华北油气分公司根据储层结构特征优化气井压裂段数、压裂剂排量、压裂缝长

“6月份，东胜气田锦58井区JPH-328井试获无阻流量31.96万立方米，这是今年JPH-366井、JPH-365井等6口井试获日无阻流量超20万立方米以来又一口高产井。其中J58P11H井最高日无阻流量39.8万立方米，创该井区最高纪录，进一步验证通过实施‘精准压裂’是获得高产气井的重要手段。”华北油气分公司工程院储层改造所所长张永春介绍说。

东胜气田气藏类型多样、气水分布复杂，勘探开发难度较大。华北油气分公司针对气田区块不同储层结构特征，通过强化地质结合形成“双甜点”选段技术，确保优势储层段充分改造。同时在设计中以“裂缝参数最优化、改造体积最大化”为目标，采用“控缝高造长缝、穿层、缝网”等精细化压裂工艺设计方法，形成针对性压裂技术对策，确保了高效开发，实现了降本增效。

“双甜点”选段提高压裂针对性

“目前，东胜气田采取水平井分段压裂技术开发，其水平段会钻遇泥岩层、含气不均匀的砂岩段，不同井段产量贡献率差异较大，如果水平段全部按照常规分段实施压裂，就会造成无效的压裂，增加压裂成本。”张永春说。

华北工程院储层改造团队结合水平段测井、录井显示等，优选出储层好的“地质甜点”，不需压裂的段就不压裂，需要加大压裂规模的段就要加大。

还有一种情况，有的含气砂岩层，由于过于致密，现有的压裂手段难以压开，也要放弃，通过软件计算出容易破裂的水平段，选择容易压开的“工程甜点”。通过采取地质+工程“双甜点”选段技术，减少无效井段的压裂，确保优势储层段充分改造，提高压裂改造针对性和有效性。

JPH-365井水平段1200米中钻遇泥岩163米，通过“双甜点”选段技术，放弃泥岩段压裂，改造段数由常规的12段优化为9段，单井压裂液量3344.4立方米、加砂449.8立方米，实现了优势储层的充分改造，试获日无阻流量23.2万立方米，取得较好改造效果。

今年以来，通过强化“双甜点”选段技术的应用，现场施工42口井，单井压裂段数平均降低8.8%，单段入地液量平均提高28%，单井平均产能提高29.7%，提高了储层改造的针对性，实现了工程技术的降本增效。

控缝高造长缝谨防“水淹井”

东胜气田锦66井区是先期发开的区域，砂体厚度大、气层下部发育水层，一旦实施压裂，极易压穿水层，把气井淹死，一度成为气田开发的瓶颈，开发被迫停止。

为避免压裂沟通水层造成水淹，华北工程院储层改造团队在深化认识气水层、储层结构的基础上，优化完井方式，通过探索“小规模＋变排量+多级支撑剂”的组合控缝高技术，攻关形成近底水气藏控缝高造长缝压裂工艺技术体系,控制压裂裂缝向下延伸进入水层，保证裂缝在有效储层内延伸，达到控缝高造长缝的目的，从而提高单井控制储量、防止压穿水层。

结合锦66井区储隔层特征，储层改造团队利用测井、室内实验、现场施工数据，优化压裂施工排量每分钟2.5立方米、加砂20立方米以内，裂缝高度能够控制在20米以内。

JPH-365井含气层距下部水层仅25米，采用控缝高造长缝压裂工艺，设计施工排量按照每分钟1.5、2.0、2.5立方米逐步递增的变排量方式，单段加砂11.5立方米，储层改造后日产气18.7万立方米，成功避免沟通水层，有效提高了单井产量。

2016年以来，东胜气田采用控缝高造长缝压裂工艺改造37口井，其中开展缝高测井的6口井显示，通过采用小规模和变排量技术施工，缝高可以控制在20米以内，实现有效的缝高控制。

另外，针对部分气井的含气层距水层更近的情况，他们采取酸洗不压裂的措施，实现自然投产，也收到较好的产气效果。

压穿叠置气藏“一井动多层 ”

东胜气田另一正在开发的锦58井区，纵向发育多套气层，且底部无明显水层。他们根据储隔层特性，精细研究不同储隔层厚度条件下的穿层压裂参数界限，攻关形成适合不同气藏结构特征的穿层压裂工艺技术，实现一次压穿多套气层，确保各套气层整体供气，提高单井控制储量，提升压裂改造效果。

JPH-329井目的层盒12储层砂体厚度12米，与上部盒13储层砂岩之间有4米左右泥岩隔层。为了有效沟通上部气层，压裂改造采用穿层压裂理念，设计施工排量每分钟4立方米、平均单段加砂39立方米。压后显示人工裂缝总缝高34米，其中上缝高约24.5米，在充分改造盒12层的同时，成功沟通了上部盒13含气层。该井压裂改造后日无阻流量17.47万立方米，平均日产气量5.3万立方米，改造效果良好。

今年以来，东胜气田采用穿层压裂工艺改造直井9口、水平井4口，其中水平井平均日无阻流量20.7万立方米，实现了一井同时动用多套气层，提高了单井泄气体积及储层改造效果。