华北油气分公司针对东胜气田储藏特性，自主创新实施了全通径水平井、叠加层穿层、控逢高延逢长等特色压裂工艺技术

“近年来，我们针对东胜气田储层特性，大胆创新实施新压裂工艺技术，其中，全通径水平井压裂以及穿层压裂工艺技术，在国内石油行业可以说是首创。”华北油气分公司工程技术研究院储层改造所所长张永春告诉记者。

东胜气田矿权面积9805平方千米，地质储层特性变化较大，其锦66井区气水关系复杂，压裂施工中一旦沟通水层，便会出现水淹井，无气可产，压裂施工难度较大。该工程院针对不同储层特性，采用自主创新的压裂工艺技术，取得了明显的增产效果。

穿层压裂一井沟通多层

“东胜气田锦58井区是上产的主阵地，该区含水相对较少，针对钻遇的目的层上下均有气层，有的厚度达10~20米，比较适合穿层压裂理念。”张永春说。

穿层压裂就是将水平井目的层上下临近的气层，通过适当加大压裂规模，将目的层上下的气层全部沟通，以获得最大的改造效果。

在东胜气田所施工的JPH-325井，其目的层厚度达12米，上隔层3米有一套气层，下隔层2米还有一套气层，通过分析研判，按照穿层压裂改造思路，适度加大压裂规模，沟通了目的层上下共3套气层，该井压后获得日无阻流量35.5万立方米，增产效果明显。

这一压裂理念，他们也对目的层厚度较大的气层进行这一试验，其JPH-314井，其目的层厚度20米，隔夹层厚7米，因超过了穿层压裂界限，尽管改造效果不够理想，但在认识上取得了进展。

2016年，东胜气田锦58井区盒1气层共应用水平井18口井，平均日无阻流量18.09万立方米，较单层改造水平井无阻流量平均提高11.78万立方米，初期日配产可增加1.96万立方米，累计年增加产值11822万元。

2017年，东胜气田锦58井区盒1气层共应用水平井17口井，平均日无阻流量14.99万立方米，较单层改造水平井无阻流量平均提高6.09万立方米，初期日配产可增加1.01万立方米，累计年增加产值5753万元。

控缝高造长缝回避水层

东胜气田锦66井区盒1段储层局部含水，而盒1-盒2段之间隔夹层厚度差异4~22米，常规控制缝高的压裂施工，极易沟通水层，造成部分水平井高产液、低产气的现象，锦66井区16口水平井平均1万立方米气产液2.3立方米，严重制约气田的规模化开发。

且储层与隔层间应力差小，控缝高难度大。根据锦66井区完钻井气水关系特征，他们建立锦66井区地质模型，利用软件模拟不同施工参数条件下裂缝形态，建立锦66井区盒2段与盒1段之间裂缝高度与储层砂体和隔层厚度关系图表，以优化缝高为出发点，控制缝高延伸，同时增加裂缝长度。

在东胜气田锦66井区，他们采用控缝高压裂工艺技术共实施6口水平井39段，施工成功率100%，平均日无阻流量约10万立方米，1万立方米气产液仅0.9立方米。按照日配产2.5万立方米，稳产2年计算可生产天然气1.1亿立方米，产生经济效益1.5亿元，平均单井经济效益2500万元以上。

同时，针对一些气水同层，以及距离水层较近的气层，他们也尝试进行不压裂，采取酸洗作业，依靠储层自然能量投产，也取得了预期效果。

全通径压裂为挖潜埋“伏笔”

华北油气分公司在大牛地气田10多年的开发过程中，一直沿用较为成熟的多级管外封隔分段压裂技术，该项技术施工周期短，成本相对较低，然而，该项压裂存在较大的缺陷就是后期挖潜剩余气难度较大，需要对井内滑套实施钻扫作业，成本增加许多。且对井底冲砂、测试都存在难度。

2015年，东胜气田加大开发力度后，该分公司尝试着改变这一压裂技术存在的弊端。在气田试验了4种基于固井完井的储层改造工艺，合计9口井，平均日无阻流量仅1.95万立方米。全通径完井储层改造工艺效果不明显。

之后，他们不断改进完善，结合裸眼封隔器完井与连续油管带底封压裂工艺时效性好，技术可靠的优点，创新提出裸眼封隔全通径完井+连续油管带底封分段压裂。

该技术既有常规裸眼封隔器投球打滑套分段压裂技术与储层接触面大、“甜点”自选、可形成多裂缝、产生更大泄气面积的优点，又兼具固井完井压后水平段全通径的优点。

由于下入目的层的管柱是一个全通径，可以轻松的将压裂返出的部分压裂砂推扫到井底，配合连续油管，可以实现无限极的压裂段数。在气井生产后期，非常方便实施改造作业，如果某一段产气不理想，就可以对其进行重复压裂求产。

2016年，裸眼封隔全通径完井连续油管带底封分段压裂工艺共计施工19口井，相比传统的裸眼管外封隔分段压裂施工，施工周期相对长，成本相对高，但由于井眼畅通，利于气流产出，加之方便后期改造，长期综合效益仍占优势。