苏里格气田苏53区块工厂化作业实践

刘乃震 柳 明

（中国石油长城钻探工程有限公司，北京 100101）

苏里格气田苏53区块工厂化作业实践

刘乃震 柳 明

（中国石油长城钻探工程有限公司，北京 100101）

工厂化作业可以大大提高施工效率、降低施工成本，是目前开发致密气藏的主要趋势。在总结国内外成功经验的基础上，在进行充分的先导试验之后，优选了苏里格气田苏53区块进行工厂化作业实践：①200 m×300 m的大平台分两排共部署13口井，包括10口水平井、2口定向井和1口直井；②1部ZJ30车载钻机批量打表层，2部ZJ50机械钻机批量打直井段、造斜段和水平段；③采用“1+2+2”钻头模板和钻机平移技术，大大缩短了钻井周期；④分别采用段内多裂缝压裂和同步压裂技术对水平井进行体积改造，连续混配技术和速溶瓜胶压裂液体系的研制保证了同步压裂的成功实施。工厂化作业水平井钻井平均机械钻速11.5 m/h，比2012年提升了4.99 m/h，节约了大量接甩钻具和固井候凝时间，重复利用钻井液2 100 m3；对13口井实施的工厂化压裂仅用时13 d，比常规单井压裂缩短了10 d。截止2014年3月15日，平台平均日产97.231×104m3，累产10 500.17×104m3，其中同步压裂6口井平均单井日产9.873×104m3，效果显著。

苏53区块；致密砂岩；工厂化作业；钻机平移；同步压裂；连续混配

苏里格气田在大面积含气、小面积富集的整体含气特点下，具有非均质性强、有效砂体控制规模小、单井产能低等特点，是典型的“低孔、低渗、低丰度”致密砂岩气藏，开发难度非常大［1-2］。多年来，通过不断的探索和实践，从水平井压裂改造开发适用性研究、富集区水平井整体开发先导试验、直丛井组整体开发先导试验到苏53区块工厂化水平井组先导试验，长城钻探逐渐形成了一套规模开发苏里格气田含气富集区的技术体系。笔者总结了苏53区块工厂化作业的成功经验，为规模化开发苏里格气田含气富集区提供借鉴。

1 平台设计

1.1 区块特征

苏53区块面积999 km2，地质储量682.24×108m3，目的层为盒8段和山1段，属于岩性圈闭气藏。盒8段为主力产气层，面积302.4 km2，地质储量449.1×108m3；山1段储气富集区位于区块西南部，气层厚度大于9 m的面积为59.16 km2，地质储量67.98×108m3，具备了开发的资源基础。

如表1所示，盒8段和山1段储层渗透率较低，有效含气厚度薄；纵向上，盒8段和山1段之间有分布稳定、发育良好的泥岩隔层。根据岩心分析发现，苏53区块宏观构造裂缝不发育，局部微构造裂缝较为发育；富含石英或碳酸盐岩等脆性矿物，大规模水力压裂时易于形成网状裂缝；弹性模量高、泊松比低，具备了进行体积压裂的条件［3-5］。因此，优选区块西南部上下储层集中发育区为工厂化作业区域，控制地质储量18.5×108m3。

表1 苏53区块基本物性参数

1.2 井组部署

平台设计井数13口，包括10口水平井（盒8段6口，山1段4口）、2口定向井和1口直井。根据《丛式井井场布置原则及要求》（SY/T 6241—1996）的要求，综合考虑钻井、完井、压裂、试气等交叉作业的情况，设计平台尺寸为200 m×300 m，13口井分两排布置，排距50 m，井距15 m，为集中压裂需要，泥浆池位置拉开一个井距。

2 钻井工程方案

工厂化钻井的优势主要体现在：（1）密集井口布置减少了征地费用，钻井液重复利用减少了钻井费用，批量钻井减少了折旧费用；（2）集成大井场建设缩短了井场建设时间，多钻机密集钻井缩短了钻井总周期。2012年，长城钻探在苏11和苏53区块分别部署实施了9口直井平台钻井和2口水平井平台钻井工程，为苏53区块大平台水平井组钻井提供了经验和技术储备。在此次苏53区块大平台钻井中，3支钻井队分别使用1部ZJ30车载钻机和2部ZJ50机械钻机同时施工，ZJ30车载钻机批量打表层，ZJ50机械钻机批量打直井段、造斜段和水平段。

2.1 井眼轨迹优化

采用井组整体设计的观念，综合考虑井组内各井的轨迹要求，做好施工顺序的安排，达到最优的轨道设计。实际设计中主要遵循以下原则：（1）采用中曲率半径轨道剖面设计，方便轨迹控制和水平段钻进；（2）各井造斜点位置相互错开，做好井眼防碰设计；（3）保证安全的前提下，提前调整轨迹，减少后期方位角的变化；（4）从外到内，由难及易，中间井为边缘井提供便利。通过优化，盒8段和山1段的最优井距均为600 m，设计水平段长均为1 000 m左右，水平井筒方位分别为347°和13°；水平井在纵向上的轨迹则尽量保持在储层中部，以提高波及效率。

2.2 “1+2+2”技术模板

根据苏53区块水平井钻井的钻头使用情况，分别统计分析了直井段、造斜段和水平段钻进中使用效果最好的钻头，总结出“1+2+2”钻头模板：（1）直井段选择1只Ø222 mm PDC钻头；（2）造斜、扭方位井段选择2只Ø215 mm PDC钻头；（3）水平段选择2只Ø152 mm PDC钻头。

2.3 钻机平移技术

钻机平移装置由导轨和液压移动控制系统组成，在不甩钻具情况下，可实现钻机在导轨上前后移动，3 h可整体平移至下一井位。

除此之外，通过优化有机硅钻井液体系，钻井液密度从1.25 g/cm3降低至1.15~1.18 g/cm3，同时加入随钻堵漏剂SQD-98，起到很好的防漏作用；引入油层保护剂石蜡，增强钻井液封堵性、防塌能力；通过对润滑剂的优选和复配，增强钻井液的润滑能力；增加磺化处理剂含量，增强钻井液的稳定性。

3 工厂化体积压裂

工厂化体积压裂起源于美国页岩气开发，逐渐推广应用到致密砂岩气藏的开发［6-7］。根据施工井数的不同，体积压裂分为单井体积压裂和多井体积压裂。单井体积压裂是指对水平井每段内进行多裂缝改造，尽可能地扩大水平井的改造体积；多井体积压裂多指同步压裂［8-9］，通过改变井间地应力场实现储层中微裂缝的开启，从而达到体积改造的效果。

3.1 段内暂堵技术

由于非均质性的存在，封隔器卡封内的压裂裂缝一般形成在渗透性较好的地方，段内其他地方难以形成有效裂缝，无法最大限度地动用水平段附近的储量。段内暂堵技术可通过注入一次或多次高强度水溶性暂堵剂，临时封堵住前次压开的裂缝，从而使后续液体压开新的裂缝。该暂堵剂承压能力可达80 MPa，在压裂液和酸液中可以完全溶解，不对地层造成污染，且内含表面活性剂，有利于返排，同时不会对压裂设备造成负担［5］。

3.2 同步压裂

同步压裂是一项复杂系统的工程，由于规模巨大，需要供液系统、供砂系统、泵注系统的协调高效配合。以苏53-82-17H和苏53-82-19H的同步压裂为例，介绍同步压裂技术的实施方法，井场布置见图1，2口水平井的裂缝分布见图2。

图1 同步压裂现场布局示意图

图2 同步压裂水平井体积压裂裂缝分布图

3.2.1 设计方案 苏53区块岩性致密，天然裂缝较为发育，采用同步压裂能够有效提高压裂改造效果。前置液阶段，采用基液+高排量+细陶的方式实现裂缝前端的微裂缝与天然裂缝的形成与支撑；携砂液阶段，采用冻胶+中陶的方式形成主裂缝；2口井设计总液量6 565 m3，设计总砂量646 m3，对应的段同时进行压裂施工，实现井间裂缝应力干扰，开启天然微裂缝。此次施工动用了14台压裂车（2500型8台，2000型6台），4台混砂车，2台仪表车，2套连续混配设备，2台液氮车，2台平衡车，12台砂罐车。

3.2.2 连续混配 由于压裂规模比较大，连续混配技术能大量减少液罐的数量，降低压裂液的损耗。现场设计摆放地面罐46台，其中缓冲液罐30台，缓冲水罐10台，交联剂罐2台，促进剂罐2台，助排剂罐2台。地面缓冲水罐为连续混配车供水，混配时在连续混配车按比例连续加入速溶瓜胶和防膨剂；配制的压裂液进入地面缓冲液罐，再供给混砂车；交联剂、促进剂由混砂车的比例泵按比例吸入，助排剂由地面比例泵供给至混砂车。

3.2.3 速溶瓜胶压裂液 速溶瓜胶压裂液体系［10-11］解决了连续混配工艺对溶胀时间的要求。它通过往瓜胶液中加入某些添加剂，降低了瓜胶分子间的氢键作用力，从而提高了瓜胶的溶解速率，缩短了溶胀时间。如表2所示，溶胀10 min增黏比（瞬时黏度与最终黏度之比）达到80.7%，满足连续混配对溶胀时间的要求。

表2 速溶瓜胶压裂液增黏比与时间的关系

4 实施效果评价

作为中石油部署的工厂化作业模式示范项目，苏53区块大平台实现了当年部署井位、当年征地垫场、当年完钻、当年压裂、当年试气和当年投产的目标，且比计划提前了50 d。在工厂化作业中，完成了钻井、固井、压裂、试气和投产的大规模交叉作业，克服了各专业线分散管理、单独作战的传统观念壁垒。

4.1 钻井效果

钻井总进尺56 702 m，其中10口水平井总进尺45 842 m，平均完钻井深4 584.2 m，平均机械钻速11.5 m/h，比2012年的平均水平提升了4.99 m/ h；平均钻井周期29.1 d，平均建井周期34.58 d，比2012年的平均水平缩短了30.96 d；平均砂岩钻遇率86.12%，平均有效储层钻遇率72.86%。10口水平井的完钻基本数据见表3。钻机平移技术的使用减少了11次井间拆装，节约了大量接甩钻具和固井候凝时间，重复利用钻井液2 100 m3。

表3 10口水平井的完钻数据

4.2 压裂效果

苏53区块大平台工厂化压裂共分2个阶段，历时13 d，若按常规单井压裂施工则需23 d（水平井按2 d，直井和定向井按1 d），大大节省了施工时间；共成功压裂93段，入井总液量36 405.8 m3，加砂总量3 996.7 m3。

图3所示为苏53-82-17H和苏53-82-19H的同步压裂裂缝监测结果，可以看出，同步压裂井在井间产生了应力干扰，沟通了其中的微裂缝，产生了较好的体积压裂改造效果。

图3 苏53-82-17H和苏53-82-19H裂缝监测结果

此外，以苏53-82-17H和苏53-82-19H的同步压裂施工为例，若不使用连续混配技术，需要液罐156台（液罐有效储液量42 m3），可见连续混配技术大大降低了液罐数量，提高了设备利用率，降低了压裂成本。

4.3 生产效果

统计结果显示，截止到2014年3月15日，大平台13口井累产气量10 500.17×104m3，其中水平井累产气量9 801.28×104m3，占93.34%。水平井平均单井日产9.076×104m3，其中同步压裂的6口水平井平均单井日产9.873×104m3，其余4口水平井平均日产7.88×104m3；定向井或直井的平均单井日产为2.157×104m3。水平井相对于直井具有巨大的产能优势，而同步压裂技术最大程度地沟通了天然裂缝，使得水平井的产量进一步得到提高。

5 结论与认识

“1+2+2”技术模板和钻机平移技术使得工厂化批量钻完井得以实现，提高了钻井速度，缩短了钻井和建井周期；段内暂堵技术产生的段内多裂缝，增大了单井泄气体积，提高了单井产量；连续混配技术和速溶瓜胶压裂液体系为大规模体积压裂的实施提供了保障；同步压裂沟通了井间微裂缝，大幅度提升了单井产量。此次工厂化作业的成功实施，不仅为更大规模的工厂化作业提供宝贵经验，而且为相关技术的改进和完善提供契机，对我国规模化开发致密气、页岩气等非常规油气资源具有重要意义。

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（修改稿收到日期 2014-10-15）

〔编辑 朱 伟〕

Factory operation practice in Su 53 Block in Sulige Gasfield

LIU Naizhen, LIU Ming
（CNPC Great Wall Drilling Company,Beijing100101,China）

Factory operation can greatly improve the job efficiency and reduce operation costs and is the main trend in the development of tight gas reservoir.Based on successful experiences both from home and abroad and after sufficient pilot tests, the Su 53 Block of Sulige Gasfield was chosen for this factory operation practice:(1) altogether 13 wells are planned on two sides of a 200 m×300 m large platform, including 10 horizontal wells, 2 directional wells and one straight well;(2) one ZJ30 truck-mounted rig was used to drill surface layers in batches and two ZJ50 mechanical rigs were used to drill the straight hole, building up section and horizontal section in batches;(3) using the ‘1+2+2’ drill bit formwork and rig translation technique, the drilling period has greatly shortened;(4) the in-stage multi-fissure fracturing and synchronous fracturing techniques were used respectively to realize volume transformation to the horizontal well, and the development of continuous mixing technique and instant guar fracturing fluid system ensured the successful implementation of synchronous fracturing.The result shows that the average penetration rate in horizontal well was 11.5 m/h, up by 4.99 m/h compared with that in 2012, saving a lot of time of picking up and laying down the tools and cement freeze waiting, and 2 100 m3drilling fluid was repeatedly used.The factory fracturing of 13 wells only took 13 days, 10 days less than conventional single well fracturing.By March 15, 2014, the average daily production of the platform was 97.231×104m3, and its cumulative production was 10 500.17×104m3, of which the average daily production of single well of the six wells was 9.873×104m3, producing remarkable effect.

Su 53 Block;tight sandstone;factory operation;rig translations;synchronous fracturing;continuous mixing

刘乃震，柳明.苏里格气田苏53区块工厂化作业实践［J］.石油钻采工艺，2014，36（6）：16-19.

TE24；TE357.1

：A

1000–7393（2014） 06–0016– 04

10.13639/j.odpt.2014.06.004

中国石油集团公司重大现场示范项目。

刘乃震，1960年生。2005年毕业于西南石油大学油气井工程专业，工学博士，现从事钻井工程、采油技术的研究和管理工作，教授级高级工程师。E-mail：lmlm1985@163.com。