鄂尔多斯盆地致密气提高单井产量课件

1鄂尔多斯盆地致密气提高单井产量鄂尔多斯盆地致密气提高单井产量技术进展及实施效果技术进展及实施效果1鄂尔多斯盆地致密气提高单井产量鄂尔多斯盆地致密气提高单井产量2前前 言言 近近年年来来，长长庆庆油油田田以以“提提高高单单井井产产量量、提提高高作作业业效效率率、降降低低作作业业成成本本”为为目目标标，针针对对鄂鄂尔尔多多斯斯盆盆地地致致密密气气资资源源特特点点，深深化化地地质质认认识识，加加强强理理论论创创新新，持持续续技技术术攻攻关关，快快速速有有效效推推进进现现场场试试验验，致致密密气气勘勘探探开开发发取取得得了了显显著著进进展展，为为实实现现致致密密气气规规模模有有效效动动用奠定了基础。用奠定了基础。2前前 言言 近年来，长庆油田以近年来，长庆油田以“提高单井产量、提高作业提高单井产量、提高作业3汇汇 报报 内内 容容一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况二、致密气钻井提速降本试验进展二、致密气钻井提速降本试验进展三、致密气多层多段压裂试验进展三、致密气多层多段压裂试验进展四、技术需求及下步发展方向四、技术需求及下步发展方向3汇汇 报报 内内 容一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况容一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况（一）致密气资源概况（一）致密气资源概况引自引自Stephen AStephen AHolditchHolditch，20062006年年SPE 103356SPE 1033561 1、致密气（、致密气（Tight GasTight Gas）致密含气砂岩的概念最早出现于美国，但目前为止，世界上并无统一的致密气标准和界限，即国际标准。美国：空气渗透率0.1mD的砂岩。英国：空气渗透率1mD的砂岩。德国：空气渗透率0.6mD的砂岩。我国：有效渗透率0.1mD的砂岩气层，单井一般无自然产能或低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可以获得工业天然气产量。致密砂岩气地质评价方法（试行）2010.94（一）致密气资源概况引自（一）致密气资源概况引自Stephen AHolditch2 2、以美国为代表的非常规气快速发展，改变世界能源格局、以美国为代表的非常规气快速发展，改变世界能源格局 全球致密气资源量约为210万亿立方米，主要分布在北美、前苏联、中亚、中国、拉美、中东等地区和国家。引自美国引自美国EIAEIA，20092009年年l 2009年美国天然气产量位居世界第一（非常规气占52%）l 致密气产量快速增长，占非常规63%l 含气盆地113个，致密砂岩气藏盆地23个19801970199020002010202010203040506070809010010203040506070809010000常规气常规气致密气致密气页岩气页岩气17571757亿方亿方516516亿方亿方520520亿方亿方30283028亿方亿方煤层气煤层气20092009年年52、以美国为代表的非常规气快速发展，改变世界能源格局引自美国、以美国为代表的非常规气快速发展，改变世界能源格局引自美国3 3、我国致密气资源潜力巨大，是非常规油气开发现实资源、我国致密气资源潜力巨大，是非常规油气开发现实资源l 我国致密气资源量约12万亿方,目前探明程度只有12%左右l 中石油主要分布在鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木等盆地l 随着经济可采下限的重新厘定，预计资源量将大幅攀升渤海湾渤海湾（52865286）四川四川（3360033600）松辽松辽（2000-25002000-2500）吐哈吐哈（12001200）塔里木塔里木（15001500）鄂尔多斯鄂尔多斯（6600066000）中石油致密气资源分布图中石油致密气资源分布图单位：亿方图表及数据引自图表及数据引自2010年中石油天然气开发年会年中石油天然气开发年会 63、我国致密气资源潜力巨大，是非常规油气开发现实资源渤海湾四、我国致密气资源潜力巨大，是非常规油气开发现实资源渤海湾四4 4、鄂尔多斯盆地致密气资源丰厚，已成为重要能源接替区、鄂尔多斯盆地致密气资源丰厚，已成为重要能源接替区l 盆地天然气资源量约10.7万亿方，其中砂岩气资源量8.4万亿方l 致密砂岩气资源量约6.6万亿方，占总资源量61.7%l 主要分布在苏里格、盆地东部等地区 74、鄂尔多斯盆地致密气资源丰厚，已成为重要能源接替区、鄂尔多斯盆地致密气资源丰厚，已成为重要能源接替区7l 美国致密气藏特点：u 以沙坝-滨海平原和三角洲沉积体系为主u 储层分布相对稳定，连续性和连通性好辫状河分流河道辫状河分流河道鄂尔多斯盆地盒8段地层沉积模式图 美国和鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏的成藏地质条件相近，均具有横向大面积分布、多层叠置的特点，但也存在差别：1 1、盆地发育辫状河三角洲沉积体系，砂体平面连续性差、盆地发育辫状河三角洲沉积体系，砂体平面连续性差（二）鄂尔多斯盆地致密气特点及难点（二）鄂尔多斯盆地致密气特点及难点8 美国致密气藏特点：辫状河分流河道鄂尔多斯盆地盒美国致密气藏特点：辫状河分流河道鄂尔多斯盆地盒8段地层沉积段地层沉积2 2、砂层厚度相对较小，多薄、砂层厚度相对较小，多薄层发育层发育1000m900m800m700m600m500m400m300m200m100m0mJonah/Pinedale鄂尔多斯盆地与美国主要致密气田砂体厚度l 鄂尔多斯盆地：u 砂岩地层厚600800mu 主力层砂体厚4060mu 单砂层厚515ml 美国致密气藏：u 砂岩地层厚5001500mu 主力层砂体厚50110mu 单砂层厚1530m鄂尔多斯盆地鄂尔多斯盆地 92、砂层厚度相对较小，多薄层发育、砂层厚度相对较小，多薄层发育1000m900m800m7 纵向上普遍发育多套含气层系，一井多层比例高，单井充分动用多层系开发是提高单井产量的主要手段。苏里格气田各区块多层井占总井数比例盒盒6 6盒盒3 3盒盒7 7盒盒8 8上上山山1 1山山2 22 2太原太原马五马五山山2 22 2米37井多层系示意图10 纵向上普遍发育多套含气层系，一井多层比例高，单井充分纵向上普遍发育多套含气层系，一井多层比例高，单井充分苏里格地区储层物性统计图（10241个样品)94%94%空气渗透率空气渗透率1mD1mD（覆压（覆压0.1mD90903 3、岩性致密、物性差，且区块内存在一定的差异、岩性致密、物性差，且区块内存在一定的差异 苏里格气田储层物性、含气性差（空气渗透率0.1-1mD），具有低孔、低渗、含气性差的特点。苏里格地区储层物性统计图（苏里格地区储层物性统计图（10241个样品个样品)94%空气渗透率空气渗透率4 4、储层裂缝不发育，孔喉结构、储层裂缝不发育，孔喉结构差差l 鄂尔多斯盆地：u 以溶孔、晶间孔为主u 孔喉小、喉道半径02mu 储层裂缝不发育l 美国致密气藏：以溶孔为主，局部地区储层裂缝发育盆地东部致密气典型井压汞曲线特征苏里格气田典型井吼道分布124、储层裂缝不发育，孔喉结构差、储层裂缝不发育，孔喉结构差 鄂尔多斯盆地：盆地东部致密气鄂尔多斯盆地：盆地东部致密气5 5、储层埋深较大，地层压力系、储层埋深较大，地层压力系数低数低l 鄂尔多斯盆地：u 埋深25004000u 压力系数0.7 0.98u 属低压气藏l 美国致密气藏：u 埋深10003000mu 压力系数1.11.4u 属常压、高压气藏苏里格气田东区盒8段地层压力与海拔关系图135、储层埋深较大，地层压力系数低、储层埋深较大，地层压力系数低 鄂尔多斯盆地：苏里格气田东鄂尔多斯盆地：苏里格气田东14鄂尔多斯盆地与美国致密气地质特征对比表 总体上，鄂尔多斯盆地与国外致密砂岩气藏砂体规模有一定相似性，但天然裂缝发育程度、地层压力、温度差别较大。14鄂尔多斯盆地与美国致密气地质特征对比表鄂尔多斯盆地与美国致密气地质特征对比表 总体上，鄂总体上，鄂稳产及提高采收率稳产及提高采收率前期评价前期评价技术攻关技术攻关主体技术主体技术5050100100150150200200250250年产量（亿立方米）年产量（亿立方米）20032003200520052007200720092009201120112013201320152015l直井开发l大规模合层压裂l常规水基压裂l直井开发为主，水平井探索与试验l适度规模、分压合采l直井多层分压2-3层l水平井水力喷射拖动压裂1-2段l直丛井开发为主，水平井试验取得突破阶段l混合压裂、低伤害压裂液l直井多层压裂3-8层l水平井分段改造5-15段l水平井、丛式井并重l水平井规模应用阶段l体积改造技术l混合水压裂工艺l工厂化作业阶段阶段目标目标 苏里格气田自2000年发现以来，产量不断攀升，逐步建成为国内最大的气田，引领了天然气开发的跨越式发展。回顾气田开发历程，总体经历了三个阶段的阶梯式发展过程，目前正进入第四个发展期。快速上产快速上产（三）致密气勘探开发历程（三）致密气勘探开发历程15稳产及提高采收率前期评价技术攻关主体技术稳产及提高采收率前期评价技术攻关主体技术5010015020161 1、前期评价阶段（、前期评价阶段（2001-20052001-2005年）年）开展了12口井的大规模加砂压裂试验，试验结果表现出增产量与加砂规模不匹配的矛盾，沟通多个砂体的预期目标未能实现。大规模压裂施工参数：大规模压裂施工参数：u砂量：50-100m3u排量：4.0-5.0m3/minu砂比：28%-36%u压裂管柱：31/2油管u压裂液体系：交联冻胶161、前期评价阶段（、前期评价阶段（2001-2005年）大规模压裂施工参年）大规模压裂施工参17 同时，探索开展了2口水平井试验，但由于常规地震无法识别含气砂体、地质布井技术不完善、储层改造技术处于探索阶段等因素影响，采用笼统酸洗、酸化后增产效果不明显。苏里格气田早期未压裂水平井试气效果表17 同时，探索开展了同时，探索开展了2口水平井试验，但由于常规地震无口水平井试验，但由于常规地震无182 2、技术攻关阶段（、技术攻关阶段（2005-20082005-2008年）年）2005-2008年，通过低成本提高单井产量技术攻关，初步实现了苏里格气田规模开发。攻关研究：水平井不动管柱水力喷砂分段压裂直井机械封隔器连续分层压裂低伤害压裂液引进试验：水平井裸眼封隔器分段压裂直井套管滑套分层压裂直井连续油管分层压裂水力喷砂分段压裂裸眼封隔器分段压裂182、技术攻关阶段（、技术攻关阶段（2005-2008年）攻关研究：水力喷年）攻关研究：水力喷19 截至2008年，通过多层多段压裂技术的攻关，多层分压技术规模应用，直井一次连续分压3-4层，水平井实现分压2段的突破，单井产量明显提高，苏里格气田年产量由2.8亿方攀升至46.1亿方。苏里格2008年前产量增长柱状图年年产产量（量（亿亿方）方）200620072008010203040502.81846.119 截至截至2008年，通过多层多段压裂技术的攻关，多层年，通过多层多段压裂技术的攻关，多层203 3、快速上产阶段（、快速上产阶段（2009-20142009-2014年）年）以体积改造为思路，多层多段压裂技术取得突破，支撑了苏里格气田产能的快速增长，建成我国第一大天然气田。开展的工作：水平井水力喷砂分段压裂能力提升水平井裸眼封隔器分段压裂自主研发水平井体积压裂探索试验直井机械封隔器分层压裂能力提升直井套管滑套分层压裂自主研发大井组工厂化作业203、快速上产阶段（、快速上产阶段（2009-2014年）开展的工作：年）开展的工作：212009-2014年苏里格气田快速建产效果 多层多段分压技术指标不断提升，水平井实现20段、直井实现9层突破，水平井实现规模应用。截至2014年，气田投产水平井887口，占总井数10.9%，产能贡献达到34.6%，有力支撑了苏里格气田快速建产。212009-2014年苏里格气田快速建产效果年苏里格气田快速建产效果 多层多多层多22汇汇 报报 内内 容容一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况二、致密气钻井提速降本试验进展二、致密气钻井提速降本试验进展三、致密气提高单井产量试验进展三、致密气提高单井产量试验进展四、技术需求及下步发展方向四、技术需求及下步发展方向22汇汇 报报 内内 容一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况容一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况232003-20052003-2005直井直井欠平衡欠平衡小井眼小井眼井身结构优化井身结构优化PDCPDC优化设计优化设计钻具组合优化钻具组合优化套管国产化套管国产化井身剖面优化井身剖面优化耐磨导向耐磨导向PDCPDC设计设计强抑制防塌钻井液体系强抑制防塌钻井液体系低摩阻钻井液体系低摩阻钻井液体系三维水平井钻井技术三维水平井钻井技术防碰绕障技术防碰绕障技术工厂化模式工厂化模式2006-20092006-2009丛式定向井丛式定向井2010-20122010-2012 水平井水平井 2013-2015 2013-2015多井型大井组多井型大井组 经过十年的技术持续攻关与完善，长庆致密气钻井实现了直井-丛式定向井-水平井-混合井型大井组的开发模式跨越，有力的支撑了长庆气田低成本快速建产。232003-2005井身结构优化三维水平井钻井技术井身结构优化三维水平井钻井技术200624开展井身剖面优化、轨迹控制、PDC钻头个性化设计，形成了致密气丛式井快速钻井技术。井身剖面优化优化形成了“高造斜点、低最大井斜、直-增-缓降”井身剖面,提高施工效率,降低了轨迹控制难度。不同位移定向井剖面设计不同位移定向井剖面设计1 1、直井、定向井快速钻井技术，大幅度缩短了单井成本、直井、定向井快速钻井技术，大幅度缩短了单井成本24开展井身剖面优化、轨迹控制、开展井身剖面优化、轨迹控制、PDC钻头个性化设计，形成了钻头个性化设计，形成了实钻轨迹控制：利用“纵横弯梁法”分析钻具力学特性，优化不同井段钻具组合，形成二开井段“2套钻具2趟钻”轨迹控制技术，大幅缩短了钻井周期。双扶稳斜钻具组合，双扶稳斜钻具组合，1212趟钻完下部趟钻完下部井段井段PDCPDC钻头钻头螺杆螺杆短钻铤短钻铤扶正器扶正器PDCPDC钻头钻头扶正器扶正器扶正器扶正器实现上部直井段、造斜、稳斜、增斜实现上部直井段、造斜、稳斜、增斜钻进钻进纵横弯梁法简化示意图纵横弯梁法简化示意图25实钻轨迹控制：双扶稳斜钻具组合，实钻轨迹控制：双扶稳斜钻具组合，12趟钻完下部井段趟钻完下部井段PDC钻钻长寿命导向稳斜PDC钻头研究 采用等磨损原则和等切削原则相结合的方法进行优化设计，通过结构优化、有限元分析、水力学及强度分析，设计出导向高效PDC钻头。五螺旋刀翼、胎体设计五螺旋刀翼、胎体设计ROPROP高、抗研磨性强高、抗研磨性强高端有限元高端有限元FEA分析分析模模拟井底流井底流场、密度布、密度布齿提高提高钻头寿命及攻寿命及攻击力力双排双排齿设计工具面更易控制，提高定向效率工具面更易控制，提高定向效率调整喷嘴倾斜角调整喷嘴倾斜角提高水力辅助破岩效率提高水力辅助破岩效率增加清理钻屑能力增加清理钻屑能力力平衡和强度分析力平衡和强度分析提高切削齿机械效率、平衡负载提高切削齿机械效率、平衡负载平均机械钻速提高平均机械钻速提高30%30%单只钻头进尺增加单只钻头进尺增加280m280m26长寿命导向稳斜长寿命导向稳斜PDC钻头研究五螺旋刀翼、胎体设计高端有限元钻头研究五螺旋刀翼、胎体设计高端有限元F实施效果：实施效果：通过持续技术攻关与完善，气田直井定向井的钻井周期由前期的30天以上缩短至20天以内，钻井成本由800万降低至500万元。苏里格气田历年丛式井占总井数比例苏里格气田历年丛式井占总井数比例苏里格气田历年直丛井钻井指标苏里格气田历年直丛井钻井指标20082009201020112012201320140102030405060708014.748.960.167687174丛式井占总井数比例（丛式井占总井数比例（%）20082009201020112012201320140510152025303530.523.819.719.619.719.219.4钻钻井周期（井周期（d）27实施效果：苏里格气田历年丛式井占总井数比例苏里格气田历年直丛实施效果：苏里格气田历年丛式井占总井数比例苏里格气田历年直丛28通过开展防塌钻井液体系、导向耐磨PDC钻头、水平井剖面优化及轨迹控制技术研究，缩短了钻井周期，推动了水平井规模应用。防塌钻井液体系技术瓶颈技术瓶颈研究内容研究内容钻井液类型及性能钻井液类型及性能大斜度段：大斜度段：钻头泥包钻头泥包泥岩坍塌泥岩坍塌CQSP-1钻井液体系：井液体系：密度密度1.25-1.30g/cm3、粘度、粘度45-70S、失水、失水 7ml水平段：水平段：泥岩坍塌泥岩坍塌储层保护储层保护G314G314高效封堵储层保护钻高效封堵储层保护钻井液体系：井液体系：密度密度1.05-1.05-1.25g/cm1.25g/cm3 3，失水，失水5ml5ml，回，回收率收率92%92%，伤害率，伤害率10%10%机理研究机理研究井壁失稳井壁失稳泥岩坍塌与储层泥岩坍塌与储层保护保护煤层井壁失稳煤层井壁失稳体系配方优选体系配方优选添加剂筛选添加剂筛选常规性能评价常规性能评价抑制性评价抑制性评价封堵防塌性能封堵防塌性能评价评价储层伤害评价储层伤害评价泥岩泥岩实施效果实施效果 应用用200余口井解决余口井解决了斜井段井壁坍塌与了斜井段井壁坍塌与PDC钻头泥包泥包难题 应用用200余口井，余口井，单井井钻穿泥岩最穿泥岩最长500m，实现了了长水平段水平段钻进2 2、水平井钻井技术趋于成熟，提高了气田开发水平井、水平井钻井技术趋于成熟，提高了气田开发水平井28通过开展防塌钻井液体系、导向耐磨通过开展防塌钻井液体系、导向耐磨PDC钻头、水平井剖面优钻头、水平井剖面优 耐磨导向PDC钻头优选 优化设计了“长保径、浅内锥、短外锥”导向耐磨PDC钻头，结合现场学习曲线，优选了斜井段、水平段PDC钻头系列。斜井段不同类型钻头使用学习曲线斜井段不同类型钻头使用学习曲线p斜井段：六刀翼双排齿、16mm复合片，主要有DM、EDM系列。单只钻头平均进尺384m，由7-8趟钻减少到2-3趟钻。p水平段：五刀翼、16mm复合片，主要有FX、KM系列。单只钻头平均进尺397m，由5-6趟钻减少到3-4趟。水平段不同类型钻头使用学习曲线水平段不同类型钻头使用学习曲线29 耐磨导向耐磨导向PDC钻头优选斜井段不同类型钻头使用学习曲线斜井段钻头优选斜井段不同类型钻头使用学习曲线斜井段苏里格气田历年水平井钻井指标苏里格气田历年水平井钻井指标2009201020112012201320143040506070809010090.0586.6179.0871.5565.9258.5钻井周期（d）20092010201120122013201450070090011001300150086591092994012191366水平段长（m）苏里格气田历年水平段长度苏里格气田历年水平段长度 实施效果实施效果 水平井钻井周期由90天缩短到60天以内，最短23.25天（苏36-22-6H1）。大幅度降低了钻井成本，助推了水平井规模应用。30苏里格气田历年水平井钻井指标苏里格气田历年水平段长度苏里格气田历年水平井钻井指标苏里格气田历年水平段长度 实施实施 为满足安全环保及储层多样化要求，从2013年起开展了混合井型大井组钻井技术试验，实现了向“直-定”井组向“直-定-水平”多井型大井组开发模式的转变，大幅度降低了井场征地，保护了环境。关键技术：三维水平井钻井技术 井组整体优化及防碰绕障技术多井型多层系开发模式多井型多层系开发模式多井型、多层系、大井组开发部署图多井型、多层系、大井组开发部署图3 3、多井型大井组钻井试验，实现了气田开发模式转变、多井型大井组钻井试验，实现了气田开发模式转变31 为满足安全环保及储层多样化要求，从为满足安全环保及储层多样化要求，从2013年起开展了年起开展了 三维水平井钻井技术三维水平井钻井技术 为满足井网及压裂改造要求，需开展三维水平井钻井技术研究才能满足大井组开发需要。与二维水平井相比，三维水平井既要増井斜又要扭方位，轨迹控制难度大。三维水平井与二维水平井部署图三维水平井与二维水平井部署图600m800m增井斜增井斜，方位不变，方位不变二维平面计算二维平面计算设计难度较低设计难度较低国内尚无成熟的国内尚无成熟的剖面设计方法剖面设计方法增井斜增井斜+扭方位扭方位 成熟应用成熟应用 前期无应用前期无应用 三维水平钻井难点：三维水平钻井难点：32 三维水平井钻井技术三维水平井与二维水平井部署图三维水平井钻井技术三维水平井与二维水平井部署图600m8 开展了三维剖面优化设计、实钻轨迹控制等钻完井技术攻关研究。三维剖面优化设计三维剖面优化设计 建立了三维水平井全井段轨迹计算模型，创新形成“空间圆弧+分段设计”三维井眼剖面优化设计方法。入窗点井口剖面 2 钻柱正弦屈曲 剖面 1增斜段 增斜+扭方位 二维水平井三维水平井剖面3 三维水平井井身剖面设计方法优选33 开展了三维剖面优化设计、实钻轨迹控制等钻完井技术攻关开展了三维剖面优化设计、实钻轨迹控制等钻完井技术攻关34三维水平井钻具组合 3 m3 m 2 m 2 m短钻铤短钻铤 低扭矩螺杆低扭矩螺杆 常常规规钻钻具具高高造造斜斜钻钻具具大扭矩螺杆大扭矩螺杆 螺旋扶正器螺旋扶正器 球形扶正器球形扶正器 增斜能力增斜能力 3/30m3/30m增斜能力增斜能力7/30m7/30m三维水平井井眼轨迹控制图 消除偏移距消除偏移距扭方位扭方位增井斜增井斜 优化钻具组合，形成三维井眼轨迹控制技术优化钻具组合，形成三维井眼轨迹控制技术 优选球形扶正器、大扭矩螺杆，提高钻具的增斜效率、降低实钻摩阻扭矩，形成了“小井斜走偏移距稳井斜扭方位增井斜入窗”“三步走”实钻轨迹控制模式，配合LWD随钻测量，提高三维井实钻轨迹控制能力。34三维水平井钻具组合三维水平井钻具组合 3 m 2 m短钻铤短钻铤 低扭矩低扭矩鱼骨状预分图鱼骨状预分图平台整体优化设计平台整体优化设计扇形区域轨迹控制扇形区域轨迹控制 井组整体优化及防碰绕障技术井组整体优化及防碰绕障技术 针对多井型大井组钻井特点，配套形成以“三维绕障与扇形区域轨迹控制”为核心的大井组安全钻井技术。35鱼骨状预分图平台整体优化设计扇形区域轨迹控制鱼骨状预分图平台整体优化设计扇形区域轨迹控制 井组整体优化及井组整体优化及 实施效果实施效果 大井组钻井技术累计试验钻井52个井组420口井，节约土地1万余亩，保护了环境，减少了产建投资。完成三维水平井54口，最大偏移距766m，满足现有井网要求 三维水平井钻井周期58天，与二维水平井基本持平“直-定-水平井”井丛：最大井组数14口井（7口定向井+7口水平井）G07-6G07-6井组开发示意图井组开发示意图G07-6G07-6大井组开发模式与单井对比效益分析大井组开发模式与单井对比效益分析36 实施效果实施效果G07-6井组开发示意图井组开发示意图G07-6大井组开发模式与大井组开发模式与油管注入,上部套管不承压套管注入,套管上部承压 为满足环保及多层套管压裂要求，开展了一次上返全井段封固固井技术研究，满足了气田开发要求。常规压裂井常规压裂井体积压裂井体积压裂井固井难点固井难点解决思路解决思路刘家沟地层易漏，常规低密度水泥刘家沟地层易漏，常规低密度水泥浆体系不能满足一次上返固井要求浆体系不能满足一次上返固井要求多层体积压裂对水泥环完整性，柔多层体积压裂对水泥环完整性，柔韧性提出了更高要求韧性提出了更高要求研制低密高强水泥浆体系，满足易漏储层研制低密高强水泥浆体系，满足易漏储层水泥上返要求水泥上返要求优选柔韧性水泥浆体系，满足多层体积压优选柔韧性水泥浆体系，满足多层体积压裂水泥有效封隔封隔裂水泥有效封隔封隔4 4、形成了一次上返全井段封固技术，保证了井筒完整性、形成了一次上返全井段封固技术，保证了井筒完整性37油管注入油管注入,上部套管不承压套管注入上部套管不承压套管注入,套管上部承压套管上部承压 为满为满 低密高强水泥浆体系 通过优选新型微珠材料及关键添加剂，形成了低密高强水泥浆体系，保证了易漏井的水泥上返和固井质量。配方：G级水泥+高强微珠+超细稳定材料+降失水剂+分散剂+缓凝剂高强微珠与漂珠照片对比高强微珠与漂珠照片对比高强微珠水泥强度图高强微珠水泥强度图减轻材料基本性能对比表减轻材料基本性能对比表02460510152025301.25sg常规低密度水泥1.25sg高强微珠低密度水泥38 低密高强水泥浆体系高强微珠与漂珠照片对比高强微珠水泥强度图低密高强水泥浆体系高强微珠与漂珠照片对比高强微珠水泥强度图柔韧性水泥浆体系柔韧性水泥浆体系 研制了“微膨胀柔韧性水泥浆体系”，攻克了常规水泥石脆性大，抗冲击能力弱等缺点，保持了多层体积压裂水泥环的力学完整性。l颗粒级配提高水泥浆的稳定性降低水泥浆的失水和游离液提高水泥石密实性和抗压强度l水泥石韧性改造降低弹性模量，增强韧性保持水泥石高强度特性水泥浆优化设计材料选择与作用39柔韧性水泥浆体系颗粒级配水泥浆优化设计材料选择与作用柔韧性水泥浆体系颗粒级配水泥浆优化设计材料选择与作用39实施效果实施效果 一次上返全井段封固技术在气田应用200余口井，固井合格率达到80%以上，满足了多层体积压裂及后期生产要求。苏苏6-3-36-3-3固井质量解释表固井质量解释表井井口口2000m2000m2150m2630m3440m刘家沟刘家沟2460-2760m气层以上气层以上300m苏苏6-3-36-3-3井固井质量图井固井质量图40实施效果苏实施效果苏6-3-3固井质量解释表井口固井质量解释表井口2000m2000m2汇汇 报报 内内 容容一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况二、致密气钻井提速降本试验进展二、致密气钻井提速降本试验进展三、致密气提高单井产量试验进展三、致密气提高单井产量试验进展四、技术需求及下步发展方向四、技术需求及下步发展方向41汇汇 报报 内内 容一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况容一、鄂尔多斯盆地致密气基本概况41面面对对盆盆地地致致密密气气特特点点，通通过过强强化化自自主主创创新新，注注重重现现场场试试验验，致密气压裂技术攻关取得重要进展。致密气压裂技术攻关取得重要进展。u水平井多段压裂技术的进步，助推气田开发方式转变水平井多段压裂技术的进步，助推气田开发方式转变u直井多层分压技术不断发展，保障多层系气藏效益开发直井多层分压技术不断发展，保障多层系气藏效益开发u低伤害压裂液体系研发配套，助推改造效果的提升低伤害压裂液体系研发配套，助推改造效果的提升u工厂化压裂作业规模应用，提速降本成效显著工厂化压裂作业规模应用，提速降本成效显著42面对盆地致密气特点，通过强化自主创新，注重现场试验，致密面对盆地致密气特点，通过强化自主创新，注重现场试验，致密 通过持续开展攻关试验，水平井多段压裂技术不断取得阶段性突破，实现了规模应用，在上产和稳产过程中发挥了重要作用。攻关试验阶段攻关试验阶段 2009-2011 2009-2011年年 工艺、工具实现自主研发工艺、工具实现自主研发 多级滑套水力喷砂、裸眼封多级滑套水力喷砂、裸眼封隔器多段压裂隔器多段压裂 早期探索阶段早期探索阶段 2008 2008年以前年以前 改造工艺：笼统酸化改造工艺：笼统酸化 单井产量低、周期长单井产量低、周期长 规模应用阶段规模应用阶段 2012-2012-目前目前 工艺、工具配套完善工艺、工具配套完善 体积压裂探索，形成不同体积压裂探索，形成不同类型储层压裂技术系列类型储层压裂技术系列水平井多段压裂技术应用情况1 1、水平井多段压裂技术的进步，助推气田开发方式转变、水平井多段压裂技术的进步，助推气田开发方式转变43 通过持续开展攻关试验，水平井多段压裂技术不断取得阶段通过持续开展攻关试验，水平井多段压裂技术不断取得阶段 针对常规低渗透砂岩与致密砂岩储层，自主研发形成了多级滑套水力喷射、裸眼封隔器2大技术系列4套压裂工具，满足了气田不同类型储层水平井多段压裂需求，提高了水平井开发效益。气田水平井多段压裂技术系列44 针对常规低渗透砂岩与致密砂岩储层，自主研发形成了多级针对常规低渗透砂岩与致密砂岩储层，自主研发形成了多级（1）多级滑套水力喷砂分段压裂改造工艺 在喷射理论研究的基础上，自主研发了高强度小直径喷射器、新型小级差滑套以及非标球，分压能力不断提升，形成了多级滑套水力喷砂分段压裂技术，规模应用效果显著，已成为气田水平井改造主体技术。井口安全接头喷射器+滑套工作筒多级滑套水力喷砂分段压裂管柱示意图单流阀筛管+丝堵45（1）多级滑套水力喷砂分段压裂改造工艺）多级滑套水力喷砂分段压裂改造工艺 井口安全接头喷井口安全接头喷通过喷射器结构优化、滑套材质优选以及非标球设计，技术能力不断提升，有前期分压5段提升至分压23段。前期-2009年 2010年-目前优选耐磨材料，耐磨材料，提升提升多多级滑套耐冲滑套耐冲蚀能力能力设计非非标球，球，提高小提高小级差密封球承差密封球承压能力能力调整整喷射器射器结构，构，满足足喷射射间距的要求距的要求喷射间距小，液体反喷射间距小，液体反溅伤害大溅伤害大滑套抗冲蚀差，分压滑套抗冲蚀差，分压能力低能力低密封球易破坏密封球易破坏具备分压具备分压5 5段技术能力段技术能力单段加砂单段加砂30m30m3 3具备分压具备分压2323段技术能力段技术能力单段加砂单段加砂100m100m3 346通过喷射器结构优化、滑套材质优选以及非标球设计，技术能力不断通过喷射器结构优化、滑套材质优选以及非标球设计，技术能力不断多级滑套水力喷砂分压工艺生产应用指标 针对不同完井方式，形成了41/2套管和6裸眼两种管柱系列，工艺技术指标不断提升。技术能力：41/2套管完井：10段 6裸眼完井：23段 现场应用指标：最高分压段数：41/2套管10段 6裸眼19段 单段最大加砂量：117.2m3 单井最大加砂量：1022.5m347多级滑套水力喷砂分压工艺生产应用指标多级滑套水力喷砂分压工艺生产应用指标 针对不同完井方式针对不同完井方式 多级滑套水力喷砂分段压裂技术被集团公司鉴定为国际领先水平，水力喷射射孔压裂管柱及配套工具被集团公司认定为自主创新重要产品，获发明专利1件，实用新型专利6件。48 多级滑套水力喷砂分段压裂技术被集团公司鉴定为国际领先多级滑套水力喷砂分段压裂技术被集团公司鉴定为国际领先多级滑套水力喷砂分段压裂技术应用情况 多级滑套水力喷砂分压工艺对井眼条件要求低，管柱结构简单，作业可靠。截至2014年底，累计应用427口井，平均改造段数逐年提高至7.3段，无阻流量增至44.0104m3/d，增产效果良好。49多级滑套水力喷砂分段压裂技术应用情况多级滑套水力喷砂分段压裂技术应用情况 多级滑套水力喷砂多级滑套水力喷砂（2）裸眼封隔器分段压裂改造工艺 自主研发配套了31/2裸眼封隔器压裂及关键工具，打破了国外技术垄断，形成了裸眼封隔器分段压裂改造工艺，具备连续分压15段的能力，同时大幅降低了工具成本。裸眼封隔器主要性能参数对比 31/2裸眼封隔器分段压裂管柱示意图50（2）裸眼封隔器分段压裂改造工艺）裸眼封隔器分段压裂改造工艺 裸眼封隔器主要性能参数对裸眼封隔器主要性能参数对31/2裸眼封隔器分压工艺应用指标 裸眼封隔器分段压裂改造工艺现场应用指标不断提高，最高分压段数由前期的7段提高至13段，单段加砂量由前期的50m3提高至100m3以上，满足了较强非均质砂岩气层分段压裂工艺的技术需求。技术能力：31/2裸眼完井：15段 现场应用指标：最高分压段数：13段 最高施工排量：5.0m3/min 单段最大加砂量：102m3 单井最大加砂量：1023m35131/2裸眼封隔器分压工艺应用指标裸眼封隔器分压工艺应用指标 裸眼封隔器分段压裸眼封隔器分段压 2007年-2014年，累计应用该工艺82口井，改造段数逐年提高至8.0段，平均改造6.6段，平均试气无阻流量48.8104m3/d，相对水力喷砂分压工艺提高11%。31/2裸眼封隔器分段压裂技术应用情况52 2007年年-2014年，累计应用该工艺年，累计应用该工艺82口井，改造口井，改造（3 3）水平井体积压裂工艺）水平井体积压裂工艺 水平井多段压裂技术已成为提高单井产量的主要措施，但致密砂岩水平井单井产量仍然较低。前期致密气区完试水平井15口，平均无阻流量仅14.7104m3/d，投产8口井，初期日产气量2.3104m3/d。l平均有效渗透率0.084mDl侧钻井比例高占30.2%l气测小于1.0%比例为69.3%l有效厚度小于4m单层比例46%2006-2012年水平井投产效果对比53（3）水平井体积压裂工艺平均有效渗透率）水平井体积压裂工艺平均有效渗透率0.084mD2006 “体积压裂”突破传统增产机理，通过水平井多段压裂扩大裂缝与气藏的接触面积、增加改造体积，达到提高产量的目的。借鉴北美致密气体积压裂经验，开展储层地质评价、压裂工艺技术研究。p致密砂岩储层地质评价 三向应力分布与裂缝形态 地层岩石力学性质 岩石脆性与天然裂缝发育情况p体积压裂工艺技术 混合压裂设计与优化 注入液量及排量优化 压裂管柱设计p体积压裂实施效果评价 水平井体积压裂井下微地震监测示意图54 “体积压裂体积压裂”突破传统增产机理，通过水平井多段压裂扩大裂突破传统增产机理，通过水平井多段压裂扩大裂p致密砂岩储层地质评价三向应力分布与裂缝形态储层岩心应力测试结果 两向应力非均质系数与裂缝形态 砂岩两向应力差在7-10MPa，两向应力非均质系数0.17，能够实现一定缝网系统。抗张强度为4.15-6.08MPa，小于两向应力差，主缝特征较明显。55致密砂岩储层地质评价储层岩心应力测试结果致密砂岩储层地质评价储层岩心应力测试结果 地层岩石力学性质地层岩石力学性质 从从岩岩石石应应力力-应应变变特特征征分分析析，岩岩石石破破坏坏前前应应变变1 11.5%1.5%，脆脆性性特特征征明明显显。借鉴页岩气脆性指数计算方法，利用测井资料评价，苏里格气田盒8砂岩段岩石脆性指数范围为40-65。56地层岩石力学性质地层岩石力学性质 从岩石应力从岩石应力-应变特征分析，岩石破坏前应变特征分析，岩石破坏前储层孔隙类型以溶孔、晶间孔为主，发育一定微裂隙，与北美Barnett页岩气天然裂缝发育程度存在差距。裂缝成像图孔隙类型分布频率Barnett页岩裂缝鉴定 横向及纵向横向及纵向 横向裂缝横向裂缝 纵向裂缝纵向裂缝与人造裂缝与人造裂缝横切的裂缝横切的裂缝天然裂缝发育情况天然裂缝发育情况57储层孔隙类型以溶孔、晶间孔为主，发育一定微裂隙，与北美储层孔隙类型以溶孔、晶间孔为主，发育一定微裂隙，与北美Bar物模试验证明致密砂岩可形成复杂裂缝物模试验证明致密砂岩可形成复杂裂缝 首次开展了致密气砂岩露头（1m岩样）压裂大物模试验，试件解剖观测结果显示出裂缝主缝特征明显，分支缝较为发育的形态。大物模应力加载装置盒8层致密砂岩裂缝形态试件6个面均匀布置24个传感器声波监测结果图（试件垂向）物模试验证明致密砂岩可形成复杂裂缝大物模应力加载装置盒物模试验证明致密砂岩可形成复杂裂缝大物模应力加载装置盒8层致层致p致密气体积压裂工艺研究致密气体积压裂工艺研究 以“扩大接触面积、增加改造体积”为目标，立足长高导流主缝，追求次生低导流支缝，形成了“低粘液体造缝、高粘液体携砂、多尺度支撑剂组合、高排量注入”为主导的体积压裂设计方法。l 混合压裂工艺混合压裂工艺l 大排量大液量注入方式大排量大液量注入方式l 低粘基液造复杂缝低粘基液造复杂缝 l 低浓度压裂液降低伤害低浓度压裂液降低伤害l 组合粒径陶粒支撑主支缝组合粒径陶粒支撑主支缝l 高效助排剂和粘土稳定剂强化排液高效助排剂和粘土稳定剂强化排液 体积压裂设计六要点 体积压裂裂缝形态特征59致密气体积压裂工艺研究致密气体积压裂工艺研究 以以“扩大接触面积、增加改造体积扩大接触面积、增加改造体积混合压裂工艺扩大有效储层接触面积 采用滑溜水开启微裂隙，增加缝网复杂程度；采用基液延伸缝网系统，改善渗流面积，相对滑溜水可提高3-5倍。裂缝模拟表明，混合压裂能够提高支撑裂缝长度，获得更大渗流面积。同时，压后破胶更有效，能够降低聚合物伤害。交联冻胶液、混合液压裂压裂设计裂缝剖面图（支撑剂70m3，排量6.0m3/min）液量：液量：151.4m151.4m3 3缝长：缝长：259m259m缝高：缝高：35m35m缝宽：缝宽：2.17mm2.17mm滑溜水：滑溜水：151.4m151.4m3 3交联液：交联液：136.3m136.3m3 3缝长：缝长：320m320m缝高：缝高：31m31m缝宽：缝宽：2.02mm2.02mm60混合压裂工艺扩大有效储层接触面积混合压裂工艺扩大有效储层接触面积 采用滑溜水开启微裂隙采用滑溜水开启微裂隙大排量大液量注入方式增加储层改造体积大排量大液量注入方式增加储层改造体积 井下微地震人工裂缝监测表明，随着井下微地震人工裂缝监测表明，随着注入液量增加注入液量增加，裂缝长度增加裂缝长度增加。裂缝监测可以看出，水平井段间施工裂缝监测可以看出，水平井段间施工排量逐渐增大排量逐渐增大，改造体积也呈现增大改造体积也呈现增大的特征的特征。不同排量与改造体积关系图不同液量与改造体积关系图Q Q：6m6m3 3/min/min，SRVSRV：197.410197.4104 4m m3 3Q Q：6m6m3 3/min/min，SRVSRV：337.910337.9104 4m m3 3Q Q：10m10m3 3/min/min，SRVSRV：1372.8101372.8104 4m m3 3Q Q：8m8m3 3/min/min，SRVSRV：1137.6101137.6104 4m m3 3Q Q：12m12m3 3/min/min，SRVSRV：2418.0102418.0104 4m m3 3Q Q：8m8m3 3/min/min，SRVSRV：1034.9101034.9104 4m m3 361大排量大液量注入方式增加储层改造体积大排量大液量注入方式增加储层改造体积 井下微地震人工裂井下微地震人工裂优化支撑剂铺置保持导流能力前端铺置40-60目小粒径支撑剂，避免过早沉降，增加支撑裂缝长度；后端铺置20-40目大粒径支撑剂，充分扩展主裂缝，提高主裂缝导流能力，闭合应力50MPa时具有40m2cm的导流能力。水力缝长支撑缝长有效缝长压裂裂缝形态示意图多尺度支撑剂导流能力变化规律闭合压力闭合压力/MPa/MPa导流能力导流能力/（m2m2cmcm）0 020204040606080800 030306060909012012015015018018021021020/4020/40目目40/6040/60目目按按a a方式组合方式组合按按b b方式组合方式组合前后铺置前后铺置62优化支撑剂铺置保持导流能力前端铺置优化支撑剂铺置保持导流能力前端铺置40-60目小粒径支撑剂，目小粒径支撑剂，体积压裂管柱研发满足高排量注入需求体积压裂管柱研发满足高排量注入需求 水平井分段压裂管柱施工排量小于5.0m3/min，无法满足体积压裂大排量注入改造需求，为此自主研发并配套了41/2裸眼封隔器体积压裂管柱及关键工具。41/2裸眼封隔器体积压裂管柱结构图关键工具：关键工具：裸眼封隔器裸眼封隔器 悬挂封隔器悬挂封隔器插入密封节插入密封节压差滑套、多级滑套压差滑套、多级滑套63体积压裂管柱研发满足高排量注入需求体积压裂管柱研发满足高排量注入需求 水平井分段压裂管柱水平井分段压裂管柱l裸眼封隔器：扩张式三胶筒密封单元，提高不规则井径封隔有效性裸眼封隔器：扩张式三胶筒密封单元，提高不规则井径封隔有效性 针对管柱通径由76mm增加大99.6mm，胶筒变薄，承压能力易下降的问题，优选橡胶材料，采用扩张式三胶筒密封单元，170mm套管内测试承压差70MPa，确保不规则井径封隔有效性。裸眼封隔器 试验数据记录 试验条件：在115、清水环境下，170mm套管内 试验结果：双向承压均达到70MPa以上64裸眼封隔器：扩张式三胶筒密封单元，提高不规则井径封隔有效性裸眼封隔器：扩张式三胶筒密封单元，提高不规则井径封隔有效性 排量及级数优化排量及级数优化 在在不不改改变变现现有有水水平平井井井井身身结结构构前前提提下下，压压裂裂管管柱柱通通径径增增加加大大99.6mm99.6mm，通通过过管管柱柱摩摩阻阻、球球座座节节流流压压差差计计算算，压压裂裂注注入入排排量量可可由由5.0m5.0m3 3/min/min提提高高到到10m10m3 3/min/min以上以上，最大分压段数由，最大分压段数由1515段提升到段提升到2323段段。球座节流压差计算油管加砂的最大排量及分压能力65排量及级数优化球座节流压差计算油管加砂的最大排量及分压能力排量及级数优化球座节流压差计算油管加砂的最大排量及分压能力6p体积压裂改造效果评价体积压裂改造效果评价总体效果总体效果 20122014年，体积压裂累计完试51口井，区块平均无阻流量较分段压裂水平井提高11-43%，初期日产量提高10-50%，。66体积压裂改造效果评价体积压裂改造效果评价 20122014年，体积压裂累年，体积压裂累67致密气试验区效果评价 水平井体积压裂试验12口井，初期三个月平均日产气6.9104m3/d，为区块水平井的1.6倍，单井产量大幅度提高。致密气试验区水平井体积压裂与常规压裂井生产情况67致密气试验区效果评价致密气试验区水平井体积压裂与常规压裂致密气试验区效果评价致密气试验区水平井体积压裂与常规压裂裂缝监测表明，试验井体积压裂增大了储层改造体积，达到对比井工艺的2-4倍，大幅度改善了致密砂岩水平井试气效果。S2 S#S168裂缝监测表明，试验井体积压裂增大了储层改造体积，达到对比井工裂缝监测表明，试验井体积压裂增大了储层改造体积，达到对比井工 气田纵向上普遍发育多套含气层系，3层以上井比例占80%以上，产气剖面测试表明，多层动用是提高单井产量的有效途径。主产层主产层主产层主产层次产层次产层次产层次产层次产层次产层次产层次产层微产层微产层多层压裂井产气剖面测试结果2 2、直井多层分压技术不断发展，保障多层系气藏效益开发、直井多层分压技术不断发展，保障多层系气藏效益开发69 气田纵向上普遍发育多套含气层系，气田纵向上普遍发育多套含气层系，3层以上井比例占层以上井比例占8070裂缝参数优化岩石力学及地应力研究单井优化设计压前测试与分析裂缝检测与压后评估压裂液体系优化多层连续分压工具 近年来，以实现气田直井“多层动用、单层增产”为目标，通过精细工艺优化设计，研发关键工具、配套测试分析评价，形成了致密气直井多层连续分压技术，满足了气田多层系压裂改造的技术需求。70裂缝参数优化岩石力学及地应力研究单井优化设计压前测试与分裂缝参数优化岩石力学及地应力研究单井优化设计压前测试与分（1 1）开开展展多多层层连连续续分分压压精精细细化化设设计计研研究究，确确立立分分层层压压裂裂的的储储隔隔层层分压条件分压条件p 开开展展了了大大量量岩岩心心地地应应力力测测试试试试验验，结结合合正正交交偶偶极极声声波波测测井井资资料料，建建立立不同区块多层连续地应力剖面不同区块多层连续地应力剖面岩石力学场建立示意图多层系储隔层应力特征71（1）开展多层连续分压精细化设计研究，确立分层压裂的储隔层分）开展多层连续分压精细化设计研究，确立分层压裂的储隔层分72p 结合岩石力学、地应力场与储隔层特征研究，提出了多层分压条件结合岩石力学、地应力场与储隔层特征研究，提出了多层分压条件 不同应力与目的层厚度条件下分层条件计算 根据岩石力学及地应力实验数据，砂泥岩应力差4.18.0MPa，模拟计算不同隔层条件下的缝内净压力，得出遮挡层厚度与压裂层厚度的关系，确定了各层系分压条件。满足各层系分压条件72 结合岩石力学、地应力场与储隔层特征研究，提出了多层分压结合岩石力学、地应力场与储隔层特征研究，提出了多层分压 针对苏里格气田多层系开发需求，近年来不断加大直井分层压裂技术攻关力度，形成了机械封隔器、套管滑套以及连续油管多项连续分压技术系列。（2 2）形成气田）形成气田直井分压技术系列，为多层连续分压提供技术手段直井分压技术系列，为多层连续分压提供技术手段p探索试验阶段：2001-2003年 填砂分层、可捞式桥塞p试验突破阶段：2004-2006年 机械封隔器分压2-3层p攻关提升阶段：2007-2012年 机械封隔器分压5-8层 套管滑套先导性试验 连续油管分层压裂试验p规模应用阶段：2012年-至今 机械封隔器分压8-11层 套管滑套无限级：无限层 套管滑套有限级：4-11层发发展展历历程程73 针对苏里格气田多层系开发需求，近年来不断加大针对苏里格气田多层系开发需求，近年来不断加大u机械封隔器多层压裂技术不断完善，分压能力持续提升机械封隔器多层压裂技术不断完善，分压能力持续提升2009年以来，在前期分压3-4层的基础上，针对制约工艺、工具的多项瓶颈技术展开攻关，工艺技术不断完善，具备了一次连续分压11层的能力。Y241分压管柱K344分压管柱Y344分压管柱持续技术攻关20092009年以前，气田以年以前，气田以Y241Y241、Y344Y344封封隔器为主，只能满足隔器为主，只能满足2-32-3封分压能力封分压能力20102010年开始研发了大通径年开始研发了大通径K344K344封封隔器，具备一次连续分压隔器，具备一次连续分压5 5层能力层能力20122012年以来，工具分压能力持续提年以来，工具分压能力持续提升，具备连续分压升，具备连续分压8-118-11层技术能力层技术能力74机械封隔器多层压裂技术不断完善，分压能力持续提升机械封隔器多层压裂技术不断完善，分压能力持续提升Y241分压分压 关键工具研发及技术节点关键工具研发及技术节点分压能力实现分压能力实现4-84-8层的突破层的突破分压能力实现分压能力实现8-118-11层的突破层的突破施工排量提升施工排量提升2-3 4-7m2-3 4-7m3 3/min/min 大通径、高强度水力锚和 封隔器的研发及优化组合 小级差单孔滑套研制 节流喷砂器研制多孔滑套的研制 滑套材质改进 压裂端口结构改进多孔密封筒入口结构大通径封隔器 小级差滑套芯子75 关键工具研发及技术节点分压能力实现分压能力实现施工排量提升关键工具研发及技术节点分压能力实现分压能力实现施工排量提升 气田规模应用机械封隔器分压合采技术5000余口井，最高分压8层，最高施工排量达7方/分钟，改造效果显著，实现了直井多层低成本、快速分压，成为苏里格气田12项关键技术之一。分分 压压 合合 采采 技技 术术苏里格气田开发12项关键技术76 气田规模应用机械封隔器分压合采技术气田规模应用机械封隔器分压合采技术5000余口井，最余口井，最77不同分压层数试气效果对比 SM气田自2011年投入开发以来，累计改造321口井，平均分压层数4.1层，最高分压9层，平均无阻流量10.09104m3/d，助推了多层系致密储层效益开发。历年试气情况数据分析表典型气田典型气田77不同分压层数试气效果对比不同分压层数试气效果对比 SM气田自气田自2011年投入年投入 以满足直井多层系高排量混合水注入、压后井筒全通径以及选择性开采等作业需求，在引进试验的基础上，自主研发有限级和无限级工具系列，实现直井多层分压技术更新换代。工具系列一 无限级套管滑套工具 适用范围：分压层数不受限制 注入排量：810m3/min 工具规格：41/2套管 技术优点：井筒全通径、技术创新度高、可开关滑套工具系列二 有限级套管滑套工具 适用范围：满足4-11层分压 注入排量：610m3/min 工具规格：31/2、41/2、51/2三种规格 技术优点：工具结构简单、工艺可靠性高、可开关滑套有限级分压管柱无限级分压管柱u研发套管滑套分层压裂技术系列，实现直井分压技术更新换代研发套管滑套分层压裂技术系