水平井具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高、可以有效避开障碍物和环境恶劣地带等优点，在石油工业的科研和实践中成为人们关注的焦点。随着石油勘探开发的不断深入，低渗透、低孔隙度等非常规油气藏不断增多，常规直井已经无法满足开发要求，水平井逐渐成为提高油田勘探开发综合效益的必要手段。2007年开始，水平井分段压裂技术成为非常规油气开发的主体技术，开始在北美大规模应用，并在国内塔里木、辽河、大庆、西南等多个油气田得到了广泛应用。页岩气作为典型的非常规油气藏资源，具有低孔隙度、极低基质渗透率等特征，实施水平井分段压裂改造已成为实现页岩气藏高效开发的关键技术。目前，北美地区页岩气开发已实现商业化，逐渐形成了一系列以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂技术及配套工具。国内各油气田企业在国家政策的大力支持下，页岩气开发工艺和工具自主研制等方面均取得了很大进步，并在现场得到了广泛应用。因此，页岩气水平井分段压裂工艺及工具的研究引起了国内外学者、研究单位及制造厂商的广泛关注。
针对目前国内外页岩气开发技术现状，总结国内外各大石油公司页岩气分段压裂工具分类及特点，分析展望了国外最新页岩气分段压裂技术及工具，以期为国内页岩气开发技术的发展及工具研发提供技术参考。
1 桥塞/球座+分簇射孔联作分段压裂工具
桥塞/球座+分簇射孔技术是指在井筒和地层有效沟通的前提下，运用电缆输送方式，按照泵送设计程序，将射孔管串和桥塞/球座输送至目的层，完成坐封和多簇射孔联作，后期通过光套管进行分段压裂。
1.1可钻复合桥塞
可钻复合桥塞主要由上接头、可钻卡瓦、复合锥体、复合片、组合密封系统及下接头等部件组成，如图1所示。工作时通过坐封工具压缩卡瓦、锥体沿轴向移动，促使胶筒膨胀与套管内壁接触，当坐封力达到一定程度后完成丢手，随后进行压裂施工作业，后期生产时需要运用连续油管进行钻磨桥塞作业。钻磨过程受连续油管长度限制，且钻磨过程需耗费一定时长，并存在一定的安全风险。
目前，国外斯伦贝谢、哈里伯顿等大型油服公司系列产品均已实现商业化应用，产品参数见表1。国内西南油气田、川庆钻探等多家油田单位已完成系列产品的自主研发，并进行了现场推广应用。
1.2大通径桥塞
大通径桥塞主要由上接头、复合片、组合胶筒、锥体、卡瓦和下接头等部件组成，如图2所示。工作时通过坐封工具压缩卡瓦、锥体沿轴向移动，促使组合胶筒膨胀与套管内壁接触，当坐封力达到一定程度后完成丢手，压裂时投入配套可溶性压裂球进行现场作业。相比可钻复合桥塞，具有免除连续油管钻磨作业、保持井眼大通径、迅速投产等优点，降低了现场施工风险，节约了成本。
目前，国外贝克休斯、Tryton等大型油服公司系列化产品均已实现商业化推广，产品参数见表2。国内西南油气田、捷贝通等多家单位已完成系列产品的自主研发，并进行了现场推广应用。
1.3可溶性桥塞
全可溶性桥塞主要由上下接头、上下卡瓦、上下锥体、胶筒、中心筒及卡瓦牙等部件组成，如图3所示。压裂完成后，可溶性桥塞全部溶解，随返排液一同排出井筒。该工艺桥塞溶解后保持井眼全通径，免除连续油管钻磨桥塞作业，节约完井时间及成本。
目前，国外贝克休斯、Magnum 等公司系列产品已在北美油田开展了推广应用，产品参数见表3。国内西南油气田、长庆油田等多家油田单位均完成了产品自主研发，部分产品已进行现场应用。
1.4压裂球座
（1）可溶性球座。可溶性球座主要由连接杆、适配器、上分瓣座、下分瓣座、底座、可溶性球及定位筒组成，如图4所示。球座定位筒作为套管的一部分预先下入井内，并通过坐封工具将可溶性球座送入球座定位筒实现坐封；改造时，投入可溶性压裂球分隔下部产层进行射孔，最终完成储层改造。
全通径可溶性球座不需要钻磨及连续油管作业，压裂球溶解后可快速投产，球座溶解后可实现井筒全通径，实现了无限级压裂，基本参数见表4。
（2）超大通径球座。超大通径球座主要由球座、卡瓦及锥体组成，采用标准电缆坐封工具下入并完成坐封及射孔作业，通过井口泵入可溶性压裂球开始压裂施工，如图5所示。压裂结束后，球座、压裂球及锥体溶解，剩余通径大，后期无需钻磨即可快速投入生产。
超大通径球座独特结构设计，不会导致提前坐封；无需钻磨作业，节约成本，减小风险；井筒长度不受限制，可实现无限级压裂，基本参数见表5。
2套管固井滑套分段压裂工具
套管固井滑套与套管相连入井，按照预先设计下至对应的目的层，最后完成固井作业。该工艺无需后期井筒处理，保持井眼全通径，省去电缆作业、连续油管钻磨桥塞等工序，提高了施工效率，降低了作业成本。
2.1OptiPort 固井滑套
OptiPort 固井滑套主要由上接头、压力激活孔、压裂孔、内滑套、外套筒、平衡压力孔、下接头等组成，如图6所示。
工具随套管一起入井，按照常规方法完成固井作业；通过连续油管下放井下组合工具（管内封隔器、套管接箍定位器等），定位后封隔器停留在滑套下方，向连续油管和环空中打压坐封管内封隔器；继续环空打压至剪断销钉，内滑套下移打开滑套，开始压裂施工作业；解封封隔器，上提或下放连续油管，开启下一段滑套，直至完成全井筒压裂施工作业。
OptiPort固井滑套可适用于套管井或裸眼井，满足大排量、高砂比的压裂工况，但由于连续油管长度的限制，不能实现无限级压裂。
2.2I-ball 固井滑套
I-ball固井滑套主要由计数滑套、球笼、内滑套、可收缩球座、弹簧等组件，如图7所示。压裂过程中，当井口投入第一个球运动到计数滑套时，推动球笼向前行进一个单元，球通过可收缩球座后依次推动后续压裂滑套向前行进一个单元。以计数为5的压裂滑套为例，当第五个球通过球笼后，推动内滑套和可收缩球座向前运动到收缩位置，压裂球不能通过形成坐封，随后进行压裂施工作业。完成第一段压裂后，继续投入相应个数的球，开启不同层位的滑套，完成整口井的压裂作业。
I-ball压裂滑套可用于裸眼完井或套管固井，具有井筒全通径、无限级压裂等特点；同时减少了连续油管钻磨桥塞作业，节约了成本，提高了效率，降低了施工风险。
2.3ZoneSelect Monobore固井滑套
ZoneSelect Monobore固井滑套主要由外套筒、内滑套、开启槽、关闭槽等结构组成，同时配有开关滑套用的工具，如图8所示。开启过程中，通过连续油管带配套开关工具下入滑套安装位置，通过井口泵入流体在开关工具处产生节流压差，锁块外露后与滑套配合，通过上提下放连续油管控制滑套的开关。开启作业完成后，停泵导致锁块收回，上提连续油管将开关工具提出井口。
2.4FracPoint 固井滑套
FracPoint 固井滑套主要由上接头、内滑套、扩张式球座、固定式球座、下接头等组件组成，如图9所示。固井过程中，每一段由多个扩张式滑套和一个固定式滑套组成，通过地面泵送不同直径大小的球入座，打压剪断销钉带动内滑套3向下运动，滑套开启，继续打压促使球座4扩张，球通过后进入下一级滑套，重复操作依次打开多个滑套，直至球落入固定球座9，内滑套8向下运动，滑套开启，随后开始该段的压裂施工。
FracPoint固井滑套可实现不间断压裂作业，中间不需要连续油管或电缆作业，消除了后期钻磨作业带来的施工风险，节约了时间；同时，一只压裂球可同时开启5只滑套，实现多级压裂。
2.5FSPTM固井滑套
FSPTM固井滑套主要由计数器、回位弹簧、内套筒、技术套筒、卡环、外套筒、内滑套、球座及上、下接头组成，如图10所示。每一段产层采用相同计数的FSPTM滑套组成，最下端带有球座。压裂过程中，以计数为3为例，当第一个球通过滑套时，压缩计数器、计数套筒、内套筒向下运动，球通过后计数器、内套筒在回位弹簧的作用下回弹，计数套筒由于卡环限制向下运动一级；当投入第3个压裂球时，计数套筒推动内滑套向下运动，形成球座与连通压裂孔眼， 开始压裂施工作业。
FSPTM固井滑套采用同一尺寸球对单级或多簇滑套开启，解决了常规滑套尺寸逐级缩小和级数限制；同时，滑套内通径较大，不钻铣情况下可直接生产，减少了作业时间，提高施工效率。
3国内外应用现状及性能对比
通过上述不同桥塞/ 球座类工具、套管固井滑套类工具在工作原理、结构组成、工艺特点等方面的对比分析，总结得出如下结论，对比情况见表6。
（1）桥塞+分簇射孔联作工艺为目前页岩气分段改造的主体技术，具有一趟管柱作业、不受分段限制、工具管柱结构简单、井筒畅通等优点。目前，可钻复合桥塞、大通径桥塞工具国外已实现产品系列化和商业化，国内部分厂家完成产品的自主研发。
（2）可溶性桥塞及球座分段压裂技术为目前国内外研究的热点之一，具有保持井眼全通径、免除连续油管钻磨作业、节约完井时间及成本、降低施工作业风险等特点。目前，可溶性桥塞工具国外已完成系列产品的推广应用，国内已开展现场先导性试验；超大通径压裂球座国外已出现相关产品及现场应用报道，国内还未见相关产品的应用报道。
（3）套管固井滑套分段压裂技术为页岩气分段改造的新兴技术，具有保持井眼全通径、无需电缆及连续油管钻磨作业、成本低、效率高等特点。目前， OptiPort、FSPTM等固井滑套国外已实现推广应用，国内未见相关产品的应用报道。
4结论及建议
（1）完善可钻式复合桥塞工具系列，以满足不同地层、不同工艺等条件下的技术要求。
（2）持续开展可溶性桥塞和球座等可溶性工具、全通径固井压裂滑套类工具的技术攻关，完成产品的系列化与现场试验，实现规模化推广应用。
（3）开展井下无线开关滑套等智能类工具的先导性研究，为分层压裂、分层试油工艺做技术储备。
