吐哈油田牛東火山巖油藏水平井重復壓裂技術

中圖分類號：TE357 文獻標志碼：A 文章編號：1000-7393（2025）-02-0197-10

Abstract：Toaddressthechalengesofrapidproductiondeclineandlowrecoveryinhorzontalwelsaftervolumetricfracturingin NiudongvolcanicunconventionalreservoirsofTuha Oilfield，thisstudyinnovativelyproposesamulti-stagediversionre-fracturing technology integrating \"subdivided perforation + pre-fracturing energy replenishment + enlarged stimulated reservoir volume\"， along with precisestagedre-fracturing techniques.Systematicresearchonenergystoragemechanismsandreservoirfacabilityevaluation hasoptimizedkeyparametersincluding energy-caryingmedia，injection volume，diversionstages，anddiverterparticlesize distribution.Amprehsietchicalstmatabldcoporatigelltealeletioncieiabiddtio pre-fracturingnergyijetion，full-wellulti-stagedversio，andpreisestaged-facturing.Fieldtestsdug24o15 wells in Niudong Block achieved 100% operational success with 86.7% effectiveness， delivering average incremental production of 4.7t/d per well（cumulative832t）andanatractiveinput-outputratioof1.18.Thissuccessful practice providesareplicable techical templateandvaluable feldexperienceforehancing productionandrecovery inunderperforminghorzontalwelsofTuhaOilfield's unconventional reservoirs.

Keywords： volcanicrock；horizontal wellre-fracturing;multi-stagediversion；precisionstaging;energyreplenishment;Tuha Oilfield

0 引言

吐哈油田牛東區塊 C₂k 儲層物性較差，孔隙結構復雜，儲層非均質性明顯，符合非常規致密油藏基本特征，采取直井常規改造技術手段難以取得有效的增產目的。2013年吐哈油田公司在牛東平2井進行水力噴砂分段重復壓裂取得產量突破，證實了水平井 ⁺ 分段壓裂技術在區塊的可行性，隨后在牛東火山巖翼部區采取“水平井 + 體積壓裂”技術開發取得成功。由于區塊初期采取大段距 + 少簇數的技術路線，并且壓裂規模較小、施工排量低，導致儲層“縫控”儲量較低，穩產效果并不理想，單井累產低[1]。此外，受衰竭式開發影響，地層壓力持續下降，大部分生產井表現出快速遞減特征，存在采收率較低的問題［2]。對于這類低產低效井，如何利用重復壓裂技術提升單井產量和采收率已成為該區塊亟待解決的關鍵問題。

近年來，水平井重復壓裂技術作為非常規油藏提產提效的重要手段，已在各油田得到廣泛關注和應用，現場實踐表明該技術具有顯著的增產潛力［3]。白曉虎等通過分析水平井壓力場與應力場分布特征，研發了集體積改造增儲、能量補充穩產、滲吸驅油提效于一體的重復壓裂優化設計方法，配套開發了融合機械封隔與動態暫堵技術的大排量分段重復壓裂工藝體系及專用管柱，試驗井單井產油量由2t以下提高至 10～15t^[4] 。王維等通過構建低滲透水平井暫堵轉向的物理模擬方法，并研發了雙封單卡和大規模單卡2種重復壓裂工藝管柱，在9口試驗井中實施暫堵轉向重復壓裂技術，均取得顯著增產效果［5］。張永春通過創新融合重復壓裂與能量補充技術，研發了水平井儲能壓裂工藝，該技術實現了儲層改造體積擴大、地層能量有效補充及油水置換效率提升的協同增效，重復壓裂井的產量可達到初壓產量的9.1倍［6]。曾凌翔等基于國內外頁巖油重復壓裂工程實踐，建立了包含地質條件、生產動態和工程參數的多維度選井標準，并優化了作業時機決策模型。現場應用表明，可使單井產量較壓前水平提升 65% 以上[7]。付繼有等提出了“水平井重復壓裂能量補充”與“采出水回注補給”相結合的復合補能技術。實踐表明，該技術體系不僅使單井產液量提升 4～5 倍，同時將地層壓力保持水平提高約 70%[8] 。李向平等針對安83區塊致密油藏的地質特點和開發動態，研發了“暫堵混合水體積壓裂”技術體系，該技術集成了縫端暫堵控制、縫內多級暫堵轉向以及大排量低砂比滑溜水壓裂液等關鍵工藝，現場應用100余口井，單井平均增產4～5倍[9]。

眾多學者通過數值模擬以及實驗等手段，對致密油水平井重復壓裂增產潛力、改造方式、參數優化、滲析驅油、注水吞吐等方面也做了相關研究和展望。任佳偉等通過數值模擬技術，構建了重復壓裂產能動態預測與裂縫應力場耦合計算模型，該模型系統評估了目標井的增產潛力空間分布，精準識別出重復壓裂優勢改造區域，并通過多方案比選確定了最優改造工藝及與之匹配的裂縫參數組合，為重復壓裂優化設計提供了科學依據［10]。黃婷等通過實驗研究證實，采用“前置驅油液注入 + 燜井滲吸”的工藝組合可有效補充儲層能量。結合優化的體積壓裂重復改造技術，該工藝體系不僅能顯著擴大儲層改造范圍，還可大幅提升裂縫網絡的復雜程度，實現能量補充與體積改造的協同增效[11]。董獻宇等以大慶外圍油田特低滲儲層巖心為研究對象，創新性地采用核磁共振技術耦合水驅油物理模擬與滲吸實驗的研究方法，系統揭示了常規水驅和納米驅油劑驅替后的微觀剩余油分布規律，為特低滲透儲層高效開發提供了理論依據和技術支撐[12]。王強等基于多孔介質彈性力學理論，結合嵌入式離散裂縫建模技術和有限體積數值計算方法，通過綜合考慮頁巖氣儲層微觀滲流特征，創新構建了裂縫性頁巖氣儲層滲流-地質力學全耦合數值模型，并基于該模型進一步提出了重復壓裂最佳作業時機的優化決策方法［13]。房平亮等以新疆昌吉致密油藏為研究對象，通過建立重復壓裂產能預測數值模型，系統模擬分析了低產井在不同工程參數組合下的生產動態特征，重點考察了射孔方案、裂縫擴展長度和裂縫導流能力等關鍵參數對產能的影響規律，為致密油井重復壓裂參數優化提供了理論依據［14]。黃大志等闡述了注水吞吐采油機理，模擬實驗結果表明，各種潤濕性油藏實施注水吞吐都有效，但隨親水性的增強，吞吐采出程度呈增大的變化趨勢［15]。李曉輝基于吐哈油田致密油體積壓裂開發動態特征，通過理論分析與現場實踐相結合，提出了致密油注水吞吐開發新模式。采用多因素協同優化方法，系統研究了注入介質類型、周期注水量、注采參數及燜井制度等關鍵參數，最終形成了適用于該區塊致密油藏的注水吞吐優化技術政策［16]。楊兆中等針對頁巖油水平井重復壓裂提出了結合“大數據”技術選井、套損變形井柔性修復、基于損傷力學的裂縫監測以及新型材料的壓裂液和支撐劑等技術攻關的建議[17]。董莎等針對四川盆地頁巖氣水平井重復壓裂，提出了開展重復壓裂試驗、避免籠統壓裂實現精準改造、采用超臨界 CO₂ 代替水基壓裂液等建議[18]。

筆者針對吐哈油田牛東區塊儲層采出程度低、多輪次籠統暫堵重復壓裂效果變差的開發問題，以剩余油研究、精細選井選層為基礎，在分析多輪次籠統暫堵重復壓裂效果的基礎上，制定了“細分補孔 ?+ 壓前補能 + 擴大改造體積”的多級暫堵重復壓裂及精細選段重復壓裂的技術思路。通過補能機理、儲層可壓性評價研究，明確了補能介質和補能用量，暫堵分級、暫堵劑粒徑組合及用量優化。配套形成補孔 + 補能 + 全井筒多級暫堵及精準分段重復壓裂技術，取得了較好的增產效果和經濟效益。

1油藏概況及開發現狀

1.1 油藏概況

牛東區塊火山巖 C₂k 儲層埋藏深度在 1400～ 1800m 之間，為裂縫-孔隙型儲層，構造軸部存在天然裂縫及孔洞較發育，儲層巖性主要為玄武巖、安山巖夾薄層碎屑巖，黏土礦物主要是蒙脫石、伊利石和綠泥石/蒙脫石混層。通過巖心分析可知，儲層有效滲透率分布在 （0.75～18.87）×10^-3μm² 之間，孔隙度分布在 8.4%～14.2% 之間。儲集空間有次生溶蝕孔洞、原生氣孔、孔洞，油氣滲流主要通道是裂縫，儲層整體屬于低孔低滲儲層［19」。

1.2 開發現狀

自2007年起牛東區塊采用直井常規壓裂投產，受儲層非均質性影響，單井產量差異大。構造軸部位置井由于天然裂縫較發育，單井最高日產油可達157t^[20] ，平均日產油 20t 由于采取衰竭式開發的方式，區塊日產油量由峰值期產量930t快速遞減至 53t， 平均單井日產油量僅 0.5t 構造翼部由于天然裂縫不發育，基質孔隙物性差，單井初期日產油僅為 1.5～9.5t， 平均單井日產油 4.8t_lt; ，自2013年起，通過開展水平井 ⁺ 多段體積壓裂先導試驗獲得成功，2014年開始在構造翼部區域實施水平井 + 體積壓裂開發，有效提高翼部區、擴邊區儲量的動用，單井初期平均日產油量為 11.3t， 區塊日產油由53t回升到 300t 至2021年底區塊日產油總計257t， 其中水平井147口，日產油 232t， 平均單井日產液 7.2m³ 、日產油 1.6t， 進入低產階段。

2水平井重復壓裂潛力分析

2.1前期水平井壓裂存在問題

2013年起，牛東區塊已累計投產水平井158口，以橋塞分段體積壓裂為主，實現了產量的快速提升。通過表1產量分級對比分析可知，單井日產油量 gt;12t 的油井僅有64口，單井日產油量為10～12t的油井為38口，單井日產油量為5～10t的油井為31口，單井日產油量 lt;5t 井為25口。區塊整體存在高產井比例偏少，產量遞減快、累產油和采收率低的問題。

表1牛東水平井壓裂效果 Table1 Fracturing effect table ofNiudong horizontal well

基于已實施水平井壓裂效果的診斷分析，產能未達預期的主要原因可歸納為4點。

（1）2018年以前壓裂改造不徹底，開發初期對測井顯示差的井段未實施改造，水平段整體動用率僅有 71.1% 。在基礎井網下，簇間距 20～45m ，施工排量 8～10m³/min ，單段加砂在 60m³ 左右，加密后排量提高至 11～12m³/min 之間，簇間距縮短至15～20m. 。現場施工情況反映出簇間距較大、改造規模和排量較小，導致井間、簇間未得到有效改造，產量低、遞減快、累產低。牛東平24-1井微地震裂縫監測結果如圖1所示，該井水平段長度為 791m 分5段15簇壓裂，簇間距 21～44m， ，加砂強度只有1.7t/m 。裂縫監測結果顯示，段間和簇間存在較大的未改造區域，總改造體積 344×10⁴m³ ，單段改造SRV僅為 （56～78.4）×10⁴m³ 。

（2）改造規模小、排量低，各簇動用差異大。在前期已實施的158口井中，有126口井是在2018年以前實施的，均存在改造規模小、動用程度差的問題，根據實施過產液剖面測試的5口井資料表明，在總改造簇中有 20% 的簇未充分改造， 35% 的簇未得到動用，未能最大程度發揮單井潛力，存在較多的未動用“死油區”。以牛東平41-2井為例（圖2），該井采取分5段30簇壓裂投產，單段分6簇，主產簇6個（第1、2、3、7、11和28簇），次產簇4個（第6、8、9和15簇），未動用簇6個（第1014、16、24、29和30簇），其他14簇動用程度較低，各簇間動用差異大。

圖1牛東平24-1井微地震裂縫監測結果 Fig.1Monitoringresults ofmicroseismic fractures in well Niudongping 24-1

（3）開發早期采取衰竭式開發，主要依靠地層原始能量進行生產。在沒有地層能量補充的情況下，隨著開發時間的持續延長，地層壓力呈現出持續下降的趨勢，導致單井產能快速衰減。特別是在火山巖儲層中，由于儲層物性較差，天然裂縫發育不均，這種壓力衰竭現象更為明顯。實際生產數據表明，牛東區塊水平井的產量遞減率普遍超過 50% ，一次采收率僅有 2.47% 左右。

（4）人工裂縫導流能力不斷降低，裂縫逐漸閉合失效。隨著生產時間的延長，裂縫導流能力不斷降低，流體流動模式也會發生變化。在壓后初期，儲層流體主要以線性流方式從基質向裂縫流動，此時產量較高且相對穩定。但隨著裂縫導流能力下降，流動模式逐漸向徑向流過渡，流動阻力增大，產能顯著降低。一旦人工裂縫失效，儲層能量難以有效傳遞，導致產量遞減加劇。最終油井可能進入長期低產液狀態，甚至接近關井壓力。

圖2牛東平41-2井產液剖面動用情況 Fig. 2Production profile of well Niudongping 41-2

2.2 重復壓裂潛力分析

通過對新投井體積壓裂后低產的原因進行分析，認為牛東區塊火山巖水平井具有很大的重復壓裂潛力，主要體現在4個方面。

（1）牛東區塊火山巖水平井在油田開發初期階段 （2013-2018 年）普遍存在壓裂改造程度低的問題。水平井開發初期受體積壓裂理論發展限制，簇間距和段間距設計較大，通常采用 20～40m 的簇間距和 50m 以上的段間距，導致裂縫覆蓋范圍有限，難以形成密集縫網，較大的間距使得部分儲層未被有效改造，形成“壓裂盲區”，降低了整體縫控儲量。由于前期改造規模和排量偏低，導致儲層改造程度低，難以充分溝通和激活天然裂縫系統，縫網復雜程度低。隨著體積壓裂技術的發展，通過補孔縮小簇間距及大排量、大規模壓裂施工等措施，具備了提升儲層改造程度以及單井產量的潛力。

（2）重復壓裂提高改造程度的同時，有效補充地層能量，成為老井穩產的關鍵［21]。牛東區塊火山巖原始地層壓力系數1，采取衰竭式開發方式，導致人工裂縫閉合快、產量遞減快，長期處于低產或不供液狀態。因此，采取補能提高地層壓力后再進行重復壓裂，具備有效提高單井產量的潛力。

（③）巖心實驗數據表明，牛東區塊火山巖儲層水平兩向主應力差值平均為 5.4MPa 左右。一般而言，儲層兩向水平主應力差值越小，越有利于形成縫網系統［22]。通過分析認為通過增大排量進一步提高裂縫凈壓力，可以實現裂縫轉向和形成復雜縫網，從而提升儲層改造程度。

（4）2013年—2018年應用速鉆橋塞分段壓裂工藝142口井，并開展水力噴砂壓裂（4口、雙封單卡壓裂（6口）、固井滑套（2口）和封隔器滑套（4口）等工藝的現場試驗。對于非橋塞分段壓裂工藝井，具有未改造段更多、壓裂規模相對更低、重復改造潛力更大等優勢，是重復壓裂的首選井。

2.3水平井重復壓裂難點

（1）水平井暫堵壓裂難度大。由于水平段長、射孔簇數多，需要兼顧段簇間轉層以及縫內轉向的需求，配套相應的暫堵壓裂工藝，并對暫堵級數、用量和粒徑等進行針對性的優化。

（2）籠統暫堵轉向重復壓裂工藝針對性差。對于多輪次籠統暫堵重復壓裂后效果變差、經濟效益不佳的難題，隨著油藏地質評價認識加深，這類井還有部分層段有改造增產的潛力，需要配套精細選段重復壓裂技術。

3水平井重復壓裂技術

牛東火山巖油藏經新投井壓裂后，在井間、段簇間仍存在大量剩余油，重復壓裂的自的是提高未動用區的儲量動用以及縫控儲量。具體技術思路：通過細分補孔提高段、簇間剩余油動用，前置注水或注 CO₂ 補充地層能量，暫堵轉向壓裂擴大縫網改造體積，精細選段重復壓裂提高多輪次重復壓裂后的精準改造拓展壓裂輪次，優化支撐劑粒徑組合和加砂方式提高裂縫支撐效果。

3.1 選井選層優化

圍繞“儲層、能量、工藝”3個核心，保障有效補能、充分改造，以達到提高措施效果的目的。針對前期壓裂排液周期長、重復壓裂效果變差的特征，儲層選井上由前期主體區、邊部區I、Ⅱ類井轉變為主體區I、Ⅱ類潛力井，并針對發育天然裂縫井段，由選擇竄通程度低的井轉變為對易竄通段進行卡封，擴大選井范圍，實現有效改造；能量上由本井壓前補能轉變為井組協同補能以提高井組地層能量，其中本井注采比由 2.0～2.5 優化至 2.5～3.0 ，并且優選具有較好注采對應關系的井組，井組注采比達到 2.0～2.5 ，保證井組整體能力得到有效補充；工藝上由籠統重復壓裂轉變精細選段壓裂，實現“造長縫 + 復雜裂縫”，溝通遠端儲層，擴大改造體積，提高改造的針對性，并由前期單一介質注水補能優化為“注水 + 前置注 CO₂ ”雙介質協同補能，將重復壓裂效益輪次由2輪擴展至4輪。

3.2 細分補孔

在開發初期，由于改造規模有限且分段/分簇間距過大，導致儲層動用程度低。通過現場實踐形成以下精細化補孔技術方案：（1）基礎參數優化，初始改造階段采用較大間距設計（段間距 gt;30m ，簇間距 gt;25m ，優先選擇含氣顯示良好、油氣指標優越的層段進行補孔作業；（2）施工質量保障，嚴格篩選套管完整性及固井質量達標的層段，施工時主動規避套管接箍位置；（3）射孔參數優化，采用高密度多簇射孔技術（5～6簇/段），每簇射孔段長度控制在1m ；（4）嚴格控制間距標準，補孔后段間距壓縮至10m 以內，簇間距同步縮減至 10m 以下。

3.3 壓前補能優化

重復壓裂前補充地層能量是保證有效期和累產油的關鍵。牛東火山巖巖心潤濕性為親水特征，水潤濕指數0.52，平均退汞效率為 33.1% ，滲吸排油能力較強，具備注水補能、吞吐及大規模體積壓裂的條件。

注水補能技術的驅替機理包含3個關鍵過程：（1）通過前置注水或大規模壓裂提升儲層能量的壓力驅動；（2）利用親水巖石基質在毛管力作用下自發吸水排油的毛細管滲吸；（3）原油被驅替至裂縫系統后隨注入水共同產出的流體置換[23]。數值模擬計算結果表明，當補能液量由 0.5×10⁴m³ 增加至1.5×10⁴m³ 后， 30d 后地層壓力由 1.1MPa 提升至3.13MPa ，3年期間單并累產液量可提高 17.8% 。注水補能過程中，當地層壓力系數提高至一定程度，累計產液量將隨之增加，二者表現出明顯的正相關性。注水補能液量主要依據儲層虧空量以及注水壓力綜合考慮，通過優化研究，最終確定了注采比和注水壓力作為評價補能效果的2個核心指標。現場實踐表明，牛東區塊在注采比達到2.0，前置注水停泵壓力超過前次壓裂施工的停泵壓力時，可有效補充地層能量［24]。

同時，針對多輪次措施后見油時間長，含油上升慢的情況，采取氣水協同補能，提高滲吸驅油作用，縮短見油時間。前置 CO₂ 量根據壓裂方式以及對縫網的認識來進行優化，一般多級暫堵重復壓裂前置 CO₂ 量為 500～1000t， 精細選段單段壓裂前置CO₂ 量為 200～300t 。

3.4多級暫堵重復壓裂技術

由于新投井壓裂規模較小，裂縫已失效，通過對原有老縫的重新支撐以及暫堵轉向開啟新縫可以實現剩余油的挖潛，同時考慮水平井各段存在非均質性，水平段較長，射孔簇數較多，在前2輪重復壓裂的過程中主要采取套管多級暫堵重復壓裂方式，并通過材料優選及規模優化實施低成本改造，提升重復壓裂經濟性。

3.4.1 暫堵劑優選與用量優化

牛東火山巖儲層水平兩向主應力差值 5.4MPa 左右，同時裂縫相對發育，脆性較強，壓裂具有實現轉向和形成復雜縫的可行性。火山巖開發后期采取注水吞吐和重復壓裂增產來實現區塊穩產，暫堵轉向壓裂采取高強度水溶性暫堵劑進一步促進裂縫轉向和造復雜縫。由原來以“簇間暫堵”向“簇間和縫內復合暫堵”轉變，實現簇間轉向和縫內開啟新裂縫，提高改造體積并形成復雜縫網［25]。

（1）暫堵劑優化。由粉末 + 小粒徑顆粒2種組合優化為小粒徑顆粒 ?+ 大粒徑顆粒組合，提高封堵效果。配套形成了粒徑 1～5mm 、 5～10mm 、11～13mm共3種不同粒徑的暫堵劑產品，其中粒徑1～5mm 和粒徑 5～10mm 暫堵劑主要用于縫內暫堵轉向，粒徑 11～13mm 暫堵劑主要用于簇間暫堵。

（2）分級優化。以提高水平段重復改造均勻性為目標，結合礦場實踐認識，在大段籠統重復改造下，各段間地應力差值超過 3MPa 后，需通過暫堵升壓的方式來提升段簇間的改造均勻性，因此分級優化按各段新投井停泵壓力差異 （ΔP?3MPa） 結合儲層參數聚類分析的方法進行暫堵層級劃分。

（③）用量優化。據不同粒徑暫堵劑的封堵作用，基于現場實踐，形成了用量優化依據，提高暫堵效果，其用量計算表達式為

M₁=2HWL₁ρ

M₂=0.5NL₂ρC₁πD²/4

M₃=0.25NL₂ρC₂πD²/4

式中： M₁ 為粒徑 1～5mm 暫堵劑用量， 為縫高， m;W 為縫寬， m;L₁ 為暫堵劑侵入深度， m;ρ 為暫堵劑密度， 10³kg/m³ M₂ 為粒徑 5～10mm 暫堵劑用量， kg;D 為射孔孔徑， m;N 為射孔孔數； L₂ 為孔深， m C₁ 為校正系數，經驗取值為 10～15;M₃ 為粒徑 11～13mm 暫堵劑用量， kg;C₂ 為校正系數，經驗取值為5～10。

3.4.2壓裂材料優選

壓裂液的選擇主要考慮能否實現暫堵轉向形成復雜縫網以及低成本改造的自的，優選在線變黏壓裂液體系。該體系無需提前配制，在壓裂施工過程中可實時、動態地調整稠化劑質量分數而改變液體黏度，無需中斷壓裂施工作業，實現在線混配，相比肌爾膠類壓裂液體系，該壓裂液體系具有顯著的低成本優勢，可滿足低成本重復改造需求。在線變黏壓裂液體系中的低黏度液體可增加裂縫復雜程度，高黏度液體攜砂可實現縫網改造以及低成本施工，優化低黏液稠化劑質量分數為 0.1%～0.2% ，液體表觀黏度為 12～21mPa?s ，高黏液稠化劑質量分數為0.2%～0.4% ，液體表觀黏度為 21～46mPa?s 0

在油氣井壓裂改造過程中，支撐劑的優選是決定壓裂效果的關鍵［26]。針對儲層特征，需要綜合考慮儲層埋深、閉合壓力、導流能力需求以及經濟效益等多重因素。牛東區塊火山巖儲層埋深 1400～ 1800m 之間、閉合應力大都在 30MPa 左右，按儲層平均有效滲透率為 計算，對導流能力需求 10μm²?cm 即可滿足需求，通過對比評價，耐壓 28MPa 的石英砂可以滿足。在粒徑組合優化方面，采用30/50目與20/40目組合粒徑支撐劑，比例為7：3，這種組合設計充分考慮了導流能力和支撐劑運移性能的平衡；30/50目石英砂（占比70% 可實現更遠、更大的接觸面積和更均勻的鋪置，確保裂縫的有效支撐；而20/40目石英砂（占比30% ）則能增強裂縫近井地帶的導流能力，保證長期生產能力。

3.4.3 改造規模優化

在水平井重復壓裂改造中，合理優化單井壓裂規模是提高增產效果的關鍵［27]。結合牛東區塊火山巖的地質特征、歷史壓裂經驗及現場施工能力，綜合優化籠統暫堵重復壓裂單井總液量在 1400～ 1800m³ 之間，加砂量在 140～180m³ 之間，排量在14～16m³/min 之間，以確保裂縫有效擴展的同時保證經濟性最優。針對單井則進行差異化優化設計，對于首次重復改造或一般潛力儲層井，采用下限液量為 1400m³ 配合 140m³ 的加砂量，主體排量為14～15m³/min ；對于二次重復改造或優質潛力儲層井，采用上限液量 1800m³ 配合 180m³ 加砂量，主體排量為 15～16m³/min 。

3.5精細選段體積壓裂技術

針對水平井多輪次籠統暫堵重復壓裂后效果變差，無法實現高效開發的難題，隨著油藏地質評價認識加深，這類井還有部分層段有改造增產的潛力。前期改造裂縫長度僅有 140m ，且段簇間遺留的未動用段較多，通過精細選段重復壓裂，優選遺留井段并提高裂縫長度至 300m， 通過大排量壓裂促使形成復雜縫網，大大提高縫網改造體積，從而提高產量[28]。通過地質與工程相結合，可將儲層劃分為4種潛力模式：（1）水平段整體儲量動用不充分，前期改造的簇間距過大 （30～50m） ，儲層遺留的改造潛力極大，重復改造的關鍵為遺留“甜點”儲層的精細識別以及精細選段重復改造，該類井數占比為 25% ；（2）基質孔隙型儲層段內儲量未充分動用，主要是前期改造的段內簇間距較大（ （?20m） 且改造強度低 （1～2t/m） ，補孔后僅進行過籠統重復改造，改造針對性差，重復改造的關鍵是針對潛力儲層補孔動用、精細選段改造，該類井數占比為33.3% ；（③）裂縫型儲層段內儲量未充分動用，主要是段內物性差異較大，各簇動用程度不均所致，重復改造的關鍵是強化弱動用井段，進行精細選段重復改造，該類井數占比為 33.3% ；（4）段間儲量未充分動用，前期段間遺留潛力段，儲量動用不充分，重復改造的關鍵是潛力儲層補孔 ⁺ 精細選段重復改造，該類井數占比為 8.4% 。

在精細選段重復壓裂管柱的優化方面，針對儲層靠近A點附近上段，采取橋塞封下端空井筒體積壓裂；針對水平井儲層上段、中下段，采取精細分段壓裂；針對儲層中下段，主要采取“ O89mm 油管 + 內防噴器 + 水力錨 +K344 封隔器 + 噴砂器 + Y211封隔器”雙封單卡帶壓拖動壓裂管柱和9 0101.6mm 非標油管 +073mm 油管 + 水力錨 + Y211封隔器 ⁺ 橋塞”大通徑卡封選段壓裂管柱。

3.5.1 雙封單卡帶壓拖動壓裂管柱技術

該技術采用雙封隔器單卡壓裂方式，具備高效帶壓拖動能力，適用于多段精細卡段重復壓裂施工，主要技術參數：（1）動密封承壓能力為 35MPa 確保拖動過程中井筒密封性，防正壓裂液泄漏；（2）最大舉升負荷為 1570kN， ，最大下推負荷為870kN，滿足深井及大排量施工需求；（3井口通徑為180mm ，適配大排量施工，減少流體摩阻；（4）承壓等級為工作壓力 70/105MPa ，可適應高壓儲層改造需求；（5）施工排量范圍為 6～10m³/min ，滿足不同儲層改造強度要求；（6噴砂器過砂能力為單趟可支撐 300m³ 加砂量，確保大規模壓裂施工的連續性；（7）單趟管柱作業能力為可實現一趟管柱分3～6段重復壓裂施工，提高施工效率，減少起下管柱次數。

3.5.2大通徑卡封選段壓裂管柱技術

該技術采用大通徑卡瓦封隔器，通過優化管柱結構，可以滿足 3000m 井深大排量壓裂作業，主要技術參數包括：（1）耐壓等級為 70MPa ，滿足高壓儲層壓裂需求；（2）深井適應性為在 3000m 井深條件下，仍可實現 10～12m³/min 的高排量施工能力，確保壓裂液高效注入；（3）大通徑設計目標為降低流體摩阻，提高攜砂效率，適用于大規模加砂壓裂；（4）選段壓裂能力為精準定位目標層位，提高儲層改造針對性，減少無效壓裂段。

3.6 壓裂材料優選

在壓裂設計過程中，需重點考慮3個關鍵要素：擴大裂縫波及范圍、實現裂縫遠端支撐以及構建復雜縫網體系［29]。為實現這些目標，壓裂液體系和支撐劑的優選顯得尤為重要。

在壓裂液選擇方面，采用滑溜水 + 交聯凍膠混合壓裂液體系，滑溜水以其低黏度特性能夠有效降低摩阻，促進裂縫更加復雜化，擴大改造體積SRV；交聯凍膠的高黏度及高攜砂性能可確保支撐劑在裂縫中的有效輸送和鋪置。二者的協同作用既能滿足造長縫、擴展改造體積的需求，又能保證裂縫的導流能力。施工工藝上，采取“逆混合”施工，首先注入高黏度交聯凍膠前置液，實現造縫以及擴展形成主裂縫；隨后注入滑溜水，利用滑溜水低黏度性能，促使裂縫復雜化，最后泵注高黏度凍膠壓裂液攜帶支撐劑進入裂縫深部實現有效鋪置。

支撐劑的選擇與鋪置同樣關鍵，為提高裂縫遠端支撐效果并實現多尺度裂縫的有效支撐，優選40/70目 +30/50 目 +20/40 目組合粒徑石英砂。40/70目細砂（ 30% 比例）主要作用于裂縫遠端和微裂縫系統，能夠進入更狹窄的裂縫空間，提高裂縫遠端支撐效果。30/50目中砂（ 50% 比例）作為支撐體系的主體部分，提供了良好的導流能力和適中的抗壓強度。這一粒徑范圍的支撐劑既能有效支撐中等寬度裂縫，又能與粗細砂形成良好的級配結構，減少孔隙率，提高整體支撐穩定性。20/40目粗砂中 20% 比例）主要用于近井地帶和主裂縫的支撐，提供高導流能力通道，確保長期生產過程中的導流能力。

3.7 改造規模優化

提升儲層改造體積，其核心在于高強度加砂與大排量注入，加砂強度由投產初期的 1.5t/m 左右提升至 3t/m 以上，單簇排量由 2m³/min 左右提升至3m³/min 以上，相比投產初期改造強度和參數顯著提升。通過研究分析其原因可知，支撐劑用量增加40%～60% ，可大幅度增加儲層改造體積；單簇注入排量提高 50% 以上，可提升裂縫波及范圍，并促進裂縫更加復雜化；可提升各簇改造的均勻性，減少無效改造區域。在此基礎上，結合單井及區域井組的地質力學特征，實施差異化壓裂設計，最大化縫網復雜度和支撐效果，提高單井EUR。

4現場實施及效果

4.1 實施情況

2023-2024 年期間，牛東火山巖實施體積重復壓裂15口水平井，其中實施多級暫堵轉向重復壓裂10口井，水平段長度為 453～725m. ，前置注水量為 1 000～2 000m³ ，前置 CO₂ 量為 210～800t， 單井暫堵劑的用量為 325～650kg ，平均單井的壓裂液量為 1515m³ ，總砂量為 142m³ ，施工排量為12.2～14.6m³/min ；10口井中暫堵升壓有效井9口，平均單井升壓 5MPa ，最高升壓可達到 12MPa 。15口試驗井中實施精準單段壓裂5口井，單段厚度為 30～90m ，單井壓前注水補能量為 500～2000m³ 前置 CO₂ 量為 150～4221， 平均單段用液量為 1039 m³ ，加砂量為 91.5m³ ，施工排量為6.2～14.5m³/min ，泵壓為 55.3～83.3MPa ，封隔有效率 100% 。現場試驗的15口井中，有7口井進行了細分補孔工藝措施，共射孔47簇。

4.2 效果評價

牛東火山巖實施體積重復壓裂的15口水平井壓后增產效果較好，有效率 86.7% ，平均單井日增油 4.7t， 累增油達到 832t， 投入產出比1.18，平均有效期 392d 多級暫堵轉向重復壓裂有效率 90% ，平均單井日增油量為 4.8t， 平均單井累計增油量為859t， 最高單井累計增油量達到 l501t ：精準單段重復壓裂有效率 80% ，平均單井日增油量為 4.4t， 平均單井累計增油量為 772t， 最高單井累計增油量達到 1776t 現場應用效果分析表明：（1）形成的暫堵轉向重復壓裂工藝可實現延伸老縫和開啟新縫的目的，改造效果與暫堵升壓值及持續時間存在正相關性；通過效果對比及統計分析，當暫堵升壓值達到 8MPa 以上，升壓持續時間更長，累增油量可較平均提升 15% 以上；（2）精準單段壓裂通過精細選層增大裂縫長度可以有效提高改造效果，單段精準壓裂與多級暫堵重復壓裂效果基本相當；（3）在前置注水補能的基礎上，前置 CO₂ 補能能快速補能和縮短壓后見油時間，2口井僅采用注水補能，轉抽見油時間 18～32d ，達產時間 74～90d ，平均 82d ，而采取前置 CO₂ 補能井自噴見油時間1～3d，達產時間18～66d. ，平均41d;（4）實施補層壓裂效果明顯好于未補層壓裂井，平均單井日增油 6.1t， 累增油1106t，平均達產時間 49d ，而未補層井平均單井日增油3.7t， 累增油 593t， 平均達產時間 91d 0

4.3 典型井例

以牛東平36井為例（圖3），該井施工累計總液量 1612.7m³ ，總砂量 150.7m³ ，采取分2級暫堵；第1級加入粒徑 1～5mm 暫堵劑 150kg 、粒徑5～10mm暫堵劑 100kg 以及粒徑 11～13mm 暫堵劑75kg ，泵壓由暫堵前 36MPa 左右提升至初期40MPa ，第2級加入粒徑 1～5mm 暫堵劑 150kg， 粒徑 5～10mm 暫堵劑 100kg 以及粒徑 11～13mm 暫堵劑 75kg ，泵壓提升至 45MPa ，整體施工泵壓較暫堵前得到明顯提升，開啟了新的段簇和新縫，達到了暫堵的作用。該井壓前日產液 4.1m³ ，日產油0.63t， 含水率 82.1% ；壓后日產液 13.7m³ ，日產油8.64t， 含水率 26.7% 。壓后產液量明顯提升，含水率大幅度下降，說明通過暫堵壓裂溝通了新的剩余油區域，累增油達到 1478t， 增產效果明顯。

圖3牛東平36井壓裂施工曲線

Fig.3The fracturing operation curve of Well Niudongping 36

5結論

（1）通過補孔 ?⁺ 壓前氣水協同補能 + 多級暫堵重復壓裂技術組合可以有效提高水平井老井產量和保持較長增產期。對于具有增產潛力的儲層進行補射，提高了縫控儲量，是增產的物質基礎；氣水協同補能是增產的能量基礎；實施多級暫堵有利于產生新縫和促使縫網復雜，是實現均勻改造、提高改造體積的工藝有效措施。

（2）暫堵轉向壓裂工藝可以有效提高水平井重復壓裂改造體積。通過高強度水溶性暫堵劑優選，優化小粒徑顆粒 + 大粒徑組合和用量，提高封堵效果。現場試驗證明，優化后升壓值達到 8MPa ，升壓持續時間更長，壓裂效果更好。

（3）壓前補能是確保壓裂有效性和延長增產期的前提。采取單井注采比 2.5～3.0 和井組注采比2.0～2.5作為選井首要條件，將注水補能優化為注水 + 前置 CO₂ 氣水協同補能，起到縮短達產時間和提高含油上升速度的效果。

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[編輯李春燕]