水平井体积压裂

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体积压裂技术在油田开发中的适用性分析

体积压裂技术在油田开发中的适用性分析体积压裂技术是一种常用的油田开发技术，其适用性取决于多个因素，包括地质条件、油藏特征和经济因素等。

本文将从这些方面进行分析。

一、地质条件：1. 储层岩性：体积压裂技术适用于岩石疏松、孔隙度高、渗透率低的储层，如砂岩和碳酸盐岩等。

对于非疏松储层如页岩等，压裂效果较差，适用性较低。

2. 差异性储层：体积压裂技术适用于具有水平、倾斜和弯曲井筒的储层。

通过水平井和多级压裂，可以最大限度地延伸裂缝，提高油气产能。

3. 快速排水储层：体积压裂技术适用于高渗透储层和对水敏感的快速排水储层。

通过压裂，可以提高渗透率，增大流动面积，加快采油速度。

二、油藏特征：1. 气候条件：体积压裂技术适用于气候温暖、气温变化不大的地区，以确保压裂液成分和性能的稳定性。

在极端气候条件下，如极低温或高温，压裂液的稳定性会受到很大影响，降低压裂效果。

2. 油藏压力：体积压裂技术适用于压力较高的油藏，可以有效地增加裂缝面积和渗透率，提高采收率。

对于低压油田，压裂效果较差，适用性较低。

3. 油藏温度：体积压裂技术对于高温油藏适用性较低，因为高温会导致压裂液流动性下降，增加压裂施工风险。

对于常温储层，适用性较高。

三、经济因素：1. 资金投入：体积压裂技术需要大量的资金投入，涉及到设备采购、作业费用和维护成本等。

只有对于有较高开发潜力和回报的油田才具备经济可行性。

2. 油价：高油价下，体积压裂技术的适用性较高，因为可以将更多的资源开采出来，提高经济效益。

低油价下，对于一些成本较高的油田，可能并不适合使用体积压裂技术。

3. 地区基础设施：体积压裂技术对基础设施的要求较高，包括供水、输油管道和天然气处理设施等。

如果地区基础设施不完善，可能会增加开发难度和成本，降低体积压裂技术的适用性。

体积压裂技术在油田开发中具有广泛的适用性，但需要根据具体地质条件、油藏特征和经济因素等综合考虑。

在选择使用体积压裂技术时，应做好技术评估与经济评估，确保其能够实现经济效益最大化。

水平井体积压裂

水平井体积改造技术目前我国页岩气勘探开发工作正在起步阶段，与国外差距较大，许多制约我国页岩气开发的技术瓶颈亟待突破。

《页岩气发展规划（2011-2015年）》（以下简称《规划》）的发布对我国页岩气开发的有序发展具有重大意义，它指出了未来一段时间我国页岩气产业需要科技攻关的8项任务，这为解决制约我国页岩气综合开发利用问题指明了方向。

本文主要对体积改造技术进行简要阐释，希望能借此推动我国页岩气开发技术的进步和发展。

体积改造技术亟需突破页岩气储层具有渗透率超低、厚度大及天然裂缝发育的特点，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。

因此，必须要对天然裂缝发育和岩石硅质含量高（＞35%），脆性系数高的页岩进行体积压裂。

通过水力裂缝沟通天然裂缝，增强渗流能力，从而提高页岩气井的经济效益。

图1 钻式桥塞封隔技术图2 北美不同地区页岩气水平井分段压裂工艺运用情况与美国相比，我国页岩气藏储层产状有埋藏深度、厚度较薄和多层叠置的特点。

因此，水平井体积改造技术就更为适合我国页岩气藏的开发。

在《规划》中提出的“体积改造技术”，就是采用分段多簇射孔和多段一起压裂的模式，利用缝间干扰，促使裂缝转向，产生复杂缝网，从而增大流动通道。

而“水平井体积改造”则是以分段多簇射孔技术、可钻式桥塞工具和大型滑溜水压裂技术为主。

分段多簇射孔技术是关键分段多簇射孔技术是实现体积改造的技术关键。

其目的是为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，进而减少井筒附近的压力损失，并为压裂时产生的流体提供通道。

其特点是可以实现：一次装弹、电缆传输、液体输送、桥塞脱离、分级引爆。

分段多簇射孔每级分4～6簇进行，每簇长度为0.46～0.77m，射孔枪每簇之间的距离为50m，实际井眼中每簇间距一般为20～30m，每个压裂段控制在100～150m左右，孔密16～20孔/m，孔径13mm，相位角60°或者180°，排量一般为16m3/min，单孔流量0.27m3/min。

体积压裂水平井增产潜力及产能影响因素分析

造区域天然裂缝中充填有矿物胶结，处于未开启状
单重介质，更精确的表征体积压裂改造后的致密储
层。该方法将主裂缝与次裂缝形成的复杂缝网同
时融合在基质块与裂缝块系统中，可考虑区域致密
储层的地层主应力方向、天然裂缝复杂程度、பைடு நூலகம்天然裂缝开启与半开启状态和储层非均质性特征。
第１３卷
第３５期
２０１３年１２月
科
学
技
术
与
工
程
ＶｏＬ１３Ｎｏ．３５Ｄｅｃ．２０１３
１６７１ —１８１５（２０１３）３５ — １０４７５ — ０６
ＳｃｉｅｎｃｅＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｎｄＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ
２０１３年７月２４３收到１中国石油天然气股份公司重大科技专项（２０１１Ｅ－２６０２－６）资助
够控制和模拟天然裂缝与人工裂缝交错的复杂程度，描述天然裂缝开启与半开启状态，充分考虑体积压裂改造后裂缝与基质的渗流特征。缝网双重介质模型的特点： ① 主裂缝与次裂缝形成的复杂缝网以正交交织的形式同时融合在基质块与裂缝块系统中； ②储层改造范围内部采用双
ｘｕｃｈｅｎ０３０８＠１６３．ｃｏｎ。

浅析水平井分段压裂工艺技术及展望

浅析水平井分段压裂工艺技术及展望摘要：随着油田开发进入后期，产油量下降，含水量大幅上升，开采难度增大。

大力开采低渗透油气藏成为增加产量的主要手段。

而水平井分段压裂增产措施是开采低渗透油气藏的最佳方法。

水平井分段压裂技术的应用可以大幅提高油田产量，增加经济效益，实现油气的高效低成本开发。

本文介绍国内水平井分段压裂技术，并对水平井分段压裂技术进行展望。

关键词：水平井；分段压裂；工艺技术1水平井技术优势目前水平井已成为一种集成化定向钻井技术，在油田开发方面发挥着重要作用。

通过对现有文献进行调研,发现水平井存在以下技术优势：水平井井眼穿过储层的长度长，极大地增加了井筒与储层接触面积,提高了储层采收率;仅需要少数的井不但可以实现最佳采收率，而且在节约施工场地面积的同时降低生产成本，以此提高油田开发效果；水平井压力特征与直井相比，压力降低速度慢,井底流压更高，当压差相同时，水平井的采出量是直井采出量的4~7倍;当开发边底水油气藏时，若采用直井直接进行开采虽然初期产量高但后期含水上升快，而水平井泄油面积大，加上生产压差小,能够很好的控制含水上升速度,有效抑制此类油藏发生水锥或气锥;能够使多个薄层同时进行开采,提高储层的采出程度。

2水平井压裂增产原理水平井压裂增产的过程:利用高压泵组将高黏液体以大大超过地层吸液能力的排量由井筒泵送至储层，当达到地层的抗张强度时，地层起裂并形成裂缝,随着流体的不断注入，裂缝不断扩展并延伸,使得储层中裂隙结构处于沟通状态,从而提高储层的渗流能力，达到增产的目的。

水平井压裂增产原理主要包括以下四方面:增加了井筒与储层的接触面积，提高了原油采收率;改变了井底附近渗流模式，将压裂前的径向流改变为压裂后的双线性流，使得流体更容易流人井筒，降低了渗流阻力;沟通了储层中的人造裂缝和天然裂缝，扩大了储层供油区域，提高了储层渗流能力。

降低了井底附近地层污染，提高了单井产量。

3国内水平井分段压裂技术3.1水平井套管限流压裂对于未射孔的新井，应采用限流法分段压裂技术。

页岩气水平井大型体积压裂套损预测和控制方法

页岩气水平井大型体积压裂套损预测和控制方法李凡华1　董凯2　付盼3　乔磊1　杜卫强1　孙清华11. 中国石油集团工程技术研究院有限公司2. 中国石油长城钻探工程公司3. 中国石油大学（北京）摘　要　大规模体积压裂导致的页岩气水平井套管损坏（简称套损）或套管变形（简称套变）在现场施工过程中一直都存在，极大地影响了现场施工效率和开发项目的经济效益。

为了解决上述问题，通过分析四川盆地威远页岩气区块100余口水平井的压裂资料，探讨了该区页岩气水平井套损或套变的原因和规律，并据分析结果提出了预测和控制的方法。

研究结果表明：①发生套变的主要地质因素为储层地质特点、地应力和压裂规模；②对于岩石物性非均质性特别强、甜点区厚度小、压裂时储层难以吸收大规模体积压裂的“能量”的上奥陶统五峰组水平井段、A靶点附近井段、钻遇井漏的天然裂缝带井段等容易套损井段可依据录井和测井解释来预测套变；③产量受水平段轨迹所控制的页岩气水平井应提高水平井段钻进时的导向水平，让水平井段的轨迹都落在地质气藏工程精确刻画的甜点区；④对于水平井段非均质性强的储层，宜采用“分段完井、分段固井”、优化井网井距、适当降低压裂规模等工程技术措施。

关键词　四川盆地　威远区块　页岩气　水平井压裂　地应力　套管变形　套管损坏　预测控制DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.04.009Prediction and control of casing damage in large volume fracturing ofhorizontal gas wellsLi Fanhua1, Dong Kai2, Fu Pan3,Qiao Lei1, Du Weiqiang1 & Sun Qinghua1(1. CNPC Engineering Technology Research Institute, Beijing 102206, China;2. CNPC Greatwall Drilling Company, Beijing 100101, China;3. China University of Petroleum, Beijing 102249, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 4, pp.69-75, 4/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The casing damage/deformation in shale gas horizontal wells caused by massive volume fracturing has always been a problem in the process of field construction, and it has a great impact on the field construction efficiency and the economic benefit of development project. To solve this problem, this paper analyzed the fracturing data of more than 100 horizontal wells in the Weiyuan Shale Gas Block of the Sichuan Basin. Then, the causes and laws of casing damage/deformation of shale gas horizontal wells in this block were discussed. And based on the analysis results, a prediction and control method was proposed. And the following research results were obtained. First, the main geological engineering factors for the occurrence of casing deformation are reservoir geological characteristics, ground stress and fracturing scale. Second, mud logging and well logging interpretation can be taken as the basis for casing deformation prediction in the hole sections where casing damage tends to happen easily, e.g. the horizontal section in the Upper Ordovician Wufeng Fm where the petrophysical properties are particularly heterogeneous, the sweet spot areas are thin and the reservoirs can hardly absorb the "energy" from massive volume fracturing, the hole section near the target A, and the hole section with lost circulation in natural fracture interval. Third, as for the shale gas horizontal wells whose production is controlled by the trajectory of horizontal section, it is necessary to in-crease the steering level during the drilling of horizontal section so as to keep its trajectory in the sweet spot areas which are precisely characterized in geological gas reservoir engineering. Fourth, for the horizontal sections in the reservoirs of strong heterogeneity, it is suggested to adopt engineering technical measures of "segment completion, section cementing", optimization of well spacing, and appro-priate reduction of fracturing scale.Keywords: Sichuan Basin; Weiyuan Block; Shale gas; Horizontal well fracturing; Ground stress; Casing deformation; Casing damage; Prediction and control基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“提高大型体积压裂条件下固井质量与井筒完整性新技术”（编号：2016ZX05022-005）、“长宁—威远页岩气开发示范工程”（编号：2016ZX05062）。

提高体积压裂施工效率的保障措施

提高体积压裂施工效率的保障措施摘要：随着致密油藏的开发逐渐深入,常规压裂已经不能满足增产开发的需要,体积压裂作为一种有效的开发手段,越来越受到人们的重视。

致密油体积压裂施工存在占用资源多,施工周期长,施工准备时间长,劳动强度大,连续泵注时间长以及施工风险大等难点和问题。

本文针对从如何提高水平井“工厂化”施工方面进行了研究,提出了四个方面的保障措施，瞄准工厂化压裂效率提升15%目标，持续打造“区域集中、即到即压、即压即走、人休机不停”压裂模式，提高压裂施工效率,实现水平井“工厂化”体积压裂连续、安全、高效作业。

关键词：压裂效率；压裂技术2.0；地质工程一体化；压裂一体化运行通过践行体积压裂技术2.0思路，以压裂提产和降本为目标，以保证施工成功为原则，进一步加强地质工程一体化攻关，重点围绕提产和降本开展攻关研究及压裂方案优化设计，坚持水平井+细分切割高强度体积改造的技术路线，充分利用EISC等网络信息平台，建立即时生产调度指挥系统，从组织运行、资源配备、现场施工、应急措施等方面做好资源保障，强化工序衔接和质量安全监督监管，减少等停和事故复杂，保障生产安全高效。

1生产组织保障方面1.1“不怕慢就怕站，站一站二里半。

”在施工高效衔接上做文章下功夫，确定压裂施工设计、搬迁、准备、验收、施工以及完工等各节点标准作业流程及施工周期，实行分类分因素误工管控，推行人休机不停、模块化搬迁、一队双机、多井作业等提速措施，在工序流程中抠时间、提效率。

同时加强甲乙方的沟通联系，共同建立联合运行组，提前排定施工运行计划，树立超前意识，施工方提前与甲方对接设计、提前道路井场勘查、提前做好井筒准备、提前制定保障方案、提前与测井等协作方对接，通过多方保障，提升压裂单井转场效率。

此外，强化项目部“指挥、协调、监督、服务”管理职能，深入现场，靠前指挥，及时处置生产中的各类问题，提高运行效率和质量。

1.2兵马未动粮草先行，科学调配，超前运作，压裂施工队伍要提前安排先遣小分队进驻现场，完成井场道路勘察、液罐转运、支撑剂装卸等前期准备工作，实现工序衔接零误差，为压裂施工高效运行赢得时间。

页岩水平井体积压裂设计的一种新方法

ＦｒａｃｔｕｒｉｎｇｉｎＳｈａｌｅＨｏｒｉｚｏｎｔａｌＷｅｌｌｓ
ＧＯＵＢｏ，ＧＵＯＪｉａｎ — Ｃｈｕｎ
（ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＯｉｌａｎｄＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ，ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ６１０５００，Ｃｈｉｎａ）
中图分类号：ＴＥ３５７．１文献标志码：Ａ文章编号：１０００— ８５２７（２０１３）０１ — ０２１７— ０６
ＡＮｏｖｅｌＤｅｓｉｇｎＭｅｔｈｏｄｆｏｒＳｔｉｍｕｌａｔｅｄＲｅｓｅｒｖｏｉｒＶｏｌｕｍｅ
ｗｅｌｌｓｔｏｏｂｔａｉｎｄｅｌｉｖｅｒａｂｉｌｉｔｙ．Ｔｈｅｒｆａｃｔｕｒｅｎｅｔｗｏｒｋｖｏｌｕｍｅａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙａｒｅｃｉｒｔｉｃａｌｔｏｐｏｓｔｆｒａｃｔｕｒｅｒｅｓｐｏｎｓｅ．
ｏｐｔｉｍｉｚｅｒａｆｃｔｕｒｅｎｅｔｗｏｒｋｐａｒａｍｅｔｅｒｓａｔｐｒｅｓｅｎｔ．Ｔｈｅｒｅｌａｔｉｏｎｍｏｄｅｌｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｒｆａｃｔｕｒｅｎｅｔｗｏｒｋｐａｒａｍｅｔｅｒｓａｎｄｈｙｄｒａｕｌｉｃｒａｆｃｔｕｉｎｒｇｔｒｅａｔｍｅｎｔｓｉｚｅｓｉｓｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄｗｉｔｈｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｎｅｔｗｏｒｋｅｑｕｉｖａｌｅｎｔｔｏａｈｉｇｈｐｅｒｍｅａｂｌｅｚｏｎｅｂｙｕｓｉｎｇｔｈｅｐｒｉｎｃｉｐｌｅｏｆｓｅｅｐａｇｅｒａｔｅｅｑｕａｌｅｆｆｅｃｔｓ．ＴｈｅｍｅｔｈｏｄａｎｄｓｔｅｐｓｏｒｆＳＲＶｉｎｓｈａｌｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓａｒｅ

体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例

ｔｒａｓｔｅｄｂｙｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄ．Ｔｈｅｒｅｗｅｒｅｔｗｏｒｅｓｕｌｔｓ：ｆｉｒｓｔｌｙ，ｔｈｅｍａｉｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉＳｔｉｃｓｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｗｅｒｅ１ＯＷｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ｍｉｃｒｏｆｒａｃｔｕｒｅ，ｈｉｇｈｑｕａｒｔｚｃｏｎｔｅｎｔａｎｄＳＯｏｎ，ｗｈｉｃｈａｒｅ
１０ｍ。，平均无阻流量、动储量分别为７７．９×１０ｍ。／ｄ、１．７５ ×１０ｍ。，均为动态Ｉ类井。
关键词体积压裂采收率水平井苏里格气田非常规气藏中图分类号：ＴＥ３５７．１３文献标志码：ＡＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００７ — ３４２６．２０１３．０４．０１２
．
ＩｎｏｒｄｅｒｔＯｒｅａｌｉｚｅｈｉｇｈｅｆｆｅｃｔｉｖｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌａｎｄｉｍｐｒｏｖｅｕｌｔｉｍａｔｅｒｅｃｏｖｅｒｖｏｆｔｈｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｂａｓｅｄｏｎｂａｓｉｃｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｆｏｒｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅ，ｔｈｅａｐｐｌｉ — ｃａｂｉｌｉｔｙｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｖｏｌｕｍｅｗａｓａｎａｌｙｚｅｄｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｉｎＳｕ５３ｂｌｏｃｋｏｆＳｕｌｉｇｅ

水平井压裂工艺技术大庆

水平井压裂工艺技术大庆水平井压裂工艺技术是一种在油田开发中广泛应用的技术，它能够有效提高油气田的产能，延长油田的生产周期，是目前油田开发中非常重要的一项技术。

大庆油田作为我国最早的大型油田之一，一直在水平井压裂工艺技术的研究和应用方面处于领先地位。

下面我们将就大庆油田在水平井压裂工艺技术方面的研究和应用进行介绍。

一、水平井压裂工艺技术简介水平井是指井眼在地层中水平或近水平延伸的油气井，水平井的特点是储层接触面积大，能够有效提高油气的采收率。

而压裂工艺是指通过在井眼中注入高压流体，使地层岩石发生裂缝，增加油气的渗透性，提高油气的产能。

水平井压裂工艺技术则是将水平井与压裂工艺相结合，通过在水平井中进行压裂操作，提高油气的产能和采收率。

二、大庆油田在水平井压裂工艺技术方面的研究大庆油田作为我国最早的大型油田之一，一直在水平井压裂工艺技术方面进行着深入的研究。

在水平井方面，大庆油田开展了大量的水平井钻井技术研究，包括水平井定向钻井技术、水平井完井技术等方面的研究，积累了丰富的经验。

在压裂工艺方面，大庆油田也进行了大量的研究工作，包括压裂液体系的优化、压裂参数的确定、压裂裂缝的预测等方面的研究，为水平井压裂工艺技术的应用奠定了基础。

三、大庆油田在水平井压裂工艺技术方面的应用大庆油田在水平井压裂工艺技术方面的应用非常广泛，已经在大庆油田的多个油气田中得到了成功应用。

通过水平井压裂工艺技术，大庆油田提高了油气田的产能，延长了油气田的生产周期，取得了显著的经济效益。

在大庆油田的应用实践中，不断总结经验，不断改进技术，不断提高水平井压裂工艺技术的应用水平，为大庆油田的油气田开发做出了重要贡献。

四、大庆油田在水平井压裂工艺技术方面的未来展望随着我国油气资源的日益紧缺，对于油气田的开发和生产提出了更高的要求。

水平井压裂工艺技术作为一种重要的增产技术，将在未来得到更加广泛的应用。

大庆油田将继续加大对水平井压裂工艺技术的研究力度，不断提高技术水平，为大庆油田的油气田开发提供更好的技术支持。

水平井体积压裂簇间距优化方法

（．ＣｈａｎｇｑｉｎｇＤｏｗｎｈｏｌｅＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｎｄＯｐｅｒａｔｉｏｎＣｏｍｐａｎｙ，ＣＮＰＣＣｈｕａｎｑｉｎｇＤｒｉｌｌｉｎｇＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏｍｐａｎｙ
第４Ｏ卷第２期
天然气勘探与开发
水平井体积压裂簇间距优化方法水
刘欢尹俊禄王博涛
１．中国石油川庆钻探工程公司长庆井下技术作业公司２．中国石油长庆油田公司第五采油厂
摘
要
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
簇间距是水平井分段多簇压裂设计过程中的一个重要参数。为了进一步提高致密储层水力压裂增产效果，沟通水力
得出最优簇间距，该方法为低渗透储层缝网压裂时的裂缝优化设计提供了参考。
关键词
水平井
低渗透储层多簇压裂
缝网压裂
诱导应力改造体积裂缝偏转角簇间距
优化方法
ＤＯＩ：１０．１２０５５／ｇａｓｋｋ．ｉｓｓｎ．１６７３．３１７７．２０１７．０２．０１１
裂缝和天然裂缝形成复杂缝网，采用有限元数值模拟方法研究水平井缝网压裂的簇间距优化问题。通过建立均质各向同性储层内
三维水力裂缝的诱导应力差模型，从降低应力影效应的不利影响和利用应力影效应的有利影响两个方面分别建立了最小簇间距优

长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术

文章编号：1000 − 7393(2023)01 − 0090 − 07 DOI: 10.13639/j.odpt.2023.01.012长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术王飞1,2 慕立俊3 陆红军1,2 白晓虎1,2 卜军1,2 任佳伟1,21. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3. 中国石油长庆油田分公司引用格式：王飞，慕立俊，陆红军，白晓虎，卜军，任佳伟. 长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（1）：90-96.摘要：长庆油田超低渗透油藏部分水平井初次改造程度低，前期先导试验攻关形成了水平井双封单卡体积压裂技术，然而双封单卡工艺存在起下钻次数多、放喷时间长、管外窜等问题，严重制约现场施工效率。

通过压前补能、凝胶降漏、下入Ø114.3 mm 套管、热固树脂环空封固等技术重造新井筒，评价储层增产潜力，优化新老裂缝布缝与裂缝参数，配套研发小直径可溶桥塞，形成了水平井套中套井筒再造重复压裂技术。

在CP50-15井进行了现场试验，成功下入1 500 m Ø114.3 mm 套管并进行了环空封固，固井质量良好，采用桥射联作压裂工艺完成了26段压裂，施工效率达到了3段/d ，投产后控制放喷生产，日产油由1.9 t 升至15.4 t 。

该技术对提高超低渗透油藏采收率提供了新思路。

关键词：套中套井筒再造；体积重复压裂；补能；降漏；环空封固；水平井；超低渗透油藏中图分类号：TE357 文献标识码： ACasing-in-casing wellbore reconstruction and volumetric refracturing technology ofhorizontal well in Changqing OilfieldWANG Fei 1,2, MU Lijun 3, LU Hongjun 1,2, BAI Xiaohu 1,2, BU Jun 1,2, REN Jiawei 1,21. Oil & Gas Technology Research Institute , PetroChina Changqing Oilfield Company , Xi'an 710018, Shaanxi , China ;2. National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil & Gas Exploration and Development , Xi'an 710018, Shaanxi , China ;3. PetroChina Changqing Oilfield Company , Xi'an 710018, Shaanxi , ChinaCitation: WANG Fei, MU Lijun, LU Hongjun, BAI Xiaohu, BU Jun, REN Jiawei. Casing-in-casing wellbore reconstruction and volumetric refracturing technology of horizontal well in Changqing Oilfield ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(1):90-96.Abstract: Some horizontal wells in the ultra-low permeability oil reservoirs of the Changqing Oilfield have low first stimulation degree, and the double-packer one-layer volumetric fracturing technology of horizontal well was researched and developed in the early pilot test, but the double-packer one-layer process faces the problems of multiple trips, long blowout time, and channeling outside casing, which seriously restrict its field construction efficiency. In this paper, a new wellbore was reconstructed by means of prefrac energy supplement, gel based circulation loss reduction, Ø114.3 mm casing, resinoid based annulus sealing, the reservoir production increase potential was evaluated, fracture deployment and fracture parameters of old and new fractures were optimized, and the small-diameter soluble bridge plug was developed, so as to form the casing-in-casing wellbore reconstruction and refracturing fracturing technology of horizontal well. It was tested on site in Well CP50-15, where 1 500 m Ø114.3 mm casing was successfully run into the hole and the annulus was sealed, ensuring good cementing quality. 26-stage fracturing was completed by using the plug-perforating基金项目: 中国石油天然气股份有限公司项目“水平井重复改造技术与工具研究”(编号：2021DJ4503 )。

水平井压裂改造工艺技术介绍

水平井压裂改造工艺技术介绍1. 引言水平井压裂改造是一种常见的油气田开发技术，旨在提高地下能源资源的开采效率。

本文将详细介绍水平井压裂改造的工艺技术，包括其定义、工作原理、施工流程和相关的设备要求。

2. 定义水平井压裂改造是指对已经完成垂直井钻探的油气井进行改造，将垂直井在一定深度范围内轨迹转向水平方向，并通过压裂技术增强储层与井筒的沟通，以提高井产能和油气采收率。

3. 工作原理水平井压裂改造通过将井筒定向转向垂直方向的水平段，增加了储层与井筒的接触长度，从而提高了油气流动的能力。

压裂技术则通过施加高压液体流体将储层破裂，使得油气能顺利流入井筒中。

具体工作原理如下： 1. 钻探井筒：先进行垂直井的钻探工作，直至达到目标层位。

2. 轨迹转向：通过钻井工具及技术手段将井筒的轨迹转向水平方向，达到水平井的状态。

3. 压裂液准备：准备高压液体流体，包括液体配方、加砂剂等。

4.压裂操作：将准备好的压裂液体注入井筒，施加高压力使得储层破裂。

5. 压裂结束：压裂操作结束后，通过压裂液体的排放，将砂粒保持在储层缝隙中，增强储层与井筒的沟通。

6. 后续作业：可能需要进行其他作业，如井筒完井、油气生产等。

4. 施工流程水平井压裂改造通常包括以下施工流程：1.井筒定向转向：通过定向钻探技术，将井筒从垂直井转向水平井。

这个过程包括选择下入点、使用定向钻头、使用定向钻井工具等。

2.井筒完井：改造完成后，需要进行井筒的完井工作。

这个过程包括安装套管、水泥固井等。

3.压裂前准备：准备压裂液体，包括选取适当的液体配方、加入砂剂等。

4.压裂操作：将准备好的压裂液体注入井筒，施加高压力，使得储层破裂。

这个过程包括选择压裂技术、压裂参数的确定等。

5.压裂后作业：压裂操作结束后，需要进行相关的后续作业，如排放压裂液体、记录压裂参数等。

6.生产测试：改造完成后，进行生产测试，评估改造效果，并决定后续的开采方案。

5. 设备要求水平井压裂改造主要涉及以下设备：1.钻井设备：包括钻机、钻井套管等。

致密砂岩气藏水平井段内多缝体积压裂技术的应用及其效果分析

通常情况下，如果沿水平井段压开的多条裂缝
间距太小，不仅不能增产，还会导致压裂施工失效。
根据局部效应原理，作用在物体上的自相平衡的外
力只在本力系作用区域产生显著的应力、应变和位
移；而在远离该力系作用区域的地方，可以略去它的效应。利用ＡＢＡＱＵＳ大型有限元分析软件，来模拟分析多条横向裂缝问间距对裂缝形态和压后生产动态的影响，从而确定合理的裂缝间距，以发挥水平井最大产能。数值模拟表明：对两条横向裂缝，当裂缝间距（ｄＸ）大于缝高日的２倍，对缝宽和流动阻力影响最小。而对于多条横向缝（图１），当缝间距大于２倍
极差，岩性致密储层厚度小，有效砂体展布，一般单井气层厚度不足１０．０ｍ，单层厚度小于５．０ｍ，单个砂体延伸长度小于１０００ｍ。直井单井控制储量有限，单井产量低。储层不进行压裂改造，很难有
初期产能，更难以实现长期稳产，压裂方式很多Ｊ，不同储层压裂方式的适应性不同，苏里格气
田水平井采用的段内效果。
缝高日，流动阻力影响最小；当缝问距大于１．５倍缝
１段内多缝体积压裂储层改造过程
段内多缝压裂是在水平井中机械卡封段内
高日，对缝宽影响最小。同时依据断裂力学理论，水力裂缝总是从物性

水平井体积压裂技术探讨

水平井体积压裂技术探讨【摘要】大庆外围储层渗透率低（4～5）×10-3μm2、丰度低（10～20）×104km2、厚度薄（单层厚度0.5m左右）、直井开发效益低或无效益，水平井是解决外围低渗透油田多井低产、实现高效开发的重要手段。

随着近几年对水平井开发技术的攻关，水平井开发技术得到了快速发展，尤其是水平井压裂工艺技术，由最初的全井笼统限流法压裂发展为段内限流多段压裂、双封单卡分段压裂、机械桥塞分段压裂、胶塞压裂、水力喷砂压裂等。

这些工艺的发展完善虽然对提高水平井开发效果起到了明显的促进作用，但也存在一定不足，直接制约着水平井压后产能的提升。

【关键词】水平井体积压裂1 水平井压裂所面临的技术难题一是压裂形成裂缝单一，油层改造不充分。

水平井所处开发区块多属低孔、低渗透储层，油层环境较差，以an油田为例，平均单层砂岩厚度仅为0.8m，有效厚度0.3m，平均孔隙度17%，渗透率 13.3×10-3μm2，含油饱和度51%。

该区钻遇率较低，平均单层砂岩钻遇率36.0%，有效钻遇率仅为13.8%，针对此类水平井，投产前必须进行压裂改造。

而常规压裂技术每个压裂段一般仅能形成一条主裂缝，沟通储层的渗流面积较为有限，这对低渗透储层尤其是特低渗透储层而言远远不够，由于储层渗透性能较差，常出现压裂后初期产能较好，但产量下降较快的情况。

二是需要水泥固井。

对低渗透—特低渗透储层而言，在水泥固井过程中存在固井伤害，油层污染严重。

油井完钻后，水泥固井周期一般在48小时以上，油层长时间被水泥浆浸泡，对储层伤害很大。

此外，由于重力等因素影响，水平段固井质量难以保证，压裂中常因固井水泥充填油套环形空间不均匀导致窜槽、套变等事故发生，对后续分段压裂施工存在很大安全隐患。

施工费用方面，水泥固井后需实施射孔后才能压裂，极大的增加了水平井的措施费用。

2 水平井体积压裂工艺技术探讨为有效解决水平井压裂过程中面临的技术难题，对低渗透-特低渗透储层进行有效改造，提出了水平井簇式体积压裂技术。

致密油体积压裂水平井co2

致密油体积压裂水平井co2致密油体积压裂水平井CO2一、引言致密油是指储层孔隙度低、孔隙连通性差、渗透率低的油藏，其开发难度较大。

为了提高致密油的产能，目前采用体积压裂水平井（Hydraulic fracturing）的方法是一种较为有效的手段之一。

其中，使用CO2作为压裂液有其独特的优势和适用性。

二、CO2的特性1. 可溶性：CO2在油藏中有较高的溶解度，能够与油藏中的油脂相互溶解，提高流体流动性。

2. 低黏度：CO2的黏度较低，能够流经孔隙和裂缝，使得CO2能够较好地渗透到致密油储层中，达到良好的压裂效果。

3. 低表面张力：CO2的表面张力较低，能够减小与岩石颗粒之间的相互作用力，有利于降低岩石的相对渗透率、改善油水相对渗透率的比值。

4. 高动态黏度降低：CO2在致密油储层中的动态黏度相对较低，能够改善储层对流导致的损害，提升裂缝边界的效果。

三、CO2压裂在致密油体积压裂水平井中的应用1. 压裂液中CO2浓度的选择：根据不同的储层特点和需要，选择合适的CO2浓度，以达到最佳的裂缝扩展效果。

2. CO2驱替油脂：将CO2注入油脂中，通过溶解作用将油脂中的成分驱替出来，提高储层中的流体流动能力。

3. CO2渗透致密油储层：将高浓度CO2溶入压裂液中，在施工过程中将CO2渗透到致密油储层中，降低油藏的相对渗透率，提高油、水相对渗透率的比值。

4. CO2裂缝压裂的力学效应：CO2裂缝压裂过程中，CO2分子的高速流动和强大的物理化学驱动力能够改善塑造致密油储层的物理化学特性，增加可压缩性和孔隙连接性。

5. CO2溶剂效应：CO2在压裂过程中的溶解作用能够与片麻岩、页岩等储层产生化学反应，改善流体渗透性，提高储层产能。

四、致密油体积压裂水平井CO2压裂的优势1. 提高产能：CO2的压力、温度和浓度的变化能够使储层扩展裂缝，增加裂缝的面积和长度，提高储层产能。

2. 优化投入和操作成本：CO2压裂过程相对简单，不需要大量的设备和人力投入，能够降低生产成本。

水平井体积压裂井底净压力计算及分析

目录硕士学位论文独创性声明 (I)硕士学位论文版权使用授权书 (I)摘要 .................................................................................................................. I I ABSTRACT . (III)第1章绪论 (1)1.1研究目的和意义 (1)1.2 国内外研究现状 (2)1.2.1 净压力计算 (2)1.2.2 水力裂缝与天然裂缝相互作用 (4)1.2.3 压力曲线分析与压裂诊断 (5)1.3 存在的问题及主要研究内容 (6)第2章常规水力压裂压力分析 (7)2.1 裂缝几何模型 (7)2.1.1 Sneddon缝宽模型 (7)2.1.2 Radial模型 (7)2.1.3 PKN模型 (8)2.1.4 KGD模型 (9)2.2 2D裂缝模型压力分析与诊断 (10)2.2.1 施工参数与压力变化关系 (10)2.2.2 不同模型井底净压力变化曲线 (11)2.3 本章小结 (12)第3章水平井净压力计算模型 (13)3.1 静液柱压力计算 (13)3.1.1 HTHP下滑溜水密度变化 (14)3.1.2 HTHP下滑溜水粘度变化 (14)3.1.3 段塞式加砂的液柱压力 (15)3.1.4 案例分析 (16)3.2 滑溜水压裂液摩阻计算 (16)3.2.1 修正降阻比法 (16)3.2.2 案例分析 (17)3.3 近井筒摩阻 (18)3.3.1 孔眼摩阻 (18)3.3.2 等效弯曲度摩阻 (19)3.4 携砂液摩阻 (22)3.4.1 垂直段携砂液摩阻 (23)3.4.2水平井段携砂液摩阻 (24)3.4.3混和加砂模式下的摩阻计算 (33)3.5 闭合应力确定 (34)3.6 本章小结 (37)第4章裂缝分支引起的压力波动 (38)4.1水力裂缝与天然裂缝相互作用机理 (38)4.1.1 岩石破裂准则 (38)4.1.2 水力裂缝与天然裂缝相交准则 (39)4.2 HF与NF相互作用引起的流体压力变化 (46)4.2.1 HF受限于NF (47)4.2.2 T型缝 (48)4.2.3 HF穿过NF (50)4.2.4 HF沿NF转向扩展 (51)4.3 本章小结 (52)第5章净压力波动特征分析初探 (53)5.1 双翼裂缝压力分析图版 (53)5.2 室内水力压裂实验压力曲线特征 (54)5.3 现场施工净压力曲线特征 (60)5.3.1 前置液阶段 (60)5.3.2 加砂阶段 (61)5.4 净压力分析参数及图版 (65)5.4.1 敏感砂比系数 (65)5.4.2 净压力波动特征分析图版 (66)5.5本章小结 (68)第6章施工净压力分析的实际应用 (69)6.1垂直井井底压力计算与分析 (69)6.1.1 小型压裂分析 (70)6.1.2 主压裂分析 (72)6.1.3 改造效果诊断 (73)6.2 水平井井底压力计算与分析 (75)6.2.1 小型压裂分析 (76)6.2.2 主压裂分析 (77)6.2.3 改造效果诊断 (78)6.3 安全砂比计算 (80)6.4 本章小结 (81)第7章成果与认识 (82)参考文献 (83)附录A符号说明 (90)附录B部分核心程序 (92)致谢 (96)第1章绪论1.1研究目的和意义水力压裂是改造油气藏的有效技术，特别是针对致密油气、煤层气、页岩气等非常规储层，水力压裂技术是油气藏储层改造的关键。

密切割体积压裂工艺技术

密切割体积压裂工艺技术密切割体积压裂工艺技术（Close-Spaced Volume Fracturing，简称CSVF）是一种用于增加油田采收率的新型压裂技术。

该技术通过减小压裂间距，增加压裂面积和体积，实现了更高的压裂效果和油井产量。

CSVF技术主要包括以下几个步骤：首先，根据油藏条件和工程需求确定合适的压裂参数，如压裂液配方、注入压力等。

然后，通过水平井钻探技术在地下水平段注入压裂液，将岩石裂缝扩大，增加岩石渗透性。

接着，利用高压泵将压裂液注入井筒，产生巨大压力，使岩石断裂。

最后，释放压力，使岩石裂缝保持开放，以增加油井的产油能力。

相比传统压裂技术，CSVF技术具有以下几点优势。

首先，通过减小压裂间距，增加了压裂点的数量，使油田的有效压裂面积更大。

其次，增大了压裂液的注入体积，提高了压裂效果，增加了岩石裂缝的长度和宽度，提高了岩石渗透性，从而增加了油井的产油量。

此外，CSVF技术还可以在井筒内形成密闭压裂环境，减少了压裂液的泄露，提高了压裂液的利用率和油井的效益。

然而，CSVF技术也存在一些挑战和限制。

首先，由于井筒内的压力较大，需要用更大功率的泵来注入压裂液，增加了施工成本。

其次，由于岩石裂缝的控制较难，可能会导致压裂液注入不均匀，影响压裂效果。

此外，由于井深和地下条件的限制，CSVF技术只适用于部分特定的油田和油藏，对其他油田不适用。

综上所述，密切割体积压裂工艺技术是一种应用前景广阔的压裂技术。

虽然它存在一些挑战和限制，但通过优化施工参数和持续技术创新，可以进一步提高技术效果，为油田开发提供更加可靠和高效的解决方案。

水平井体积压裂技术的探讨

水平井体积压裂技术的探讨摘要：我国重要的石油开采基地大庆，其外围的储油层渗透率较低（为4—5）×10-3μm2，丰度也低（10～20）×104km2，厚度也薄（单层的厚度大约在50cm），若用直井的方式开采效益很低甚至没有效益，若用水平井的方式开采，则能较好的解决外围的低渗透油田的多井的地产问题，可达到高效开采的目的。

随着我国对石油需求量的增大和油价的居高不下，国家加大了对石油领域的投入和科研攻关的力度，水平井的攻关技术日臻成熟，得到了新的突破，特别是水平井的压裂的技术提高更明显，刚开始实行的是全井笼统限流法压裂，通过攻关则发展到现在的以下几种：1、段内限流多段压裂；2、胶塞压裂；3、双封单卡分段压裂；4、水力喷砂压裂；5、机械桥塞分段压裂。

共5种方式和工艺。

在提高水平井的开发效果方面，虽然这些新技术和新工艺取得了明显的效果，但是还存在一些问题和不足，使水平井压后产量的增加受到限制。

关键词：水平井；体积压裂；水泥加固1. 关于在水平井压裂方面面临的技术难题水平井压裂方面面临着两大技术难题：第一、由于通过压裂后裂缝的形成种类单一，使得油层的改造不够充分。

由于所开发的水平井的位置地质条件不好，存在低孔和储层低渗透，并且油层所处的地质环境不好。

像AN油田，砂岩单层的平均厚度只有80公分，而有效厚度只有30公分，并且平均孔隙度只有17%不到，且渗透率只有渗透率13.3×10-3μm2，含油的饱和度只有区区的51%。

在此区做得无用功较多，钻遇率低，单层砂岩的平均钻遇率只有36%，而有效的钻遇率刚刚达到13.8%。

面对这样的水平井，有效的处理方法就是在投产前需要压裂处理，但是运用常规的压裂技术一段段进行压裂，每段压裂段只能出现一条主要裂缝，使得储层的渗流面积受到很大限制，这样一来，对低渗透储层以及特低渗透储层而言远远达不到开采的要求。

并且因为储层的渗透性能较差不好，常出现如下情况：刚刚开始时候，产能还不错，但时间不长产能下滑的很快，造成前高后低的现象。

水平井老井套内封隔体积压裂二次改造技术分析

水平井老井套内封隔体积压裂二次改造技术分析摘要：针对泾河油田致密低渗透油藏采用水平井分段压裂技术开发,单井产量得到了大幅提高,是周边直井产能的3倍以上。

但是受到初次改造规模小的影响,出现了部分水平井老井低产低效的问题。

通过评价不同低产原因水平井的增产潜力,确定了水平井老井套内封隔体积压裂二次改造的技术思路。

并通过实际井的应用实践表明该技术对水平井老井改造具有较好的适应性,同时对其他低渗透致密储层水平井的改造具有借鉴意义。

关键词：水平井老井；套内封隔体积压裂；二次改造；泾河油田前言泾河油田致密低渗透油藏由于储层物性的特殊性，采用直井+常规压裂技术开发单井产量低，近年来水平井+分段压裂技术试验成功，大幅提高了单井产量，达到周围直井的 3～5倍。

然而，早期部分水平井改造规模偏低或裂缝间距较大，缝端和缝间的部分储量难以动用，导致投产低产。

根据其低产原因，本文确定了水平井老井套内封隔体积压裂的二次改造技术思路。

1开展背景1.1地质背景物性差：孔隙度13%，渗透率0.45mD，含油饱和度42%。

裂缝发育：根据取芯、测井及三维地震解释及实际生产情况，裂缝普遍发育，类型多样。

1.2开发背景弹性开发递减快：2013-2015年五个区块平均自然递减率32.2%。

注水无法建立有效驱替：一是基质区注水油井不见效；二是裂缝发育区注水水窜严重，形成无效注水。

1.3工程背景常规压裂改造规模较小：水平井前期改造规模较小，段间距较大，储层动用程度低；井筒条件复杂二次改造难度大：一是现有井筒结构限制，预置管柱完井水平井占比大于58%，水平段不畅通；二是老井水平段沉杂较多，处理难度大；三是老井套管完善性较差，存在套损等问题。

2技术难点与解决思路2.1技术难点（1）剩余油分布基质改造：水平段近井地带基质剩余油描述及改造；断缝体沟通：远井地带天然裂缝断缝体剩余油描述及连通。

（2）缝网改造液体性能：超低磨阻、低粘度、低表面张力满足体积改造+渗吸要求；泵注工艺：液体段塞比例、砂量段塞及砂粒径比例；老缝改造：新、老缝均匀起裂，暂堵转向技术。

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水平井体积改造技术
目前我国页岩气勘探开发工作正在起步阶段，与国外差距较大，许多制约我国页岩气开发的技术瓶颈亟待突破。

本文主要对体积改造技术进行简要阐释，希望能借此推动我国页岩气开发技术的进步和发展。

体积改造技术亟需突破
页岩气储层具有渗透率超低、厚度大及天然裂缝发育的特点，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。

因此，必须要对天然裂缝发育和岩石硅质含量高（＞35%），脆性系数高的页岩进行体积压裂。

通过水力裂缝沟通天然裂缝，增强渗流能力，从而提高页岩
气井的经济效益。

图1 钻式桥塞封隔技术
图2 北美不同地区页岩气水平井分段压裂工艺运用情况
与美国相比，我国页岩气藏储层产状有埋藏深度、厚度较薄和多层叠置的特点。

因此，水平井体积改造技术就更为适合我国页岩气藏的开发。

而“水平井体积改造”则是以分段多簇射孔技术、可钻式桥塞工具和大型滑溜水压裂技术为主。

分段多簇射孔技术是关键
分段多簇射孔技术是实现体积改造的技术关键。

其目的是为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，进而减少井筒附近的压力损失，并为压裂时产生的流体提供通道。

其特点是可以实现：一次装弹、电缆传输、液体输送、桥塞脱离、分级引爆。

在现场进行分段多簇射孔时，应该首选裂缝发育、脆性较强的测井解释含气量较好位置射孔。

另外要考虑射孔间距因素，因为这些因素会影响射孔的有效性。

分段多簇射孔的关键技术包括桥塞以及射孔枪定位技术、桥塞与射孔枪分离技术、分级引爆技术。

目前射孔枪定位技术掌握在斯伦贝谢等几家国外公司手中，国内大港油田已经开始这方面技术攻关，并初步取得效果。

但是，随着页岩气的进一步开发，该技术仍然需要继续攻关。

可钻式桥塞
封隔技术应用广泛
近年来，页岩气水平井可钻式桥塞封隔技术（如图一）作为一项新兴的水平井改造技术在国外页岩气藏以及致密气藏开发中得到广泛应用。

其下入方式通常采用（连续）油管、水力爬行器或水力泵入等方式，施工时，用电缆带爬行器或连续油管对第一段进行射孔压裂，然后下入速钻桥塞压裂管柱之后进行坐封桥塞；然后打掉桥塞，上提管柱，将射孔枪对准预定位置射孔；最后将管柱全部提出井筒进行该段压裂，施工完成之后用连续油管磨铣桥塞，合层排液求产（如图2）。

该工艺技术有以下几个特点：工具采用类似硬性塑料性质的复合材料制成，可钻性强；密度较小，很容易循环带出地面，避免了常规铸铁桥塞磨铣后产生的金属碎屑沉淀；压裂结束后，短时间内钻掉所有桥塞，减少了液体在地层中的滞留时间，降低了外来液体对储层的伤害。

该工艺可满足多种套管尺寸（3.5″/4.5″/5.5″/7″)，理论上可实现无限级分层
压裂。

关键技术主要包括快速可钻式桥塞材料、桥塞送入及座封、桥塞与射孔枪分离。

国内蜀南页岩龙马溪组页岩与Barnett组页岩有极其相似的沉积背景和沉积环境，具备页岩气藏的有利地质条件。

北美地区页岩气体积改造中85%以上的页岩井都是采用桥塞分段来实现压裂的（表1），国内第一口页岩气井威X井施工效果也充分说明，该工艺适合我国龙马溪组页岩气藏，这也为为我国未来页岩
气水平井体积改造技术发展的方向提供了重要参考。

该项技术也被写入了《页岩气发展规划（2011-2015年）》中，成为我国页岩气技术发展急需攻关的项目之一。

大型滑溜水压裂
技术优势明显
由于页岩储层压裂时易产生多裂缝，液体滤失严重，人工裂缝宽度受限，支撑剂进入地层难度大；加之页岩储层孔隙度、基质渗透率极低，外来液体的侵入容易引发二次伤害，对压裂裂缝导流能力有较大影响。

为了有效补偿液体滤失，并确保缝宽适度，采用大排量施工、小粒径、低密度、低砂比、段塞式加砂模式。

滑溜水压裂工艺参数上一般选择：水平段长1000～1500m，分8～15段，每段分4～6簇，每簇长度0.46～0.77m，簇间距20～30m，排量10m3/min以上，平均砂比3%～5%，每段压裂液量1000～1500m3，每段支撑剂量100～200t，压裂液体系采用滑溜水+线性胶组合方式，以40/70目支撑剂为主。

在美国开发最成功的Barnett页岩气气藏，其储层改造的主体技术是：水平井套管完井+分段多簇射孔+可钻式桥塞封隔+大型滑溜水压裂。

由于滑溜水压裂改造成本低，且有利于形成网状裂缝，国内蜀南页岩龙马溪组页岩与Barnett组沉积背景和沉积环境相似，大型滑溜水压裂优势明显，但国内技术仍待突破。

关注技术瓶颈
加大科技攻关力度
中国页岩气的勘探开发已经进入实质性阶段。

但是，页岩气开发关键技术与国外相比差距仍然较大，这也深刻影响着中国页岩气的开发进程。

如何突破技术瓶颈、加大科技攻关就成为当前一段时期需要解决的问题。

这主要表现在以下三方面：一是加大可钻桥塞复合材料研究度。

目前在国内先导试验井使用的可钻桥塞，基本上都是由国外公司提供，国内部分单位已经开始研制，但是从实际效果来看并不理想，可钻桥塞材料仍然是国内需要突破的“瓶颈”。

二是国外页岩气藏和国内气藏储层产状差别较大，在选择工艺上建议选择符合本地地质条件的体积压裂技术。

但是，相关工艺技术仍然值得借鉴。

三是在水平井体积改造中，与微地震裂缝监测技术配合。

以微地震裂缝监测技术来指导现场体积与进行效果评估，能取得更好的效果。