长庆油田油气院压裂工程师苏煜彬介绍：“目前，长庆气田随着开发建设的不断深入，建产区已由低渗+致密Ⅰ类向致密Ⅱ+Ⅲ类逐步转变，技术指标显示，今年致密气Ⅱ+Ⅲ类建产由3年的6%提高到了22.5%，气层物性更差，气层品质下降，并呈现出持续增长的态势。”
研发
直井多层钻完井技术系列
长庆油田围绕“二次加快”发展的战略部署，2025年长庆气区天然气产量目标将达到450亿立方米，在“先肥后瘦”开发原则下，后期动用储量品质变差，存在开发成本升高、效益降低的风险。气田低成本效益开发对工程技术提出新的要求，如何进一步提高单井产量和采收率、降低开发成本，实现致密气加快发展和提质增效，是摆在油田科研技术人员面前紧迫而重要的瓶颈课题。
国内外研究表明，小井眼完井压裂技术是降低油气田开发成本、提高经济效益的重要手段，特别是近年来长期低油价形势和环保新要求下，技术经济效益更加突出。2018年，结合苏里格致密气钻井降本、压裂提产、采气全生命周期生产一体化综合需求，优化形成的一系列小井眼开发模式。坚持“钻、试、采”一体化，气田直井多层钻完井技术实现新发展，年度累计完钻小井眼289口井，钻井周期14.47天，较常规井缩短6天，套管、钻井液等材料消耗和岩屑产出量减少31%-48%。完成小井眼连续油管分压现场试验99口井，压后通过下入小直径的生产管柱，可延长低产气井自然挟液期4年以上，气井全生命周期生产综合效益显著。
扩展
致密Ⅱ、Ⅲ类储层提产应用空间
今年，长庆气区针对小井眼压裂改造技术手段单一，压后带压下钻设备受限影响后期及时排液投产，未能发挥小井眼低成本优势以及产建快速投产需求。为丰富气田小井眼多层系连续分压技术系列，开展小井眼套管压裂工艺及压后快速投产技术研究与应用，施工排量由3-5立方米/分提高至6-8立方米/分，通过排量提升拓宽小井眼完井技术在致密Ⅱ、Ⅲ类储层提产、提效应用空间，降低对压裂液挟砂性能要求，减少了储层伤害。
截至目前，在气田累计完成小井眼套管分层压裂280口井以上，采用免带压作业11口井，预测年底推广应用60口井以上，压后试气产量与常规井提高15%，单井压裂成本较连续油管降低约60%，压后排液投产周期缩短近1倍，对提高产能建设到位率、缩减单井建产周期起到重要的支撑作用。
丰富
压后投产作业模式
围绕气田“小井眼与水平井、小井眼与压裂常规定向井”混合布井方式，通过“四优先、四统一”的顶层设计，构建混合井组流水线作业模式，有利于液体回收利用，显著提高丛式井组作业效率，仅一个平台就实现了8天完成6口41层/段压裂施工。创新形成小井眼压后带压和免带压下钻快速投产技术系列术。提出采用井下高压暂堵工具封堵井筒压力，实现井口常压下钻。作业完成后工具在井筒环境内逐渐溶解，无需后续处理，可保持井筒全通径；通过带压作业设备简化、研发可降解油管堵塞器等关键配套工具、优化带压下油管流程、优选完井管柱及井口，实现了低成本快速带压下入油管作业模式，解决了带压作业装备受限、作业成本高的问题，有效缩短排液投产周期。
长庆气区天然气小井眼完井压裂一系列新技术的集成应用，拓宽了低品位资源向储量、储量向产量、产量向效益的转化。气田储层改造技术坚持“两提一降”的核心目标，按照“总结、完善、优化、提升”的方针，将在气田压裂技术领域科研攻关、现场试验和技术推广的道路上阔步向前。
