大庆油田Z6区块扶余油藏储层丰度特低、渗透性差，层段多且非均质性严重，单层和夹层厚度薄，常规压裂改造增产规模小、针对性差、效果差^[1]。为了实现对低渗透扶余油藏储层的经济有效开发，笔者研究形成了一套适合扶余储层特点的水平井多段压裂技术，并在ZF1-P2井成功应用，压后增产效果显著，为大庆油田以及国内外同类型低渗透储层的高效开发提供了新的技术手段。

1 ZF1-P2井概况 1.1 ZF1-P2井地质概况

Z6区块位于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷模范屯鼻状构造上。该鼻状构造是在古中央隆起带上继承性发育的构造，由南向北倾没。工区内西部1条近南北向的断层和东部断层组成Z6地垒块，ZF1-P2井是大庆油田Z6区块内的一口水平井。ZF1-P2井位于Z6区块西部一个小断块内，为被三条断层切割的南北走向的长条形小断块，从扶余油层顶面构造图上看，构造形态起伏不大，呈东高西低。

Z6区块扶余油层孔隙中次生石英发育，孔隙主要为缩小粒间孔，岩心孔隙度为8.1%~14.2%，平均为11.0%，空气渗透率平均为1.2×10^-3μm²。扶余油层砂岩成分主要为石英、长石和岩屑，分选中等。胶结类型以泥质胶结、钙质混合胶结为主，平均泥质质量分数9.7%。局部钙质较富集，泥质多具重结晶，呈团状或薄膜分布，石英、长石具次生加大与再生胶结，胶结类型以孔隙—薄膜、再生—孔隙—薄膜为主，胶结致密。

1.2 ZF1-P2井基础数据

ZF1-P2井开发目的层为扶余储层，水平段长593 m，垂深1 851 m，斜深2 591.53 m，实测井底温度高达98.5℃，砂岩钻遇长度为475 m。

2 水平井多段压裂技术 2.1 双封单卡工艺技术 2.1.1 双封单卡工艺管柱结构及原理

双封单卡压裂工艺管柱主要由安全接头、扶正器、水力锚、导压喷砂器、K344-110封隔器、导向丝堵等组成（图 1）。工艺原理是利用双封隔器单卡目的层，通过导压喷砂器的节流作用实现封隔器坐封、完成目的层段的压裂，压后反循环洗井冲砂后上提管柱压裂上一层段，通过反洗、上提实现一趟管柱多个层段的压裂。由于是双封单卡目的层，可控制各层段处理规模，压裂改造针对性强^[2]。

2.1.2 封隔器疲劳性能实验

双封单卡工艺常规的压裂段数是6~8层段，15个层段压裂施工需要封隔器在井下增加1倍的工作时间。为了提高封隔器长期工作的性能，对封隔器胶筒和钢碗进行优化设计以提高耐温和耐压性能，设计保护机构增加了封隔器坐封、解封的抗疲劳强度。室内油浸实验表明（表 1），封隔器的性能满足多段压裂施工的需要。

2.1.3 工艺指标

（1）工艺管柱耐温100℃、耐压80 MPa；

（2）单趟管柱最大加砂量160 m³；

（3）压裂管柱最大卡距达到112 m；

（4）压裂设计符合率90%以上，工艺成功率95%以上。

2.1.4 技术特点

（1）双封单卡目的层，可控制各层段处理规模，压裂改造针对性强；

（2）对于薄互储层可实现“一缝穿多层”，沟通未钻遇层增加动用储量，提高水平井单井产量；

（3）耐温、承压指标高，满足大砂量、多层段压裂施工；

（4）工艺管柱卡距大，满足段内限流及体积法压裂的需要；

（5）工艺管柱具有解卡防卡功能，安全性高。

2.2 射孔方式的确定

一般而言，对一个目的层进行压裂增产处理时，常规的射孔方法是把这个层的全部层段进行射孔，然后再进行压裂。然而，大庆外围低渗透油藏采用常规射孔和压裂增产方法后，均未能达到预期的产量。为解决这一问题，对要水力压裂的层段，只选择对这个层段底部的一个小层段进行射孔，即点源射孔。应用处理表明，该方法比以前全产层射孔的常规作业方法平均少使用55%的支撑剂，新井的初始产量和长期产能也要好于常规增产方法处理的井。另外，点源射孔井排出的支撑剂也要少于全层段射孔的井。总之，点源射孔方法减少了射孔、支撑剂以及压裂液等的费用^[3]。

点源射孔可以提高水平井水力压裂的成功率。采用点源射孔技术可以减少或消除多次压裂并可在射孔段中产生最大裂缝宽度。当一个射孔段中有6个或更多孔眼时，射孔密度和相位分别是6个孔眼/ft和60°。对于有4个或更少孔眼的射孔段，射孔密度和相位是3个孔眼/ft和120°。这就限制了射孔层段长度为1.5 ft（0.457 m）或更小，并且确保了在射孔段中径向覆盖率为360°。

为保证该井多段体积法压裂的成功实施，采取点源射孔，缝间距最小19 m，最大63 m，每段仅射开4~6个炮眼，压裂时可确保单孔进液充分，使所有炮眼都被压开。

2.3 压裂与酸处理相结合

压前酸处理技术是在压裂施工前，挤入一定浓度和数量的酸液，清洗炮眼，降低岩石扩张强度，达到降低施工泵压，便于后期压开裂缝，保证支撑剂顺利加入的目的^[4-5]。针对扶余储层，压前注酸处理裂缝复杂性（图 2），降低破裂压力，15层段平均每层压力下降7.8 MPa，保证了施工顺利。

2.4 脱砂压裂技术研究

利用双封单卡工艺管柱可实现反循环冲砂洗井的技术特点，开展了降低入井液量提高平均砂比研究。

对20%、22%、25%、27%和30%的前置液比例进行了压力变化模拟（图 3），结果表明将前置液比例由30%降低到25%不会导致施工压力的上升，有助于减低成本，减少储层伤害。

为提高缝口导流能力，对不同替挤量的缝口宽度进行了模拟，模拟结果表明实施替挤比由1.1降到0.9，缝口宽度可提高15%（图 4），能有效增加水平井产量。

3 ZF1-P2井现场试验及效果

ZF1-P2井采用一趟双封单卡压裂工艺管柱，通过层层上提压裂，实现了15个层段点源射孔、加密布缝的体积法压裂改造。现场最高施工压力60.2 MPa，最大排量3.4 m³/min，共加砂110 m³，用液1 420 m³，15段压裂封隔器共坐封32次（含测试压裂，见图 5），施工时间44 h（有效施工时间仅34 h）。

ZF1-P2井在压裂施工中采取了脱砂压裂（图 6），最大施工砂比达到43%，平均砂比25%，提高了净压力，促使裂缝转向或产生微裂缝，形成缝网，大幅度提高了裂缝的导流能力。

ZF1-P2井压后产液9.5 t/d，产油8.1 t/d，是周围直井压裂产液、产油量的6.3倍和7.4倍，是同区块压裂水平井的1.4倍和1.6倍，增产效果显著。

4 结论

（1）水平井双封单卡压裂工艺管柱满足扶余储层高温、高压长时间压裂施工的需要，通过多趟管柱的组合，可以实现任意层段数的分段控制压裂施工。该工艺耐温、耐压及单趟管柱加砂量不断提高，满足了储层不断加深、砂量不断加大对水平井分段压裂工艺的需要。

（2）水平井双封单卡压裂工艺技术对各层段处理的针对性强，施工效率高，施工规模可控，能够实现高砂比脱砂压裂，提高裂缝导流能力。

（3）水平井分段压裂工艺技术同点源射孔限流压裂配合能够实现水平井多段体积法压裂，提高单井产量。

（4）双封单卡分段压裂技术作为大庆油田水平井压裂的主体技术，为大庆油田水平井的规模应用及低品位储层的高效、低成本开发提供了技术手段。