体积压裂与缝网压裂技术
体积压裂与缝网压裂技术解析
以水力压裂技术手段实施对油气储集岩
层的三维立体改造，形成人工裂缝立体网络，
实现储层内压裂裂缝波及体积的最大化，从 而极大地提高储层有效渗透率，提高采油采 气井的产量。
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体积压裂一般应用分段多簇射孔技术和裂缝转向
技术，压裂材料一般采用低黏度压裂液和裂缝转向控制 材料，并尽可能采用较大液体用量和较高的施工排量， 在主裂缝侧向强制形成次生裂缝，并实现次生裂缝继续 分枝，形成二级乃至多级次生裂缝，最终使主裂缝与多 级次生裂缝相互交织，形成立体的裂缝网络系统，实现 储层内天然裂缝、岩石层理的大范围有效沟通。
开钻日期 完钻日期 完钻井深 m 水泥返深 m
固井质量 套管规范mm 射孔枪型 孔 密
人工井底 2373.56 m
套管头至补心 距m
套管 接箍 m
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射孔层段数据
射孔井段(m) 序号 层号 自 2208.7 2192.7 2190.1 2181.9 2156.1 5 61 2154.1 2152.7 0.3 1.4 1.4 16 22 22 至 2204.3 2191.7 2189.1 2180.7 2154.4 11.6 1.6 7.2 24.6 夹层 厚 度(m) 射开 4.4 1.0 1.0 1.2 1.7 有效 4.4 1.0 1.0 1.2 1.7 孔 密（孔 /m） 16 16 16 16 16 孔 数 应射 70 16 16 19 27 实射 70 16 16 19 27
10.0%。
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压裂液体系以滑溜水为主，滑溜水可以 采用阴离子聚合物，也可以用低浓度瓜胶。 水平井为了压裂形成网状裂缝、提高改 造体积，采用分簇射孔技术，每级分4～6 簇射孔，每簇长度0.46～0.77m ，簇间距 20～30m ，孔密16～20 孔/m ，孔径 13mm ，相位角60°或者180° 。
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。
东胜气田锦30_井区变黏压裂液体积压裂技术
文章编号：1000 − 7393(2022)06 − 0740 − 06 DOI: 10.13639/j.odpt.2022.06.012东胜气田锦30井区变黏压裂液体积压裂技术冯发勇 梁志彬 姚昌宇中国石化华北油气分公司引用格式：冯发勇，梁志彬，姚昌宇. 东胜气田锦30井区变黏压裂液体积压裂技术［J ］. 石油钻采工艺，2022，44（6）：740-745.摘要：东胜气田锦30井区主要目的层盒1段为致密低渗砂岩气藏，储层非均质性强，长缝压裂改造效果差。
开展了缝网体积压裂适应性评价和岩心裂缝扩展规律研究，明确了形成复杂缝网的主控因素，并通过数值模拟优化压裂施工参数。
研究表明：锦30井区盒1段储层脆性指数高、天然裂缝发育、两向应力差异小，低黏液和大排量施工易形成复杂缝；施工排量8~10 m 3/min 、液量700~800 m 3、变黏压裂液组合为10 mPa · s+100 mPa · s 、前置液比例50%~55%、平均砂比20%~22%时，压裂裂缝复杂程度高、改造体积大。
现场应用34口直/定向井，压后平均产量1.85×104 m 3/d ，较长缝压裂提高68.2%，证实了变黏压裂液体积压裂技术在锦30井区具有良好的适应性，可进一步推广。
关键词：锦30井区；变黏压裂液；体积压裂；致密砂岩；缝网中图分类号：TE357.1 文献标识码： ASRV-oriented fracturing with viscosity-variable fracturing fluids in the Jin-30 well district,Dongsheng gas fieldFENG Fayong, LIANG Zhibin, YAO ChangyuSINOPEC North China Oil and Gas Company , Zhengzhou 450006, Henan , ChinaCitation: FENG Fayong, LIANG Zhibin, YAO Changyu. SRV-oriented fracturing with viscosity-variable fracturing fluids in the Jin-30 well district, Dongsheng gas field ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(6): 740-745.Abstract: The He-1 Member, the main target of the Jin-30 well district of the Dongsheng gas field, is a tight sandstone gas reservoir with high heterogeneity. The hydraulic fracturing highlighting extended fractures is found with inferior reservoir stimulation performance. Under this background, the applicability evaluation of the stimulated reservoir volume (SRV)-oriented fracturing was performed, and the fracture propagation pattern was investigated using cores. The main control factors on the formation of complex fracture networks were clarified, and the fracturing treatment parameters were optimized via numerical simulation. The research showed that the He-1 Member reservoir of the Jin-30 well district is characterized by a high brittleness index, well-developed natural fractures and small horizontal principal stress difference, and therefore, complex fractures are expected in the case of fracturing using low-viscosity fluids and high pump rates. Moreover, the complexity of the resultant fracture network is high, and the SRV is rather expanded, under the conditions of the pump rate of 8−10 m 3/min, injected liquid of 700−800 m 3, the viscosity fracturing fluid combination of 10 mPa · s + 100 mPa · s, the proportions of prepad fluids of 50%−55% and the average proppant concentration of 20%−22%. The presented technology has been applied to 34 vertical/direction wells in the field. The average post-fracturingproduction reaches 1.85×104 m 3/d, representing an increment of 68.2%, compared with that of the fracturing technology targeting long基金项目: 中石化科技部项目“含水气藏差异化压裂技术研究”(编号：P20065-3)。
非常规油气藏新一代体积压裂技术的几个关键问题探讨
第 51 卷 第 4 期石 油 钻 探 技 术Vol. 51 No.4 2023 年 7 月PETROLEUM DRILLING TECHNIQUES Jul., 2023doi:10.11911/syztjs.2023023引用格式：蒋廷学. 非常规油气藏新一代体积压裂技术的几个关键问题探讨[J]. 石油钻探技术，2023, 51（4）：184-191.JIANG Tingxue. Discussion on several key issues of the new-generation network fracturing technologies for unconventional reservoirs [J].Petroleum Drilling Techniques，2023, 51(4)：184-191.非常规油气藏新一代体积压裂技术的几个关键问题探讨蒋廷学1,2,3（1. 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室, 北京 102206；2. 中国石化页岩油气钻完井及压裂重点实验室, 北京 102206；3. 中石化石油工程技术研究院有限公司, 北京 102206）摘 要: 体积压裂技术是实现非常规油气藏高效开发的关键，围绕有效改造体积及单井控制EUR最大化的目标，密切割程度、加砂强度、暂堵级数及工艺参数不断强化，导致压裂作业综合成本越来越高。
为此，开展了新一代体积压裂技术（立体缝网压裂技术）的研究与试验，压裂工艺逐渐发展到“适度密切割、多尺度裂缝强加砂、多级双暂堵和全程穿层”模式。
为促进立体缝网压裂技术的发展与推广应用，对立体缝网的表征、压裂模式及参数界限的确定、“压裂–渗吸–增能–驱油”协同提高采收率的机制、一体化变黏度多功能压裂液的研制、石英砂替代陶粒的经济性分析及“设计–实施–后评估”循环迭代升级的闭环体系构建等关键问题进行了探讨，厘清了立体缝网压裂技术的概念、关键技术及提高采收率机理，对于非常规油气藏新一代压裂技术的快速发展、更好地满足非常规油气藏高效勘探开发需求，具有重要的借鉴和指导意义。
体积压裂
体积压裂1体积压裂体积压裂是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。
1.1体积压裂机理体积压裂的作用机理：通过水力压裂对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，以此类推，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络。
从而将可以进行渗流的有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率。
1.2体积压裂的地层条件1)天然裂缝发育，且天然裂缝方位与最小主地应力方位一致。
在此情况下，压裂裂缝方位与天然裂缝方位垂直，容易形成相互交错的网络裂缝。
天然裂缝的开启所需要的净压力较岩石基质破裂压力低50%。
同样，有模型研究复杂天然裂缝与人工裂缝的关系，以及天然裂缝开启的应力变化等，建立了天然裂缝发育与扩展模型，研究表明，在体积改造中，天然裂缝系统会更容易先于基岩开启，原生和次生裂缝的存在能够增加复杂裂缝的可能性，从而极大地增大改造体积。
2)岩石硅质含量高(大于35%)，脆性系数高。
岩石硅质(石英和长石)含量高，使得岩石在压裂过程中产生剪切破坏，不是形成单一裂缝，而是有利于形成复杂的网状缝，从而大幅度提高了裂缝体积。
3)敏感性不强，适合大型滑溜水压裂。
弱水敏地层，有利于提高压裂液用液规模，同时使用滑溜水压裂，滑溜水黏度低，可以进入天然裂缝中，迫使天然裂缝扩展到更大范围，大大扩大改造体积。
2太沙基有效应力原理太沙基（K. Terzaghi）早在1923年就提出了有效应力原理的基本概念，阐明了粒材料与连续固体材料在应力--应变关系上的重大区别，从而使土力学成为一门独立学科的重要标志。
σσ+μ=’式中σ为平面上法向总应力, kPa; σ′为平面上有效法向应力, kPa; μ为孔隙水压力, kPa。
体积压裂缝网系统模拟及缝网形态优化研究
础上运用局部 网格加密技术对储层改造 区域 的主、
次裂 缝 网络进 行 处理 ， 并 将 压 裂 改 造 区外 部 天然 裂
非均质性等特征进行有效 的表 征 ｊ 。 目前对缝 网 形态的模拟是国内外关注的一个热点及难点。本文
提 出缝 网双重介 质 模 型 来 模 拟 理 想缝 网形 态 ， 并 通 过 对 比不 同缝 网形 态 的泄 油面积 、 主 裂缝 产 能 、 采 出 程 度来 优 化缝 网形 态 ， 以期 为 我 国利 用 体 积 压 裂 技
缝未开启 的状态视为单重介质 ， 精细化表征缝网、 天 然裂缝的沟通和裂缝的渗流特征 ， 更精确地描述体
２ ０ １ ４年 １月 第２ ９卷第 １ 期
西 安石 油大学学报 （ 自然科学版 ）
Ｊ ｏ ｕ ｎａ ｒ ｌ ｏ ｆ Ｘ ｉ ａ ｎ Ｓ ｈ ｉ ｙ ｏ ｕ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ （ Ｎ ａ ｔ ｕ ｒ ａ ｌ Ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ Ｅ ｄ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ）
尔多斯盆 地致 密油层压裂改造技术研究 ” （ 编号 ： ２ ０ １ １ Ｅ一 ２ ６ ０ ２— ６ ）
作者简介 ： 李宪文 （ １ ９ ６ ３ ・ ） ， 男， 博士 ， 主要从 事油气 田开发及开采技术领域 的研究 。Ｅ － ｍ ａ ｉ ｌ ： ｏ ｉ ｌ ｇ ａ ｓ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ ｌ ｉ ｘ ｈ ＠１ ６ ３ ． ｃ ｏ ｎ ｒ
度、 缝 网形 态 中部主 裂缝 对 泄流 面积 的控 制程度 。
关 键词 ： 致 密 油藏 ； 水平 井 ； 体积压裂； 缝 网双 重介 质模 型 ； 缝 网形 态
中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ３ ４ ８ 文 献标 识码 ： Ａ
胜利油田致密油储层体积压裂技术及应用
2019年3月第24卷第2期中国石油勘探CHINA PETROLEUM EXPLORATION DOI. 10.3969/j.issn. 1672-7703.2019.02.012胜利油田致密油储层体积压裂技术及应用张全胜李明张子麟陈勇张潦源李爱山（中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院）摘 要：胜利油田致密油储量丰富，储层埋藏深、物性差、岩性复杂，常规压裂后产量低、递减快，开发效益差。
通过技术攻关和配套完善，形成了适合于致密油储层的组合缝网压裂等压裂新工艺，在提高改造体积的同时，大幅度提高裂缝导流能力，提高压后效果，并针对纵向多层系油藏特点，形成了水平井多级分段压裂和直斜井多级分段压裂 两类改造模式，研发了可以在线连续混配施工的速溶型低浓度瓜尔胶压裂液体系，以及可与地表水、热污水混配、可 回收再利用的乳液缔合型压裂液体系，有效解决了大规模连续施工压裂液的配置、水源等问题；同时完善了井工厂实施模式和裂缝监测技术。
应用该技术成功开发了 Y227、Y22, Y104等致密油区块，大幅度提高了单井产能、延长了 有效期，提高了区块开发效益，带动了一批难动用储量投入有效开发，大幅提高了胜利油田致密油藏经济有效动用程度。
关键词：致密油，分段压裂；体积压裂；组合缝网中图分类号：TE357.1 文献标识码：AApplication of volume fracturing technology in tight oil reservoirs ofShengli oilfieldZhang Quansheng, Li Ming, Zhang Zilin, Chen Yong, Zhang Liaoyuan, Li AishanAbstract: The Shengli oilfield is rich in tight oil reserves, but the reservoirs characterized by deep burial, poor physical properties and complex lithology, leading to unsatisfactory development performance like low yield and fast production decline after conventional fracturingstimulation. Through researches and optimizations, new fracturing techniques, such as commingled fracture network stimulation, weredeveloped for tight oil reservoirs. While increasing the stimulated reservoir volume (SRV), these techniques can greatly improve fracture conductivity and post-fracturing performance. For the reservoirs with multiple layers vertically, two types of treatments were established, i.e. multi-stage fracturing of horizontal wells and multi-stage fracturing of vertical/deviated wells. A fast-dissolving low-concentration guar fracturing system that can be continuously mixed on line and a recyclable emulsion-associating fracturing fluid system that can be mixed with surface water and hot sewage were developed, which can effectively ensure the fracturing fluid preparation and water source for large-scale continuous fracturing operations. Moreover, the well-plant operation mode and fracture monitoring technique were upgraded. The proposed technology has been successfully applied in tight oil blocks such as Y227, Y22 and Y104. By greatly improving the single-well productivity and lifecycle, it helps increase the development benefit. Accordingly, the utilization degree of the tight oil in Shengli oil field has been improved economically and effectively.Key words: tight oil, staged fracturing, volume fracturing, comingled fracture network域改造技术和理念的进步，体积压裂技术开始成为致密储层的主流改造技术。
沁水盆地煤层气水平井缝网体积压裂工艺优化研究
沁水盆地煤层气水平井缝网体积压裂工艺优化研究
王静;王青川;张永琪;姚伟;张金笑
【期刊名称】《中国煤层气》
【年(卷),期】2024(21)1
【摘要】从煤层气的解吸机理开展剖析,明确气井的增产是要构建立体的人工缝网,以增加更多的裂缝参与流动。
为此首先分析实现人工缝网所需的压裂液体系,认为
低粘度压裂液是形成大面积缝网的首要因素;其次,从施工排量、成本控制、安全风
险等多方面综合考虑,选取主体压裂工艺为桥射联作;再次就所选压裂工艺进行不断
优化,根据现场实际情况设计出沁水盆地南部压裂所使用的施工参数。
通过现场试
验应用结果表明,该工艺能够满足构建体积缝网的需要,达到了增产的目的,为沁水盆地南部高阶煤煤层气井的压裂增产提供了新思路,为高效开发煤层气提供了新方法。
【总页数】5页(P8-11)
【作者】王静;王青川;张永琪;姚伟;张金笑
【作者单位】中国石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.沁水盆地煤层气井压裂影响因素分析及工艺优化
2.沁水盆地高阶煤层气压裂工艺反思与技术改进试验研究
3.体积压裂水平井缝网渗流特征与产能分布研究
4.沁水
盆地南部煤层气水平井工艺技术优化5.沁水盆地煤层气L型水平井钻井工艺关键技术研究
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2006年8月30日压裂，通过分层改造，三个层施工参数见下表：
射开 厚度 m 4.4 3.2 3.4 压前 停泵 mpa 15.3 17.0 18.3 前置液 （m3/min； m3） 排量 3.0 3.2 3.2 携砂液 （m3/min ；m3） 替挤液 陶粒 （ 平均 （m3/min； 3 m） m3） 砂比 % 设 实 排量 实际 计 际 3.0 3.2 3.2 5.2 6.6 5.4 9.0 12. 0 8.0 9.0 12. 3 8.6
10.0%。
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压裂液体系以滑溜水为主，滑溜水可以 采用阴离子聚合物，也可以用低浓度瓜胶。 水平井为了压裂形成网状裂缝、提高改 造体积，采用分簇射孔技术，每级分4～6 簇射孔，每簇长度0.46～0.77m ，簇间距 20～30m ，孔密16～20 孔/m ，孔径 13mm ，相位角60°或者180° 。
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分段压裂技术施工参数：
施工排量为
12.7～19.0m3/min 每段用量2 000～5 000m3 ； 支撑剂单井用量为60～190m3 ，100 目（0.15 毫米）支撑剂30～360 kg/m3 斜坡递增浓度，
40/70 目（0.45/0.25毫米）支撑剂30～600
kg/m3 斜坡递增浓度。
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油井基础数据
地理位置 2006.6. 10 2006.6. 16 2386.0 1678.0 吉林省大安市联合乡刘围子屯西约0.4千 米 合格 不同壁 P110*7.72 2117.23厚mm 2119.97； 下深m P110*7.72 139.7 2118.840 2121.56； 套 管 鞋 2385.51； 102 16 4.8
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a value added oil & gas partner
2012年11月
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目录
一、体积压裂 二、缝网压裂 三、压裂工艺 四、DB22-3缝网压裂设计要点 五、DB22-3缝网压裂实施要点 六、初步评价 七、下步建议
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地质状况 该井位于吉林省大安市联合乡刘围子屯西约0.4千米处，是松辽盆 地南部中央坳陷区红岗阶地大安构造的一口开发生产井。改造的目的
层为泉头组12-6号层，测井解释储层平均有效孔隙度6.8％，渗透率
0.2mD，平均泥质含量21.3％，属于低渗储层。 大安油田22口取心井 中共观察到裂缝508条，对裂缝的观察分析如下 根据岩心观察本区张裂缝占29.0％，张剪性裂缝占34.17％，剪切裂 缝占36.75％，反映本区裂缝以剪性和张剪性裂缝为主，其次为张裂缝 该区以高角度裂缝为主，其中倾角大于45°的占64.6％。而倾角小 于30°的裂缝多分布于泥岩之中，为近水平的滑脱缝。
15
16 17 18 19 20 21
12.5
10.3 18.6 21.3 7.8 1.6 2.5
341.6
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实施手段方面：一是采用变参数射孔、二是 压裂时变排量变粒径加砂、三是适时停泵。 这种技术目前的描述主要还停留在理论层面， 因为缺乏有效的地下形态监测技术，现有的大地 电位法、微地震法、井温测试法都无法有效的监 测这种技术形成的裂缝形态，至少是精度很难达 到实际的需求。
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DB22-3井q412号层主压裂施工工序表 表2-1
步 骤 1 2 3 8 9 10 15 16 17 18 19 20 21 施工时间 阶段 min 108.3 120.0 110.0 2.7 2.8 1.7 12.5 10.3 18.6 21.3 7.8 1.6 2.5 平均砂比% 累积 min 108.3 228.3 338.3 341.0 343.8 345.5 358.0 368.3 386.9 408.2 416.0 417.6 420.1 工 序 I型液 II型液 I型液 I型液 I型液 I型液 冻胶 冻胶 冻胶 冻胶 冻胶 冻胶 替挤液 排量 m3/min 6.0 5.0 5.0 6.0 6.0 6.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 备注：压后测瞬时停泵压力。 9.31 清水比例% 20-40陶 粒 20-40陶 粒 20-40陶 粒 20-40陶 粒 20-40陶 粒 86 120 172 241 310 5 7 10 14 18 2.0 5.0 8.0 4.0 1.0 3.0 8.0 16.0 20.0 21.0 100目粉 砂 100目粉 砂 支 撑 剂 类型 kg/m3 砂比 % 用量 m3 累积 m3 压裂液 用量 m3 650.0 600.0 550.0 16.0 16.7 10.0 50.0 40.0 71.4 80.0 28.6 5.6 10.1 累积 m3 650.0 1250.0 1800.0 1816.0 1832.7 1842.7 1892.7 1932.7 2004.1 2084.1 2112.7 2118.3 2128.4
解释 层号
射开井 段 m 22102205.6 21942182 2157.42154.0
实际 排量 实际 19.7 31.2 24.7 3.0 3.2 3.2
12 10-8 6
43.5 20.7 62.7 19.6 47.3 18.2
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压裂液选择 液体 名称 压裂液I型 1220m3 压裂液II型 600m3 编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 产品名称 Z_PJX kcl JZ_ P Z_PJX kcl 改性瓜胶 助排剂 破乳剂 碳酸钠 碳酸氢钠 防膨剂 有机膨 过硫酸钾 高温破胶剂
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以水力压裂技术手段实施对油气储集岩
层的三维立体改造，形成人工裂缝立体网络，
实现储层内压裂裂缝波及体积的最大化，从 而极大地提高储层有效渗透率，提高采油采 气井的产量。
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体积压裂一般应用分段多簇射孔技术和裂缝转向
技术，压裂材料一般采用低黏度压裂液和裂缝转向控制 材料，并尽可能采用较大液体用量和较高的施工排量， 在主裂缝侧向强制形成次生裂缝，并实现次生裂缝继续 分枝，形成二级乃至多级次生裂缝，最终使主裂缝与多 级次生裂缝相互交织，形成立体的裂缝网络系统，实现 储层内天然裂缝、岩石层理的大范围有效沟通。
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体积压裂可以使垂直井纵向动用更多的层，
水平井横向动用更多的段。目前体积压裂改造水
平井段长一般可达到1000—2000米，分段10
段—20段，直井压裂5层—10层。该技术在国外
油气田得到了有效应用。在国内还处于试验应用
阶段
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单位 kg kg kg kg kg kg kg kg kg kg kg kg kg kg
用量 2440 12200 2440 1200 6000 800 200 100 360 72 2000 400 300 50
冻胶压裂液 200m3
交联液 现场准备
支撑剂选择 依据本井地质情况及目的层的埋藏深度 并按照石油天然气行业标准SY/T5108-2006 《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》， 并结合该井工艺需求，经过筛选确定100目 粉砂2.0m3和0.425-0.85mm抗压52MPa（2040目）陶粒20 m3（目数=25.4/直径*0.65）
1 2 3 4
123-2 102 92 82
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压裂层段 下隔层厚 度 (m)
层序
层号
井 段 (m) 2208.7~2204. 3
砂岩厚度 (m)
有效厚度 (m)
上隔层厚度 (m)
1
q412
8.4
4.4
11.6
-
以往生产简况 2006年9月压裂投产，初期产液3.9吨/天，产油2.1吨/天 ，产量较高。截至到2012年4月份，提捞产液量0.2吨/天，产 油0.2吨/天，稳定产量基本不变。生产情况见下图1。
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压裂工艺体现了“两大、两小”特征，“两大”
是指：①大排量，施工排量10m3/min 以上； ② 大液量，单井用液量2 000～5000m3 。 “两小”是指：① 小粒径支撑剂，支撑剂一般采 用70/100目和40/70目陶粒，② 小砂比，
平均砂液比为3%～5%，最高砂液比不超过
开钻日期 完钻日期 完钻井深 m 水泥返深 m
固井质量 套管规范mm 射孔枪型 孔 密
人工井底 2373.56 m
套管头至补心 距m
套管 接箍 m
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射孔层段数据
射孔井段(m) 序号 层号 自 2208.7 2192.7 2190.1 2181.9 2156.1 5 61 2154.1 2152.7 0.3 1.4 1.4 16 22 22 至 2204.3 2191.7 2189.1 2180.7 2154.4 11.6 1.6 7.2 24.6 夹层 厚 度(m) 射开 4.4 1.0 1.0 1.2 1.7 有效 4.4 1.0 1.0 1.2 1.7 孔 密（孔 /m） 16 16 16 16 16 孔 数 应射 70 16 16 19 27 实射 70 16 16 19 27