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非常规油气水平井多级分段压裂完井技术胜利油田分公司采油工艺研究院2012年1月非常规油气水平井多级分段压裂完井技术编写：张全胜张峰左家强李玉宝王磊吕玮张燎源张建初审：李爱山郝金克审核：张全胜胜利油田分公司采油工艺研究院2012年1月一、国内外技术现状及油田发展形势1、国外非常规油气技术迅猛发展近年来，国外以美国页岩油气为代表的非常规油气勘探开发飞速发展，并逐步形成了非常规油气水平井勘探、钻井、完井、压裂、裂缝监测等系列配套技术，建立了较为完善的勘探开发理念。
在技术不断配套完善的同时，也形成了甜点勘探、优快钻井、压裂完井一体化、体积压裂、“井工厂”管理模式等成熟的勘探开发理念。
美国已钻页岩油气水平井数量达50000多口，水平井多级分段压裂完井技术已日趋成熟，2011年美国共完钻非常规油气水平井8500多口，水平井占非常规油气产量的90%以上，80%以上为“井工厂”模式。
页岩气产量为1800亿立方米，占美国天然气总产量的34%。
国外非常规油气水平井多级分段压裂完井技术主要形成了水平井裸眼封隔器分段压裂完井和泵送桥塞射孔分段压裂联作两大主导技术，以两大主导技术的突破为核心，配套形成了优化设计、裂缝监测、设备配套等技术系列，提供了有力支撑。
创下分段最多90级，水平段段长最长4900m，单段最大加砂量450m3，单段最大液2550m3，80%以上的井为“井工厂”模式。
2、国内非常规油气勘探开发迈出实质性步伐近年来，国内中石油、中石化、中海油等石油公司在非常规油气勘探开发领域都已经迈出实质性步伐，技术以引进为主，同时开展了自主研究，正迅速追赶国际先进水平。
截至2011年底，中国石油共在低渗透油气藏完成水平井分段压裂1133口井4722段，相当于少打直井3000口，减少占地超万亩。
当年完钻1000口水平井，500口井实现了2200段有效压裂，提高原油产量37×104t，天然气35×108m3。
- 23 -第10期大牛地气田压裂用尾管回接关键技术冯丽莹，孙泽秋，陈秀华（中国石化石油工程技术研究院德州大陆架石油工程技术有限公司， 山东 德州 253005）[摘 要] 为了进一步提高单井产量，大牛地气田盒2气层应用了尾管回接分段压裂技术。
针对尾管回接压裂技术的技术难题，文章提出了尾管固井+回接不固井的完井方式，并对压裂用尾管回接关键技术展开研究。
[关键词] 大牛地气田；压裂；尾管固井；回接；封隔器作者简介：冯丽莹（1987—），女，辽宁铁岭人，2009年长江大学机械设计制造及其自动化专业毕业，学士学位，工程师。
现从事固完井井下工具研发工作。
大牛地气田处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，其盒2气层属低孔隙度、低渗透率的储集岩。
为进一步提高单井产量，调整了开发方式，采用水平井尾管回接压裂技术，通过射孔定点裂缝起裂，充分沟通储层，增大单井控制天然气储量和供气范围。
本文提出了尾管固井+回接不固井的完井方式，并对压裂用尾管回接关键技术进行了研究。
1 技术难点分析1.1 尾管固井施工难度大大牛地气田三开6″钻头，水平裸眼长1000m 左右，采用7″外层套管悬挂4-1/2″尾管固井，属于长水平段、环空小间隙的尾管固井，存在以下施工风险：环空小间隙下水泥环薄弱，长水平段下套管居中困难，严重影响固井质量，存在气侵气窜的风险。
为确保尾管悬挂器位置管内承高压的压裂施工要求，尾管悬挂器外环空必须有水泥浆封固，大大增加了尾管固井施工难度。
1.2 高承压全通径及可回收水平井尾管回接压裂技术与常规水平井裸眼封隔器分段压裂技术不同的是，用水泥浆封固裸眼段的方式实现地层之间的封隔，尾管回接建立一个高承压、全通径及可回收的井筒环境。
常规尾管回接插头为铝合金材质、“和尚头”结构，需单独下钻钻除，钻除后回接筒底有反向台阶，无法实现后续射孔设备和封隔器正常作业。
压裂结束后要求起出回接套管，由于砂堵和高压对回接工具的影响比较大。
1.3 高压管柱上顶力管内憋压坐封封隔器和压裂施工均会在套管内产生高压。
长深D平12井水平段压裂管柱安全下入技术【摘要】长深d平12井是一口钻探致密砂岩气层的非常规油气藏水平井，完钻井深5103米，水平段长1323米，水平位移1705.11米，最大井斜93°，采用水平段压裂管柱（管外封隔器+滑套）裸眼完井方式。
现场应用取得良好效果。
本文介绍为确保水平段压裂管柱安全下入而确定并现场成功应用的四个通井作业工艺和压裂管柱与回接工艺，可供其他非常规油气藏水平井完井作业提供技术借鉴。
【关键词】水平井压裂管柱通井工艺安全下入工艺长深d 平12井长深d平12井位于松辽盆地南部长岭断陷中部凸起带哈尔金构造，是中国石化东北油气分公司部署的一口钻探致密砂岩气层的非常规油气藏水平井。
设计井深：5322m，水平段1500m横穿对应长深1-1井登娄库组ⅲ砂组气层完钻，完井方法为管外封隔器+滑套（18段）裸眼完井。
其钻井目的针对登娄库组气层低孔低渗致密砂泥岩薄互型储集层的裂缝不发育、单井产能不高的特点，利用水平井分段压裂技术开展试气、试采先导试验，研究登娄库ⅲ、ⅳ砂组储层压力、产能变化、储层岩性、岩相、厚度及物性变化等规律，验证水平井在登娄库砂岩气藏的适应性，为登娄库组气藏开发模式的确定提供有力依据。
水平段分段压裂技术是目前国内非常规油气藏水平井的主要完井方式，其工艺是在借鉴国外水平段分段压裂技术基础上逐步完善的。
长深d平12井水平段安全下入压裂管柱工艺主要分为两部分：通井工艺与安全下入工艺。
本文主要介绍这两部分的现场工艺应用。
1 基本情况本井2011年11月20日18：00第一次开钻，2012年4月25日17时00分完井，完钻井深：3585米（垂深），斜深5103.44米，水平段长1323米，水平位移1705.11米，造斜点3185米，最大井斜93°。
本井安全下入完井管柱，采用裸眼完井的完井方式，下入φ177.8mm技套，φ152.4mm钻头完钻，滑套+封隔器管柱完井。
3100米以上采用密封性梯形扣套管，3100米后下入长圆扣套管，配有封隔器和滑套。
２０２４年第５３卷第２期第５７页石油矿场机械犗犐犔 犉犐犈犔犇 犈犙犝犐犘犕犈犖犜２０２４，５３（２）：５７ ６２文章编号：１００１ ３４８２（２０２４）０２ ００５７ ０６致密油气尾管回接不固井压裂井筒技术研究与应用姚辉前１，２，李 振１，２，刘 伟１，２，张春儒３，吕嘉晨１，２（１．中石化石油工程技术研究院有限公司，北京１０２２００；２．德州大陆架石油工程技术有限公司，山东德州２５３０００；３．北京宝石海洋石油工程技术有限责任公司，北京１０００２７）①摘要：为解决致密油气储层改造对高承压井筒的需求、生产效益对低成本建井的要求、生产技术对大井径的要求及安全高效开采等之间的相互矛盾，研究了尾管回接不固井压裂井筒技术。
通过分析储层改造及开采生产施工阶段对井筒性能需求侧重点不同，提出尾管固井后进行即插即锁的非固井回接，为储层改造压裂施工提供全通径、高承压井筒条件；通过研究固完井一体化技术组合，提出了尾管固井工具功能向完井功能延伸的结构设计与工艺应用。
通过分析压裂过程中回接完井管柱的轴向受力，为锚定锁紧机构优化设计、回接管柱施工及压裂施工排量及压力等参数优化提供参考。
该技术在中石化华北油气分公司、胜利油田等多区块致密气藏的５００余口大斜度井、水平井进行了应用，施工压力总体较高，总体效果良好。
研究表明：尾管回接不固井压裂井筒技术可以解决压裂施工对套管水泥环破坏引起气窜而导致井口带压危及安全生产的技术难题，为致密油气藏高效安全开发提供一种低成本、高承压、全通径及易操作的新技术方案，促进油气高效开发。
关键词：尾管固井；可取回接；致密油气；分段压裂；锚定密封中图分类号：ＴＥ９２５．２ 文献标识码：Ａ 犱狅犻：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００１ ３４８２．２０２４．０２．００８犚犲狊犲犪狉犮犺犪狀犱犃狆狆犾犻犮犪狋犻狅狀狅犳犜犻犵犺狋犗犻犾犪狀犱犌犪狊犜犪犻犾犘犻狆犲犆狅狀狀犲犮狋犻狅狀犖狅狀 犮犲犿犲狀狋犻狀犵犉狉犪犮狋狌狉犻狀犵犠犲犾犾犅狅狉犲犺狅犾犲犜犲犮犺狀狅犾狅犵狔ＹＡＯＨｕｉｑｉａｎ１，２，ＬＩＺｈｅｎ１，２，ＬＩＵＷｅｉ１，２，ＺＨＡＮＧＣｈｕｎｒｕ３，ＬＹＵＪｉａｃｈｅｎ１，２（１．犛犻狀狅狆犲犮犚犲狊犲犪狉犮犺犐狀狊狋犻狋狌狋犲狅犳犘犲狋狉狅犾犲狌犿犈狀犵犻狀犲犲狉犻狀犵，犅犲犻犼犻狀犵１０２２００，犆犺犻狀犪；２．犇犲狕犺狅狌犛犺犲犾犳狅犻犾犘犲狋狉狅犾犲狌犿犈狇狌犻狆犿犲狀狋牔犛犲狉狏犻犮犲狊犆狅．，犔狋犱．，犇犲狕犺狅狌２５３０００，犆犺犻狀犪；３．犅犲犻犼犻狀犵犅狅犿犮狅犗犳犳狊犺狅狉犲犘犲狋狉狅犾犲狌犿犈狀犵犻狀犲犲狉犻狀犵犜犲犮犺狀狅犾狅犵狔犆狅．，犔狋犱．，犅犲犻犼犻狀犵１０００２７，犆犺犻狀犪）犃犫狊狋狉犪犮狋：Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｒｅｓｏｌｖｅｔｈｅｃｏｎｔｒａｄｉｃｔｉｏｎｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｄｅｍａｎｄｆｏｒｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｗｅｌｌｂｏｒｅｄｕｒ ｉｎｇｔｈｅｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｆｔｉｇｈｔｏｉｌａｎｄｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｔｈｅｄｅｍａｎｄｆｏｒｌｏｗ ｃｏｓｔｗｅｌｌｂｏｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃ ｔｉｏｎｄｕｅｔｏｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ，ｔｈｅｄｅｍａｎｄｆｏｒｌａｒｇｅｗｅｌｌｂｏｒｅｄｉａｍｅｔｅｒｉｎｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏ ｇｙ，ａｎｄｓａｆｅａｎｄｅｆｆｉｃｉｅｎｔｍｉｎｉｎｇ，ｔｈｅｆｕｌｌ ｄｉａｍｅｔｅｒｗｅｌｌｂｏｒｅｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｗｉｔｈｒｅｔｒｉｅｖａｂｌｅｔａｉｌｐｉｐｅｃｅｍｅｎｔｉｎｇａｎｄｓｅｇｍｅｎｔｅｄｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｗａｓｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｅｄ．Ｂｙａｎａｌｙｚｉｎｇｔｈｅｄｉｆｆｅｒｅｎｔｅｍｐｈａｓｉｓｏｆｗｅｌｌｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｄｕｒｉｎｇｒｅｓｅｒｖｏｉｒｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｓｔａｇｅｓ，ａｐｌｕｇａｎｄｌｏｃｋｎｏｎ ｃｅｍｅｎｔｉｎｇｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎａｆｔｅｒｔａｉｌｐｉｐｅｃｅｍｅｎｔｉｎｇｗａｓｐｒｏｐｏｓｅｄ，ｗｈｉｃｈｐｒｏｖｉｄｅｓｆｕｌｌｂｏｒｅａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｗｅｌｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｆｏｒｒｅｓｅｒｖｏｉｒｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎａｎｄｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｃｏｎｓｔｒｕｃ① 收稿日期：２０２３ ０９ １１ 基金项目：国家科技重大专项“高压低渗油气藏固井完井技术”（２０１６ＺＸ０５２１００５）；中国石化科技攻关项目“深层页岩气尾管回接压裂管柱技术研究”（Ｐ２１０１５）。
苏里格气田苏36—15—18H2井裸眼完井分段压裂技术摘要：根据苏里格气田低渗、低压、低丰度岩性气藏的特点，在总结以前水平井压裂经验的基础上，实施了水平井裸眼封隔器分段压裂技术，并在苏36-15-18H2井取得成功应用，取得了较好的效果，其开发投产气产量是普通直井的3～6倍，表明水平井裸眼封隔器多级压裂技术已应用成熟，为今后的水平井开发应用提供了技术支撑关键词：苏里格气田水平井裸眼封隔器分段压裂前言国内外研究表明，水平井的压裂改造技术是提高低渗透油气田单井产量最有效的手段之一，已成为当前国内外油田和石油服务公司研究的热点。
国内外主要应用的水平井压裂技术有限流压裂技术、机械及液体胶塞封隔分段压裂技术、水力喷射压裂和多级分段压裂等。
限流法压裂技术加砂规模受限，压裂层位针对性相对较差。
机械封隔分段压裂是在水平井段上用桥塞坐封隔离井筒，再实施射孔、压裂、求产。
水力喷射和多级分段压裂均是近年来发展的增产新技术在国内外的应用均取得了不错的效果。
一、裸眼封隔器多级压裂技术1.工具组成裸眼封隔器分段压裂主要工具包括裸眼封隔器、自封式球座、压差滑套、投球滑套、悬挂封隔器、回接筒、丢手接头，工具耐温150℃，耐压差70MPa，堵球尺寸分为40.2mm、45.4mm、50.6mm等，由分段压裂级别、各级投球滑套差别而设定。
2.工艺原理及特点裸眼井分段压裂技术是在双封隔器单卡分压成功的基础上发展的不动管柱多级封隔器压裂技术，其核心是裸眼井管外封隔和多级分段压裂，根据储层开发的需要，使用封隔器和滑套将水平井段分隔成若干段，压裂或酸化时通过投球逐级打开滑套，有针对性地改造储层。
该技术比水力喷射压裂、限流法压裂和液体胶塞压裂技术具有更好的封隔，可实现大规模压裂改造，具有安全性强、操作简单、节省固井和射孔时间及作业费用等优点。
3.完井管柱3.1 试验技术思路在水平井裸眼完井条件下一次性下入水平井裸眼分段压裂管柱，通过逐级投球打开滑套并封堵下层油管，实现水平井裸眼分段压裂合层排液。
