体积压裂技术在低渗透油气藏开发中应用

体积压裂技术在低渗透油气藏开发中应用随着中国石油油气勘探进入新的储量增长高峰期，原油产量稳中有升，天然气产量快速增长，储层改造技术发挥了重要作用。但低渗透、非常规油气藏的储量越来越多，储量有效动用及开发的难度不断加大，储层改造技术不断面临新的挑战。蒋总2009年在领导干部会议上明确提出“把稳定并提高单井产量作为转变发展方式的牛鼻子”。储层改造技术作为稳定和提高单井产量的关键技术，压裂工程系统要积极实现理念创新、加速技术进步、持续努力攻关，全力推动低渗透油气藏压裂技术上台阶，为不断开创油气勘探开发新局面，建设综合性国际能源公司做出新的、更大的贡献。前言汇报提纲一、国内储层改造技术新进展二、国外储层改造技术新动向三、体积压裂技术内涵四、储层改造技术发展及安排1.中国压裂技术经历了五个阶段，技术不断进步纵向缝横截缝多层压裂2002年起步，2005年规模应用2007年水平井分段压裂立项攻关，技术不断发展进步近10年中石油累计压裂酸化101645井次，累计增油6763万吨，压裂技术已成为低渗透油气田提高单井产量的主体技术2009年，中石油压裂酸化井次15685，增油816.51万吨；探井试油总井数约1200口/年，其中约2/3需要经过压裂酸化，储层改造技术的作用日益凸现中石油历年低渗透产量及所占比例中石油历年压裂酸化基础数据2.压裂酸化技术进步，促进了低渗透油气田有效开发3.储层改造技术持续攻关，主体技术初步形成“十一·五”以来，在集团公司、股份公司各级领导的部署和推动下，设置了低渗透油藏水平井压裂技术攻关、三类气藏提高单井产量技术攻关等项目，为储层改造技术进步创造了良好的条件。特别是自去年以来，按照赵总借鉴美国非常规天然气开发理念的要求，勘探与生产公司积极组织攻关单位，加大了直井分层压裂、水平井分段压裂关键技术攻关及现场试验力度，在各油田公司、钻探集团以及研究院所的共同努力下，储层改造技术取得了长足的进步。近年来通过引进、集成创新，重点攻关与发展的技术有：直井分层压裂技术提高纵向剖面动用程度提高单井产量水平井分段压裂技术改善储层渗流能力增大储层泄油面积封隔器滑套分层压裂技术（国内4层以内的主体技术）连续油管喷砂射孔环空加砂压裂技术(引进为主)TAP套管滑套完井分层压裂技术（引进技术）直井双封单压分段压裂技术滑套封隔器分段压裂技术水力喷射分段压裂技术裸眼封隔器分段改造技术（引进为主，国内研发开始试验应用）水平井多级可钻式桥塞分段压裂技术（引进技术）国内攻关初步形成水平井直井分层压裂技术（1）封隔器滑套分层压裂技术一次分压四层管柱示意图技术特点投球打开滑套自下而上逐层压裂分层压裂，合层排液技术水平不动管柱分压≤4层应用效果苏里格应用2000口以上，须家河应用110口以上，已成为两个致密气藏的直井分压主体技术塔里木超深井得到成功应用，最大深度5479m保护薄隔层分压技术在大庆应用超过320口井，单井日增油9.75t，压裂隔层厚度由原来1.8m降到目前的0.4m，提高了多薄层储层的动用程度超深井分层压裂技术获得突破高能力设备配置技术新型低成本高温高密度压裂液管柱优化与力学分析技术管柱密封检测技术迪那2-26井压裂层段：

4947.5-4977.0m4845.0-4876.5m4766.5-4796.0m施工压力：82.1-107.3MPa施工排量：3.8-4.7m3/min砂量：108.4m3压后效果：产气73×104m3/d

(9mm油嘴)4766.50-4796.004845.00-4876.504947.50-4977.00迪那2-26井——直井分压3层砂塞封堵底部单封（2）连续油管喷砂射孔环空加砂压裂技术作业程序水力喷砂射孔环空加砂压裂层间封堵方式砂塞封堵底封隔器封堵技术特色不受压裂层数限制可实现对多层系的动用国外工具在国内现场应用采用砂塞底封：在四川和长庆现场应用5井28层，最大分压8层。桃2-9-3井改造层段3218-3417m，分压8层，液量1300方，支撑剂142方，压后测试日产气6.16万方。采用封隔器底封：在四川现场应用5井33层，最大分压8层。合川001-44-X3井改造层段2198-2436m，分7层压裂，液量1121方，支撑剂68.6方，压后测试日产气3.21万方。桃2-9-3井施工曲线桃2-9-3井测井曲线（3）TAP套管滑套完井分层压裂技术技术特点TAP阀和完井管柱一起下入通过滑套和飞镖实现分层压裂开关滑套可实现分层测试、分层生产应用情况苏里格应用4口井，已实现分压9层米37井分压9层，液量1672.0m3，砂126.4m3

分析山2、盒7段2层产水，关闭产水层后，气量从1.7×104m3/d上升到5.70×104m3/d双封单压分段压裂技术（15段）滑套封隔器分段压裂技术（6段）水力喷射分段压裂技术（10段）裸眼封隔器分段改造技术（10段）快速可钻式桥塞分段改造技术（15段）液体胶塞分段压裂技术（特殊技术）2007-2010年四年两院三公司累计水平井改造现场试验572口井,压后稳定日产量6.5吨，是直井的3.9倍。经过四年攻关，初步形成三套主体技术，同时引进了国外裸眼封隔器分段改造技术、快速可钻式桥塞分段压裂技术，促进了国内水平井改造技术和工具的发展。水平井分段改造技术工艺管柱耐温100℃、耐压差80MPa一趟管柱最多压裂15段，一天可实现8段压裂单趟管柱最大加砂可达160m3管柱具有防卡、脱卡功能工艺成功率97.8%工艺原理：采用小直径双封隔器单卡目的层压裂，通过反洗、拖动实现一趟管柱多个层段的压裂。(专利号：200710129818.3、200810136897.5

)性能指标（1）水平井双封单卡分段压裂工艺技术水平井滑套分压管柱示意图经过4年的攻关研究，水平井双封单卡分段压裂技术现场应用156口800段（大庆油田150口767段，其他油田6口33段），工艺成功率达到97.8%，大庆油田压裂水平井平均单井稳定日产油是直井的4倍以上，累计产油43.4万吨。单趟管柱压裂段数由4段提高到15段，其中5段以上82口井，占58%单趟管柱最大加砂规模由最初的65m3

提高到目前的160m3最大卡距由44m提高到112m123456789101112141315典型实例：州扶51-平52井单趟管柱实现15段压裂

扶余储层，水平段长593m，垂深1851m，井底温度98.5℃全井射开15段，段间距19.5-152m现场最高施工压力60.2MPa，最大排量3.4m3/min，共加砂110m3，液量1420m3，15段压裂封隔器共坐封32次（含测试压裂），有效施工时间仅34h州扶51-平52井压裂施工曲线压后效果：初期日产油10.3t/d，是周围直井压裂初期产油量的9.3倍，是同区块水平井的2.1倍；目前产油7.7t/d，是周围直井压裂目前产油量的6.9倍，是同区块水平井的1.6倍。井口投送器油管套管保护封隔器套管安全接头封隔器Ⅳ封隔器Ⅱ脱开机构定压滑套封隔器Ⅰ待压层段封隔器Ⅲ工艺原理：一次射孔多段，下入分压工艺管柱，油管打压完成所有封隔器坐封，并打开下压裂通道定压滑套，压下部层段；后续逐级投入球棒，打开喷砂器滑套，进行后续层段的压裂，压后起出压裂管柱。(专利号：ZL200920108202.2

)（2）不动管柱滑套分段压裂工艺技术性能指标：耐温：150℃，耐压：70MPa

适合井眼尺寸：51/2″和7″

不动管柱一次性压裂3-5段工艺管柱和封隔器不受卡距限制水平井滑套分压管柱示意图

截至到2010年12月，现场应用181井459段，封隔器工作正常，工艺成功率99%，压裂水平井稳产日产为周边直井3.6倍，累产为周边直井的2.7倍，累产40.35万吨，年产量达到10万吨。

工艺管柱：

27/8″N-80油管-ZY331保护封隔器(1000±1m)-上部封隔器(1776±0.5m按胶筒上端计算)-下部封隔器(1858±0.5m按胶筒上端计算)施工压力40MPa，封隔器坐封、滑套打开、封隔器解封、管柱起出均正常。典型实例：庙平10井实现3段压裂吉林油田：利用水平井不动管柱滑套分段压裂技术，安全、环保、有效的动用水体压覆、城区大量难采储量资源1530万吨，累产油35万吨，年产量达10万吨，同时有效节约土地资源。水体压覆城区压覆大平台（32口井）（3）水平井水力喷砂分段压裂技术依据伯努利方程，通过高速水射流，射开套管和地层，将动能转化为压能，实现射孔、压裂一体化。喷射器(专利号：ZL200620113021.5)“水力喷射+多级滑套”不动管柱分压技术

(专利号：ZL200720173194.0)“水力喷砂+液体胶塞”分压技术“水力喷砂+小直径封隔器”分压技术

(专利号：ZL200920108820.7)

水力喷射双喷射器分段多簇压裂技术发展配套了4项新技术方法技术特点与指标射孔和加砂压裂一体化不受完井方式限制单趟管柱压裂3-4段，最大10段单段最大加砂量40m3室内物模及1:1大型物模试验实验，获取了喷孔直径、喷射深度及喷孔形态等关键参数，认识了水力喷砂过程中喷孔形态的变化规律，表明：水力射流可实现增压4-10MPa，可满足水力喷砂分段压裂要求。在油田水平井，主要采用水力喷射与小直径封隔器联作拖动分压工艺压裂8-10段，单段加砂30m3。庆平4井采用9簇18段，压后自喷，日产油32.4m3，达到周围直井产量4倍以上。双喷射器水力喷砂压裂示意图喷射器1喷射器2技术关键：优化喷射参数，利用水力喷射增压原理，克服两簇间破压的差异，形成多条裂缝长庆苏里格气田，主要采用不动管柱水力喷射分段压裂7段和10段，单段加砂25m3以上，苏14-7-41H2井压裂7段以后获得日产气113.4×104m3的高产试气产量。StageFRAC压裂技术对套管尺寸的要求套管尺寸最大改造段数最小裸眼井直径2.875英寸（73mm）63.875英寸（98.4mm）3.5英寸（88.9mm）84.750英寸（120.65mm）4.5英寸（114.3mm）106英寸（152.4mm）5.5英寸（139.7mm）137.878英寸（200.1mm）7英寸（177.8mm）178.5英寸（215.9mm）膨胀封隔器滑套机构新工具技术指标:8-1/2″裸眼内采用5-1/2″工具串可分压30段6″裸眼内采用4-1/2″工具串可分压24段6″裸眼内采用3-1/2″工具串可分压17段（4）水平井裸眼封隔器分段改造技术不动管柱，通过投直径不同的球逐段打开滑套，依据井眼尺寸大小可分压6-17段目前国内主要通过引进国外工具与技术，在长庆、吉林、四川、塔里木等油田试验应用78口井，并见到显著效果技术特点和指标不动管柱，投球打开滑套适应井眼：6″裸眼完井适应井深：≤6000m适应温度：≤170℃工作压差：≤70MPa分段级数：≤13段在引进外国工具的同时，积极消化、吸收再创新，目前裸眼封隔器及配套工具已经完成国产化研制。三年来，裸眼封隔器分段压裂技术在长庆、西南、塔里木、吉林、新疆等气田应用107口井，其中国产工具现场实施了29口井水平井分段压裂。国产工具与国外工具还有较大差距，在适应性、稳定性和系列性等方面还需不断完善，并进一步扩大现场试验应用施工排量4.5-5.1m3/min，施工压力30-54MPa平均砂比22%，累计加砂406m3，液量4141.7m3单段最大加砂45.5m3，其中9段加砂超过40m3目前产量15.1万方/日，油压20.8MPa长庆苏75-70-6H井分压10段，水平段长1006.5m（国产工具）吉林长深D平2井分压10段，水平段长837m（斯伦贝谢工具）施工排量5m3/min，施工压力30-45MPa平均砂比34.4%，累计加砂838m3，液量4870m3单段最大加砂116m3，其中三段加砂超过100m3单天最多加入支撑剂324.4m3，最快一天施工4段目前17.0万方/日，油压18.5MPa典型实例：（5）水平井复合桥塞分段压裂技术

长庆油田首次引进快速可钻式桥塞分段压裂技术，在苏东13-65H2井上完成了15段压裂，从压裂到钻塞作业时间12天，目前正在排液。

井眼（套管）尺寸：114.3mm斜深：4506m垂深：2893.1m水平段长：1400m分段层数：15段总液量：3800m3总砂量：310m3二级桥塞一级桥塞定位工具射孔枪电缆技术来源油田水平井分段压裂技术施工井数分段5段以上井数单井最多分压段数自主研发大庆双封单压，水力喷砂422815长庆及苏里格水力喷砂分压，裸眼封隔器分压725010西南裸眼封隔器分压748吉林滑套分压3815吐哈水力喷砂分压303小计双封单压＋滑套分压＋水力喷砂1628315引进技术苏里格裸眼封隔器分压41288苏里格复合桥塞1115西南裸眼封隔器分压1055吉林裸眼封隔器分压1110吐哈裸眼封隔器分压1

4大庆裸眼封隔器分压204新疆裸眼封隔器分压225小计裸眼分压，复合桥塞583715

合计

220120152010年股份公司水平井分段改造应用情况汇报提纲一、国内储层改造技术新进展二、国外储层改造技术新动向三、体积压裂技术内涵四、储层改造技术发展及安排

2009年美国天然气产量5934亿立方米，历史上第一次取代俄罗斯排名全球第一，其中非常规天然气产量已占到总产量的52%，页岩气878亿立方米，占15％，2010年预计将突破1000亿立方米。不仅保障了美国天然气的安全稳定供应，而且影响和改变了天然气勘探开发的理念。美国天然气产量变化美国非常规天然气变化1.北美非常规气的成功开发改变了全球天然气供需格局Barnett页岩核心区完井方式演变历程技术突破阶段大面积应用阶段启蒙技术探索阶段页岩气：2002年是体积改造技术启蒙的重要时间节点，2007年是水平井为主大面积应用的起点，而页岩气产量飞跃式上升，得益于水平井改造技术的大规模应用核心区——页岩气“甜点”区复合桥塞耐温177°C耐压差70MPa核心技术：水平井复合桥塞多段多簇压裂＋大型滑溜水＋实时监测技术排量10m3/min以上低摩阻滑溜水压裂液，每段液量1000-1500m3每段支撑剂量100-200吨以40/70目支撑剂为主，平均砂比3-5%连续混配设备实施监测连续输砂设备促使水力裂缝扩展过程中相互作用，产生更复杂的缝网，增加改造体积（SRV）实施方法：同步压裂——2套车组同时压裂交叉式压裂——2口井，1套车组、配合射孔等作业，交互施工、逐段压裂应用效果：提高初始产量和最终采收率减少作业时间、设备动迁次数，降低施工成本平均产量比单独压裂可类比井提高21-55%“页岩气革命”：“工厂化”作业，高效施工组织运行模式致密气：美国致密砂岩气资源量19～42万亿方，多为层状气藏。1990年以来，美国致密气产量快速增长，2008年达1757亿方，目前基本保持稳定。■

Jonah气田位于绿河盆地，纵向上可划100多个小砂层,总层厚853～1097m，单层厚度3～4.5m,孔隙度6～12%,渗透率0.001～0.5md。■Pinedale气田也位于绿河盆地，该气田纵向上可划分20-50个砂层段，储层孔隙度4-12%，渗透率1-50微达西。剖面位置Pinedale气田有效砂岩等厚图（电阻率截止值16欧姆.米，等值间隔200英尺）核心技术一：直井多层压裂技术

连续管喷砂射孔环空多层压裂技术

TAP套管滑套阀分层压裂技术

核心技术二：水平井多段压裂技术

水平井裸眼封隔器滑套分段压裂技术水平井水力喷砂分段压裂技术目前北美已发现致密油盆地19个，主力致密油产层4套，2009年，致密油探明可采储量6.4亿吨，年产量1230万吨美国境内Bakken致密油包括Montana，NorthDakota和Saskatchewan三个区域，2010年，已有生产井2362口，平均单井日产油12吨，累计产油3192万吨2.北美致密油开发借助水平井多段压裂成为新的亮点巴肯MowryNiobrara北美致密油盆地分布图（DanielM.Jarvie，2010）1951年第一口致密油井鹰滩致密油盆地面积：34万km2，跨美加两国生油岩：泥盆系巴肯页岩发现时间：1951年发现井：H.O.巴肯#1油藏面积：7万km2油层厚度：5～15m埋深：2590～3200m资源量：566亿吨左右（USGS）油质轻：API41～440孔隙：粒间孔和溶蚀孔渗透率0.0001-1md（0.005-0.1md占优）孔隙度2-12%（4-8%占优）middleBakken资料来源HESS2010.01储层特点：致密碳酸盐岩，但开发历程和产能特征与页岩类似含烃特征：有机质高成熟区主要产页岩气，成熟区主要产致密灰岩油，含烃类别从南到北变化具有方向性，仅北部含原油不同区域天然裂缝发育特征差异较大，改造模式各不相同鹰滩(Eagleford)致密油油藏面积：约4万km2埋深：914～4267m油层厚度：30～90m生油岩：鹰滩页岩储层：鹰滩灰岩发现时间：2008年发现井：STS-241-1H完钻井：超过600口孔隙度2～12%，渗透率小于0.01mD有机质高成熟区主要产页岩气成熟区主要产致密灰岩油STS-241-1H，产气21.5万方/天，油40方/天威利斯顿盆地巴肯(Bakken)致密油发展历程具有借鉴意义MontanaAndNorthDakota

区日产油量（桶/天）生产井数水平井的第一次应用产量生产井数（蓝色）水平井的第二次应用1985年之前：主要靠直井生产1985-2004：使用水平井技术,产量达到11790桶/天（1650吨/天），之后由于20%～60%的年递减速率，产油量一直处于较低水平2005-现在：长水平段、多分枝井及水平井分段改造技术的进步促使了产油量的又一次飞跃，于2007年10月达到75000桶/天（10500吨/天）水平井比例增加速度为1980年0，1990年50%1995年78%，2009年95%数据来源：IHS,2008美国Bakken水平井段长度一般数百米-3960，最长水平井段6096m采用裸眼封隔器分段压裂施工段数:8段,压裂施工时间:10小时加砂950吨，平均排量6.2m3/min压裂段数最多18段（2009年9月，EN-StateB-155-93-1609H-1井）SPE133540SPE127738新型的带封隔器的喷砂分段压裂工具加拿大Bakken油层2009年7～11月完成51口井842段完井方式：4.5〞衬管完井水平段长825-1305m采用水力喷射分段压裂技术注入方式为连续油管内注入最多可分压30段（66小时）注液方式：连续油管内注入施工排量：0.85-3.5m3/min每段加砂：5.0-11.3吨20/40目砂（1）直井多层压裂的层数越来越多

连续管喷砂射孔环空加砂多层压裂技术实现了分压19层目标区：美国大绿河盆地Jonah气田(地质储量3851亿方，可采储量2407亿方)早期：分压3～6层，后期分压达到11-19层技术指标：一天施工6-10层，最高单井连续施工19层措施效果：36小时内完成11层水力压裂施工，产量增加90%以上

阶段1234年度1990以前1992-931994-952000＋射开厚度底部40%底部20-50%50%50%-100%压裂段数11310日产气104m3/d3.962.83-11.38.50-14.214.2-28.3单井累采气量108m30.4250.5660.851.42-2.833.国外非常规油气储层压裂技术发展特点

随着分层压裂技术的不断完善，压裂层数越来越多，有的达到40层，不仅提高了储量动用，压裂作业效率也大大提高，连续油管分层压裂一周内可对同一井场4-5口井实施80层压裂作业。JITP组合示意图射孔方式：电缆传输，逐层上返射孔，投球憋压点火激发压裂方式：投球封堵，逐层压裂，一般5层以后桥塞封堵工艺参数：可以进行5层连续施工，最多可以施工12层JITP(just-in-timeperforating)的施工程序利用JITP技术实现单井分压40层—实时射孔投球分层压裂应用区域：美国西部的皮申斯盆地Rulison气田储层特征：深度3657.6-4572m，厚度1524m渗透率0.001mD；地层温度：160℃施工参数：单井施工层数≥40层，单日施工层数≥20层施工压力：最高65.50MPa液体类型：交联压裂液、滑溜水压裂平均排量4.7m3/min；最高施工压力65.50MPa支撑剂浓度：交联冻胶600-720kg/m3，滑溜水240-360kg/m3SPE119757JITP与交叉压裂技术应用特色施工井次：70口井/2500井次，平均35.7层/井井场特征：9口井/1井场、井距：4.57m压裂效果：交叉压裂施工成本是传统压裂的50%，压后气井累积产量通常是传统压裂的3倍

皮申斯盆地交叉压裂与常规压裂产量对比皮申斯盆地Rulison气田厚度1500mSPE119757交叉压裂压裂作业的井口和管道配置HornRiver页岩16段14段8段6段3段水平井分段压裂的段数越多，页岩气单井产量越高随着分段压裂技术的不断成熟，页岩气压裂段数还在不断增加据2010.10文献，Eagleford页岩气改造技术数据为：5-1/2〞套管完井，水平段1372～2134m，压裂10-24段，段间距约为90m，每段使用2067m3滑溜水，175t支撑剂SPE138134（2）水平井分段压裂的段数越来越多75.31228●体积压裂理念的形成与突破，延伸了传统的低渗下限，拓展了有效资源空间，是页岩气大幅度提高单井产量的基础。●水平井多段压裂、直井多层压裂技术的突破是美国非常规油气有效开发的核心，微地震裂缝诊断技术助推了体积改造技术的实现和进一步发展。●“工厂化”作业为“页岩气革命”提供了高效运行模式。丛式井组、多井交叉作业，不仅有利于实施改变缝间应力状况，而且减少设备动迁，大幅度提高了作业效率，降低了钻井和储层改造时间和费用。●低成本战略是体积改造实现有效开发的关键。Barnett页岩水平井建井成本只有250～300万美元，其中钻井、压裂各占总建井费用的40%左右，也正是成本的有效控制，才保证了美国页岩气的有效开发。4.国外非常规油气开发启示BarnettMarcellusHaynesvilleFayetteville初产104m3/d712285.3第一年递减率%70758168采收率108m30.741.051.820.62建井成本104$280350700300汇报提纲一、国内储层改造技术新进展二、国外储层改造技术新动向三、体积压裂技术内涵四、储层改造技术发展及安排平面对称双翼裂缝非平面对称裂缝（弯曲缝、多裂缝）缝网压裂技术(经典理论下提出，隐含现代理论内涵)体积改造技术(现代理论)张开裂缝剪切裂缝内涵一：裂缝以复杂缝网形态扩展，打碎储层，实现人造“渗透率”内涵：剪切缝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条件：当压力低于最小水平应力，产生剪切断裂地质力学特性：形成剪切缝的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），富含强度较低的岩石结构或天然裂缝剪切裂缝在径向上更为发育剪切扩张机理图示剪切缝作用机理致密气藏——清水压裂、低浓度支撑剂基础实验成为新理念的重要支撑SPE106289内涵二：裂缝发生剪切破坏，错断、滑移。不是单一的张开型破坏裂缝扩展原理剪切力引起了地层岩石错位，裂缝壁面产生粗糙天然裂缝的扩展诱导的剪切滑移张开连接较弱的断层和平面采用分形理论反演模拟天然裂缝网络，考虑了线弹性和弹性裂缝变形和就地应力场建立节理、断层条件下裂缝剪切扩展模型分形理论为表征复杂裂缝扩展提供了关键的研究手段天然裂缝半径裂缝粗糙度分形维数天然裂缝网络Barnett页岩含石英矿物37.38%，碳酸盐矿物19.13%，粘土矿物41.13%；其中粘土矿物成分不含蒙脱石，以伊/蒙混层为主(SPE106070)北美不同区域页岩地层矿物组分（%）内涵三：储层岩性具有显著的脆性特征，是实现体积改造的物质基础北美页岩数据库的矿物三角图表明1区脆性页岩富含石英2区脆性页岩富含碳酸盐3、4区塑性页岩富含泥质压裂困难易形成缝网裂缝=天然气储集空间及渗流通道简单裂缝复杂裂缝异常复杂裂缝Barnett页岩储层页岩在裂缝网络系统不发育情况下，很难成为有效储层内涵四：天然裂缝及相互沟通状况，是实现体积改造的前提条件内涵的延伸储层的岩石力学特性是确定压裂是否能够形成体积改造的关键天然裂缝发育状况，是否产生复杂网状缝，是实施体积改造的基础研究表明：K≤1mD，裂缝网络对产能极限贡献率在10%左右K≤0.01mD，裂缝网络对产能极限贡献在40%左右K≤0.0001mD，网络对产能极限贡献在80%左右

裂缝网络对提高致密气、页岩气的产能至关重要敲击不产生裂缝敲击产生网状缝破碎且水平层理发育体积改造的最美诠释内涵五：“分段多簇”射孔实施应力干扰是实现体积改造的技术关键常规水平井分段压裂：研究段间距的优化，采用单段射孔，单段压裂模式，避免缝间干扰体积改造：优化段间距，采用“分段多簇”射孔，多段一起压裂模式，利用缝间干扰，促使裂缝转向，产生复杂缝网液体速溶瓜胶过渡罐连续混配车水平井同步压裂实例交叉压裂实例：两口井交叉压裂作业，每天可以压裂4～5段

微地震监测下桥塞、射孔作业压裂作业汇报提纲一、国内储层改造技术新进展二、国外储层改造技术新动向三、体积改造技术内涵四、储层改造技术发展及安排股份公司赵政璋副总裁在2009年压裂改造技术交流会、油田及天然气年会上多次强调，压裂技术正在引领全球天然气勘探开发发生重大变革，是天然气发展杀手锏技术，也是油公司核心竞争力的重要表现，是上游业务转变发展方式、落实稳定并提高单井产量“牛鼻子”工程的关键手段。

“十二五”期间，勘探开发的对象仍然以低渗透油气藏为主，面临非常规油气藏勘探开发难题，我们必须面对现实，靠技术创新，跟上全球页岩气革命的步伐，尽快形成具有自主知识产权的工具系列，提高水平井分段压裂、直井多层压裂技术水平，强力推进储层改造技术上台阶，尽快缩小和国外的差距，实现“低效”储量的有效动用。改造段数×有效储层段长度与采气指数的关系00.511.522.5010002000300040005000改造段数×有效储层段长度(m)采气指数(104m3/d.MPa)水平井段长：1000m→2000m，水平井分段压裂：10段→20段直井分压压裂：5层→10层

赵总要求：“要改变以往大井段压裂、粗放式压裂的做法，大力推进水平井分段压裂、直井多层压裂，要由一般性压裂向体积压裂转变，从单纯的提高产量向提高产量与提高采收率并重转变，要从过去的尝试性应用向规模性应用转变。”把握体积改造基本内涵，明确未来改造技术发展方向创新理念，直井纵向剖面动用更多的层，水平井分更多的段1.转变观念，强力推进储层改造上台阶2.大力推广成熟技术，巩固储层改造攻关成果

针对低渗透油藏，要积极推广三大水平井分段压裂主体技术：水平井双封单压分段压裂技术水平井水力喷砂分段压裂技术水平井滑套封隔器分段压裂技术针对低渗透气藏，继续推广一套直井分层压裂技术和两套水平井分段压裂技术：直井：封隔器滑套分层压裂技术水平井：裸眼封隔器分段压裂（酸压）技术不动管柱水力喷砂分段压裂（酸压）技术2011年股份公司直井多层水平井多段改造推广应用工作量初步安排单位水平井计划-新水平井压裂水平井多段压裂(5段以上)直井多层压裂(5层以上)油井气井油井气井油井气井油井气井大庆油田55733526350

辽河油田151120

15

吉林油田30830171517

20大港油田281

冀东油田10