杨同玉，魏 辽，冯丽莹，马兰荣，朱玉杰

(1.中国石化华北油气分公司工程技术管理部，河南郑州450006；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；3.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101)

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田和东胜气田的新开发井大都采用套管完井+连续油管底封拖动或泵送桥塞压裂增产方式，受储层特性及工具性能等的影响，现场应用时存在以下问题：1)底封拖动压裂采用水力喷射射孔进行首段压裂，施工泵压超过70 MPa时，封隔器上下压差大，压裂后解封时密封单元易损坏，必须起出压裂管柱更换封隔器[1-3]，截至2017年底，2个气田封隔器失效井占总井数的10%以上；2)采用泵送桥塞进行趾端压裂前，必须通过连续油管穿电缆携带射孔枪进行射孔[4-8]，导致趾端压裂作业成本较其他层段增加20%以上[9-11]。

针对上述问题，笔者开展了水平井趾端滑套分段压裂技术研究，优化了压裂管柱结构，研制了固井施工用密封锁紧座以及具备套管试压、延时启动功能的趾端压裂滑套等关键工具，并进行了地面性能试验，结果表明，该工具控制启动压力的准确性好，延时控制系统的可靠性高，承压能力达到了现场应用要求，能满足非常规油气储层水平井压后套管内全通径的要求[12-14]。

1 水平井趾端压裂技术原理

水平井趾端压裂技术是在套管柱上预置趾端压裂工具，与套管柱一起下入井内，压裂施工时无需下入其他工具即可实现水平井首段压裂施工[15]，水平井趾端压裂管柱从水平井底部开始依次为浮鞋、密封锁紧座、套管、趾端延时滑套和套管(至井口)，如图1所示。……