鄂尔多斯盆地碳酸盐岩资源丰富，分布面积广，一直是长庆油田天然气勘探开发的重要领域。长庆油田早期对碳酸盐岩储层的改造主要聚焦于靖边气田及其东西两侧的马家沟组白云岩储层。太原组石灰岩由于储层致密，研究程度较低，前期改造主要借鉴靖边气田成熟经验，主体采用小规模酸压解堵工艺，并先后开展了稠化酸酸压、交联酸携砂压裂、多体系复合酸压等工艺试验，仅ZH2、ZH3等部分过路井获得2.0×10⁴m³/d以上的工业气流，未能实现产量突破^[1-5]。

近年来，致密碳酸盐岩深度改造技术不断进步，与酸压工艺比较，碳酸盐岩体积加砂压裂具有很强的技术优势，通过采用大规模非反应性流体造缝、支撑剂填充，可形成更大范围的高导流通道。Suleimenova^[6]等通过室内导流能力试验比较了致密碳酸盐岩酸压改造和加砂压裂导流能力的变化规律，试验证实高闭合应力条件下，加砂压裂形成的导流能力要比酸压改造后的导流能力更强；Guo等^[7]通过室内三轴压裂试验，研究了混合体积压裂在致密裂缝型碳酸盐岩中的适应性，试验表明通过前置液压裂、大规模酸压及支撑剂注入，能够形成具有一定导流能力的复杂裂缝网络系统；储铭汇^[8]针对大牛地中—深层致密白云岩储层尝试了酸压加砂压裂复合改造工艺；张以明等^[9]针对超深层碳酸盐岩开展了以“多级注入、暂堵转向、加砂酸压”为核心的体积改造工艺试验。对比西南油气田、塔里木盆地、大牛地气田等碳酸盐岩储层改造经验，对于致密储层在主体改造方向上力图采用大规模酸压+脉冲式加砂压裂增加天然裂缝沟通，提高改造体积及导流能力，但总体上以直井白云岩储层为主，单段加砂普遍小于30m³。对于致密灰岩而言，由于储层均质、酸岩反应速率快，直井大规模酸压+小规模脉冲式加砂压裂无法满足大幅提产需求。北美Eagle Ford页岩气藏方解石含量超过70%，2008年以来，通过水平井分段多级压裂获得了巨大成功，为研究区水平井提产试验带来了新的启示^[10-17]。但与北美Eagle Ford泥灰岩比较，鄂尔多斯盆地太原组石灰岩气层厚度薄（2.7~4.2m），杨氏模量高（35.2~52.5GPa）、地层压力系数低（0.89），大规模压裂加砂及液体返排难度大，需探索适合研究区的特色改造技术。

2021年以来，为了重新探索太原组石灰岩这一潜在的天然气勘探新领域，长庆油田开展了水平井提产技术攻关。立足太原组石灰岩天然裂缝发育、脆性程度高、两向水平主应力差低的特征，深化岩石力学、裂缝扩展、支撑剂运移铺置等压裂增产机理研究，攻克高杨氏模量储层“裂缝延伸难、缝宽窄、难加砂”等关键技术瓶颈，形成酸压加砂复合的致密灰岩水平井复合缝网加砂压裂技术，现场试验4口井，平均试气无阻流量为59.7×10⁴m³/d，单井最高达108.8×10⁴m³/d高产气流，实现了太原组石灰岩勘探开发的新突破^[1-2]。

鄂尔多斯盆地上古生界石炭系—二叠系煤系地层厚度为80~160m，太原组石灰岩形成于局限陆表海潮坪环境，自下向上发育庙沟段、毛儿沟段、斜道段、东大窑段4套石灰岩，累计厚度为5~30m，其中，斜道段石灰岩单层厚度大、分布稳定、含气性好，是主要的含气层段。太原组石灰岩气藏埋深为2100~3200m，有效厚度为2.7~4.2m，发育藻粘结灰岩和生屑粉晶灰岩，方解石含量达90%以上。与靖边气田马家沟组白云岩储层相比，太原组石灰岩储层溶蚀孔洞不发育，孔隙类型以晶间孔、生屑溶孔及微裂缝为主，岩心分析平均孔隙度为2.2%，平均渗透率为0.21mD，地层压力系数为0.89，为低孔、低压致密型气藏^{[1-5, 18-19]}。

太原组石灰岩勘探始于20世纪80年代，受储层改造工艺的局限，前期主体采用小规模盐酸解堵工艺，2000年以后，随着碳酸盐岩酸压工艺的持续进步，陆续开展了稠化酸酸压、交联酸携砂压裂、多体系复合深度酸压等工艺试验，单井产量一直未获突破。分析认为，太原组石灰岩酸压低产的原因主要体现在3个方面: 一是气层厚度薄、储层致密、泄流半径小，单井控制资源量有限，提产难度大。对标苏里格气田致密砂岩水平井初期产量及单井最终可采储量（EUR），相同水平段长度下太原组致密灰岩缝控改造体积至少比苏里格致密砂岩提高30%~60%以上方可达到同等产量及最终可采储量。二是与白云岩相比，太原组石灰岩酸岩反应速率增加5倍以上，由于石灰岩酸岩反应速率快，酸液入口端易造成过度溶蚀，常规酸压酸蚀裂缝有效作用距离仅为20~30m；同时，太原组石灰岩微裂缝发育，酸液优先沿天然裂缝方向流动，其他方向溶蚀较少，酸液波及范围小。三是太原组石灰岩储层致密，岩石表面均质，非均匀刻蚀程度较差，裂缝闭合后导流能力大幅降低。因此，需开展致密灰岩体积压裂技术攻关，大幅提高裂缝改造体积及导流能力，有效动用地层储量才能达到大幅提高单井产量的目的。

针对以上问题，提出了致密灰岩水平井复合缝网加砂压裂技术思路，通过“深度酸压+大规模加砂”双重技术优势，构建“水力缝网+酸蚀裂缝”相结合的高导流天然裂缝流动通道，结合水平井密切割压裂增大裂缝壁面与储层基质的接触面积，缩短基质向裂缝的渗流距离，极大地提高储层整体渗透率。

（1）大排量前置造缝：采用大排量注入高黏压裂液体系，降低滤失、形成一定长度的主裂缝。

（2）多体系复合深度酸压：通过大排量注入低黏滑溜水提高缝内净压力，激活并开启天然裂缝。当微裂缝开启后，大规模注入酸液使其充分刻蚀裂缝壁面并溶蚀裂缝内充填矿物，在有效降低高杨氏模量储层破裂压力的同时形成深穿透、非均匀刻蚀的复杂裂缝网络。

（3）大规模逆序压裂加砂设计：在形成复杂酸蚀缝网的基础上，采用更大排量的高、低黏滑溜水交替注入，进一步扩展裂缝，沟通远端天然裂缝，提高裂缝改造体积。同时，携带不同粒径的支撑剂实现暂堵降滤、孔眼打磨、不同尺度裂缝的有效支撑。

（4）多尺度小粒径连续加砂模式：通过提高承压等级、差异化裂缝铺砂设计，形成多尺度小粒径三级连续加砂模式，有效解决高杨氏模量储层加砂难题。

天然裂缝发育是形成复杂裂缝网络的前提条件^[20]。岩心观察太原组石灰岩天然裂缝发育（图 1），裂缝密度为3~15条/m，平均为8条/m，裂缝宽度为0.1~15mm，宽度小于0.5mm的裂缝占59%，以全—半充填方解石或泥质为主。成像测井解释太原组石灰岩主要发育低角度裂缝、垂直缝，其中，倾角小于60°的裂缝占60%，且充填程度较低，以半充填为主；倾角大于60°的裂缝占40%，以全充填为主（图 2）。

图 1

图 1 太原组石灰岩岩心照片 Fig. 1 Core photos of Taiyuan Formation limestone

图 2

图 2 太原组石灰岩裂缝倾角分布图 Fig. 2 Histogram of fracture dip in Taiyuan Formation limestone

研究表明，当天然裂缝和水力裂缝之间的夹角小于30°时，天然裂缝可以被打开；当天然裂缝和水力裂缝之间的夹角为30°~60°时，如果两向水平主应力差低则天然裂缝可以张开，如果两向水平主应力差高则天然裂缝无法张开；当天然裂缝和水力裂缝之间的夹角大于60°时，天然裂缝无法张开，且天然裂缝渗透率及胶结强度越低，高角度裂缝开启所需的两向水平主应力差越低^[20-22]。太原组石灰岩高角度裂缝充填程度高，平均渗透率为0.21mD，结合实验研究，要开启夹角大于60°的天然裂缝，两向水平主应力差需达到0~4MPa。

通过采用Kaiser效应等方法测试岩心最大、最小水平主应力结果表明，太原组石灰岩两向水平主应力差为4.5~5.2MPa，大于4MPa，结合储层微裂缝充填特征，分析认为该类储层天然裂缝开启主要以夹角小于60°的低角度裂缝为主。Doe等^[23]实验研究证明，当储层两向水平主应力比（最大水平主应力/最小水平主应力）小于1.5时，随着应力比减小，裂缝分支和多裂缝特征越明显。太原组石灰岩两向水平主应力比为1.09~1.10，且天然裂缝发育，在压裂过程中容易形成复杂的缝网系统。

岩石脆性特征对体积改造具有重要影响，岩石具有显著的脆性特征是实现储层缝网压裂改造的物质基础^[24-25]。鄂尔多斯盆地太原组石灰岩相对均质，碳酸盐含量大于93%，部分含有极少量石英和黏土。北美页岩数据库的矿物三角图表明，富含石英或碳酸盐的储层在压裂改造时易形成缝网。

选取与太原组石灰岩岩石矿物成分相当的岩心进行三轴岩石力学实验，由应力应变曲线得到太原组石灰岩杨氏模量为35.2~52.5GPa，平均为43.1GPa，泊松比为0.21~0.27，平均为0.24，具有高杨氏模量、中—低泊松比特征，与Sondergeld等人^[26]所描述的适用体积压裂气藏的岩石力学条件（静态杨氏模量大于30GPa、静态泊松比小于0.25）相符。

对岩石脆性的评价有很多方法，目前没有统一的标准，主要有弹性参数法、矿物组分法、应力应变曲线法、单轴抗拉强度与单轴抗压强度法等。Rickman^[27]提出用杨氏模量和泊松比来计算脆性指数，并认为脆性指数（BRIT）大于40时，岩石是脆性的，BRIT大于60时，岩石脆性很强。李年银等^[28]对Rickman提出的公式进行了改进，其公式为

式中E——静态杨氏模量，10⁴MPa；

σ——静态泊松比；

E——归一化杨氏模量，10⁴MPa；

σ——归一化泊松比。

本文优选李年银等改进的公式，采用弹性参数及应力应变曲线相结合的方法评价鄂尔多斯盆地太原组石灰岩储层的脆性。计算脆性指数为55.2~65.9（表 1），说明太原组石灰岩脆性特征明显，在压裂改造时易于形成复杂裂缝网络。

表 1

表 1 鄂尔多斯盆地太原组石灰岩岩石力学、脆性指数及地应力测试结果统计表 Table 1 Statistics of rock mechanics, brittleness index and field stress test results of Taiyuan Formation limestone in Ordos Basin 岩心编号 静态杨氏模量/104MPa 静态泊松比 脆性指数 最大水平主应力/MPa 最小水平主应力/MPa 两向水平主应力比 两向水平主应力差/MPa 1号 4.4316 0.27 56.0 58.5 53.3 1.10 5.2 2号 3.5218 0.22 55.2 54.2 49.7 1.09 4.5 3号 3.7438 0.23 55.8 52.3 47.5 1.10 4.8 4号 4.5692 0.24 62.4 57.2 52.6 1.09 4.6 5号 5.2515 0.26 65.9 62.2 57.0 1.09 5.2 6号 4.3586 0.23 61.9 58.3 53.8 1.08 4.5

表 1 鄂尔多斯盆地太原组石灰岩岩石力学、脆性指数及地应力测试结果统计表 Table 1 Statistics of rock mechanics, brittleness index and field stress test results of Taiyuan Formation limestone in Ordos Basin

实验研究表明，采用低黏压裂液、提高净压力有利于提高裂缝的复杂程度。为了进一步明确太原组石灰岩压裂裂缝扩展规律，在山西临汾选取石灰岩露头（30cm×30cm×30cm），采用真三轴水力压裂试验系统对太原组石灰岩开展水力压裂物理模拟试验。试验条件：滑溜水体系，黏度为5~9mPa·s，排量为8mL/min，两向水平主应力差为4MPa。试验表明，当太原组石灰岩内部天然裂缝发育程度较高时，采用低黏滑溜水大排量压裂，压裂缝会穿过、沟通天然裂缝，形成多条裂缝（图 3）。声发射曲线表明，石灰岩裂缝扩展过程中注液压力多次下降，反映储层裂缝较发育，主裂缝多次开启微裂缝（图 4）。

图 3

图 3 太原组石灰岩露头压裂物理模拟试验照片 Fig. 3 Photos of fracturing physical simulation experiments of limestone outcrop in Taiyuan Formation

图 4

图 4 太原组石灰岩露头压裂物理模拟试验加载声发射曲线图 Fig. 4 Loading acoustic emission curve of fracturing physical simulation experiment of limestone outcrop in Taiyuan Formation

在露头物理模拟实验的基础上采用全直径岩心钻取50mm×50mm×100mm规格长方体试样，根据相似性原理确定与现场条件对应的室内实验参数，开展加载围压、中心孔加载水压形式的模拟水力压裂，并将岩样从顶部向底部切片扫描。如图 5所示，水力压裂缝从岩心的顶部延伸至底部，在岩心内部产生呈“人”字形交叉的两条主缝，且其周围产生了多条分支裂缝，进一步证实太原组石灰岩可形成人工裂缝与微裂缝相互沟通的复杂网络。

图 5

图 5 太原组石灰岩岩心压裂后CT扫描切片图 Fig. 5 CT scanning slices of Taiyuan Formation limestone core sample after fracturing

研究表明，当裂缝延伸净压力大于两向水平主应力差与岩石抗张强度之和时可以开启微裂缝，形成主缝和分支裂缝组合的复杂裂缝。结合研究区两向水平主应力差计算分析，太原组石灰岩要开启夹角小于60°的低角度裂缝所需净压力为6.0~8.0MPa。裂缝净压力主要与压裂液黏度和排量密切相关，软件模拟表明（图 6），随着施工排量的增加，裂缝净压力逐渐增加，当施工排量大于6m³/min时，采用低黏滑溜水裂缝净压力可达6.0MPa以上，满足开启微裂缝形成复杂裂缝网络的条件。

图 6

图 6 不同施工排量下裂缝内净压力模拟计算结果图 Fig. 6 Simulation calculation results of net pressure of fractures with various pumping displacements

储层岩石的酸岩反应速率与岩石类型密切相关，酸岩反应速率评价实验表明，石灰岩的酸岩反应速率远高于白云岩，在90℃的温度下石灰岩反应速率是白云岩的5倍以上，模拟计算相同酸量条件下酸蚀裂缝距离较白云岩缩短1~2倍。由于石灰岩酸岩反应速率快，酸液入口端易造成过度溶蚀（图 7），同时太原组石灰岩微裂缝发育，酸液优先沿天然裂缝方向流动，其他方向溶蚀较少，酸液波及范围小。

图 7

图 7 不同类型岩石酸蚀裂缝形态图 Fig. 7 Morphology of acid corrosion fractures of various types of rocks

以穿透微小孔喉、沟通微裂缝，形成酸蚀蚓孔溶蚀网络为目标，优选低黏低分子单相酸缓速酸液体系。该体系颠覆常规酸液增黏缓速机理，通过岩心表面修饰延缓酸岩反应速率，大幅提升酸液有效穿透距离。与常规酸液相比，单相酸酸液体系分子量低（< 1×10⁶）、黏度小（< 5mPa·s)，易渗透浸入岩石微小孔喉形成酸蚀蚓孔；同时，单相酸酸液通过分子吸附聚集在岩石表面形成疏水膜，降低H⁺与岩石接触效率，酸岩反应速率比常规稠化酸下降2倍（图 8）。酸液刻蚀实验表明，与常规盐酸相比，单相酸酸液体系能够穿透更长的距离，且刻蚀沟槽深、分布范围广（图 9）。

图 8

图 8 氢离子浓度随反应时间变化图 Fig. 8 Variations of hydrogen ion concentration with reaction time

图 9

图 9 两种酸液体系裂缝刻蚀形态对比图 Fig. 9 Comparison of fracture-etching morphology with two types of acid systems

采用岩石三轴压缩实验获取太原组石灰岩杨氏模量为35.2~52.5GPa，远高于砂岩的23.6~ 34.2GPa，在相同应力条件下石灰岩的应变程度较砂岩低15%~20%，表明太原组石灰岩裂缝扩展及延伸难度较大。结合压裂现场施工数据（表 2）统计分析表明，与盆地致密砂岩相比，太原组石灰岩具有“高杨氏模量、高破裂压力、高裂缝延伸压力、低裂缝宽度”的三高一低特征，常规压裂工艺条件下裂缝扩展及加砂难度大。

表 2

表 2 致密砂岩与太原组石灰岩压裂特征对比表 Table 2 Comparison of fracturing characteristics between tight sandstone and Taiyuan Formation limestone 储层类型 杨氏模量/GPa 破裂压力/MPa 裂缝延伸压力/MPa 裂缝宽度/mm 致密砂岩 20.7~32.4 42.3~50.6 0.017 8.1~12.0 致密灰岩 35.2~52.5 67.2~69.6 0.024 1.0~2.6

表 2 致密砂岩与太原组石灰岩压裂特征对比表 Table 2 Comparison of fracturing characteristics between tight sandstone and Taiyuan Formation limestone

模拟计算表明，石灰岩压裂裂缝的宽度随着压裂液黏度、施工排量的提高而增加，当压裂液黏度为30~40mPa·s、单缝排量为3.0~4.0m³/min时，裂缝净压力为7~9MPa，裂缝宽度为2.1~3.2mm（图 10），满足石灰岩一定导流条件下加砂缝宽需求。因此，为降低施工风险，携砂阶段优化采用高低黏滑溜水高排量交替注入工艺，实现降滤、扩缝、加砂需求。结合水平井井身结构、套管钢级、段簇设计，优化携砂阶段施工排量为10~14m³/min。

图 10

图 10 施工排量与净压力、裂缝宽度的关系曲线图 Fig. 10 Relationship between construction displacement and net pressure/fracture width

针对太原组石灰岩多尺度裂缝发育、压裂裂缝窄、常规支撑剂加砂难的特征，优选小粒径支撑剂，利用其粒径小、沉降慢、易入缝的特点，实现对微裂缝的有效支撑。通过开展多分支、多尺度裂缝的支撑剂运移与沉降平板实验，优化形成三级组合小粒径支撑技术。前置液阶段伴注100/200目粉陶封堵微裂缝、降低滤失，携砂阶段采用70/100目粉陶支撑分支缝，40/70目陶粒支撑主缝。

太原组石灰岩闭合应力为52~55MPa，较高的闭合应力会增加支撑剂的破碎率，因此增加小粒径支撑剂的比例不仅会降低加砂难度，而且会降低高闭合应力下支撑剂的破碎率^[29-30]。研究表明，组合支撑剂的长期导流能力下降速度比单一粒径支撑剂更小，结合不同粒径支撑剂组合导流能力评价结果^[31-32]，优化支撑剂比例为100/200目∶70/100目∶40/70目= 1∶5∶4。

对于天然裂缝发育的储层，形成缝网的重点在于先形成具有一定长度的主裂缝，而后通过提升裂缝净压力开启并扩展微裂缝。结合不同压裂阶段对液体体系的需求，研发了缔合类变黏滑溜水体系。该体系只含一种多功能添加剂，通过调节稠化剂加量实现不同黏度液体转换，满足高杨氏模量石灰岩储层“低黏成网、变黏液携砂”的需求。实验表明，低黏滑溜水黏度介于3~9mPa·s，降阻率可达70%以上，结合小粒径支撑剂降滤暂堵作用，有效提升裂缝净压力；高黏滑溜水黏度介于30~40mPa·s，满足造长缝高携砂需求。支撑剂运移实验表明，缔合类变黏滑溜水体系与小粒径支撑剂匹配性能好，稠化剂浓度为0.35%~0.4%时能满足支撑剂在30min内保持全悬浮，保证支撑剂在多裂缝系统内“进得去”“走得远”。

致密灰岩水平井复合缝网加砂压裂技术在长庆油田开展了4口井先导试验，平均试气产量为59.7×10⁴m³/d，最高达108.8×10⁴m³/d，较直井提高5~20倍，增产效果显著。以水平井YTX井为例进行分析。YTX导眼井钻遇石灰岩6.9m，其中气层厚度为3.9m，含气层厚度为3.0m，平均孔隙度为2.5%，平均渗透率为0.2mD。该井完钻井深为4880m，水平段长度为1500m，测井解释气层1260m。

结合YTX井水平段钻遇情况，优选桥塞分段压裂工艺，针对物性及含气性较差、微裂缝不发育的储层，适度分段布缝，设计段长为85~100m，单段2~3簇；针对物性及含气性较好、微裂缝发育的储层，均匀加密布缝，设计段长为50~75m，单段3~5簇。累计压裂改造14段，设计总砂量为835m³，总液量为16800m³，施工排量为8~12m³/min，单段酸量为120~150m³，平均入井液量为1050m³，砂量为50~80m³。整体施工平稳，施工压力为45~76MPa，加砂成功率达100%。

以YTX井第7段施工为例，施工曲线见图 11。桥塞坐封后开始小排量注入低黏缓速酸液，施工压力由46.7MPa降低到38.6MPa，表明酸液降压明显。前置酸液结束后提高排量至5.0~6.0m³/min开始注入高低黏滑溜水，施工压力快速升高到80.4MPa，形成主裂缝的同时开启微裂缝并扩展延伸，再注入低黏缓速酸液进一步溶蚀扩缝；然后提高排量注入低黏滑溜水，并以7%的砂比阶梯式加入100/200目粉陶段塞，段塞结束后排量保持在13m³/min，采用低黏滑溜水连续注入70/100目陶粒充填支缝；最后提高滑溜水黏度阶梯注入40/70目陶粒。

图 11

图 11 YTX井第7段压裂施工曲线图 Fig. 11 Fracturing construction curve of the seventh stage in Well YTX

YTX井压裂结束关井30min后放喷排液，8小时后点火成功，最高关井油压为21.0MPa，采用一点法求得无阻流量为54.9×10⁴m³/d，与区块酸压改造井相比单井产量提高10倍以上。试采生产31天，配产4.0×10⁴m³/d，后期压降速率为0.03MPa/d，关井恢复45天，油套压恢复至22.0MPa，从试采曲线（图 12）分析整体压力稳定，稳产效果好。

图 12

图 12 YTX井太原组石灰岩试采曲线图 Fig. 12 Trial production curve of Taiyuan Formation limestone in Well YTX

为评价非常规储层体积压裂后人工裂缝的复杂化程度，基于储层基质与压裂液存在离子交换现象，建立了体积改造后返排液中氯离子质量浓度的饱和度分布数学模型，分析表明，返排液初期流体主要以人工裂缝内的单相流为主，返排液中氯离子质量浓度随着返排量的增加而增加，达到一定返排率后，出现两种特征：一是平缓型特征（图 13a），即返排液中氯离子质量浓度逐渐趋于平稳，表明储层改造后的人工裂缝与储层基质中的离子交换较少，人工裂缝趋向于单一裂缝为主的特征；二是升高—平稳型特征（图 13b），即返排液中氯离子质量浓度仍存在增加趋势，表明改造后人工裂缝与储层基质产生大量离子交换，并且交换的体积较大，氯离子质量浓度随返排量增大而增加的时间越长，表明人工裂缝的复杂化程度越高。基于YTX井矿场氯离子质量浓度与返排率拟合（图 14），分析认为YTX井返排过程中氯离子质量浓度出现两次抬升，说明氯离子在整个返排过程中扩散交换程度较大，反映出裂缝缝网复杂程度较强，人工裂缝可能与天然裂缝沟通，形成多尺度裂缝泄流系统。

图 13

图 13 压裂后返排液中氯离子质量浓度变化图 Fig. 13 Variations of mass concentration of chloride ion in flowback fluids after fracturing

图 14

图 14 YTX井返排液氯离子质量浓度与返排率关系曲线图 Fig. 14 Relationship between mass concentration of chloride ion in flowback fluids and flowback rate in Well YTX

（1）长庆油田太原组石灰岩储层天然裂缝发育，两向水平主应力差小，岩石杨氏模量高、泊松比低，岩石矿物中碳酸盐含量高，岩石表现为脆性—强脆性，具备形成复杂缝网的改造条件，压裂过程中容易形成裂缝网络系统。

（2）水平井复合缝网加砂压裂技术采用“多段少簇密集造缝、酸压—加砂双元复合”的设计思路，大幅提升了长庆致密灰岩储层裂缝改造体积，试气产量较酸压直井提高5~20倍，是提高单井产量的有效技术手段。

（3）鉴于储层地层压力系数低、微裂缝发育特征，下一步建议在控液增砂、裂缝暂堵转向等方面进行优化试验，进一步提高勘探开发效益。

（4）以提高改造体积为目标，建议滑溜水开启微裂缝之后大排量注入酸液时加入暂堵材料，进一步提高裂缝复杂程度，实现酸蚀孔缝与水力裂缝有机结合。或者在滑溜水成网阶段携固体酸颗粒注入地层，有效提高酸液作用距离，在裂缝远端形成酸蚀孔缝与水力裂缝的复杂裂缝网络。