页岩油气革命延长了世界石油工业生命周期，助推了全球油气储量和产量增长，影响着各国能源战略格局^[1]。2021年美国海相页岩油年产量已达3.62×10⁸t，约占其石油总产量的64.34%，实现了能源独立；我国页岩油资源潜力巨大，预测可采资源量约为131.8×10⁸t，是我国的战略性接替资源^[2-7]。特别是在渤海湾、松辽、柴达木等盆地先后取得页岩型页岩油的稳定工业油流突破，极大推动了我国的页岩油革命^[8-15]。但是，我国页岩油主体以陆相为主，单井的产量差异大，总体上低于国外页岩油井的产量。分析认为，我国页岩油井产量低的原因除了地质条件的差异外，传统的压裂工艺还不能完全适应陆相页岩油地层的强非均质性也是主要原因之一。

2018年大港油田在黄骅坳陷沧东地区页岩油水平井GD1702H井水平段，采用分段桥射多簇孔压裂，压裂段长1286m，共划分21段66簇，加液量41100m³（滑溜水80%），加砂量1343m³（石英砂30%），压裂后峰值日产油68t，试采日产油20t以上达307天，累计产油超万吨，实现了我国陆相断陷盆地页岩油的勘探突破^{[13, 15]}。然而，随后2019—2020年在同富集区、同富集层钻探的页岩油水平井，继续采用分段桥塞多簇射孔压裂，但产油量差异大。为消除压裂水平段长度差异（701~1842m）对产量的影响，将水平井年产油量归一化到千米水平段，首年累计产油量从0.318×10⁴t到0.743×10⁴t，单井EUR从1.08×10⁴t到2.85×10⁴t，相差1~2倍，压裂改造效果难以把控，同时还出现了多口井压裂窜扰、套管变形，给页岩油的整体开发带来困惑。

固井滑套压裂是近年来发展起来的一项单簇孔压裂工艺，已在美国和加拿大成功应用11000个，单井最高纪录220个^[16-21]。2012年，美国在Barnett页岩地层首次使用连续油管激活压裂滑套技术（CT-enabled frac sleeve），9天内完成48级滑套单簇孔压裂作业，平均单级（单簇孔）压裂2.1h，最大泵注压力为21.7MPa，泵注液14668m³，加砂量1428t。2013年，在得克萨斯州Eagle Ford页岩油水平井采用多级滑套压裂技术，24h完成16级滑套单簇孔压裂，平均泵注排量为8.6m³/min，加砂量109t，比桥塞射孔压裂用时减少66%。2014年，在新墨西哥州二叠盆地采用无限级滑套压裂技术完成28级滑套单簇孔压裂，单级平均泵注时间为1h，排量为7.9m³/min，泵注支撑剂为90t，最大泵注压力为51.7MPa；在南得克萨斯州Escondido致密气砂岩采用计数式滑套压裂技术，48h完成32级滑套压裂，最大泵注压力为41.3MPa，单级泵注支撑剂达54.4t，泵注排量为3.2m³/min；在新墨西哥州利县Delaware盆地Bone Spring组使用连续油管激活滑套压裂技术，33h完成29级滑套压裂，平均单级压裂排量为6.4m³/min，泵注压裂液为256m³、支撑剂35t，相对于桥塞射孔压裂减少水马力4600hp（1hp=745.6999W）。2019年在Zapadno-Ugutskoe油田使用同直径压裂球激活压裂滑套技术，116h完成8级滑套压裂，每级压裂泵送支撑剂70t。

2012年以来，国内多家油气田也先后试验了固井滑套单簇孔压裂技术^[22-29]。其中，鄂尔多斯盆地大牛地气田和红河油田2014年采用滑套单簇孔压裂技术，完成水平井压裂20余口, 滑套打开成功率为100%，单井最多滑套压裂12级，最大加砂量为492.8m³，最高施工压力为64MPa，压裂后增产效果良好；徐深气田2016年应用无限级滑套单簇孔压裂12级，单级最高注入量为770m³，最大加砂量为62m³；新疆油田2017年以来，应用无限级固井滑套技术完成水平井压裂5口井140级，施工成功率为98.6%，最大井深为4325m，最大垂深为2476.26m，单井压裂最大水平段长1203m，单井最多压裂33级；南川页岩气田2020年开展了2井次16级滑套单簇孔压裂，滑套开启成功率为100%，压裂段数无限制且施工过程连续，单段压裂平均耗时3.5h，单日最高完成7级压裂施工，滑套间距（簇孔间距）为44~46m。

大港油田面对沧东孔二段页岩油水平井桥射多簇孔压裂出现的复杂情况和产量的强不稳定性问题，于2020年11月利用GY5-1-9H开展STG固井滑套单簇孔压裂试验，共完成79级987m水平段压裂，滑套间距（簇孔间距）为12.5m，单井滑套压裂级数及间距为国内最高。通过对该井自2020年12月28日开始放喷至2024年3月14日3年多的生产跟踪（其中自喷期616天，泵抽557天），发现固井滑套单簇孔压裂对页岩油地层的改造具有较大优势，产油量得到大幅提升，首年自喷累计产油达10128t，预测单井EUR达3.77×10⁴t（已累计产油24672t，目前仍保持日产油13.78t水平），创造了我国陆相页岩油水平井千米井段首年累计产油和单井EUR的最高纪录。本文在G108-8井500m岩心精细描述基础上，开展了多簇孔与单簇孔对比压裂模拟实验，分析了GY5-1-9H固井滑套压裂段页岩岩性组合，总结了单簇孔压裂在断陷盆地陆相页岩油压裂适应性、机理及压裂施工经验，以期为我国陆相页岩油的发展提供有益借鉴。

沧东凹陷是渤海湾盆地黄骅坳陷南部的一个次级构造单元，勘探面积约1760km²，是在区域性拉张背景下形成的新生代陆内断陷湖盆，盆缘发育沧东断层和徐黑断层，盆内次级断层十分发育，呈北东向展布（图 1a）。盆地古近系沉积地层主要为孔店组、沙河街组，其中孔二段以深灰色—灰黑色泥页岩为主，是主力生烃层系，也是页岩油主要富集层系。基于高频层序地层学原理，自上而下将孔二段划分为一亚段(Ek₂¹)、二亚段(Ek₂²)、三亚段(Ek₂³)和四亚段(Ek₂⁴)4个四级层序；泥页岩地层厚度约为400m，主要分布在Ek₂¹—Ek₂³，并进一步划分为C1—C7共7个开发层系（图 1b）。沧东凹陷孔二段页岩油是典型的“纹层型”页岩油，页岩纹层十分发育，薄片视域下页岩纹层密度可达11000层/m，以小于2mm的微米级薄纹层为主，组成纹层的矿物主要为长英质、灰云质矿物，或长英—灰云—黏土—有机质的混合。G108-8、GD12等井1200余块次X射线衍射（XRD）、有机碳含量（TOC）统计表明，孔二段页岩整体具有高长英质、高TOC、低黏土含量特点，长英矿物含量平均为34%、碳酸盐矿物含量平均为34%、黏土含量平均为16%、方沸石及其他矿物含量平均为16%；TOC最高达12%，平均为3.6%。页岩微纳级孔隙发育，主要为基质孔隙、微裂缝，孔隙度（氦孔隙度法）一般小于8%，主体为2%~4%。孔二段页岩普遍含油，局部富集，岩心荧光强度高，综合页岩含油性、储集性、可压裂性等地质特征，孔二段评价优选7个主富集层（图 1b）。

图 1

图 1 沧东凹陷孔二段页岩油区域构造特征图（a）及地层综合柱状图（b） Fig. 1 Regional structural characteristics of shale oil in the second member of Kongdian Formation in Cangdong Sag (a) and comprehensive stratigraphic column (b)

STG固井滑套工具主要由带预制压裂孔的外套管、可滑移的内套管和推动内套管滑移的螺卡3部分组成（图 2），内套管与螺卡相匹配，即一把钥匙（螺卡）打开一把锁（内套管）。利用该工具进行压裂施工准备及工艺流程如下：首先完井时，滑套工具连接油层套管一同下入井中固井，此时预制压裂孔是被可滑移的内套管封闭的；然后压裂施工时，通过投放工具将螺卡投入井中，到达目标滑套后通过液压推动内滑套滑移，打开预制压裂孔，再逐级进行单簇孔压裂施工。滑套中部预制有12个压裂簇孔，呈环形排列，孔形呈胶囊状，单孔面积为6.45cm²，而桥射簇孔（炮眼）呈螺旋排列，孔形为圆形，单孔面积为0.6cm²，仅为滑套簇孔面积的1/10。因此滑套工具可形成更大的过流面积、更低的摩阻，使更多能量作用于地层，形成更好的压裂效果。

图 2

图 2 STG固井滑套工具构成示意图 Fig. 2 Schematic diagram of STG well cementing sliding sleeve assembly

GY5-1-9H井位于沧东凹陷GD12断块，为受两条北东东走向正断层夹持的顺倾向断阶块，断块宽度为700m。目的层孔二段C1富集层厚度为70~80m，总体上属于断层发育、断块破碎、地层及含油气性非均质性强的区域（图 1）。该井于2020年3月6日开钻，5月9日完钻，完钻进尺5430m，其中水平段长1416m（进尺4014~5430m，垂深3763~3857m），最大井斜角为90.5°，方位为270°，与主应力夹角为60°，与边界断层夹角为45°。水平段普遍含油，但非均质性强，评价一类甜点层367m、二类甜点层422m，甜点层岩性主要为长英质纹层页岩，其次为混合质和灰云质纹层页岩，黏土含量为15%~25%，恢复至地层条件热解烃含量S₁为2~15mg/g，平均为7.1mg/g。储集空间为纳米孔喉，主体介于50~500nm，平均孔隙度为3.2%，渗透率为0.01mD。

GY5-1-9H井为三开完井，在完井过程中水平段每根油层套管连接一个带有预制簇孔的滑套一起下入井中，并一同固井，每根滑套长1.1m左右，加上油层套管长度，滑套间隔为12.5m（相当于单簇孔的压裂段长）。该井油层套管外径139.7mm，壁厚12.7mm，钢级Q125，抗内压137MPa，固井中胶塞成功坐封，碰压43MPa。自2020年11月3日至11月29日，使用2000型9台压裂车组，完成79级（个）固井滑套单簇孔压裂。滑套井段为4110.8~5367.6m，长1256.8m，其中中间两段舍弃，未压裂，实际压裂段长987m。累计注入压裂液37820m³，支撑剂2380m³，施工排量为8~9.5m³/min，施工压力为45~70MPa（图 3）；总施工时长为106h，其中正常压裂时长为78h，等停维护时长为32h。单日最高施工完成11级滑套压裂，施工时长为6h22min，压裂段长137.5m，注入压裂液2626.8m³，支撑剂118.4m³。

图 3

图 3 GY5-1-9H井滑套单簇孔压裂施工曲线图（部分） Fig. 3 Construction curve of well cementing sliding sleeve single-cluster hole fracturing for Well GY5-1-9H (part)

滑套单簇孔压裂具体施工程序为：（1）打开首个目标滑套。先注入滑溜水14m³，施工排量提高至4.37m³/min时，投入与目标滑套对应的螺卡工具；注入液体为48m³时，螺卡进入水平段，降低排量至3.0m³/min、施工压力为54MPa；利用高频压力声波检测仪，通过声波信号异常及压力变化异常检测螺卡在井筒中的运行情况，累计注入液体58.5m³时声波信号及压力陡升，说明螺卡到达指定目标滑套位置，施工压力由54MPa升至60.2MPa，目标滑套预制孔及水泥环被打开（图 4），然后进入地层压裂施工。（2）压裂施工。滑套预制孔打开后即刻开始压裂施工，施工排量逐步提高至9m³/min，施工压力最高上升至77MPa，注入滑溜水60m³后，开始加入70/140目石英砂，初始石英砂比为9%，逐渐提高至14%，随后加入设计的石英砂11.5m³。（3）顶替施工。加砂完毕后直接注入高黏滑溜水30m³、低黏滑溜水30m³，顶替施工结束，当日首个滑套单簇孔压裂施工完成。单个滑套压裂总用时47min。（4）循环施工。不间断重复上述过程，逐级（个）打开后续目标滑套预制孔进行压裂施工，直至完成当日滑套压裂目标。

图 4

图 4 螺卡运移及滑套打开过程声波信号及压力变化双监测曲线图 Fig. 4 Monitoring curves of acoustic signal and pressure change during the process of screw moving and sliding sleeve opening

沧东凹陷孔二段页岩层系岩性纵向非均质性强，表现为长英质页岩、混合质页岩、白云质页岩、长英质白云岩高频互层（图 5），这与GY5-1-9H井压裂过程中的压力曲线变化较大及其反映的页岩地层强非均质性较为一致。测井和岩心尺度上，不同准层序单元内岩性组合及沉积韵律旋回也存在差异，声波时差（AC）及密度（DEN）曲线呈中高频锯齿形交互。SQ⑨-1为薄层状白云质页岩组合，单层厚度为0.26~1.4m，平均为0.7m，测井解释地层厚度平均为0.9m，测井响应具有中低声波时差、中高密度、高电阻率的特点，AC、DEN呈中频锯齿形，该组合脆性矿物含量平均为86%，其中石英和长石矿物含量平均为27%，碳酸盐矿物含量平均为45%。SQ⑨-2为纹层状混合质页岩组合，白云质页岩、混合质页岩、长英质页岩各占1/3，无明显优势岩类，整体呈“千层饼”韵律互层分布，单层厚度为0.24~1.0m，平均为0.5m，测井解释地层厚度平均为0.6m，脆性矿物含量平均为82%，其中石英和长石矿物含量平均为29%，碳酸盐矿物含量平均为36%。SQ⑨-3为厚层状长英质页岩组合，单层厚度为0.4~1.5m，平均为1.2m，测井解释地层厚度平均为1.5m，AC、DEN呈齿化箱形，脆性矿物含量平均为78%，其中石英和长石矿物含量平均为29%，碳酸盐矿物含量平均为24%。SQ⑨-4为厚层状白云质页岩组合，单层厚度为0.5~2.0m，平均为1.3m，测井解释地层厚度平均为2.0m，AC、DEN呈齿化箱形，脆性矿物含量平均为85%，其中石英和长石矿物含量平均为29%，碳酸盐矿物含量平均为37%。

图 5

图 5 G108-8井Ek21SQ⑨页岩油层系组合划分综合柱状图 Fig. 5 Comprehensive column of Ek21SQ⑨ shale oil layer combination division in Well G108-8

实现对页岩油地层的均衡压裂、充分改造是提高页岩油产量和采收率的关键，也是压裂追求的目标，但是，大段桥射多簇孔压裂靠簇孔间竞争起裂的压裂机制，往往会造成不同簇孔的裂缝开启不均衡。强非均质性地层在压裂时，不同岩性力学性质往往导致岩石间竞争起裂，压裂液向最容易破裂和最先破裂的方向、部位集中，破裂压力低的簇孔一旦破裂，压力得到释放，其他破裂压力高的簇孔就很难再起裂，也就难以实现页岩油地层的均衡、充分压裂改造。而且最先破裂的簇孔又容易形成裂缝突进、窜扰，进一步加剧地层改造的不均衡、不充分性。GD1701H、GD1702H两口页岩油水平井开展了5~6簇分段压裂，微地震监测结果显示，不同压裂段间的微地震事件叠加在一起难以区分，表明不同段间的压裂窜扰十分严重，容易破裂的部位被不同段的压裂施工重复、反复改造，而有些部位则始终得不到很好改造。如GD1701H井第13、14段压裂的微地震事件主要集中于第10~12段附近，地层被反复改造，而第14段地层基本没有得到改造（图 6）。由此不难推测，同一段也存在簇间起裂不均衡、不充分问题，这直接导致了页岩油水平井产量的不稳定、甚至低产。

图 6

图 6 GD1701H井页岩油地层桥射多簇压裂微地震监测俯视图 Fig. 6 Top view of microseismic monitoring of bridge plug multi-cluster hole fracturing for shale oil layer in Well GD1701H 不同颜色代表不同的压裂段，圆球大小代表微地震事件强度

以沧东孔二段页岩油地层为模型，采用三维离散格子法模拟大段多簇孔压裂（分段压裂）、边簇孔暂堵压裂和短段单簇孔压裂（逐点压裂）的裂缝扩展情况，压裂液泵注排量为12m³/min，簇孔数为5簇，簇间距为15m。模拟结果表明，天然裂缝存在时，5簇孔一起压裂的裂缝呈现非均匀扩展（图 7a），受天然裂缝影响，压裂裂缝扩展过程中裂缝轨迹呈现迂曲形态，部分天然裂缝被激活使得水力裂缝出现分叉形态；中间区域有两簇长度及宽度明显低于其他裂缝，无法保证支撑剂顺利进入并实现充分填充。模拟时，通过暂堵边簇孔眼，可改善分段压裂射孔簇起裂扩展。暂堵压裂各簇裂缝扩展轨迹仍受天然裂缝影响，但裂缝分叉现象减弱，且暂堵后中间仍存在一簇裂缝起裂扩展不充分（图 7b）。短段单簇孔压裂各级裂缝均有效起裂（图 7c），裂缝扩展形态单一且均匀，裂缝扩展轨迹受天然裂缝影响较小，储层的天然结构弱面（微小断层等）无法轻易改变裂缝形态。不同压裂方式压裂后沿井筒方向应力场模拟结果显示（图 7d—f），分段压裂及暂堵压裂各簇裂缝由于压裂液的同时涌入，簇间存在明显的应力集中和干扰；而单簇孔压裂每段各裂缝注入量有限，且非同时注入，诱导应力分布较分散，这解释了为何其裂缝扩展形态单一、有效起裂射孔簇更多。根据模拟结果计算，短段单簇孔逐级压裂改造的裂缝均匀度是大段多簇孔同时压裂改造的1.65~2.04倍，这应是固井滑套短段单簇孔压裂较大段桥射多簇孔压裂页岩油产量提升的根本原因。

图 7

图 7 不同压裂方式裂缝扩展模拟结果图 Fig. 7 Simulation results of fracture propagation with various fracturing methods （a）分段压裂，裂缝扩展情况；（b）暂堵压裂，裂缝扩展情况；（c）逐点压裂，裂缝扩展情况；（d）分段压裂，应力场分布情况；（e）暂堵压裂，应力场分布情况；（f）逐点压裂，应力场分布情况

保持压裂段长不变，设置簇孔数分别为3簇、5簇和7簇，探究不同压裂方式下不同裂缝簇数对压裂改造的影响。从裂缝形态分析，多簇孔同时压裂（图 8a—c），裂缝整体呈现两侧长、中间短的形态，随着裂缝簇数增加，中间区域裂缝扩展进一步受到抑制，低品质簇孔和无效簇孔数量增加，由此表明，增加射孔簇数并不能提高桥射分段压裂改造的均匀程度；而对比滑套单簇孔压裂（图 8d—f），裂缝起裂均衡充分，无失效簇孔，3簇孔压裂时，各裂缝长度基本相同，随着簇孔数的增加，相同段长下簇孔间距降低，缝间干扰增强，每簇裂缝长度呈现小幅差异，但整体上单簇孔逐点压裂时的裂缝横向扩展较均衡、充分，天然裂缝无法显著改变裂缝扩展轨迹和扩展规律，增加裂缝簇数不影响单簇逐点压裂裂缝均匀扩展。

图 8

图 8 不同簇数下分段压裂裂缝扩展模拟结果图 Fig. 8 Simulation results of fracture propagation by multi-stage fracturing with various cluster numbers （a）3簇，多簇孔同时压裂；（b）5簇，多簇孔同时压裂；（c）7簇，多簇孔同时压裂；（d）3簇，单簇孔压裂；（e）5簇，单簇孔压裂；（f）7簇，单簇孔压裂

开展不同排量下的裂缝扩展模拟对比，单簇孔压裂也具有明显优势。桥射5簇孔同时压裂模拟结果表明（图 9a—c），压裂液排量为8m³/min时，5簇孔中有3簇孔为无效裂缝，随着排量增加，裂缝扩展情况得以改善，提升压裂液排量能够适当提高裂缝扩展均匀程度；当压裂液排量为16m³/min时，裂缝扩展排量总长度和激活天然裂缝数量较低排量时有显著提高，说明多簇孔压裂施工时，提升压裂液排量可使裂缝改造体积和裂缝复杂度得到一定改善，但裂缝的均衡性、均匀度仍然较差。不同排量下单簇孔压裂裂缝扩展模拟结果表明（图 9d—f），不同排量下逐点压裂裂缝的扩展长度有所增加，但形态上并无较大变化，各簇裂缝扩展的均匀度较好，说明改变压裂液排量对滑套单簇孔压裂裂缝形态影响较小。

图 9

图 9 不同排量下桥射多簇孔压裂裂缝扩展模拟结果图 Fig. 9 Simulation results of fracture propagation by bridge plug multi-cluster hole fracturing with different displacements （a）排量8m3/min，多簇孔同时压裂；（b）排量12m3/min，多簇孔同时压裂；（c）排量16m3/min，多簇孔同时压裂；（d）排量8m3/min，单簇孔压裂；（e）排量12m3/min，单簇孔压裂；（f）排量16m3/min，单簇孔压裂

桥射多簇孔压裂用液强度为27.9~43.1m³/m，加砂强度为1.0~3.2m³/min，施工排量为10~13m³/min，施工压力为70~80MPa。固井滑套单簇孔压裂不仅实现了“刀刀切”均衡压裂，而且与桥射多簇孔压裂在用液量、用砂量基本相当的情况下，水马力需求降低了35%，压裂车组用量减少了一半，施工压力为45~70MPa，与桥射多簇孔压裂相比降低了10~25MPa，而且施工排量由桥射5~7簇孔的14m³/min变成了单簇孔的9m³/min（表 1），相当于单簇孔的施工排量增大了3~4倍，实现了“聚能”压裂，极大提高了压裂改造的裂缝扩展效果。施工压力的降低，还有效避免了施工中的套管变形，甚至还可适当降低套管的抗压钢级。2018—2019年共实施水平井桥射多簇孔压裂16井次，施工压力为70~80MPa，套变4井次，累计损失18段/95簇，损失油层1233m。另外，固井滑套单簇孔压裂不再需要桥塞分段和射孔。

表 1

表 1 固井滑套单簇孔压裂GY5-1-9H井与同区域同层位桥射多簇孔压裂井指标对比 Table 1 Comparison of fracturing engineering indicators between well cementing sliding sleeve single-cluster hole fracturing in Well GY5-1-9H and bridge plug multi-cluster hole fracturing wells in the same area and horizon 井号 压裂水平段长/m 平均S1/（mg·g-1） 平均黏土含量/% 压裂方式 单次压裂段长/m 总压裂段数 总压裂簇数 注入液量/（m3·m-1） 加砂量（m3·m-1） 施工排量/（m3·min-1） 施工压力/MPa 水马力/hp 压裂车/台 首年累计产油/ 104t 折千米首年累计产油/104t 单井EUR/ 104t 折千米EUR/ 104t 效果对比（倍数） GY5-1-9H 988 7.1 19.3 滑套单簇孔 12.5 79 79 38.3 2.4 8~9.5 45~70 14896 9 1.0128 1.025 3.77 3.82   GY5-1-1L 956 9.2 19.1 桥塞多簇孔 60 16 93 31.7 2.6 12~13 70~80 23296 19 0.7106 0.743 2.72 2.85 1.34 GY1-1-9H 1514 11.1 21.2 57 26 157 28.5 2.5 12~13 70~80 23296 19 0.5664 0.374 2.82 1.86 2.05 GY5-1-3H 1842 10.7 16.2 50 37 221 31.1 2.5 12~13 70~80 23296 19 1.2685 0.689 4.16 2.26 1.69 GY5-1-4H 1830 9.7 15.1 50 31 1830 28 2.4 11~14 70~76 27366 22 1.1915 0.651 3.94 2.15 1.78 GD1701H 942 6.9 25 63 16 63 36.2 1.5 10~12 70~80 21504 19 0.6248 0.663 1.02 1.08 1.54 GD1702H 1286 3.7 19.9 61 21 84 31.6 1.0 10~12 70~80 21504 19 0.7269 0.565 1.88 1.46 1.81 GY1-1-1H 701 8.6 16 35 20 82 43.1 3.2 12~13 70~80 23296 19 0.2607 0.372 0.85 1.21 3.15 GY1-1-10L 1083 6.1 23.9 64 17 109 27.9 2.6 12~13 70~80 23296 19 0.3442 0.318 1.71 1.58 2.42 GY1-1-13L 828 11.3 19.4 56 15 92 31.7 2.8 12~13 70~80 23296 19 0.3629 0.438 1.42 1.71 2.23

表 1 固井滑套单簇孔压裂GY5-1-9H井与同区域同层位桥射多簇孔压裂井指标对比 Table 1 Comparison of fracturing engineering indicators between well cementing sliding sleeve single-cluster hole fracturing in Well GY5-1-9H and bridge plug multi-cluster hole fracturing wells in the same area and horizon

GY5-1-9H井完成压裂后焖井18天，压力由36.2MPa降至29MPa，压降为7.2MPa；2020年12月17日开始放喷，第17天见油，见油返排率为2.48%，2mm油嘴生产37天后，由于砂堵，压力由19.2MPa降至0.3MPa，产量由16.9t降至2t；2021年4月8日连续油管作业解堵后；2021年4月11日2mm油嘴恢复放喷，压力由0.9MPa恢复至22MPa，自喷峰值日产油57t，首年自喷累计产油10128t。截至2024年3月18日，已自喷生产616天，下泵生产561天，累计产油24727t，返排率为26.8%。目前仍保持日产油13.83t水平，含水率为27.6%，预测EUR为37719t。创造了我国陆相页岩油千米水平井段首年累计产油和单井EUR的最高记录（图 10）。

图 10

图 10 固井滑套单簇孔压裂GY5-1-9H井生产曲线图 Fig. 10 Production curve of Well GY5-1-9H by using well cementing sliding sleeve single-cluster hole fracturing

在官东地区，与GY5-1-9H井同Ⅰ类富集区、同C1富集层钻探的页岩油水平井主要有8口，分别为GY1-1-9H、GD1701H、GD1702H、GY1-1-1H、GY1-1-10L、GY1-1-13L、GY5-1-1L、GY5-1-3H，各项钻井地质指标及压裂参数详见表 1。从表 1中可以看出，各井的地质指标基本相同，GY5-1-9H井平均S₁为7.1mg/g，与GY5-1-3H井、GY5-1-4H井相比略低，但该井的折千米井段首年累计产油量和EUR最高，折千米井段EUR是桥射多簇压裂各井的1.34~3.15倍，固井滑套单簇孔压裂增油效果十分显著（图 11）。

图 11

图 11 官东地区页岩油水平井归一化千米井段累计产油曲线对比图 Fig. 11 Comparison of cumulative shale oil production curve of the normalized per kilometer section in horizontal wells in Guandong area

该技术在冀中坳陷束鹿凹陷沙三段页岩油水平井应用也取得超300天的稳压稳产效果。SY302x井采用固井滑套单簇孔压裂施工，日产油连续稳定在10t，生产压力较放喷初期由20MPa下降为10MPa；而邻井SY301x井采用常规压裂改造，生产37天，日产油由20t下降为13t，井口压力由30MPa下降为10MPa。

GY5-1-9H滑套单簇孔压裂施工总体顺利，也获得了最好的产量效果，但在施工过程中出现两次施工异常。一是投送的2号螺卡滑套压裂打开工具，因井筒中有杂物，在第8号滑套附近遇阻，导致2~8号多滑套未能打开压裂。二是投送的73号螺卡滑套压裂打开工具，在第84号滑套附近遇阻，导致73~84号滑套未能正常打开压裂。由于螺卡外径与滑套内径的间隙为4mm，在螺卡的穿行过程中一旦井筒中存在杂物，容易造成螺卡运行受阻不能入位，导致滑套不能被打开。因此，使用固井滑套单簇孔压裂工艺，一是要尽量保证井轨迹平滑，减少“蛇形”井眼；二是要做好施工前的井筒冲洗，保障井筒的清洁性；三是要尽可能连续施工，减少等停导致的井筒沉砂干扰；四是要严格保障入井材料的纯洁性，防止杂物进入。

（1）滑套短段单簇孔压裂可实现所有压裂孔的全部有效起裂，有效克服了桥射大段多簇孔压裂靠竞争起裂导致的部分簇孔因竞争不过而压不开的问题。

（2）滑套短段单簇孔压裂的施工排量为9m³/min，远高于施工排量14~16m³/min的桥射大段多簇孔压裂分配到单个簇孔上的施工排量2~3m³/min，能够更好地克服陆相页岩油地层普遍存在的非均质性及微断层（裂缝）导致的压裂窜扰等，大幅提高压裂改造的裂缝均匀度。

（3）滑套单簇压裂较桥射多簇压裂施工压力降低20%~30%，使用压裂车组减少一半，同时减少了电缆传输泵送桥塞和射孔枪射孔施工环节，占用施工场地更小，耗能更低，施工更连续也更安全，并降低了套管变形概率。

（4）固井滑套单簇孔压裂工艺适用于陆相强非均质性的页岩层系，压裂缝开启均匀度较桥射多簇孔压裂可大幅提升1.65~2.04倍，压裂改造产油提升显著，归一化千米井段首年累计产油是同富集区桥射多簇孔压裂井的1.34~3.15倍，其中GY5-1-9H滑套单簇压裂79级987m，首年产油10128t，EUR为3.77×10⁴t，创造了我国陆相页岩油归一化千米井段首年产油量和单井EUR最高纪录。