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【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傷害，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。
水平井常规压裂中每个压裂段一般仅能形成一条主裂缝，而簇式体积压裂可在一个压裂段内形成多处网状裂缝，可有效增加泄流面积，提高水平井改造强度和效果。
簇式体积压裂形成的是剪切缝，它和常规裂缝的形成有所不同，它是岩石在外力作用下破裂并产生滑动位移，岩层表面形成不规则或凹凸不平的几何形状，具有自我支撑特性的裂缝。剪切缝的形成过程为：剪切力引起了地层岩石错位，裂缝壁面产生粗糙致使其相互支撑，天然裂缝的进一步扩展诱导了剪切滑移张开连接较弱的断层和平面，进而形成了网状裂缝。
在地层物性要求上，簇式体积压裂有其一定特殊性。一是要求岩石具有较高的偏应力和强度，是不易发生塑性形变的脆性岩石（杨式模量高，泊松比低），它是形成体积缝的物质基础。研究显示，富含石英、碳酸盐的页岩易形成缝网结构。二是由于该缝网结构是由剪切缝形成，因而在剪切缝的形成上存在一定要求，即压力小于最小水平应力。三是天然裂缝及相互沟通情况对缝网的形成起关键作用，在天然裂缝发育及沟通情况较好的情况下，不仅易形成缝网结构且改造效果也较好。
在压裂工艺实施上，水平井常规压裂采用的是单段射孔，单段压裂模式，避免缝间干扰。而体积压裂采用“分段多簇”射孔，多段一起压裂模式，利用3条以上相距较近裂缝同时延伸产生的缝间干扰，促使裂缝转向，产生复杂缝网。每个压裂段长100—150m，每簇跨度为0.45—0.77m，每簇之间间隔为20—30m。
在压裂方案设计上，需注意双封单卡管柱上下封隔器间卡距。单向锚定时，上封位移极小；下封随着卡距、压力增加位移呈增大趋势，50m卡距，70MPa位移近80mm。同时，卡距越大、压力越高，下封失效的几率越大。
在压裂措施成本上，水平井簇式体积压裂与常规压裂差别很小。因为从所采取的措施工艺上看，无论是射孔还是压裂，与常规水平井措施所使用的仪器设备基本相同，只是在压裂井的选择以及措施方案优化上有明显的不同。
在工艺推广应用上，水平井簇式体积压裂技术已在国外大面积推广使用，美国约有15%的天然气利用该项技术从页岩中采出。而我国长庆油田已进行了该项技术试验，试验井取得了日产41.82吨原油的较好效果。大庆油田在水平井簇式体积压裂方面也做了很多工作。由于储层岩性以砂岩为主，且高压下呈塑性变形，在大庆油田区块上实现理论意义上的体积压裂是较为困难的，但可以充分利用这种压裂改造手段，进行“拟体积压裂”，即在水平井段内，通过优化段间距、分段多簇射孔，通过多段一起压裂的模式，利用缝间干扰的影响，促使裂缝转向，进而形成更多的裂缝。目前，大庆油田已在特低渗透区块SP83井上采用了该项技术，取得了压后初期产油15t/d，稳油期产油8t/d以上的较好效果。
3 认识和建议
（1） 水平井裸眼完井分段压裂技术有效地解决了“水平井压裂固井质量差”这一技术性难题，具有对储层伤害低，节省投产成本，可正常进行多段压裂，适用范围广等特点，在大庆油田有着较好的应用前景。
（2） 水平井簇式体积压裂技术具有压后产能高，油层改造效果好等特点，但由于其措施工艺对改造对象有限制（一般针对页岩），在大庆油田的推广使用上仍处于起步阶段，目前已发展出“拟体积压裂”技术，并取得较好的试验效果。
（3）水平井裸眼完井分段压裂技术和簇式体积压裂技术在工艺应用上要从实际情况出发，实施前，需对油藏状况、工艺实施等方面做进行系统性研究，选择工艺可靠性高、改造针对性强、措施成本低的压裂技术是取得较好经济效益的关键。
参考文献
[1] 王家宏.中国水平井应用实例分析[M].北京：石油工业出版社，2004
[2] 陈朋刚.水平井压裂工艺技术的发展现状[J].西部探矿工程，2010，（02）
【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傷害，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。
水平井常规压裂中每个压裂段一般仅能形成一条主裂缝，而簇式体积压裂可在一个压裂段内形成多处网状裂缝，可有效增加泄流面积，提高水平井改造强度和效果。
簇式体积压裂形成的是剪切缝，它和常规裂缝的形成有所不同，它是岩石在外力作用下破裂并产生滑动位移，岩层表面形成不规则或凹凸不平的几何形状，具有自我支撑特性的裂缝。剪切缝的形成过程为：剪切力引起了地层岩石错位，裂缝壁面产生粗糙致使其相互支撑，天然裂缝的进一步扩展诱导了剪切滑移张开连接较弱的断层和平面，进而形成了网状裂缝。
在地层物性要求上，簇式体积压裂有其一定特殊性。一是要求岩石具有较高的偏应力和强度，是不易发生塑性形变的脆性岩石（杨式模量高，泊松比低），它是形成体积缝的物质基础。研究显示，富含石英、碳酸盐的页岩易形成缝网结构。二是由于该缝网结构是由剪切缝形成，因而在剪切缝的形成上存在一定要求，即压力小于最小水平应力。三是天然裂缝及相互沟通情况对缝网的形成起关键作用，在天然裂缝发育及沟通情况较好的情况下，不仅易形成缝网结构且改造效果也较好。
在压裂工艺实施上，水平井常规压裂采用的是单段射孔，单段压裂模式，避免缝间干扰。而体积压裂采用“分段多簇”射孔，多段一起压裂模式，利用3条以上相距较近裂缝同时延伸产生的缝间干扰，促使裂缝转向，产生复杂缝网。每个压裂段长100—150m，每簇跨度为0.45—0.77m，每簇之间间隔为20—30m。
在压裂方案设计上，需注意双封单卡管柱上下封隔器间卡距。单向锚定时，上封位移极小；下封随着卡距、压力增加位移呈增大趋势，50m卡距，70MPa位移近80mm。同时，卡距越大、压力越高，下封失效的几率越大。
在压裂措施成本上，水平井簇式体积压裂与常规压裂差别很小。因为从所采取的措施工艺上看，无论是射孔还是压裂，与常规水平井措施所使用的仪器设备基本相同，只是在压裂井的选择以及措施方案优化上有明显的不同。
在工艺推广应用上，水平井簇式体积压裂技术已在国外大面积推广使用，美国约有15%的天然气利用该项技术从页岩中采出。而我国长庆油田已进行了该项技术试验，试验井取得了日产41.82吨原油的较好效果。大庆油田在水平井簇式体积压裂方面也做了很多工作。由于储层岩性以砂岩为主，且高压下呈塑性变形，在大庆油田区块上实现理论意义上的体积压裂是较为困难的，但可以充分利用这种压裂改造手段，进行“拟体积压裂”，即在水平井段内，通过优化段间距、分段多簇射孔，通过多段一起压裂的模式，利用缝间干扰的影响，促使裂缝转向，进而形成更多的裂缝。目前，大庆油田已在特低渗透区块SP83井上采用了该项技术，取得了压后初期产油15t/d，稳油期产油8t/d以上的较好效果。
3 认识和建议
（1） 水平井裸眼完井分段压裂技术有效地解决了“水平井压裂固井质量差”这一技术性难题，具有对储层伤害低，节省投产成本，可正常进行多段压裂，适用范围广等特点，在大庆油田有着较好的应用前景。
（2） 水平井簇式体积压裂技术具有压后产能高，油层改造效果好等特点，但由于其措施工艺对改造对象有限制（一般针对页岩），在大庆油田的推广使用上仍处于起步阶段，目前已发展出“拟体积压裂”技术，并取得较好的试验效果。
（3）水平井裸眼完井分段压裂技术和簇式体积压裂技术在工艺应用上要从实际情况出发，实施前，需对油藏状况、工艺实施等方面做进行系统性研究，选择工艺可靠性高、改造针对性强、措施成本低的压裂技术是取得较好经济效益的关键。
参考文献
[1] 王家宏.中国水平井应用实例分析[M].北京：石油工业出版社，2004
[2] 陈朋刚.水平井压裂工艺技术的发展现状[J].西部探矿工程，2010，（02）