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[摘要]江苏油田Q7断块为典型的低渗薄层低丰度油藏，自然产能低甚至无产能，一般需要采取储层改造措施；直井控制储量小，产能递减快，开发难度大，常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制，而实施水平井分段压裂，可提高水平井产能，从而大幅度提高非常规油气藏控制储量，实现有效开发。
[关键词]水平井
分段压裂 提高产能
1 Q7平1井地质概况
Q7平1井为石港构造阜二段深层薄层低渗透致密油藏，该区块自然产能低，一般需要采取储层改造措施；直井控制储量小，产能递减快，开发难度大，常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制，为此，对Q7平1井，根据水平段测、录井解释成果，水平段设计分为6段压裂投产，通过压裂来大幅度提高单井产量及储量动用率。
2完井方式
该井斜深3592米，垂深2692米，水平段591.68米。结合该井的油藏特点，采用分段完井方式，0～3000.32m采用7″套管，引进了贝克休斯裸眼封隔器及滑套，水平段采用41/2″套管+六级滑套+裸眼封隔器分段压裂工艺，该工艺可以一次性放置到水平井裸眼井筒中并通过液压完成坐封，压裂管柱采用31/2″N80-NU油管，回接方式完成，下深2440.59m。压裂通道的开启通过安装在衬管鞋里的球座来控制。
3压裂液选择
由于储层深，施工管柱摩阻高，储层温度较高，致密砂岩，长水平段等储层特性，因此要求选择低摩阻、延迟交联，耐高温、抗剪切能力强，表面张力和界面张力低，携砂能力强的压裂液。针对该井储层特点，压裂层段温度98℃左右，根据室内压裂液防膨、低伤害、防水锁携砂性能评价，优选采用低伤害的羟丙基胍尔胶压裂液体系，剪切速率170S-1下，120min剪切粘度大于200mPa.s；破胶剂使用胶囊破胶剂和过硫酸铵；破胶水化液粘度<5mPa.S。
4支撑剂选择
根据Q12—2井压裂施工资料，本区块延伸压力梯度为0.0188 MPa/m，则闭合压力梯度在0.016MPa/m，本井闭合压力按0.016MPa/m计算，则该井闭合压力为43.7MPa，采用陶粒作为压裂支撑剂，提高裂缝导流能力；采用小粒径高强度的陶粒便于长距离携带。
通过支撑剂粒径、强度、裂缝导流能力与储层匹配性、支撑剂沉降等试验，优选采用选择30-50目（直径0.3-0.6mm）高强度中密度陶粒（69MPa），有利于提高导流能力。
5压裂设备选择
由于本井为裸眼分段压裂，为保证起裂点和减少濾失，施工排量采用5m3/mim施工压力为55.6—72.0MPa，因此，选择KQ1050型压裂井口，井口限压95MPa，施工过程中油套压差不得超过50MPa，依此在现场确定平衡压力；根据水马力计算公式，Pw=Ps×Q×22.68计算出设计总功率为10773hp。施工设计最高泵压80Mpa以上，施工不允许中途停机检修，总施工时间超过4h的情况下，泵车组的准备总功率不低于设计总功率的1.8倍，即为19391hp。因此选择10台2000型压裂车。
6压裂施工
（1）用清水配0.5%KLP-1防膨液80m3，反洗井至进出口水质一致，清洁井筒，泵压4—5MPa，排量600L/min，返液80m3进泥浆池。
（2）验证回接管柱的密封性：环空试压15MPa，稳压15min，压降为0。
（3）正打压至31Mpa，压力突降至OMpa，打开最下部的压差滑套。试挤清水2m3。
（4）安装全套采油树，及放防喷管汇，并加固。
在安装1050压裂井口时，井口12根大螺栓上紧后，用游标卡尺对上法兰和大四通之间的间隙进行测量，保证四周间隙一致，确保在高压时井口不刺不漏。
（5）压裂施工：平均施工压力56MPa，排量5.6 m3/min-，砂比5%-35%完成6段压裂，共注入总液量1316.7m3，加砂150m3。
（6）关井：关井2小时待压裂液完全破胶。
（7）放喷：按要求采用4-6mm油嘴控制放喷排液。
（8）投产：排液结束后，根据放喷情况，进行下泵投产，泵径44mm，泵深1802.37m，初期日产液49.8m3，日产油20.6m3。
7结论
实施水平井分段压裂，对油藏物性差、油层厚度薄、油层段相对集中的油藏区块具有一定技术优势，即形成垂直裂缝，增加垂向渗透率，提高水平井产能；在多层层状油藏中，垂直裂缝可将不同深度的不同产油层连接起来；多段压裂相当于多口直井，从而大幅度提高控制储量，实现有效开发。
[关键词]水平井
分段压裂 提高产能
1 Q7平1井地质概况
Q7平1井为石港构造阜二段深层薄层低渗透致密油藏，该区块自然产能低，一般需要采取储层改造措施；直井控制储量小，产能递减快，开发难度大，常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制，为此，对Q7平1井，根据水平段测、录井解释成果，水平段设计分为6段压裂投产，通过压裂来大幅度提高单井产量及储量动用率。
2完井方式
该井斜深3592米，垂深2692米，水平段591.68米。结合该井的油藏特点，采用分段完井方式，0～3000.32m采用7″套管，引进了贝克休斯裸眼封隔器及滑套，水平段采用41/2″套管+六级滑套+裸眼封隔器分段压裂工艺，该工艺可以一次性放置到水平井裸眼井筒中并通过液压完成坐封，压裂管柱采用31/2″N80-NU油管，回接方式完成，下深2440.59m。压裂通道的开启通过安装在衬管鞋里的球座来控制。
3压裂液选择
由于储层深，施工管柱摩阻高，储层温度较高，致密砂岩，长水平段等储层特性，因此要求选择低摩阻、延迟交联，耐高温、抗剪切能力强，表面张力和界面张力低，携砂能力强的压裂液。针对该井储层特点，压裂层段温度98℃左右，根据室内压裂液防膨、低伤害、防水锁携砂性能评价，优选采用低伤害的羟丙基胍尔胶压裂液体系，剪切速率170S-1下，120min剪切粘度大于200mPa.s；破胶剂使用胶囊破胶剂和过硫酸铵；破胶水化液粘度<5mPa.S。
4支撑剂选择
根据Q12—2井压裂施工资料，本区块延伸压力梯度为0.0188 MPa/m，则闭合压力梯度在0.016MPa/m，本井闭合压力按0.016MPa/m计算，则该井闭合压力为43.7MPa，采用陶粒作为压裂支撑剂，提高裂缝导流能力；采用小粒径高强度的陶粒便于长距离携带。
通过支撑剂粒径、强度、裂缝导流能力与储层匹配性、支撑剂沉降等试验，优选采用选择30-50目（直径0.3-0.6mm）高强度中密度陶粒（69MPa），有利于提高导流能力。
5压裂设备选择
由于本井为裸眼分段压裂，为保证起裂点和减少濾失，施工排量采用5m3/mim施工压力为55.6—72.0MPa，因此，选择KQ1050型压裂井口，井口限压95MPa，施工过程中油套压差不得超过50MPa，依此在现场确定平衡压力；根据水马力计算公式，Pw=Ps×Q×22.68计算出设计总功率为10773hp。施工设计最高泵压80Mpa以上，施工不允许中途停机检修，总施工时间超过4h的情况下，泵车组的准备总功率不低于设计总功率的1.8倍，即为19391hp。因此选择10台2000型压裂车。
6压裂施工
（1）用清水配0.5%KLP-1防膨液80m3，反洗井至进出口水质一致，清洁井筒，泵压4—5MPa，排量600L/min，返液80m3进泥浆池。
（2）验证回接管柱的密封性：环空试压15MPa，稳压15min，压降为0。
（3）正打压至31Mpa，压力突降至OMpa，打开最下部的压差滑套。试挤清水2m3。
（4）安装全套采油树，及放防喷管汇，并加固。
在安装1050压裂井口时，井口12根大螺栓上紧后，用游标卡尺对上法兰和大四通之间的间隙进行测量，保证四周间隙一致，确保在高压时井口不刺不漏。
（5）压裂施工：平均施工压力56MPa，排量5.6 m3/min-，砂比5%-35%完成6段压裂，共注入总液量1316.7m3，加砂150m3。
（6）关井：关井2小时待压裂液完全破胶。
（7）放喷：按要求采用4-6mm油嘴控制放喷排液。
（8）投产：排液结束后，根据放喷情况，进行下泵投产，泵径44mm，泵深1802.37m，初期日产液49.8m3，日产油20.6m3。
7结论
实施水平井分段压裂，对油藏物性差、油层厚度薄、油层段相对集中的油藏区块具有一定技术优势，即形成垂直裂缝，增加垂向渗透率，提高水平井产能；在多层层状油藏中，垂直裂缝可将不同深度的不同产油层连接起来；多段压裂相当于多口直井，从而大幅度提高控制储量，实现有效开发。