)計(jì)要求,工具耐溫150℃、工作壓力50MPa,室內(nèi)實(shí)驗(yàn)可重復(fù)開(kāi)關(guān)測(cè)試3次,可溶性球座材料正在評(píng)價(jià),該工具現(xiàn)場(chǎng)成功應(yīng)用2井次,單只球座鉆磨時(shí)間28min。
2.1.3 水平井+體積壓裂先導(dǎo)性試驗(yàn)
為探索致密氣水平井提高單井產(chǎn)量新途徑,“十二五”以體積壓裂為理念,研究形成了“大排量、大液量、大砂量、低傷害”的水平井體積壓裂技術(shù),大幅度提高了改造體積和單井產(chǎn)量。2012年蘇里格氣田首次實(shí)現(xiàn)了“十方排量、千方砂、萬(wàn)方液”水平井體積壓裂,試驗(yàn)12口井平均無(wú)阻流量77.24×104m3/d,是區(qū)塊同類水平井的1.56倍,初步見(jiàn)到了較好的增產(chǎn)效果。主要表現(xiàn)在以下幾方面。
2.1.3.1 蘇里格氣田體積壓裂設(shè)計(jì)模式初步形成,大幅提高了改造體積
以“提高凈壓力,開(kāi)啟和支撐支裂縫”為關(guān)鍵要點(diǎn),開(kāi)展了脆性指數(shù)、微裂隙發(fā)育程度、三向應(yīng)力場(chǎng)研究。研究表明,蘇里格巖石脆性指數(shù)為40~65,發(fā)育一定的天然微裂隙,具備實(shí)施體積壓裂物質(zhì)基礎(chǔ);砂巖兩向應(yīng)力差7~10MPa,能實(shí)現(xiàn)一定縫網(wǎng)系統(tǒng);抗張強(qiáng)度4.15~6.08MPa,小于兩向應(yīng)力差,主縫特征較明顯。模擬表明排量10m3/min時(shí),胍膠基液、交聯(lián)胍膠注入凈壓力分別在12MPa、15MPa以上,可形成復(fù)雜縫網(wǎng)。在此基礎(chǔ)上,建立了致密氣藏體積壓裂的“低黏液體造縫、高黏液體攜砂、多尺度支撐劑組合、高排量注入”混合壓裂工藝設(shè)計(jì)模式。
2.1.3.3 優(yōu)化形成體積壓裂液體體系,有效解決大液量壓后返排難題。
針對(duì)致密儲(chǔ)層體積壓裂入地液量大、返排困難,自主研發(fā)高效助排劑TGF-1和長(zhǎng)效黏土穩(wěn)定劑COP-2兩種添加劑,性能指標(biāo)達(dá)到國(guó)際同類產(chǎn)品水平。相同濃度下,接觸角與國(guó)外助排劑F108相當(dāng),毛細(xì)管阻力降低,有利于提高壓裂液的返排效率。與國(guó)外產(chǎn)品相比,COP-2長(zhǎng)期防膨率相當(dāng),短期防膨率略高,可實(shí)現(xiàn)液態(tài)添加(替代KCl),推進(jìn)連續(xù)混配效率。
蘇里格氣田具有多層系特征明顯、單層低產(chǎn)的特點(diǎn)。中區(qū)、東區(qū)、西區(qū)多層井比例為81.7%、95.6%和81.1%,4層以上井占24.1%、45.6%和21.6%。隨著開(kāi)發(fā)的深入,儲(chǔ)層日益變差,需要提高縱向儲(chǔ)層動(dòng)用。攻關(guān)前,氣井機(jī)械封隔器分層壓裂能力局限于2~3層,不限級(jí)數(shù)的TAP、CobraMax新型多層分壓技術(shù)剛剛引進(jìn)試驗(yàn)。通過(guò)近3年攻關(guān),形成了直井多層分壓3項(xiàng)技術(shù)系列配套,單井產(chǎn)量持續(xù)提高,助推了蘇里格致密區(qū)塊改造效果提升。
2.2.1 封隔器多層壓裂技術(shù)
針對(duì)前期常規(guī)機(jī)械分壓工藝的局限性,重點(diǎn)開(kāi)展了多層壓裂精細(xì)設(shè)計(jì)、新型多層壓裂管柱研發(fā)、多層壓裂同步破膠快速排液技術(shù)、多層壓裂工藝效果評(píng)價(jià)等,試驗(yàn)形成了封隔器多層壓裂工藝(5層以上),具備一次最多分壓11層的能力[11],現(xiàn)場(chǎng)實(shí)現(xiàn)8層連續(xù)分壓,達(dá)到國(guó)內(nèi)同類技術(shù)領(lǐng)先水平。該工藝發(fā)展和完善了蘇里格氣田機(jī)械分壓主體技術(shù),具有高功效、低成本、排液效率高、管柱可動(dòng)的特點(diǎn),大幅提高了資源動(dòng)用程度,2011—2012年在蘇里格氣田共應(yīng)用54口井,平均試氣無(wú)阻流量9.83×104m3/d,較區(qū)塊井增產(chǎn)30%~50%,總體工藝有效率達(dá)到83.6%。該工藝已成為致密氣多層連續(xù)分壓主體技術(shù)。
2.2.2 套管滑套多層分壓技術(shù)
套管滑套分壓工藝(TAP閥)是國(guó)外針對(duì)多層開(kāi)發(fā)的新技術(shù)[12],2009年長(zhǎng)慶氣區(qū)首次引進(jìn)[13],隨后國(guó)內(nèi)吐哈等油田也相繼開(kāi)展試驗(yàn)。截至2012年底,TAP工藝在長(zhǎng)慶氣區(qū)共完成7口井48層壓裂,最高一次分壓9層,試驗(yàn)表明:TAP工藝可實(shí)現(xiàn)無(wú)限級(jí)多層連續(xù)壓裂、能滿足大排量注入壓裂和后期選擇性開(kāi)采,但工具結(jié)構(gòu)較復(fù)雜、工具穩(wěn)定性較差,前期試驗(yàn)井施工成功率僅70%(滑套未打開(kāi)或球座未形成)。
針對(duì)長(zhǎng)慶氣區(qū)改造主要特點(diǎn),剖析現(xiàn)有多層分壓存在技術(shù)難題,以大排量、全通徑和可控開(kāi)采為目標(biāo),開(kāi)展了套管滑套壓裂工具研制及工藝研究,研發(fā)的無(wú)限級(jí)(可分壓不限級(jí)數(shù))和有限級(jí)(可分壓4-11層)套管滑套多層連續(xù)分壓技術(shù),填補(bǔ)了國(guó)內(nèi)在該領(lǐng)域的空白,2012年現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)4口井16層,單井最高分壓5層,施工排量為5.0~10.0m3/min,試氣平均無(wú)阻流量5.5×104m3/d,較鄰井增加近50%。該技術(shù)豐富了直井多層改造方式,為多層大排量注入和選擇性開(kāi)采提供了技術(shù)保障。
2.2.3 連續(xù)油管分層壓裂技術(shù)
連續(xù)油管水力噴射環(huán)空壓裂是國(guó)外解決多層氣藏分壓改造的有效手段之一,可實(shí)現(xiàn)較深井大規(guī)模壓裂[14],2009年長(zhǎng)慶氣區(qū)在國(guó)內(nèi)首次引進(jìn)試驗(yàn)[15]。截至2012年底,長(zhǎng)慶氣區(qū)累計(jì)引進(jìn)試驗(yàn)該技術(shù)完成了5口井30層的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),最高實(shí)現(xiàn)分壓8層。試驗(yàn)表明:①該工藝對(duì)多層改造氣井具有一定優(yōu)勢(shì),井筒完整度較高,能實(shí)現(xiàn)壓后生產(chǎn)測(cè)試評(píng)價(jià);②工藝因連續(xù)油管大型設(shè)備配套復(fù)雜應(yīng)用規(guī)模受限;③對(duì)連續(xù)油管設(shè)備及操作人員水平有較高要求,一旦設(shè)備出現(xiàn)故障或操作不連續(xù),將導(dǎo)致反復(fù)沖填砂,嚴(yán)重影響作業(yè)進(jìn)度;④井下配合準(zhǔn)備及設(shè)備損耗占去連續(xù)油管分層壓裂技術(shù)大部分作業(yè)時(shí)間。
在引進(jìn)試驗(yàn)基礎(chǔ)上,通過(guò)套管接箍定位器(MCCL)、連續(xù)油管噴射器等關(guān)鍵工具研發(fā)及相應(yīng)裝備的配套,形成了連續(xù)油管分層壓裂工藝,2011—2012年完成3口井8層壓裂試驗(yàn),為下步工藝優(yōu)化完善積累了經(jīng)驗(yàn)。該工藝配套完善,工具成熟可靠,通過(guò)進(jìn)一步優(yōu)化填砂、沖砂等施工程序,目前改造5層施工作業(yè)時(shí)間(含連續(xù)油管安裝試壓、噴砂射孔壓裂、沖砂)約6 d,較前期(12d)施工效率提高近一倍,大大降低作業(yè)成本,持續(xù)改進(jìn)仍有提速降本的空間。
2.2.4 小井眼分層壓裂技術(shù)
致密氣藏開(kāi)發(fā)降低成本的一個(gè)有效途徑是小井眼開(kāi)發(fā)。針對(duì)蘇里格氣田2008—2010年試驗(yàn)88.9 mm套管小井眼分層壓裂工藝(填砂、投球、復(fù)合橋塞)的剖析(圖3),提出了主體試驗(yàn)方向采用88.9mm有限級(jí)套管滑套多層壓裂,通過(guò)投球可實(shí)現(xiàn)最多4層連續(xù)分壓,能滿足蘇里格氣田88.9mm小套管規(guī)模開(kāi)發(fā)多層壓裂的要求。
圖3 88.9mm套管滑套完井分層壓裂示意圖
2011年開(kāi)展2口井先導(dǎo)性試驗(yàn)獲得成功,壓裂高效,避免了常規(guī)工藝作業(yè)周期長(zhǎng)、壓井傷害大。該技術(shù)已在蘇南道達(dá)爾國(guó)際合作區(qū)成功148口井,最多一次分壓3層,技術(shù)成熟可靠,實(shí)現(xiàn)了國(guó)內(nèi)首次采用88.9 mm套管小井眼區(qū)塊整體開(kāi)發(fā)。實(shí)施過(guò)程中對(duì)于10%層由于滑套不能正常打開(kāi),采取補(bǔ)射孔壓裂措施。
致密氣藏巖屑含量高,儲(chǔ)層孔喉半徑小、排驅(qū)壓力大,易受壓裂液傷害。巖心微觀分析表明,壓裂液殘?jiān)鼘?duì)微裂縫、支撐裂縫堵塞是儲(chǔ)層傷害的主要因素,水敏性傷害是儲(chǔ)層傷害是儲(chǔ)層傷害的次要因素。針對(duì)巖屑砂巖以降低分子量、降低黏滯阻力為主要方向,研發(fā)了3種新型低傷害壓裂液體系。
2.3.1 陰離子表面活性劑壓裂液
以降低吸附傷害為思路,研發(fā)了無(wú)殘?jiān)?、陰離子表活劑壓裂液體系,巖心傷害率由胍膠的27.4%降為18.3%。2011年—2012年該體系在蘇里格東區(qū)共實(shí)施37口井,平均無(wú)阻流量為7.87×104m3/d,與區(qū)塊同類儲(chǔ)層井相比約增產(chǎn)30.5%。前期投產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)的18口井分析表明,Ⅰ、Ⅱ類井增產(chǎn)較明顯,試驗(yàn)14口井投產(chǎn)第1年增氣145×104~245×104m3,日均增氣0.4×104~0.7×104m3。
2.3.2 超低濃度和羧甲基胍膠壓裂液體系
以降低殘?jiān)鼈樗悸?,研發(fā)了超低濃度和羧甲基胍膠壓裂液,巖心傷害降低到20%左右,成本較常規(guī)壓裂液降低20%(表3)。目前,超低濃度胍膠壓裂液已在蘇里格東區(qū)全面推廣應(yīng)用,成為長(zhǎng)慶氣區(qū)上古生界氣井改造主體壓裂液。2012年全氣田規(guī)模應(yīng)用740口,累計(jì)節(jié)約胍膠900t,節(jié)約投資8 000萬(wàn)元。
按照長(zhǎng)慶油田穩(wěn)產(chǎn)5 000×104t規(guī)劃要求,下一步氣田儲(chǔ)層改造以提高單井產(chǎn)量、降低開(kāi)發(fā)成本為目標(biāo),在擴(kuò)大試驗(yàn)并改進(jìn)完善多層多段壓裂技術(shù)的基礎(chǔ)上,重點(diǎn)加強(qiáng)3個(gè)方面的技術(shù)攻關(guān):水平井加體積壓裂技術(shù)系列、工廠化壓裂技術(shù)系列和老井重復(fù)改造技術(shù)系列,促進(jìn)致密氣壓裂技術(shù)的集成與配套。
水平井加體積壓裂是致密氣提高單井產(chǎn)量、提高采收率的有效技術(shù)途徑,需加大攻關(guān)和配套。
1)Ⅲ類以下致密儲(chǔ)層水平井體積壓裂技術(shù)的攻關(guān)。重點(diǎn)深化機(jī)理認(rèn)識(shí),明確形成縫網(wǎng)壓裂的控制條件[16],加強(qiáng)壓裂工藝配套,形成體積壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)方法。
表3 兩種低傷害胍膠壓裂液體系與常規(guī)壓裂液體系對(duì)比表
2)進(jìn)一步提高水平井分段壓裂封隔有效性。前期裂縫監(jiān)測(cè)表明,近42%的壓裂段存在不同程度的壓竄現(xiàn)象,下一步結(jié)合裂縫監(jiān)測(cè)評(píng)價(jià)完善現(xiàn)有工藝,開(kāi)展暫堵劑等提高封隔有效性試驗(yàn)。
3)探索試驗(yàn)速鉆橋塞分段壓裂等不同完井方式下多段分壓技術(shù),進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量。
致密砂巖氣開(kāi)發(fā)效益受儲(chǔ)層地質(zhì)條件、工藝技術(shù)水平、經(jīng)濟(jì)環(huán)境、經(jīng)濟(jì)政策[17-18]等多種因素影響,需要開(kāi)展有效降低成本措施。
1)開(kāi)展工廠化壓裂作業(yè),大幅度提高施工效率,有效降低成本[19]。研究水平井組、直井大井叢“工廠化壓裂”作業(yè)模式,形成長(zhǎng)慶氣田特色的壓裂液供給、存儲(chǔ)、配制、回收作業(yè)一體化技術(shù)。
2)加強(qiáng)關(guān)鍵工具自主研發(fā),降低新工藝的應(yīng)用成本[20]。
3)低成本高性能壓裂新材料的研發(fā)[20]。針對(duì)致密砂巖氣藏,研制低成本低傷害壓裂液、低成本低密高強(qiáng)支撐劑、返排液處理與再利用技術(shù),在提高單井產(chǎn)量的同時(shí)盡可能降低壓裂材料成本。
隨著氣田開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng),低產(chǎn)低效井會(huì)逐漸增多,需要開(kāi)展老井重復(fù)改造技術(shù)研究。
1)開(kāi)展老井查層補(bǔ)孔、老井側(cè)鉆壓裂,提高儲(chǔ)層縱向和平面動(dòng)用程度,以提高老井產(chǎn)量。
2)持續(xù)開(kāi)展老井重復(fù)壓裂研究,通過(guò)老井重復(fù)改造時(shí)機(jī)、選井選層、低傷害暫堵壓井工藝、低濾失壓裂液、老井體積壓裂等研究和試驗(yàn),探索致密氣老井穩(wěn)產(chǎn)壓裂主體工藝及配套技術(shù),提高氣田采收率。
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