油气井压裂增产工艺及新发展

前言水力压裂(Fracking)是一项持久的发展的科学技术(HydraulicFracturing—HistoryofanEnduringTechnology)，已经走过了六十六年的历史。以水力压裂为的储层改造技术是油气勘探开发工作中的重要环节，是有效动用储量的重要，起到“临门一脚”的作用。“十一五”以来，随着 公司石油天然气勘探开发难度的加大，致密气、致密油、页岩气等非常规油气项目的陆续启动，压裂酸化业务得到快速发展， 竞争力和服务障能力显著增强，已成为提高单井产量“牛鼻子”工程的重要抓手，为 公司油气增储上产发挥了重要作用。提纲一、储层改造技术的作用二、体积改造理念的提出三、国外致密油开发现状四、国外体积改造技术进展五、国内体积改造技术进展六、压裂“工厂化”技术七、储层体积改造发展趋势近十年来，中石油新增储量中低渗透油气比例基本上逐年提高，特别是近几年来新增储量90%以上为低渗透(不含致密油)低渗透油气藏普遍存在自然产能低、产量递减快、稳产难度大等特点，大多需要进行储层改造，以提高单井产量和稳产有效期近年来中石油新增原油储量情况近年来中石油新增天然气储量情况（1）低渗透储量占主导地位，储层改造技术的作用日益凸显（2）储层改造技术已成为与物探、钻井并列的三大关键工程技术近几年中石油每年新钻井2万余口，约70%的井需要通过压裂酸化才能投产；探井试油总井数约1500口/年，其中约2/3需要经过压裂酸化近十年中石油累计压裂酸化超过132000井次，累计增油近8000万吨特别是近年来，储层改造技术的进步，实施体积改造和工厂化作业，有效动用了非常规油气储层，改变了全球能源格局2000酸化井次761压裂井次5672160001400012000100008000600040002000018000（3）储层改造技术已成为低渗透油气田提高单井产量的主体技术通过技术攻关，单井下降趋势有所缓慢，但十二五规划，到2015

年平均单井产量要达到2.5t/d，形势依然严峻。87.36.86.66.365.65.254.64.343.83.63.4

3.22.9

2.752.36

2.3

2.321034567891990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010年度平均单井产量（吨/天）近年来中石油的油井开井数持续增加，2010年中石油油井开井数129535口，较07年增加26153口，年均增加8718口，目前平均单井产量2.3吨/天。中石油“十二五”规划，单井产量由2010年的2.3吨/天提高到2015年的2.5吨/天，并在2015年低/特渗透年产量达到5479万吨。（4）储层改造技术进步，对降低储层动用下限起到重要支撑技术进步，动用储量下限不断降低长庆油田大庆、吉林油田十一五前，应用开发压裂、井网优化技术1.0-2.0mD5.0-10mD“十一五”，提高增产有效期压裂、提高纵向和平面动用程度的压裂、超前注水技术，创立了国际领先的低渗透油田开发技术0.5～1.0mD1.0～5.0mD“十二五”目前长庆油田正攻关完善0.3mD超低渗透储层、0.1mD的致密油气开发技术，水平井分段压裂体积改造技术等0.3mD、1mD以下建立致密油、致密气的定义，提高SRV的改造技术…有效动用储层实现从低渗透油藏逐渐向特低渗透和超低渗透油藏拓展；苏里格等气藏发展到致密气的开发长庆有效开发油田储层平均渗透率变化图（5）“水平井钻井+水平井分段改造”的突破，改变了世界能源格局全球石油工业的发展表明：工程技术的每一次

，都使得全球油气产量和

储采比有一个质的飞跃。尤其是近年来“水平井钻井+水平井分段改造”技术的规模应用，

了致密气产量的大幅度提升、“页岩气

”和致密油的突破，不仅改变了世界能源格局，同时对全球油气能源

及地缘政治产生了深远影响。工程技术进步一小步、勘探开发前进一大步提纲一、储层改造技术的作用二、体积改造理念的提出三、国外致密油开发现状四、国外体积改造技术进展五、国内体积改造技术进展六、压裂“工厂化”技术七、储层体积改造发展趋势水力压裂的历史起点1890年，1935年，1940年，浅层核爆裂，硝酸甘油挤酸液，形成酸蚀裂缝.挤水泥发现压力诱导地层破裂1947年第一次正式水力压裂，<美>堪萨斯州Hugoton雨果顿气田（2340

to

2580

ft），4层灰岩压裂（BHTP420psi，封，隔器，每一层注入1000

gal（3.7m3）

凝固

gals2000lbs(0.9t)石英砂），砂比1～2lb/gal(7～14%），排量1～2bbl/min（0.16～0.32）1948年J.B.

ClarkHalliburton文章介绍了水力压裂工艺，压裂方法专利1952年中国第一次水力压裂试验（延长油矿）,用手压泵在油层露头上压出了水平裂缝（1943年第一次酸化措施）1954年

第一次试验水力压裂1955年中国

油田第一次压裂（老君庙油田N－1井）

认可）1991年鄯善油田整体压裂…水力压裂经历了66年的发展：持久、发展、科学技术1947,

Stanolil

conducted1950s

remy

controlled2006年SPE水力压裂60功勋奖压裂液发展历程1947年诞生水力压裂，主要使用油基压裂液，凝固

、原油1957年发现了瓜尔胶，产生了现代压裂液化学；1962年到1964年水基压裂液的应用超过油基压裂液，以线性胶为主，稠化剂浓度达到10%，但摩阻高、损害大发交联剂，提高压裂液黏度而降低瓜胶浓度，改1970年善温度的限制1980年代以后，开发延迟交联技术，降低摩阻，降低聚合物浓度改善对支撑剂导流能力的损害，此后

压裂液、

压裂液也开始大范围应用1990年代为了降低聚合物残渣，控制压裂液黏度的降解，开发了延迟

破胶剂和聚合物特性酶，并开发了新的稠化剂如粘弹表面活性剂；2000年以清洁压裂液（VES）和低分子瓜尔胶水基压裂液为主2010年以页岩气和致密油等非常规油气开发为主，开发与应用了滑溜水压裂液、低浓度压裂液和速溶压裂等新技术压裂液伴随并支撑了压裂工艺技术与现场应用快速发展经过60余年的发展，压裂技术从压裂液、支撑剂、压裂工艺到现场应用都有了迅速发展。压裂液：早期的原油、凝胶油、粘性

液，发展到目前的水基、油基、醇基、

、压裂液五大类，低、中、高温系列齐全的胍胶有机硼、有机锆压裂液体系和清洁压裂液体系、

温

聚合物压裂液、无残渣纤维素压裂液、无水压裂液（LPG、干法CO2）等。支撑剂：从早期以天然石英砂为主，发展到不同强度系列的人造陶粒支撑剂以及103MPa高强度支撑剂、超低密度支撑剂（0.86-0.87g/cm3）、透油阻水支撑剂。加砂方式从人工加砂发展到混砂车连续加砂，加砂能力大幅提高。压裂工艺技术：压裂规模从小型化向大型化发展，压裂层数从单层向多层发展，压裂井型从直井向水平井发展，形成了直井分层压裂、水平井分段压裂、重复压裂、同步压裂、平台式多井“工厂化”压裂技术等多种压裂技术及配套工艺，储层改造效果大大加强。应用领域：由最初主要用于低渗透油气藏，发展到超低渗-致密储层油气及煤层气、页岩气、页岩油等非常规油气领域。特别是近年来，在页岩地层中大规模采用水平井多级压裂，助推了的“页岩气”。压裂技术一直在发展中前进，速度在加快体积改造理念的源起Maxwell、Fisher等人（SPE77440，SPE77411）分别于2002年9月发布了微裂缝测试研究成果:裂缝平面和纵向上呈复杂网状扩展形态,不是单一对称裂缝。施工注入的液体规模越大,在平面上的微事件波及的面积就越大,裂缝网络长度越长,增产及稳产效果越好增产改造理念的重大---体积改造Mayerhofer等人2006年9月（SPE102103）在研究Barnett页岩的微 技术与压裂裂缝变化时,

第1次用到改造的油藏体积（stimulated

reservoir

volume,

简称SRV）这个概念。研究了不同SRV

与累积产量的关系,

提出了增加改造体积的技术思路。增产改造理念的重大---体积改造2008年Mayerhofer（SPE119890）等人第1次在 标题中提出了

油藏改造体积（WhatisStimulatedReservoirVolume(SRV)?）的问题,并通过对Barnett

页岩某累积产量的对比分析,

进一步验证了改造体积越大,

增产效果越好的观点。但该文并未给出完整的体积改造理念定义与内涵。Microseismic

fracture

mapnetwork

growth

(SPE

114173)shows

complex增产改造理念的重大 ---体积改造体积改造技术的基本定义及作用2011年4月吴奇、胥云等

了《增产改造理念的重大术概论》提出体积改造技术具有广义与狭义的定义区别。---体积改造技广义定义：将提高纵向剖面动用程度的分层压裂技术、提高储层渗流能力及增大储层泄油面积的水平井分段改造技术都认为是广义上的体积改造技术。其目的就是进一步强化体积改造理念,加速推动技术进步。狭义定义：体积改造技术则是针对通过压裂产生网络裂缝为目的的改造技术而言的,其相应的定义与作用:通过压裂的方式对储层实施改造,在形成一条或者多条主裂缝的同时,通过分段多簇射孔,高排量、大液量、低体,以及转向材料与技术等的应用,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枝形成二级次生裂缝,以此类推。让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统,将可以进行渗流的有效储集体打碎,使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大,使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短,极大地提高储层整体渗透率,实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造。增产改造理念的重大---体积改造传统压裂与体积改造的渗流特征传统理论模型下的压裂裂缝为双翼对称裂缝,以一条主缝为主导实现改善储层渗流能力的目的,主裂缝的垂向上仍然是基质向裂缝的长距离渗流,主流通道无法改善储层的整体渗流能力,在储层基岩向单一裂缝的垂向渗流中,如果储层基质渗透率极低,则能够实现有效渗流的距离(L)将非常短,长距离的渗流需要的驱动压力则非常大,因此,该裂缝模式极大地限制了储层有效动用率。而在体积改造中,由于形成复杂的裂缝网络,其渗流特征是基岩向各方向的裂缝

实施最短距离(L)的渗流,渗流到裂缝后再沿着裂缝网络流到井筒,因此需要的驱

动压力大大降低,这样就可以极大地提高储层有限动用率,并降低储层有效动用下限。增产改造理念的重大---体积改造提纲一、储层改造技术的作用二、体积改造理念的提出三、国外致密油开发现状四、国外体积改造技术进展五、国内体积改造技术进展六、压裂“工厂化”技术七、储层体积改造发展趋势近期又在蒙特利获得性突破，引起世界关注继巴肯和鹰滩之后，2012年蒙特利致密油获重大突破2012年：已钻探油井675口，日产量1200吨能源信息署(EIA) ：蒙特利致密油可采资源18.8亿吨，约占全美致密油总资源量的41%巴肯2000年突破，2012年生产井4598口，产量2850万吨蒙特利致密油2012

鹰滩2008年突破，2012年生年获突破

产井3129口，产量2650万吨1、致密油的进展2011年(

能源信息署EIA，2012)致密油产量3000万吨，2012致密油产量突破9500万吨，改变了

能源供应格局致密油产量变化图1、致密油的进展在致密油助推下，2008年原油产量止跌回升原油产量图1.22(

能源信息署EIA，2013)2.820.610.710.2820111、致密油的进展(IHS,2012；CNEB,2012)收购鹰滩收购巴肯2010年中海油：10.8亿2011年挪威Statoil：44亿2012年ExxonMobil：16亿Marubeni：13亿：24.4亿巴肯鹰滩5块2013年ExxonMobil：26.4亿收购2块致密油区分布图致密地区数百家石油公司纷纷从页岩气转向致密油，纷纷出资涉足油勘探开发，成为非常规石油投资新热点1、致密油的进展全球页岩油气评价图评价并已估算资源量盆地评价但未估算资源量盆地欧洲中亚俄罗斯亚太非洲中南美181041078252110全球致密油可采资源分布图（单位：亿吨）全球页岩气可采资源206.6万亿方。致密油在全球分布广泛，初步 可采资源量473亿吨（其中

110亿吨），未来发展的速度和规模可能超过预期。1、致密油的进展最主要的两个致密油产区是位于北达科塔州和蒙大拿州的Bakken地层和位于德州南部的Eagle

Ford页岩储层。和

接壤处的Williston盆地，是

Saskatchewan（萨斯喀彻温）省和

Montana（蒙大拿州）、North

Dakota（北达科他州）近年来石油“增储上产”的热点。凭借水平井钻井及分段压裂技术，Bakken致密油的勘探开发获得突破。BakkenNiobraraWoodfordGranite

WashBonespringAustin

ChalkCardiumMontereyEagleford(4万方/天)·

(8万方/天)·致密油产量分布图致密油分布图2、Bakken致密油开发现状Bakken致密油带...

蓄势待发60年， 成名★

1953

Anope油田‐Discovery发现钻直井52口，累产油1290万桶，气301亿立方英尺（8.52337亿m3）★1970+直线下降，废弃钻直井70余口★

1988

Elk

HornRanch/Bicentennial1988‐1993，钻短水平段水平井192口，未压裂累积产油2240万桶，气519亿立方英尺（14.6964亿m3

）★

2000

Elm

Coulee钻双分支水平井700口， 眼压裂（笼统压裂）累积产油1亿桶以上，峰值产油量5万桶/天★2006

ND‐MT北达科他州-蒙大拿州钻水平井4500余口，单分支水平井，尾管/多段压裂日产油量51万桶/天2、Bakken致密油开发现状2、Bakken致密油开发现状随着技术的不断改进、完善，Bakken致密油实现大规模工业化开发。得益于此，2012年North

Dakota州跃升为

原油生产第二大州。日产油量：2003年11月近7.9万桶

(3242口井)，2012年7月67.4万桶(8355口井）Bakken水平井：井数约4679口占56%，日产量约90%（60.7万桶/日），单井平均日产20.6m3巴肯石油系统基本要素LBS

&

UBS：上、下巴肯层黑页岩-世界级烃源岩硬的,硅质,硫化铁矿的,易碎,富含有机质总有机碳wt%最高达40%(平均

11%)High

OM

indicates

anoxic

conditions(amorphous-sapropelic

OM)生烃量:100

to

4000

亿桶油低孔低渗中巴肯层—水平井钻井目标层包括六个岩相（B-A~F），所有岩相的矿物成分非常相似，主要含白云石、方解石和石英含白云石粉砂岩至粉砂质白云岩上Three

Forks层—水平井钻井目标层包括三个岩相UTF-A：潮汐泥坪（海涂）至盐沼（sabkha）环境下形成的粉砂质白云岩;高度变形deformed并角砾化；UTF-B：潮汐泥坪（海涂）环境中的粉砂质白云岩，白云质粉砂岩和绿色页岩；UTF-C：朝下环境的生物

白云石单元（源：Stephen

A.Sonnenberg，Colorado

School

of

Mines）1）Bakken致密油地层3、Bakken致密油特点2）Bakken致密油储层物性和流体性质深度：10000ft（3048m）渗透率：0.0001~1md原始地层压力：5000~8000psi（34.5~5.2MPa）饱和压力：1800~3300psi（12.2~22.4MPa）地层原油体积系数：1.4~1.8

RB/STB溶解气油比：500~1400scf/STB（

90～250m3/m3）含溶解气的原油

：0.82地层温压条件下原油粘度：0.15~0.45cP压缩系数:10～20×106psi-1（14.5~29×108MPa-1）Elm

Coulee油田巴肯地层孔隙度与渗透率交汇图源：Stephen

A.Sonnenberg，Colorado

School

of

Mines3、Bakken致密油特点巴肯地层属于异常高温高压地层威利斯顿盆地中高古地温梯度区目前依然是温度异常区（最高275℉，135℃）地层压力梯度为0.5～0.8

psi/ft（1.13～1.81MPa/100m）巴肯地层温度图（数据源于巴肯DST数据库未修正）巴肯地层压力梯度（源：Stephen

A.

Sonnenberg，Colorado

School

ofMines）3）

Bakken致密油温度、压力3、Bakken致密油特点4）Bakken致密油生产特征Bakken致密油典型生产曲线，初产160m3/d，三年内快速递减为23.8m3/d，其后递减变缓。After

3

years,

an

85%

decline

from -month

production*

Source:

NDIC

presentation

January

7,20113、Bakken致密油特点不同水平段长度初产及6个月累产变化，总体而言，短水平井段产量较低，初产约80m3/d。西Mountrail县Bakken致密油长、短分支水平井生产对比4）生产特征3、Bakken致密油特点巴肯油田致密油地质参数对比表5）地质参数对比昌吉油田与区块昌吉油田巴肯油田沉积环境湖相沉积海相沉积含油层芦草沟组上甜点芦草沟组下甜点Bakken组有利面积（km2）900>40000资源量（108t）5.5514.1332.64（技术可采）深度（m）2300~40002591~3200油层厚度（m）16（薄互层）20（薄互层）5~15（连续）岩性砂屑云岩、泥质粉砂岩、云屑砂岩云质粉砂岩白云质粉砂岩天然裂缝不发育不发育发育储集空间类型溶孔、粒内溶孔为主，其次为剩余粒间孔、晶间孔粒间孔和溶蚀孔，发育垂直、近垂直 裂缝矿物组成白云石、方解石、石英白云石、方解石、石英，石英含量20.9%石英含量40~90%TOC(%)4.34.210.0～14.0孔隙度（%）11.011.610~15渗透率（mD）0.0120.0100.0001～1（0.005～0.1占优）含油饱和度（%）78.780.275地层压力系数1.273(吉171井测静压折算)1.1～1.8油藏温度（℃）86.693115.650℃原油粘度（mPa.s）73.45300.56地层原油粘度（mPa.s）11.7（计算）21.5（计算）0.15～0.45地面原油密度（g/cm3）0.8880.9180.806～0.820溶解气油比（m3/m3）//90～2503、Bakken致密油特点Mountrail县两个典型油田：Parshall油田水平井的水平段一般较短，平均大约

5000ft（1524mSanish油田的水平井的水平段一般较长，平均9000ft（2743m）但是，两个油田2011年都有几口井的水平段长度达到

9000ft（2743m）Sanish油田和Parshall油田的井筒长度4、巴肯致密油改造关键参数Sanish油田和Parshall油田的井筒长度Mountrail县有效井筒长度Sanish-Parshall地区Bakken地层400多口井的生产数据（SPE152530）4、巴肯致密油改造关键参数Mountrail县水平段长度2000ft-7000ft（609.6m-2133.6m）的井的压裂段数Mountrail县水平段长度7000ft-14000ft（2133.6m-4267.2m）的井的压裂段数压裂段数水平井压裂级数总体呈逐年增加趋势，每口井分段的数目从2008年的不足10段增加到2011年的40段4、巴肯致密油改造关键参数压裂液用量和支撑剂用量每口井平均泵注压裂液体积：50000-350000加仑（1892-13247m3），主体是125000加仑（4731m3)每口井平均泵注支撑剂量:1000000-4-6000000磅（266.8-1067-1600m3），主体2500000磅（667m3）。Mountrail县每口井平均泵注压裂液体积随时间的变化Mountrail县每口井平均泵注支撑剂量随时间的变化4、巴肯致密油改造关键参数每段支撑剂用量每段的支撑剂用量随时间均有下降的趋势。而且，水平段较长的井的下降趋势更加明显。短水平段每段加砂13.3-40m3.长水平段每段加砂13.3-46.7m3Mountrail县水平段长度2000ft-7000ft（609.6m-2133.6m）的井的每段泵注的支撑剂量随时间的变化趋势Mountrail县水平段长度7000ft-14000ft（2133.6m-4267.2m）的井的每段泵注的支撑剂量随时间的变化趋势4、巴肯致密油改造关键参数支撑剂类型和粒径在Mountrail县，公开的和私有的数据都表明85%以上的施工使用的是白砂（white

sand）。所泵注的支撑剂中80%以上的是20-40目，100目和40-70目大约各占10%。其他目数的支撑剂很少使用。在Bakken地层中泵注的支撑剂中大约有10%的高强度陶粒和树脂涂层支撑剂，几乎都为20-40目。4、巴肯致密油改造关键参数压裂液和排量压裂液分为三种：滑溜水、线性胶和交联冻胶。一次压裂施工平均泵注压裂液体积900000加仑（3407

m3）。40%多一点的压裂施工主要使用交联冻胶（交联冻胶占整个压裂液体积的80%以上(交联冻胶同时用作前置液)，其余使用滑溜水或线性胶作为前置液。多数交联冻胶使用15-25磅（6.8-11.34kg）稠化剂。少于5%的施工称为滑溜水施工，滑溜水作为携砂液。少于3%的施工是线性胶作为携砂液。大约50%的压裂施工为复合压裂，前置液是线性胶或滑溜水，交联冻胶是携砂液，典型的是15-25磅（6.8-11.34kg）稠化剂。多段压裂多数施工排量范围在16-40BPM（桶/分钟）（2.54-6.36m3/min），平均为32BPM（5.09

m3/min）。4、巴肯致密油改造关键参数巴肯致密油开发水平井多段压裂典型单级压裂泵注程序用线性胶52m3，交联冻胶12m3做前置液，用液量260m3.加石英砂19m3，尾追陶粒7m3，平均砂比13.3%，最高砂比31%。当排量3.2-4.8m3/min时,施工压力在35-56MPa.来源：

大陆石油公司，2012年3月4、巴肯致密油改造关键参数来源：

大陆石油公司，2012年3月巴肯致密油开发水平井典型完井与压裂工艺40-70目石英砂：6.6-10.6m320/40目石英砂/陶粒：21-32m3交联冻胶：318m34、巴肯致密油改造关键参数提纲一、储层改造技术的作用二、体积改造理念的提出三、国外致密油开发现状四、国外体积改造技术进展五、国内体积改造技术进展六、压裂“工厂化”技术七、储层体积改造发展趋势国外水平井分段压裂技术以多级可钻桥塞、多级滑套封隔器、眼封隔器、水力喷射等工具和方法形成多段横切裂缝为主，提高水平段整体渗流能力，提高改造体积特别是水平井同步压裂-交叉作业的管理模式大大提高了工作效率。体积压裂水平井不同改造段对产量的贡献技术背景–随着水平井在致密气和页岩气储层中的

大量应用，储层改造技术及工具不断发展，逐渐形成以提高改造体积为主的水平井分

段改造技术，将有效储集体“打碎”，形改造”。成网络裂缝，实现对储层的“适用条件–水平井、大斜度井主体技术–水平井多级滑套封隔器分段压裂技术–

眼水平井可膨胀封隔器分段压裂技术–水平井水力喷砂分段压裂技术–水平井多段分簇改造技术–水平井多井同步压裂技术–水平井多井交错压裂技术1.水平井多级可钻式桥塞分段压裂技术技术特点从直井常规铸铁、可回收式桥塞发展而来下入方式发展历程：(连续)油管-水力爬行器-水力泵入压裂后可快速钻掉，呈粉末状易排出（一般8-12min钻掉一个桥塞，常规铸铁>4h）适用范围套管压裂，适用于多种套管尺寸（3.5″/4.5″/5.5″/7″)Surface

Casing

9

5/8

@

1500'桥塞分8段压裂示意图钻后粉末1.水平井多级可钻式桥塞分段压裂技术应用实例基础数据Barnett页岩井深：TVD2150--2450ft,最深3050mMD2745m-4575m水平段:610-1830m地层温度：71－93℃地层压力系数：1.06-1.18渗透率：100

–600

nano-Darcys孔隙度：2%–6%压裂施工分5段压裂，泵送桥塞需液体9.4-17m35个桥塞分别在5,5,15,9,11.5min内钻掉压裂前：无产量，无流动能力压裂后：28300-56600m3/dSurface

Casing

9

5/8

@

1500'泵入环（pump

down

ring）From

Don

Smith

et

al

SPE

1123771.水平井多级可钻式桥塞分段压裂技术应用实例（EOG公司在国内八角场角64-2H井压裂）QUIK

DRILL™COMPOSITE压裂桥塞本井分压2段14级供加陶粒约1300吨；压后获测试产量33.98×104m3/d生产30天产量19.82×104m3/d“多簇”射孔技术一簇5×2个射孔孔眼每个压裂段100-150m每簇跨度0.45-0.77m每簇之间间隔20-30m每个压裂段长度100～150m，两簇之间间距20

～30m，每簇跨度

0.45-0.77m，孔密16～20孔/米，相位角：60°/180°：一次装弹、分簇1.水平井多级可钻式桥塞分段压裂技术技术特点通过井口落球系统操控滑套，依次逐段进行压裂施工快捷，3小时分压5段，常规方法需2天节约完井费用27%。适用范围套管压裂应用实例：1口水平井采用滑套分5段水力压裂，压裂耗时15h（常规方法需2天）,使用支撑剂544t、液体8700m3，节约完井费用15-20%。（Glenda

Wylie,

Halliburton

Corp.）2.水平井多级滑套封隔器分段压裂技术3.水平井眼封隔器分段压裂技术Ball

DropperFrac

LineBall

Drop

Pump-in

Lineubing

Hange2.75”

Ball2.50”

Ball2.25”

BallCir

Portwith

1.25”

Ball

Seat1.50”

BallFrac

String4.5”

tbg:

3.826”

ID9

5/8”

csg,

47#/ft.

Shoe

@

1771

m

(TVD);

2099

m

(MD)2.50”

Ball

Seat 2.25”

Ball

Seat

2.00”

Ball

Seat技术特点级数多：依据井眼尺寸大小不动管柱：投直径不同的球打开滑套施工快捷3.水平井

眼封隔器分段压裂技术（国外公司）在吉林长深D平2井眼封隔器10段分段压裂应用实例登娄库组储层属于低孔、特低渗储层:孔隙度为5.2%；渗透率为0.174mD。斜深：4557m、垂深：3516m；水平段段长：837m；采用

眼封隔器+压裂滑套+51/2″套管完井。分10段进行压裂：排量5m3/min，施工压力30-40MPa,平均砂比28.9-37.5%。单井累计加入支撑剂838方.水平井单段最大加入125方以上，，其中三段加砂超过100方。单天最多加入支撑剂324.4方，最快一天施工4段。3625.843771.393838.993951.374028

684217.734296

734396

104463.424515.004496.514491.254412.734334.984256.724132.764000.763900.153799.063709.263001.48下深MD(m)外径(in)内径(in)3553.06工具，自动封堵技术特点：不需封隔器和桥塞等实施方法：通过地面操控拖动施工管柱，用水力喷射工具实施分段压裂应用实例：水平井段长度：575m压裂段数：20段每段距离：29m环空排量：8.0m3/min油管排量：2.2m3/min每段砂量：3-6m3平均砂液比：2-3%4.水平井水力喷砂分段压裂技术储层： Bakken

油层油管：4.5”11.6lbs/ftL-80井深：1,066，斜深：2,565m温度:35℃，压力：12.6MPa连续油管:2.375”(60.3mm)CT，管长:3,960m排量（喷砂射孔）：0.85m3/min，排量（压裂）：0.85m3/min每段加砂：5.0吨20/40

Ottawa

Sand液体体系：交联冻胶累计施工时间:66小时连续油管水力喷射压裂一趟管柱分段30段(spe127738)新型的带封隔器的喷砂分段压裂工具储层：Viking油层油管：4.5”井深：1,590m，斜深：2,895m温度:60℃，压力：14MPa连续油管:2.375”(60.3mm)CT，管长:3,960m排量（喷砂射孔）：0.85m3/min，排量（压裂）：0.85m3/min每段加砂：10.0吨20/40

Ottawa

Sand液体体系：交联冻胶累计施工时间:51小时连续油管水力喷射压裂一趟管柱分段22段(spe127738)2133.6m9.14m365.8m1280.2m水平段1158.2m水平段并行压裂就是在两个平行的水平井段进行交互的多级压裂。这种技术不仅能够提高压裂施工效率，还可以提高具有超低渗透率Barnett页岩的气体最终采收率。技术特点：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），提高初始产量和最终采收率实施方法：两口相邻且平行的水平井交互、逐段实施分段压裂应力重定向区域水平井1水平井2水力裂缝Parker的29个区块和Johnson的104个区块分析表明，平均产量比单独压裂可类比井提高21-55%5.水平井多井同步压裂技术施工净压力、产量、采收率均高于单独压裂监测井监测井改造井同步压裂井同步压裂井改造井基础数据Woodford

Shale埋深1820-2300m，厚度48.5～54.5m渗透率为0.0002-0.0004md断层

为E-W向;5-1/2”套管完井井距152m，水平段长760～1200m压裂施工单井压裂5-7段，段长100-150m；每段分4簇每簇射孔厚度37.9m，簇内每层射孔厚度0.45-0.75m，簇间距8-9m60度相位射孔，孔密20孔/m滑溜水压裂，每段1587m3，单段100目砂34t；30/50目砂90t环空注入,排量12m3/min1.32.21.92.5目前日产量万方/天6.4%25.9%/采收率1.4-2.1/2.8-6.310.5-11.2压裂施工净压力MPa1.7724C（单独压裂）7.0576AB井平均5.9566B（同步压裂）8.1586A（同步压裂）30天平均日产量万方/天水平井段长度m井号井号水平井段长度m30天平均日产量万方/天目前

日产量万方/天采收率压裂施工净压力MPaA（同步压裂）5868.12.5/10.5-11.2B（同步压裂）5665.91.92.8-6.3AB井平均5767.02.225.9%/C（单独压裂）7241.71.36.4%1.4-2.15.水平井多井同步压裂技术应用实例技术特点（HiWAY

Channel

Fracturing）支撑剂非均匀铺置，流体流经由支撑墩柱形成的通道，大大提高了裂缝的导流能力，消除了对支撑剂充填层渗透率的依赖。形成稳定的高导流能力裂缝通道，压后压裂液返排彻底，残渣低，支撑剂破碎率低。在

怀俄明州Jonah

气田和阿根廷

Loma

La

Lata气田进行了现场应用，平均单井产量增加10-15%，稳产2年以上。：射孔方案-在整个储层非均匀分簇射孔泵注程序-支撑剂以短脉冲形式加入采用纤维压裂液-纤维的加入改变了支撑剂段塞流变性，延缓支撑剂的分散和沉降SPE135034、140549Hiway通道压裂传统压裂初期产量：通道压裂井比传统压裂井平均高53%6.HiWAY通道压裂提纲一、储层改造技术的作用二、体积改造理念的提出三、国外致密油开发现状四、国外体积改造技术进展五、国内体积改造技术进展六、压裂“工厂化”技术七、储层体积改造发展趋势储层改造工艺与工具是低渗透、致密油、致密油、页岩气等油气藏提高单井产量的技术，随着公司开展低渗透油气藏水平井分段、直井分层压裂技术攻关，储层改造工艺与工具得到飞速发展，有利支撑了相关领域的开发。其主要变化历程：由直井单层改造工艺技术发展到多层改造工艺技术（可实现5段以上）由机械分层为主发展到机械与软分层结合技术由水平井笼统压裂发展到水平井分段改造技术主研速钻桥塞引进速钻桥塞双封单压分段压裂技术水力喷射分段压裂技术滑套封隔器分段压裂技术桥塞分段压裂技术液体胶塞分段压裂技术分段压裂优化设计技术裂缝监测技术经过持续攻关，形成了配套的水平井分段压裂技术压后第4个月产量平均是直井压后产量的3.3倍，目前是直井2.5倍。总体压裂效果对比图8.22.33.56.72.03.33.91.62.50876543219第一个月第四个月目前(200911)分段压裂平均（t/d)直井压裂平均(t/d)分段/直井(倍)水平井分段改造技术中石油水平井分段压裂技术总体应用情况831961601712575037759008007006005004003002001000年年年年09年 2010年 2011年 2012年水平井改造井数（口）2005-2012年累计水平井分段改造2001口井2013年全年水平井分段改造预计达到1000口01192338120288608010203040506070809001002005500600700年年年年

09年

2010年

2011年

2012年5段以上比例（%）段以上400井数（口300）5段以上井数（口）5段以上比例水平井压裂5段以上井数0000285125020406080100140120160180年年年

年

09年

2010年

2011年

2012年水平井压裂10段以上井数10段以上比例（%）10段以上井数（口）10段以上井数（口）10段以上比例性能指标管柱耐温100℃、耐压差80MPa一趟管柱最多压裂15段，一天内可完成8段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%1、压裂工艺工艺原理：采

封隔器单卡目的段实施压裂，通过工具总成的多次座封、压裂、解封、拖动，实现一趟管柱压裂多段。1425432（一）双封单卡分段压裂技术尼龙+钢丝帘线模压成型的扩张式胶筒肩部保护用于扩张式封隔器胶筒可移动式胶筒钢碗三向耐磨导压喷砂器(专利号：ZL

2008

20090635.5

)2、技术关键为了实现一趟工具下井完成多段压裂，要克服封隔器多次胀封疲劳失效、工具总成多次座封、解封、拖动、防砂卡、高压差等难题，关键是研制耐高温、承高压、小直径、高涨比的封隔器(专利号：ZL

2008

2

0090636.X

)钢丝帘线胶筒

胶筒保护机构可移动的胶筒钢碗新型喷砂器单只加砂160m3初期喷砂器（一）双封单卡分段压裂技术3、现场应用效果截止到2012年底实施压裂198口井1069段，工艺成功率达到96.6%。单趟管柱压裂段数由研究初期的4段提高到15段，其中5段以上96口井，占61.5%单趟管柱最大加砂规模由最初的65m3

提高到目前的160m3封隔器之间最大卡距由44m提高到112m4654451154881457215160112第一阶段2008年

2009年2010年压裂段数（段/趟）

砂量（m

3）

卡距（m

）（一）双封单卡分段压裂技术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51.1×104t。水平井双封单卡分段压裂技术实施效果统计10

101.905.37.201

704.35.301

005.30.002.004.006.008.0010.0012.00第一个月第四个月目前(201012)分段压裂平均（t/d)直井压裂平均(t/d)分段/直井(倍)（一）双封单卡分段压裂技术1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1112

13

1415典型实例：州扶51-平52井单趟管柱压裂15段施工时间：储层参数：扶余储层，井底温度98.5℃，砂岩钻遇长度为475m井层参数：水平段长593m，垂深1851m，斜深2591.53m施工参数：分压15段，段间距19.5-152m；最高施工压力60.2MPa，最大排量3.4m3/min，共加砂110m3，有效施工时间仅34h工具能力：15段压裂封隔器共坐封32次（含测试压裂）压后效果：初期日产油10.3t/d，是周围直井的9.3倍，是同区块水平井的2.1倍；目前产油7.7t/d，是周围直井的6.9倍，是同区块水平井的1.6倍州扶51-平52井压裂施工曲线（一）双封单卡分段压裂技术1、水力喷砂分段压裂原理依据伯努利方程，利用高速水射流携砂，射开套管和地层，在射孔尖端形成应力集中，尔后射流动能转化为压能，结合环空补液，使缝内净压力满足裂缝延伸需求，实现射孔、压裂（参考国外公司试验性做法，依靠自主研发，实现领先）。（二）水力喷砂分段压裂技术喷嘴结构喷射器结构喷射器布孔方式对射流影响模拟（轴向）喷射器布孔方式对射流影响模拟（螺旋）喷嘴喷嘴类型喷嘴结构喷嘴材质加工工艺喷射器喷射器结构喷射器材质布孔方式2、技术关键：工具研制解决耐磨难题，实现单孔加砂40m3优化布孔方式及孔数(单段6-12孔)，提高射孔破岩能力，套管时间1min以内（二）水力喷砂分段压裂技术3、水力喷砂物模实验①建立了室内物理模拟实验装置，模拟结果表明：水力射流时可在缝内造成4-10MPa的附加压力，从而保证分段压裂的实现，不会重复压开已压裂段。（二）水力喷砂分段压裂技术②通过大型矿场物模试验获取了喷孔直径、喷射深度及喷孔形态等关键参数，掌握了水力喷砂过程中喷孔形态的变化规律靶件岩块起裂前，喷孔形态呈纺锤形，最大成孔直径84mm，最大深度164mm当靶件产生裂缝后，孔眼形状呈剑形孔道，射孔深度成倍增加，最长达354mm大型物模试验为水力喷射参数优化提供了重要的研究基础。（二）水力喷砂分段压裂技术③开展了水力喷砂射孔试验，为下井试验奠定了基础压裂车组(混砂车、泵车等)用液量440.0m3，砂量93.3m3获得主要认识：喷嘴 能力：砂比6-8%，穿套管用时40-60s节流压差：与排量正相关，排量0.2-0.4m3/min，节流压力11.0-35.0MPa携砂能力：6.0mm喷嘴施工，砂比可达55%试验车组试验管柱射穿套管前射穿套管后（二）水力喷砂分段压裂技术4、水力喷砂射流参数优化形成了水力喷射射流参数优化 ，通过数值模拟优化水力参数功能：①射流速度；②等速核长度；③射流水功率；④射流冲击力；⑤射流速度分布和射流压力分布等。喷嘴

速度等值线图喷嘴

压力矢量图（二）水力喷砂分段压裂技术5、配套形成水力喷砂分段压裂工艺技术特点与指标射孔和加砂压裂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“水力喷砂+小直径封隔器”拖动分压技术(专利号：ZL200920108820.7)“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”分压技术双喷射器分段多簇压裂技术发展配套了4项新技术双喷射器水力喷砂压裂示意图喷射器1喷射器2（二）水力喷砂分段压裂技术6、现场应用与增产效果（1）油田应用：

“水力喷射+封隔器”拖动压裂截止到201年底现场应用339口2391段（长庆、吉林、大庆等），压裂段数由初期的3-5段增加到8-10段，压后稳定增产倍数达到了3倍以上（截止到2010年12月底，水平井累产29.6×104t）。水平井水力喷砂分段压裂技术实施效果统计（油井）12.354.023.19.752.783.58.032.233

62.000.004.008.006.0010.0012.0014.00第一个月第四个月目前(201012)分段压裂平均（t/d)直井压裂平均(t/d)分段/直井(倍)（二）水力喷砂分段压裂技术水平井油井最大分压段数21段（长庆阳平10井）典型井：长庆阳平10井水平段长1535m水力喷射分段多簇压裂21段42簇注入液量16047m3，支撑剂1058m3压后试排日产油184.05m3/d，不产水；投产日产油20.2t/d，含水25.6%阳平10井水平段井眼轨迹图井位图（马岭油田西233井）（2）“水力喷射+多级滑套”不动管柱分压技术在苏里格气田等水平井分段压裂117口井691段，平均无阻流量42.5×104m3，最高试气无阻流量113×104m3；较直井增产4倍以上水平井水力喷砂分段技术实施效果统计（气井）6.541.285.15.751

214.84.731.124.21.000.004.003.002.005.006.007.00第一个月第四个月目前(201012)分段压裂平均（104m3/d)直井压裂平均(104m3/d)分段/直井(倍)（二）水力喷砂分段压裂技术川庆0.0.0000.000.0000.00苏14-7-41H2井压裂7段，单段加砂25m3以上，压后获得日产气113.4×104m3方。（二）水力喷砂分段压裂技术双喷射器水力喷砂压裂示意图喷射器1喷射器2（3）把两套水力喷射系统联作，可实现一趟管柱压裂8-10段，单段加砂30m3。庆平4井压裂10段20簇，压后自喷，日产纯油32.4m3，达到周围直井产量5倍以上。该工艺具备了多段多簇压裂技术的雏形，向“体积改造”目标进了一步。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（二）水力喷砂分段压裂技术井口投送器油管套管套管保护封隔器安全接头封隔器Ⅳ脱开机构定压滑套待压层段 封隔器Ⅲ 封隔器Ⅱ性能指标耐温150℃、耐压70MPa适合5-1/2″和7″套管尺寸不动管柱一次压裂3-5段管柱和封隔器不受卡距限制封隔器Ⅰ完成所有封隔器坐封，同时打开最远端滑套，压裂第一段；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：ZL

2009

2

0108202.2

)1、压裂工艺工艺原理：一次完成射孔多段，下入分压工艺管柱，油管水平井滑套分压管柱示意图（三）套管内滑套封隔器多段压裂2、技术关键：滑套分段压裂工具耐高温高压的压缩式滑套封隔器

(专利号：ZL

2007

20170128.8

)大通径套管保护封隔器：内通径60mm伸缩机构：保证井下封隔器座封与解封过程中 伸缩，避免封隔器上卡瓦与套管锚定后影响座封与解封遇卡脱开机构：遇卡阻力5吨脱开，避免砂卡安全接头：安全接头与工具 设计，起管柱遇阻时，可以从该处脱开以上管柱，为下一步处理留出余地井口投球器：耐压105MPa（三）套管内滑套封隔器多段压裂新研发的：实现了分簇射孔、管柱投送、坐封、丢开、逐段压裂、压后管柱回收一次完成。一趟管柱可压裂15段45条裂缝。一次投送丢手式套管内滑套封隔器多段多簇压裂系统管柱类型压裂段数单孔球座多孔球座技术指标Y341封隔器组合压裂工艺管柱10段31-58mm无耐压差70MPa、耐温150℃Y441封隔器组合压裂工艺管柱15段31-55mm16-28mm耐压差70MPa、耐温150℃技术指标技术特点：施工快捷，节约时间和成本实施方法：通过井口落球系统操控滑套，依次逐段进行压裂应用实例：1口水平井采用滑套分5段水力压裂，压裂耗时3h（常规方法需2天）,使用支撑剂544t、液体8700m3，节约完井费用27%。（三）套管内滑套封隔器多段压裂3、现场应用效果截至到2012年底，现场应用190井1150段，工艺成功率99%分段压裂的水平井稳定产量为直井3.6倍，累产为直井的2.7倍；累计动用低渗透难采储量2000×104t。水平井封隔器滑套分段压裂技术实施效果统计5.431.793.035.131.433.601

910.912.101.000.002.003.004.005.006.00第一个月第四个月目前(201012)分段压裂平均（t/d)直井压裂平均(t/d)分段/直井(倍)（三）套管内滑套封隔器多段压裂套管滑套封隔器分段压裂最高15段（吉林黑H平2井）典型井：吉林黑H平2井水平段长560m套内滑套分段多簇压裂15段34簇注入液量4290m3，支撑剂563m3压后测试日产油11.6t/d压裂施工曲线一次投送丢手式套内滑套分段多簇压裂管柱液添(L/min)地面压力[套管](MPa)加砂速度(m3/min)携砂液排量(m3/min)0270540时间(min)810108013500.00.040.0012.0080.0024.00120.036.00160.048.00200.060.000.00.00.801.601.603.202.404.803.206.404.008.00压裂滑套丢手封隔器第一段第二段第三段第四段第十五段定压滑套压裂封隔器（三）套管内滑套封隔器多段压裂管柱类型51/2〞套管悬挂3

1/2〞基管7〞套管悬挂4

1/2〞基管95/8〞套管悬挂51/2〞基管压裂段数16段26段29段单孔球座31-58mm31-88mm31-97mm多孔球座16-28mm16-28mm16-28mm技术指标耐温150℃、耐压差70MPa耐温150℃、耐压差70MPa耐温150℃、耐压差70MPa国内

眼封隔器多级滑套分段压裂技术指标眼滑套封隔器分段技术随着国内工具的应用和设计改进，目前的技术指标有了进一步提高，即在5-1/2”套管悬挂3-1/2”基管可实现16段压裂,7〞套管悬挂4

1/2〞基管可实现26段压裂。（四）

眼封隔器分段改造技术典型井：水平井油井最大分压段数21段吉林大北G平2井水平段长918m眼封隔器可开关滑套压裂21段注入液量9770m3，支撑剂1015m3砂量液添(L/min)排量(m3/min)0480192024000

00000.000

00

00.0020.040.02.0040.080.04.001

00020016

002

00040032

003

00060048

004

00080064

005

000100080

00砂速总液量(m3)

地面压力(MPa)60.0120.06.0080.0160.08.00100.0200.010

00960

1440时间(min)压裂施工曲线图压裂管柱示意图（四）

眼封隔器分段改造技术水平井气井最大分压段数18段（长庆靖67-65H1井）典型井：长庆靖67-65H1井水平段长1976m眼封隔器分段压裂18段注入液量10379m3，支撑剂1092m3关井，待测试压裂管柱示意图井位图（苏里格气田东区）（四）

眼封隔器分段改造技术技术背景从直井常规铸铁、可回收式桥塞发展而来下入方式发展历程：(连续)油管-水力爬行器-水力泵入技术特点减小地层 （封堵已压开层段)节省钻时（同时射孔及座封压裂桥塞）压裂后可快速钻掉，易排出（<35min钻掉，常规铸铁>4h）适用范围：套管压裂，适用于多种套管尺寸（3.5″/4.5″/5.5″/7″)快速可钻式桥塞材料桥塞与射孔

离技术桥塞送入及座封技术（五）水平井多级可钻式桥塞分段压裂技术耐温350°F

(177°C)耐压差

10,000

psi

(69

MPa)电缆射孔速钻桥塞分段压裂工艺示意图指标：耐温120℃，压差70MPa应用：截止2012年底总共开展复合桥塞现场试验19口井现场试验，最多段数达到12段。施工压力最高90MPa，最长施工时间393min，桥塞座封可靠，成功率100%。速钻桥塞（五）水平井多级可钻式桥塞分段压裂技术可钻桥塞分段压裂最高12段（吉林黑185井）典型井：吉林黑185井水平段长685.5m可钻桥塞分段压裂12段36簇注入液量3620m3，支撑剂620m3压后测试日产油18.8t/d压裂管柱示意图黑185井试采曲线0102030405060日期7.137.167.197.227.257.287.318.038.068.098.128.158.188.218.248.278.309.029.059.089.119.149.179.209.239.269.2910.0210.0510.0810.1110.141000140012001800160022002000260024002800300034003200液（t）油（t）含水(%)累产油（t）Surface

Casing9

5/8"

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1500'4

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13.5#

P110to14,000'TAP

Rupture

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13,865'（五）水平井多级可钻式桥塞分段压裂技术（六）液体胶塞分段压裂技术Ⅰ可作为暂堵胶塞堵水层压裂油层Ⅱ可代替机械桥塞进行分层压裂技术特点与指标替代金属桥塞和封隔器，破胶彻底，不用钻塞，无残渣、低耐温20～100℃耐压30MPa可定时控制成胶与破胶-成胶时间2～50min可控-破胶时间1-96h可控套压油压温度胶塞葡扶172-平59体胶塞封堵压裂井下压力计监测曲线1、建立了天然岩心水平井注采物模实验方法，推导了低渗透水平井非线性渗流条件下的产能

公式开展了低渗透油藏水平井注采实验和开采机理研究，推导了考虑低渗透非线性渗流的水平井产能

公式直井压力剖面水平井压力剖面w

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（七）水平井压裂裂缝与井网优化2、自主研发了低渗透油藏压裂水平井产能评价压裂水平井井网自动优化压裂水平井产能评价基于物理模拟实验和渗流力学原理，能够反映低渗透油藏启动压力梯度和压敏效应综合影响，填补了压裂水平井井网产能空白。压裂水平井井网优化实现了遗传算法在水平井井网优化设计中应用，大大减少了人工工作量，提高了运算速度和精度，国内外尚属首例。井网优化产能评价（七）水平井压裂裂缝与井网优化①水平井压裂多裂缝油藏模拟ECLIPES软件油藏裂缝网格划分裂缝网格处理油水两相模型②水平井压裂裂缝模拟裂缝条数及布放方式对产量的影响裂缝几何尺寸与压裂规模关系经济评价◆裂缝条数◆裂缝支撑长度导流能力◆裂缝间距水平井压裂不同裂缝长度油藏模拟裂缝几何尺寸对生产的影响评价模型评价参数评价指标③经济优化3、建立了水平井压裂多段裂缝优化设计方法从油气藏地应力状态及其与裂缝起裂的关系入手，研究建立水平井分段压裂多段裂缝优化方法，为水平井方位部署、现场水力裂缝优化设计提供了依据。建立了弹性开采条件下水平井分段压裂优化设计方法8

250012345670100200300400500600700800900100011001200水平井筒长度(m)不同水平井段长度下裂缝条数长度和导流能力图版（渗透率=0.5md）横向裂缝效果好于纵向裂缝(k≤0.5mD)300-500m井段，优化裂缝3-6条裂缝长度增加产量增加，大于100m后增幅不明