水平井分段壓裂工藝技術是提高非常規油氣藏、低孔低滲儲層單井產量的有效手段，技術難點在于分段壓裂工藝方式選擇、井下封堵工具和壓裂滑套工具的配套。針對低滲儲層，大港油田進行了水平井固井分段壓裂投產一次完井技術研究，優化設計完井管柱、爆破閥和投球滑套施工參數及壓裂參數。現場實踐證明，水平井固井分段壓裂完井管柱一趟入井壓裂投產，無需射孔和封隔器卡層，縮短作業時間，降低成本，提高儲層動用程度，實現經濟高效開發的目的。

　　大港油田屬于復雜斷塊油氣田，在石油可采、易采儲量不斷減少的情況下，油田勘探開發正向深層、非常規油藏、隱蔽油藏發展，儲層具有低孔低滲的特點，在完井過程當中就需要考慮壓裂措施改造，配套工具復雜、施工難度大、風險高。水平井固井分段壓裂完井技術在大港油田屬首次應用。

　　水平井完井優化研究

　　歧61-6H井，位于濱23X1井區歧北次凹歧25井東巖性圈閉高部位，為巖性+構造油藏，目的層為EsⅢ，儲層巖性為細砂巖，油層厚度6m，孔隙度 11.93%，滲透率13.86md，泥質含量12.70，膠結程度疏松，原始地層壓力30.76MPa，屬低孔低滲儲集層。

　　完井管柱優化 歧61-6H井是大港油田低滲儲層固井分段壓裂的第一口水平井，完鉆井深3480m，總水平位移2221m，最大井斜角92.14°。表層套管為井口到 254.78m井段采用Φ339.7mmJ55套管完井，壁厚為9.65mm，抗壓強度為18.82MPa，水泥返至地面;技術套管井口到 1897.52m井段采用Φ244.5mmJ55套管完井，壁厚為8.94mm，抗壓強度為24.27MPa，水泥返高935m;完井壓裂生產套管 0～3475m井段采用Φ139.7mmP110套管完井，壁厚為9.17mm，抗壓強度為87.15MPa，水泥返高為2035m，采用聲幅變密度測井，固井質量合格。

　　依據現場錄井、測井、地質等資料對開發層儲層特性的精細劃分及工藝需求，將水平段優化設計為4段，水平井壓裂投產一次完井管柱主要包括浮箍、浮鞋、爆破閥和TAP閥，設計位置為浮鞋3475m，浮箍3452m，爆破閥3380m，1號TAP閥3280m，2號TAP閥3210m，3號TAP閥3165m。完井管柱見圖1，完井工具技術參數見表1。

　　完井管柱施工參數優化 水平井固井分段壓裂技術是在完井管柱入井到位后，注水泥常規固井、候凝，底部爆破閥為憋壓打開工具，TAP閥利用差級直徑暫堵球打開，爆破閥與TAP閥依次逐級分段壓裂，當所有分級壓裂完成后，對壓裂液進行返排施工，這時投球自溶消失或被壓裂液攜帶返排出進口。爆破閥的開啟壓力是影響分段壓裂施工的關鍵因素，結合靜液柱壓力、工藝需求、套管承受壓力綜合確定，見表1。

　　水平井分段壓裂施工

　　壓裂設計 歧61-6H井水平段方位為295.86°，所處濱23X1區塊無準確的地應力方位測試數據，有裂縫方位與井筒方位形成較小夾角的可能，增加了施工難度。因此采用支撐劑段塞工藝、大排量施工，施工破裂壓力梯度0.0190MPa/m，施工壓力的預測36.96MPa，裂縫支撐剖面模擬如圖2～圖5。

　　壓裂施工 2011年6月18日，對歧61-6H井進行了施工，見圖6。通過爆破閥及三批次投球，成功地壓開了4條裂縫。施工總液量1456.7m3，總砂量113.35m3，中密度陶粒0.3～0.6mm。壓裂施工數據見表2。

　　水平井固井分段壓裂完井技術在大港低滲油藏的應用尚屬首次，歧61-6H井現場施工一次成功，2011年6月20日～7月11日自噴投產，見圖7。7月 12日～23日下入潛油電泵，采用5mm油嘴投產，見圖8，達到周圍直井壓裂增產效果的3倍以上，達到經濟開發的要求，拓展了大港油田低滲透油田開發思路，形成大港低滲油藏水平井分段壓裂完井技術。

　　由以上應用可知，歧61-6H水平井固井分段壓裂施工改造，投產后增產穩產效果顯著，為大港低滲油田水平井開發提供了一種簡單、可靠的新技術。水平井固井分段壓裂完井技術井下工具種類少，層位針對性強，壓裂級數可達到10級以上，實現不動管柱逐級壓裂，縮短施工周期。加強水平井固井技術研究，避免環空中有水泥虧空導致未壓裂或重復壓裂。加強裂縫監測技術研究，為提高壓裂施工效果和儲層動用程度提供依據。