水平井分段压裂工艺技术是提高非常规油气藏、低孔低渗储层单井产量的有效手段，技术难点在于分段压裂工艺方式选择、井下封堵工具和压裂滑套工具的配套。针对低渗储层，大港油田进行了水平井固井分段压裂投产一次完井技术研究，优化设计完井管柱、爆破阀和投球滑套施工参数及压裂参数。现场实践证明，水平井固井分段压裂完井管柱一趟入井压裂投产，无需射孔和封隔器卡层，缩短作业时间，降低成本，提高储层动用程度，实现经济高效开发的目的。

　　大港油田属于复杂断块油气田，在石油可采、易采储量不断减少的情况下，油田勘探开发正向深层、非常规油藏、隐蔽油藏发展，储层具有低孔低渗的特点，在完井过程当中就需要考虑压裂措施改造，配套工具复杂、施工难度大、风险高。水平井固井分段压裂完井技术在大港油田属首次应用。

　　水平井完井优化研究

　　歧61-6H井，位于滨23X1井区歧北次凹歧25井东岩性圈闭高部位，为岩性+构造油藏，目的层为EsⅢ，储层岩性为细砂岩，油层厚度6m，孔隙度 11.93%，渗透率13.86md，泥质含量12.70，胶结程度疏松，原始地层压力30.76MPa，属低孔低渗储集层。

　　完井管柱优化 歧61-6H井是大港油田低渗储层固井分段压裂的第一口水平井，完钻井深3480m，总水平位移2221m，最大井斜角92.14°。表层套管为井口到 254.78m井段采用Φ339.7mmJ55套管完井，壁厚为9.65mm，抗压强度为18.82MPa，水泥返至地面;技术套管井口到 1897.52m井段采用Φ244.5mmJ55套管完井，壁厚为8.94mm，抗压强度为24.27MPa，水泥返高935m;完井压裂生产套管 0～3475m井段采用Φ139.7mmP110套管完井，壁厚为9.17mm，抗压强度为87.15MPa，水泥返高为2035m，采用声幅变密度测井，固井质量合格。

　　依据现场录井、测井、地质等资料对开发层储层特性的精细划分及工艺需求，将水平段优化设计为4段，水平井压裂投产一次完井管柱主要包括浮箍、浮鞋、爆破阀和TAP阀，设计位置为浮鞋3475m，浮箍3452m，爆破阀3380m，1号TAP阀3280m，2号TAP阀3210m，3号TAP阀3165m。完井管柱见图1，完井工具技术参数见表1。

　　完井管柱施工参数优化 水平井固井分段压裂技术是在完井管柱入井到位后，注水泥常规固井、候凝，底部爆破阀为憋压打开工具，TAP阀利用差级直径暂堵球打开，爆破阀与TAP阀依次逐级分段压裂，当所有分级压裂完成后，对压裂液进行返排施工，这时投球自溶消失或被压裂液携带返排出进口。爆破阀的开启压力是影响分段压裂施工的关键因素，结合静液柱压力、工艺需求、套管承受压力综合确定，见表1。

　　水平井分段压裂施工

　　压裂设计 歧61-6H井水平段方位为295.86°，所处滨23X1区块无准确的地应力方位测试数据，有裂缝方位与井筒方位形成较小夹角的可能，增加了施工难度。因此采用支撑剂段塞工艺、大排量施工，施工破裂压力梯度0.0190MPa/m，施工压力的预测36.96MPa，裂缝支撑剖面模拟如图2～图5。

　　压裂施工 2011年6月18日，对歧61-6H井进行了施工，见图6。通过爆破阀及三批次投球，成功地压开了4条裂缝。施工总液量1456.7m3，总砂量113.35m3，中密度陶粒0.3～0.6mm。压裂施工数据见表2。

　　水平井固井分段压裂完井技术在大港低渗油藏的应用尚属首次，歧61-6H井现场施工一次成功，2011年6月20日～7月11日自喷投产，见图7。7月 12日～23日下入潜油电泵，采用5mm油嘴投产，见图8，达到周围直井压裂增产效果的3倍以上，达到经济开发的要求，拓展了大港油田低渗透油田开发思路，形成大港低渗油藏水平井分段压裂完井技术。

　　由以上应用可知，歧61-6H水平井固井分段压裂施工改造，投产后增产稳产效果显著，为大港低渗油田水平井开发提供了一种简单、可靠的新技术。水平井固井分段压裂完井技术井下工具种类少，层位针对性强，压裂级数可达到10级以上，实现不动管柱逐级压裂，缩短施工周期。加强水平井固井技术研究，避免环空中有水泥亏空导致未压裂或重复压裂。加强裂缝监测技术研究，为提高压裂施工效果和储层动用程度提供依据。