雷群，楊戰(zhàn)偉，翁定為，劉洪濤，管保山，才博，付海峰，劉兆龍，段瑤瑤，梁天成，馬澤元

（1.中國石油天然氣股份有限公司油氣藏改造重點實驗室，河北廊坊 065007；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.中國石油塔里木油田公司，新疆庫爾勒 841000）

0 引言

庫車山前超深碎屑巖儲集層為塔里木油田天然氣主要氣源儲集層，勘探開發(fā)重點區(qū)帶包括克拉蘇構(gòu)造帶、秋里塔格構(gòu)造帶、北部構(gòu)造帶。根據(jù)第 4次油氣資源評價結(jié)果，塔里木盆地超深層（大于6 000 m）天然氣資源量為5.98×1012m3，其中庫車山前克拉蘇構(gòu)造帶鹽下已探明萬億立方米天然氣儲量[1]?？死K構(gòu)造帶主力產(chǎn)層為白堊系巴什基奇克組，儲集層埋深5 500～8 200 m，屬典型深—超深儲集層。由于強烈的壓實作用，儲集層普遍較致密，基質(zhì)孔隙度主要分布在3.5%～7.5%。在燕山期至喜馬拉雅晚期劇烈造山運動影響下，區(qū)塊最高儲集層壓力超過 150 MPa，最高地應力梯度超過0.03 MPa/m，天然裂縫較發(fā)育，膠結(jié)狀態(tài)復雜多樣，非均質(zhì)性較強[2-3]。儲集層“三超（超深、超高溫、超高壓）”及致密特征明顯，高效儲集層改造對該類儲集層效益勘探開發(fā)的作用日益突出[4-5]。

塔里木油田早期深井改造以直井單層或大段籠統(tǒng)酸化、酸壓，或小規(guī)模加砂壓裂為主。超深井的壓裂改造始于1995年，在近6 000 m的東河塘等區(qū)塊成功實施水力加砂壓裂，突破了超深井加不進砂的技術難題，現(xiàn)場應用效果良好[6]。2002年提出加重液體思路，柯深101井首次應用加重酸化，酸壓井深6 354～6 389 m/2層，加重酸密度1.34 g/cm3，施工壓力主要為90～98 MPa，最高 100.1 MPa，井底壓力 163.82 MPa，壓后產(chǎn)油94.78 t/d、產(chǎn)氣22.4×104m3/d，探索形成了異常高應力超深井改造的新技術思路[5]。2005年首次在野云2井實現(xiàn)加重壓裂，井深 5 965.0～6 087.5 m，溫度152 ℃，采用傳統(tǒng)壓裂方式井口壓力將超過140 MPa，現(xiàn)有設備難以實施，采用密度1.15 g/cm3的氯化鉀加重液體使施工壓力降低了 9 MPa，施工排量 2.5～2.7 m3/min，施工壓力90～123 MPa，成功加入支撐劑28.5 m3，首次實現(xiàn)超過110 MPa壓力下的壓裂施工，為超深井改造提供了新手段[7]。2010年大北 301井首次實現(xiàn)136 MPa壓力下的加砂壓裂，超深井的壓裂技術應用達到一個新高度[5]。中國石油勘探開發(fā)研究院與塔里木油田多年合作，針對“三超”井埋藏深、壓力高、溫度高的技術難點，攻關形成優(yōu)化設計、液體加重、大通徑管柱、井筒完整性評價、超深層射孔、安全施工等 6項核心技術，研發(fā)了溴鹽加重、氯化鉀加重、硝酸鈉加重等 3套加重壓裂液體系，支撐塔里木油田突破8 000 m以深油氣資源勘探禁區(qū)。其中研發(fā)的硝酸鈉加重壓裂液體系，密度可達 1.35 g/cm3，耐溫180 ℃，成本僅為國外溴鹽加重體系的 25%，相同密度下每立方米節(jié)約0.7萬元[5,8-10]。隨著勘探區(qū)域的不斷拓展，儲集層條件逐漸變差，傳統(tǒng)壓裂技術的局限性日益凸顯。2010年以后，針對塔里木“三超”致密儲集層的壓裂酸化逐漸開始借鑒非常規(guī)油氣儲集層體積改造技術理念[11-12]，以構(gòu)建復雜縫網(wǎng)體系[13-14]為目標，探索試驗不同工藝技術并見到顯著效果[4-5,15]。

隨著塔里木超深層勘探區(qū)域的不斷拓展，鉆遇的儲集層地質(zhì)條件發(fā)生變化，高施工壓力限制了壓裂工藝技術的應用，使得部分改造井（占比約 30%）仍達不到經(jīng)濟開發(fā)產(chǎn)量。本文通過分析改造井低產(chǎn)低效原因，研究天然裂縫與地應力場的匹配關系，確定天然裂縫開啟條件及人工裂縫與天然裂縫耦合機制，明確形成復雜縫網(wǎng)的轉(zhuǎn)向條件，結(jié)合大物模實驗成果，借鑒體積改造技術以滲流力學為基礎的“最大、最短、最小”核心理論[16]，以“縫控”壓裂優(yōu)化設計為指導，以實現(xiàn)裂縫控藏能力最大化為目標[17]，研究提高縫控改造體積的工藝技術方法，為超深裂縫性致密儲集層的高效改造提供借鑒。

1 影響縫控改造體積的關鍵因素

庫車前陸沖斷帶受北側(cè)天山造山帶向南的強烈逆沖推覆擠壓，區(qū)內(nèi)廣泛發(fā)育的前陸沖斷構(gòu)造決定了天然裂縫的發(fā)育狀態(tài)。天然裂縫在構(gòu)造高點及背斜長軸方向的轉(zhuǎn)折端最發(fā)育，在翼部或背斜之間鞍部發(fā)育相對較弱，縱向主力層段巴什基奇克組 3個層段均有發(fā)育[18-19]。天然裂縫以斜交縫和高角度縫為主，傾角在35°～70°，低角度縫較少，水平縫不發(fā)育，80.7%為剪切縫，15.7%為張剪縫，張性縫最少。天然裂縫密度為0.5～3.0條/m，視延伸長度在0.1～1.5 m范圍內(nèi)分布不均，寬度為0.15～1.50 mm，裂縫被方解石、泥質(zhì)充填或半充填，未充填裂縫較少。超過 50%的天然裂縫走向與最大水平主應力方向夾角較大（大于 45°）。該區(qū)塊天然裂縫發(fā)育非均質(zhì)性較強，對其發(fā)育及分布特征進行了系統(tǒng)分析，認為天然裂縫可分為大尺度裂縫（Ⅰ類）、小尺度裂縫（Ⅱ類）、微細裂縫（Ⅲ類）、基質(zhì)裂縫（Ⅳ類），如表1所示。有關天然裂縫對產(chǎn)能貢獻的研究表明：裂縫對單井產(chǎn)能的影響主要表現(xiàn)為對滲透率的改善，可使?jié)B透率提升2～4個數(shù)量級；只有天然裂縫有足夠的開啟度，支撐劑才能有效進入天然裂縫并形成支撐，從而提高產(chǎn)能；酸化與壓裂改造技術結(jié)合，充分開啟充填、閉合裂縫是提高單井產(chǎn)能的關鍵。

表1 庫車山前超深層碎屑巖儲集層天然裂縫分類

盡管超深層的壓裂酸化技術取得了顯著效果，但改造后產(chǎn)量低于30×104m3/d的低產(chǎn)低效井約占30%，其中超過 20%的井解釋為含天然裂縫的非干層。通過對相關地質(zhì)、測井等資料的分析，結(jié)合對施工壓力曲線的評價，認為存在 3個主要原因：①部分酸液體系解除油基鉆井液造成的天然裂縫污染的效果不明顯。②縫網(wǎng)酸壓井酸蝕裂縫在高閉合應力作用下導流能力低，存在部分無效酸蝕裂縫。③對于部分縫網(wǎng)壓裂井，前置液階段采用低黏滑溜水形成復雜縫網(wǎng)，由于施工排量低，裂縫寬度不夠，后期凍膠攜砂在縫寬小的裂縫中輸送困難，難以進入已經(jīng)開啟的天然裂縫或剪切縫中，導致裂縫難以獲得有效支撐，形成的縫網(wǎng)亦為無效縫網(wǎng)，影響改造效果與增產(chǎn)有效期。針對塔里木盆地庫車山前超深儲集層在現(xiàn)有技術條件下難以實施水平井開發(fā)的現(xiàn)狀，在直井壓裂中充分利用儲集層天然裂縫發(fā)育的特點，通過體積改造技術的優(yōu)化與應用，使主縫匹配分支縫、連通天然裂縫，構(gòu)建有效支撐縫網(wǎng)系統(tǒng)，提高天然裂縫的有效利用率，是提高縫控改造體積與改造效果的關鍵[20-22]。

研究表明，超深致密儲集層改造中提高縫網(wǎng)有效性的技術難點有以下幾個方面：①天然裂縫中的充填物成分復雜，依靠單一酸液溶蝕天然裂縫中的充填物來開啟天然裂縫難度較大。②單純的酸化或酸壓技術，酸液有效酸蝕作用距離有限[23]，在控制濾失獲得長的主縫與利用濾失溝通天然裂縫這兩個目的中難以建立“雙贏”技術平衡點，往往人工裂縫長度不夠，溝通天然裂縫也不足。③高施工壓力限制了施工規(guī)模與排量的提升，傳統(tǒng)凍膠壓裂以控制濾失造主縫為主，難以實現(xiàn)對天然裂縫的開啟與溝通，并形成有效的縫網(wǎng)系統(tǒng)。用單純滑溜水實施體積壓裂，對開啟天然裂縫有利，但排量受限仍然會使縫內(nèi)凈壓力難以滿足有效攜砂和支撐劑高效鋪置的要求，高閉合應力會大幅縮短裂縫導流能力的有效期，造成壓后產(chǎn)量的快速遞減。因此，解決排量與液體類型匹配的問題，研究多種技術的有效組合模式，尋找使裂縫復雜化的工藝技術方法，成為提高超深致密儲集層天然裂縫系統(tǒng)有效性的關鍵。

研究表明（見表 2）[21,24]，庫車山前天然裂縫發(fā)育非均質(zhì)性強，天然裂縫的走向與最大水平主應力方向的關系復雜。分析天然裂縫的走向、幾何尺度、密度、充填狀態(tài)等，確定天然裂縫走向與最大水平主應力方向的夾角，是優(yōu)選儲集層改造技術模式的關鍵。通過對改造井施工停泵壓力的G函數(shù)分析（一種壓降曲線分析方法，G為無因次時間函數(shù)）及測井綜合解釋分析發(fā)現(xiàn)，該區(qū)域天然裂縫較發(fā)育的井占比近60%，天然裂縫溝通程度決定了改造效果。當天然裂縫與最大水平主應力方向一致時，易產(chǎn)生剪切滑移，在壓裂時通常最初是 1條或幾條天然裂縫作為主裂縫開啟，會使得近井帶裂縫復雜，裂縫寬度不足，導致加砂難甚至砂堵。同時，由于天然裂縫與人工裂縫方向趨于一致，人工裂縫在延伸過程中要溝通或開啟更多側(cè)向天然裂縫則更難。對于這種情況，通常需采用多級暫堵技術等來提高裂縫復雜度，同時，為了避免近井帶的裂縫復雜增大施工風險，宜采用凍膠破巖技術。當天然裂縫與最大水平主應力方向接近垂直時，人工裂縫通常穿過天然裂縫，使用低黏滑溜水易開啟人工裂縫側(cè)翼的天然裂縫，形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。此時，可以考慮不使用暫堵技術，降低壓裂成本。而庫車山前天然裂縫中高角度裂縫占優(yōu)，在采用滑溜水壓裂時，有利于人工裂縫在延伸過程中通過開啟高角度天然裂縫增大縱向上的縫控改造體積。

表2 庫車山前天然裂縫與地應力方位的關系

2 提高縫控改造體積的關鍵問題

研究表明[16]，體積改造技術是大幅提高油氣藏改造效果的關鍵，其核心理論為“打碎”儲集層，形成網(wǎng)絡裂縫，使裂縫壁面與儲集層基質(zhì)的接觸面積“最大”，儲集層流體從基質(zhì)滲流到裂縫的距離“最短”，基質(zhì)中流體向裂縫滲流所需壓差“最小”，進而大幅提高單井產(chǎn)量，使儲量動用最大化，提高油氣采收率。其技術特征主要體現(xiàn)在大排量、大液量、低黏滑溜水、小簇間距等。利用低黏滑溜水液體易于滲濾的特點，促使天然裂縫有效開啟并擴大波及體積[25]。近年來，針對地應力差大、塑性特征強等不易“打碎”的儲集層，發(fā)展了縮小簇間距的“密切割”水平井“縫控”壓裂技術[17]。水平井縫控壓裂技術的內(nèi)涵是通過縮小簇間距來實現(xiàn)接觸面積的最大化，縮短基質(zhì)中流體滲流到裂縫的距離，不再著眼于是否“打碎”儲集層，這是與體積改造技術理念的最大區(qū)別，可以說是體積改造技術的進一步發(fā)展。針對庫車山前超深層的直井壓裂，體積改造技術的“最大、最短、最小”仍然可作為優(yōu)化設計與工藝優(yōu)選的指南。平面上充分利用天然裂縫走向與最大水平主應力方向呈近垂直的特點，通過使用低黏滑溜水增大人工裂縫的側(cè)向帶寬，采用多級暫堵與二次加砂等工藝構(gòu)建“人工主裂縫+多尺度天然裂縫”的縫網(wǎng)系統(tǒng)；縱向上充分利用天然裂縫以高角度縫為主的特征，通過凍膠破巖提高縱向上的天然裂縫開啟程度，通過“軟”、“硬”分層的多層壓裂構(gòu)建“立體縫網(wǎng)”。

2.1 天然裂縫開啟機制與條件

研究天然裂縫的開啟，首先需研究壓裂過程中水力裂縫在儲集層巖石中的起裂與延伸機制。對于張性裂縫，通常認為當裂縫尖端表面的應力強度達臨界值（斷裂韌度）時，裂縫將開啟并延伸。當天然裂縫成為影響裂縫起裂與擴展的主要因素時，需要研究建立三維空間中水力裂縫穿透天然裂縫的判別準則[26-27]，確定人工裂縫與天然裂縫的耦合條件及形成的縫網(wǎng)形態(tài)。原地條件下的天然裂縫除受復雜多樣的內(nèi)在特征影響外，其開啟主要與受力狀態(tài)和裂縫走向與最大水平主應力方向夾角相關，夾角為 0～90°。天然裂縫面上受力可以分解為法向正應力、剪應力及裂縫內(nèi)部流體壓力，天然裂縫能否發(fā)生剪切或張性激活是 3種力相互作用的結(jié)果[26-28]。

根據(jù)耶格單弱面理論[29]，巖體中存在裂縫面、節(jié)理等弱面時，作用于弱面的有效正應力和剪應力按下式計算：

由（1）式、（2）式可知，弱面上的有效正應力和剪應力與最大、最小水平主應力有關，并且隨弱面傾角的變化而變化。作用于天然裂縫處弱面的有效正應力和剪應力滿足破壞的臨界強度條件時，此弱面處于臨界受力平衡狀態(tài)，即達到力學上開始破壞的條件。根據(jù)莫爾強度理論，儲集層天然裂縫處弱面的臨界強度條件表達式為：

（3）式為天然裂縫發(fā)生剪切破壞的臨界條件。在裂縫性儲集層改造施工過程中，人工裂縫與天然裂縫交會后，人工裂縫內(nèi)的高壓液體濾失到天然裂縫內(nèi)，天然裂縫內(nèi)流體壓力開始升高，作用在天然裂縫上的有效正應力減小，莫爾圓向左移動，當與臨界線相交時發(fā)生剪切破壞（見圖1）。根據(jù)克深134井的地應力狀態(tài)（垂向應力154 MPa、最大水平主應力165 MPa、最小水平主應力 134 MPa）和巖石力學典型參數(shù)（摩擦系數(shù)0.45，內(nèi)聚力4.0 MPa），采用（3）式計算天然裂縫發(fā)生剪切的臨界剪應力，結(jié)果如圖 1所示。在初始地層壓力條件下，莫爾圓與臨界線未相交，即天然裂縫未發(fā)生剪切。施工過程中，天然裂縫內(nèi)流體壓力至少達到最小水平主應力數(shù)值，取流體壓力達到最小水平主應力時的莫爾圓（圖 1中紅色圓）進行分析，此時莫爾圓與臨界線相交，因此目標儲集層天然裂縫在施工過程中容易發(fā)生剪切。

圖1 庫車克深區(qū)塊施工改造過程中天然裂縫的應力狀態(tài)變化

依據(jù)摩爾-庫倫準則[30-31]研究得到了庫車山前天然裂縫動態(tài)開啟條件。以井深7 700 m為例，井底施工壓力達到151.7 MPa時，天然裂縫開啟；井底施工壓力達到161.7 MPa時，天然裂縫開啟率達到100%。考慮人工裂縫延伸對地應力場的影響，大部分天然裂縫在壓裂施工的縫內(nèi)凈壓力達到 8～12 MPa（井深6 000～8 000 m）時都被剪切激活，水力裂縫與天然裂縫能夠共同形成裂縫網(wǎng)絡系統(tǒng)。通過人工裂縫與天然裂縫耦合模擬研究，得到了庫車山前超深儲集層改造形成復雜縫網(wǎng)的理論判識圖版（見圖 2）。涉及的關鍵參數(shù)如下：最大水平主應力為135～150 MPa，應力差為25～35 MPa，天然裂縫傾角為50°～80°，天然裂縫走向與最大水平主應力方向的夾角為 25°～60°。以裂縫受到的剪應力與有效正應力之比作為裂縫開啟形態(tài)的判據(jù)，當其值與天然裂縫內(nèi)摩擦系數(shù)的比值大于0.45時，表示裂縫易產(chǎn)生剪切破壞。根據(jù)國內(nèi)外學者的研究[16,32]，判斷主裂縫轉(zhuǎn)向與天然裂縫開啟難易程度時，可引入無因次水平應力差異系數(shù)（Kh）進行表征，如（4）式所示。相同應力差條件下，最小水平主應力越大，Kh越小，天然裂縫開度越小，流體濾失進入天然裂縫難度越大，天然裂縫開啟的難度就越大。當Kh值大于0.25時，通常形成主縫，天然裂縫開啟難。根據(jù)庫車山前的應力數(shù)據(jù)計算得到該區(qū)域水平應力差異系數(shù)為 0.21，因此天然裂縫具有較好的開啟能力。

圖2 庫車山前超深儲集層形成復雜縫網(wǎng)理論判識圖版

2.2 人工裂縫與天然裂縫耦合延伸規(guī)律

研究表明[27,33]，人工裂縫與天然裂縫的關系主要有3種類型5種形態(tài)：①人工裂縫接近但未達到天然裂縫就中止；②人工裂縫接觸到天然裂縫，分為達到天然裂縫就中止、開啟天然裂縫并沿天然裂縫延伸兩種形態(tài)；③人工裂縫穿過天然裂縫繼續(xù)擴展，分為被穿過的天然裂縫仍保持閉合、開啟并沿天然裂縫繼續(xù)延伸兩種形態(tài)。最后 1種形態(tài)是形成復雜縫網(wǎng)的最佳模式。但庫車山前的天然裂縫形態(tài)復雜，壓裂產(chǎn)生的人工裂縫與天然裂縫之間的關系可能是多種形態(tài)并存。

為研究人工裂縫與天然裂縫耦合交織形態(tài)和擴展規(guī)律，開展大型物理模擬實驗，巖心樣品為庫車山前白堊系巴什基奇克組的巖心露頭，巖心露頭天然裂縫發(fā)育，與克深 134井區(qū)儲集層基本類似，三應力狀態(tài)為走滑型，有利于形成剪切滑移裂縫。在編號為B1的巖樣上預置聲發(fā)射監(jiān)測裝置，監(jiān)測實驗全過程。實驗設置三向地應力值為：最大水平主應力25 MPa，垂向應力15 MPa，最小水平主應力10 MPa，與庫車山前白堊系碎屑巖儲集層三向應力關系一致，即垂向應力介于最大、最小水平主應力之間。實驗用液為基液+凍膠（暫堵轉(zhuǎn)向）+基液，設計排量為30～390 mL/min，設計用液9 000 mL。實施4次壓裂（見圖3）：①逐級提排量基液壓裂 1次，停泵測壓降；②快速提排量基液壓裂1次，停泵測壓降；③注入凍膠+暫堵轉(zhuǎn)向劑壓裂1次；④注入基液實施第4次壓裂。從圖3可以看出，第 1次壓裂過程中，采用逐級提排量模式，壓力呈緩慢上升趨勢，體現(xiàn)了天然裂縫開啟的特征，但在排量達到150 mL/min時，有人工裂縫開啟的特征，與國外實驗研究結(jié)論一致[33]。第 2次壓裂快速提排量建立井底壓力，在排量達到150 mL/min時第2條人工裂縫開啟，后續(xù)繼續(xù)提排量，壓力并沒隨排量上升而增加，只是出現(xiàn)小幅波動，在忽略實驗管路與縫內(nèi)摩阻影響的前提下，這是人工裂縫延伸與多級天然裂縫開啟的結(jié)果。后續(xù)低排量注入凍膠壓裂液與暫堵劑，壓力與排量基本匹配，暫堵劑逐漸進入井筒，尚未形成有效封堵。第4次壓裂排量為150 mL/min，壓力出現(xiàn)大幅增加并大幅波動，這是暫堵劑壓實對液體進入裂縫造成阻力以及多裂縫開啟的結(jié)果。壓力響應曲線充分體現(xiàn)了天然裂縫激活的特點。

圖3 巖樣B1裂縫擴展模擬實驗壓力響應曲線

巖心切片觀測結(jié)果（見圖4）驗證了壓力響應曲線分析結(jié)果，可以看出，壓裂產(chǎn)生了 2條人工裂縫，并激活了很多天然裂縫，形成了有效的網(wǎng)絡系統(tǒng)。滲濾帶比較大，體現(xiàn)了在縫網(wǎng)作用下的面積驅(qū)替特征，說明縫控體積得到大幅增加，也是對直井縫控壓裂可以形成較大波及帶寬的驗證。對壓力響應曲線進行的G函數(shù)分析也體現(xiàn)了天然裂縫滲濾帶的上述特征，限于篇幅，不再詳述。

圖4 巖樣B1裂縫擴展模擬實驗后的切片剖面

2.3 天然裂縫導流能力

為評價儲集層改造過程中天然裂縫不同激活模式及支撐劑濃度對其導流能力的影響，開展了天然裂縫導流能力實驗研究。實驗設備為剪切導流能力測試儀器，巖心樣品取自克深區(qū)塊某井并制作剪切巖心[34]。根據(jù)不同改造方式設計4種實驗（見表3）：①天然裂縫原始導流能力實驗；②天然裂縫剪切滑移導流能力實驗；③天然裂縫酸處理的導流能力實驗，共 2組；④天然裂縫張性開啟+支撐劑支撐的導流能力實驗，設置不同支撐劑鋪置濃度，共 3組。人工制作剪切滑移裂縫，使用10%酸液，選用380/212 μm（40/70目）的高強度陶粒，模擬現(xiàn)場10%的砂比。設計的4種實驗涵蓋庫車山前超深層儲集層改造主要工藝類型，可模擬現(xiàn)場實際情況。

表3 天然裂縫導流能力實驗方案

實驗結(jié)果如圖 5所示?？梢钥闯?，僅靠天然裂縫的開啟難以提供足夠的裂縫導流能力，當閉合應力加載到 20 MPa后，導流能力下降明顯，在高閉合應力（70 MPa）時，導流能力極低。剪切滑移裂縫比原始天然裂縫的導流能力高近 3個數(shù)量級。酸蝕裂縫比剪切滑移裂縫的導流能力提高10倍以上，天然裂縫發(fā)育的酸蝕縫比天然裂縫不發(fā)育的酸蝕縫導流能力更好。支撐裂縫的導流能力與支撐劑鋪置濃度成正相關，但高鋪置濃度裂縫的導流能力在高應力下的優(yōu)勢不明顯。本文實驗中導流能力隨閉合應力的升高具有正常的遞減趨勢，但與使用鋼板評價支撐劑性能的常規(guī)實驗相比，實驗數(shù)據(jù)有明顯的波動現(xiàn)象，這是因為在不同閉合應力下巖板中天然裂縫開啟程度不同，增加了研究含天然裂縫巖板導流能力的難度，需進一步開展更多實驗研究進行深入評價。

圖5 不同改造方式下天然裂縫導流能力實驗結(jié)果

張開型天然裂縫或者通過壓裂激活的天然裂縫在較低閉合應力下具有一定的滲流能力，但對于庫車山前超深儲集層，高閉合應力使得無支撐的張性裂縫導流能力極低（見圖5中實驗1），難以具備有效滲流能力。如果壓裂能夠使天然裂縫及人工裂縫以剪切滑移模式開啟，則具備較好的導流能力（見圖5中實驗2）。在開啟的天然裂縫中加入支撐劑獲得的導流能力最佳（見圖5中實驗3—5）。庫車山前超深井特征限制了水平井的應用，直井壓裂是必然的選擇，由于該區(qū)域兩向應力差大，形成復雜縫網(wǎng)難度大。因此，需充分利用天然裂縫與人工裂縫之間的夾角關系，以及三應力狀態(tài)決定的人工裂縫主要為剪切滑移縫的特點，采取相應的技術對策，即：酸化溶蝕天然裂縫中的充填物，降低天然裂縫開啟所需凈壓力；利用低黏滑溜水的側(cè)向滲濾能力激活天然裂縫；通過優(yōu)化排量與黏度的乘積[32]并結(jié)合凍膠組合多級暫堵技術，實現(xiàn)人工主縫與天然裂縫的交織溝通；優(yōu)選小粒徑支撐劑使其能夠進入到更多的縫網(wǎng)中，實現(xiàn)支撐劑的有效鋪置，形成具有“主縫+支縫”的多級支撐有效縫控體積。

3 提高縫控改造體積的關鍵技術

3.1 縫內(nèi)暫堵與二次壓裂技術

根據(jù)庫車山前儲集層天然裂縫產(chǎn)狀特征及大型物理模擬實驗結(jié)果，該區(qū)域有通過壓裂酸化形成復雜縫網(wǎng)的基礎，但高應力差提高了形成復雜縫網(wǎng)的難度。針對該區(qū)域多以直井壓裂為主的現(xiàn)狀，提出多級暫堵技術思路，力求通過暫堵來改變壓裂液在地層中的滲流方式。為此，選取庫車山前白堊系含天然裂縫露頭開展縫內(nèi)暫堵已開啟天然裂縫的物理模擬實驗。該區(qū)域天然裂縫較發(fā)育，密度為 0.5～3.0條/m，以半充填—全充填裂縫為主，與最大水平主應力方向夾角為45°～60°，裂縫傾角為 50°～70°，高角度裂縫普遍發(fā)育，能夠通過儲集層改造開啟天然裂縫，縱向溝通更多小層，加強超深巨厚儲集層縱向動用。因此，用該區(qū)域的巖心露頭進行實驗具有代表性。

利用中國石油天然氣集團有限公司油氣藏改造重點實驗室的大型物理模擬裝置開展相關模擬實驗。庫車山前砂巖露頭樣品（編號 A12）參數(shù)如下：彈性模量10～22 GPa，泊松比 0.22～0.23，巖石體積壓縮系數(shù)（2～5）×10-4MPa-1，抗壓強度 91～160 MPa，露頭含有多條不規(guī)則天然裂縫，裂縫開度0.1～0.2 mm，有泥質(zhì)或方解石充填。實驗加載最大水平主應力30 MPa，最小水平主應力10 MPa，垂向應力20 MPa，滿足產(chǎn)生剪切裂縫的三應力條件。根據(jù)現(xiàn)場實際條件，采用兩種壓裂液，即基液（0.3%胍膠，加入紅色示蹤劑）和暫堵凍膠壓裂液（0.3%胍膠+1%纖維+交聯(lián)劑，加入綠色示蹤劑）。裂縫診斷技術為熒光示蹤劑跟蹤和巖心樣品切割分析。先注入基液壓裂 1條主裂縫，再注入暫堵壓裂液，停泵測壓降，然后實施二次壓裂，驗證二次壓裂是否具有轉(zhuǎn)向作用。

從圖6可以看出，第1次注入基液壓裂液，注液排量從10 mL/min提高到30 mL/min，并穩(wěn)定在30 mL/min，壓力上升曲線斜率大，建立井底壓力明顯，在16.89 MPa時巖石破裂，并形成第1條主縫。然后壓力迅速下降到5.95 MPa，延伸壓力在5.95～6.37 MPa，壓力略有上升，反映裂縫正常延伸，計算井底凈壓力為12.5 MPa，停泵第1次測壓降。注入凍膠壓裂液20 min，壓力基本保持穩(wěn)定，主要體現(xiàn)纖維暫堵劑逐漸沉降堆積的過程，但尚未實現(xiàn)封堵。然后換基液壓裂將攜帶暫堵劑的凍膠壓裂液推進裂縫，可以看到壓力逐漸上升的過程，體現(xiàn)纖維暫堵劑被逐漸壓實的過程，暫堵逐漸見效。壓力達到35.13 MPa時巖石產(chǎn)生破裂，與第1次巖石破裂相比，破裂壓力提升了18.24 MPa，說明暫堵劑對第1條裂縫的封堵效果明顯。隨后壓力下降，第1條轉(zhuǎn)向裂縫開啟，然后迅速二次憋壓，壓力上升到38.57 MPa時開啟了第2條轉(zhuǎn)向裂縫，裂縫閉合的縫內(nèi)凈壓力為14.31 MPa，比主縫開啟時高約7.8 MPa，這個增高的壓力是多裂縫的特征。第2次停泵測壓降后，注入基液壓裂液，壓力上升到43.55 MPa時地層再次破裂，開啟第3條轉(zhuǎn)向縫。在壓裂液的后續(xù)注入過程中，壓力產(chǎn)生多次波動并逐漸下降，這是因為在第 3條轉(zhuǎn)向縫開啟之后，有更多裂縫系統(tǒng)不斷被打開，濾失不斷加大?？p內(nèi)凈壓力及停泵壓力的逐漸增加，主要反映了纖維暫堵劑增加的有效封堵阻力以及多裂縫開啟增加的縫內(nèi)凈壓力。實驗壓力響應曲線充分體現(xiàn)了暫堵轉(zhuǎn)向多天然裂縫開啟的特征。由圖 7可見，實驗后的切割巖樣與熒光示蹤劑分布形態(tài)證實了圖 6曲線所反映的結(jié)果。主裂縫剖面的紅色示蹤劑顯示出全剖面開啟的形態(tài)，后續(xù)注入的暫堵凍膠（綠色）也進入了主裂縫，3條轉(zhuǎn)向裂縫清晰可見。特別在近井眼帶綠色示蹤劑體現(xiàn)出多天然裂縫開啟的特征，驗證了暫堵轉(zhuǎn)向技術可有效實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向，形成復雜縫網(wǎng)。室內(nèi)實驗驗證了形成小間距、密集裂縫的可能性，也驗證了小簇間距多裂縫延伸并匯聚成1條裂縫的現(xiàn)象，驗證了水平井多簇壓裂中1簇就是1條裂縫的觀點。對于第1條轉(zhuǎn)向縫，在近井眼帶有2條近平行的裂縫，然后合并成1條裂縫，與北美水力壓裂試驗場壓后鉆井取心看到的“裂縫群”現(xiàn)象[35-36]一致。“裂縫群”的形成機理還有待進一步研究。

圖6 巖樣A12壓裂暫堵轉(zhuǎn)向壓力響應曲線

圖7 巖樣A12壓裂暫堵轉(zhuǎn)向多裂縫開啟效果

對巖樣B1也進行了暫堵轉(zhuǎn)向與微地震監(jiān)測結(jié)合的大型物理模擬實驗。由于壓力曲線大幅波動（見圖3），在微地震監(jiān)測中見到了很好的轉(zhuǎn)向效果（見圖8）。實驗設計的最大水平主應力方向為南北向（即人工裂縫擴展方向），第1次壓裂采用逐級提排量的模式，圖8a中用不同顏色的微地震事件對應相應的施工階段，綠色點為第1個提排量階段，藍色點為逐級提排量到最高階段，紅色點為停泵后的壓力下降階段，可以看出微地震事件基本在井眼周圍出現(xiàn)，不遵循人工裂縫沿最大水平主應力方向延伸的力學特征，驗證了采用逐級提排量方式僅能開啟近井帶天然裂縫、沒有人工裂縫產(chǎn)生的研究認識[32]。第 2次壓裂后，采用快速提排量模式，圖8b中用兩種顏色標識微地震事件，紅色點為正常實驗階段，綠色點為停泵后壓力下降階段，微地震事件呈南北向分布，裂縫擴展以井眼的南區(qū)為主，反映人工裂縫受巖石天然裂縫影響，向南延伸更易，還說明有明顯的人工裂縫產(chǎn)生，驗證了快速建立井底壓力形成人工裂縫的研究認識[33]。加入暫堵劑實施壓裂（第3、4次壓裂）后，微地震事件分布區(qū)域明顯改變，可以分為4個階段：①第3次壓裂，注入暫堵劑時，排量較低（60 mL/min），微地震事件（圖8c中綠色點）基本還是在井眼周圍，往西有一定程度的擴展，這是天然裂縫的作用；②第4次壓裂，以排量150 mL/min注入基液，壓力曲線逐漸升高，并達到最高值，這段時間的微地震事件（圖 8c中藍色點）既有向西的擴展，也有向正北與東北方向偏轉(zhuǎn)，反映出纖維暫堵了原裂縫起裂方向，裂縫開始轉(zhuǎn)向，圖 8c可以看到明顯的兩條裂縫帶的微地震事件（藍色點），與圖4巖心切片看到的2條人工裂縫有一致性；③壓力從最高值經(jīng)過幾次波動下降到11.32 MPa時，微地震事件（圖8c中粉紅色點）呈多方位分布，反映出多方位下的天然裂縫開啟或新的裂縫產(chǎn)生，但主要是在第 2次壓裂起裂（以射孔孔眼為基點往南）的北邊區(qū)域擴展（正北與東北方向為主），說明第2次壓裂及本次暫堵壓裂向南邊擴展的裂縫被有效封堵；④壓力從11.32 MPa升高到19.48 MPa，后續(xù)呈小幅波動，微地震事件（圖8c中紅色點）分布反映出在③階段裂縫擴展的范圍內(nèi)轉(zhuǎn)向裂縫在孔眼北區(qū)呈現(xiàn)近東西向的擴展形態(tài)，且擴大了東北方向的波及體積。

圖8 巖樣B1聲發(fā)射監(jiān)測事件響應俯視圖（不同顏色點代表不同壓裂階段微地震事件）

對比第2次壓裂時主縫在井眼南區(qū)且呈南北向延伸的特征，以及第3次壓裂（加暫堵劑實施封堵）與第4次壓裂（暫堵劑封堵后的壓裂）的微地震形態(tài)，并結(jié)合圖4等分析可以得到以下認識：①在人工裂縫沿最大水平主應力方向擴展的同時，巖樣的天然裂縫走向影響人工裂縫擴展方向（并不一定以射孔孔眼為原點形成對稱裂縫）；②發(fā)育的天然裂縫增大了人工裂縫在側(cè)向的波及帶寬，人工裂縫與天然裂縫有效耦合可以形成復雜縫網(wǎng)體系；③大型物理模擬實驗結(jié)合聲發(fā)射監(jiān)測驗證了暫堵轉(zhuǎn)向與二次壓裂技術對形成復雜縫網(wǎng)的作用，證實了北美相關研究結(jié)論，即：逐級提排量開啟近井帶天然裂縫系統(tǒng)，快速提排量在近井帶形成人工主裂縫。

3.2 提高縫控體積與支撐效率的液體技術

3.2.1 加重壓裂液技術

加重壓裂液技術始于塔里木的超深井壓裂酸化，破解了井口施工壓力受限的工程難題。如果超深井的垂深以7 000 m計，采用加重壓裂液技術，相同施工排量下（小于5 m3/min），可降低井口壓力8～20 MPa，提高井底凈壓力10～20 MPa，有利于提高激活并開啟天然裂縫的概率，增加縫網(wǎng)復雜程度。

針對塔里木油田“三超”井壓裂難題，中國石油勘探開發(fā)研究院與塔里木油田公司于2002年開始合作研究加重壓裂液技術，先后研發(fā)了耐溫180 ℃的氯化鉀（最大密度1.17 g/cm3）、溴化鈉（最大密度1.50 g/cm3）、硝酸鈉（最大密度1.35 g/cm3）等3套加重壓裂液體系。盡管硝酸鈉加重壓裂液具有高性能低成本的優(yōu)勢，并得到廣泛應用，但隨著塔里木油田安全與環(huán)保要求的提高，硝酸鈉加重壓裂液體系的應用受到限制。為此，研發(fā)了以氯化鈣為加重材料的新型綠色環(huán)保低成本加重壓裂液[37]，最大密度1.42 g/cm3，同時研發(fā)了配套的耐鹽聚合物稠化劑、新型耐鹽交聯(lián)劑，使得該體系具有良好的耐高溫流變剪切性能，最高耐溫200 ℃（見圖9，攜砂能力強，破膠徹底、傷害低。特別是該體系突破了工業(yè)氯化鈣難以形成耐溫性能良好的壓裂液、破膠難等技術瓶頸。研發(fā)了配套的耐鹽緩蝕劑，解決了高鹽溶液在高溫下對完井管柱的應力腐蝕問題。該新型加重壓裂液在塔里木油田超深井進行了應用試驗并取得成功。

圖9 氯化鈣加重壓裂液200 ℃下流變曲線

3.2.2 低黏高彈壓裂液技術

天然裂縫激活理論、大型物理模擬實驗及現(xiàn)場實踐均證實[8,31-32]，低黏壓裂液更易進入天然裂縫弱面，提高天然裂縫內(nèi)流體壓力，使天然裂縫開啟，并形成復雜縫網(wǎng)。凍膠壓裂就是利用液體高黏特征，控制液體在裂縫壁面的濾失，使壓裂液沿主縫延伸，實現(xiàn)造長縫的目的。因此，塔里木“三超”井壓裂難以像頁巖油氣一樣實現(xiàn)大排量的體積改造。在有限的排量范圍內(nèi)，應該利用低黏液體易滲濾特征，建立足夠開啟天然裂縫的縫內(nèi)凈壓力，并使支撐劑能夠運移較遠的距離，進入主縫及各級分支裂縫中。超深井壓裂難以提高排量，用凍膠攜砂提高壓裂液的懸砂性又會加大形成復雜縫的難度，為兼顧擴大波及體積與高效攜砂，研發(fā)低黏高彈壓裂液體系是最佳途徑。中國石油勘探開發(fā)研究院研發(fā)了高溫低黏高彈壓裂液，該體系耐溫180 ℃，170 s-1下剪切 120 min，黏度大于 50 mPa·s。該液體的黏彈性測試數(shù)據(jù)為：120 ℃配方，儲能模量為30.77 Pa，耗能模量為7.55 Pa；170 ℃配方，儲能模量為41.32 Pa，耗能模量為8.73 Pa。該數(shù)據(jù)明顯高于其他一些壓裂液體系，體現(xiàn)了該體系具有較好的攜砂性能。使用0.5%乳液，壓裂液初始黏度75 mPa·s，加入550/270 μm（30/50目）陶粒，砂比18%，在140 ℃高溫下放置20，60，120 min，支撐劑的沉降高度分別為0，5，12 cm，表現(xiàn)出該液體具有較強的耐高溫靜態(tài)攜砂能力，有利于將支撐劑輸送到裂縫更遠處。在現(xiàn)場應用中，還可以進一步降低液體黏度，同時采用212/109 μm（70/140目）小粒徑支撐劑，可以兼顧提高波及體積和使支撐劑進入微細天然裂縫，提高縫網(wǎng)支撐效果，有利于提高縫控改造體積。

4 提高縫控改造體積的工藝技術及應用效果

4.1 多級縫網(wǎng)酸壓技術

針對天然裂縫極發(fā)育的儲集層，形成多級縫網(wǎng)復合酸壓改造技術。液體體系為滑溜水、線性膠、土酸體系、高溫膠凝酸，采用多級復合改造工藝模式。多層一次射孔，射孔厚度達到小層厚度的 70%。采用投球暫堵分層工藝，暫堵分層材料為可降解、多尺度（直徑1，3，6，8 mm）組合顆粒暫堵小球，絲狀、粉末狀可降解暫堵劑等，140 ℃、5 h降解率大于95%。單井施工液量800～1 500 m3，排量4.0～6.5 m3/min。

典型井克深907井，射孔井段7 487.5～7 577.0 m，跨度89.5 m，射孔厚度41.5 m/10層，并根據(jù)鉆井漏失與天然裂縫分布狀況，將10個射孔小層分2級實施多級暫堵酸壓。該儲集層三應力狀態(tài)為垂向應力居中，裂縫開啟形態(tài)為剪切滑移裂縫。暫堵轉(zhuǎn)向壓力上升16.26 MPa，轉(zhuǎn)向效果明顯。酸壓后測試產(chǎn)氣 94.8×104m3/d（9 mm油嘴，油壓93.8 MPa），效果顯著。

4.2 多級暫堵縫網(wǎng)加砂壓裂技術

針對天然裂縫較發(fā)育的儲集層，形成多級暫堵縫網(wǎng)加砂復合壓裂改造技術。采用滑溜水與耐高溫加重凍膠壓裂液復合壓裂，最大化提高施工排量，力求近井帶建立高導流人工裂縫，遠井帶溝通并開啟天然裂縫，形成“人工裂縫+天然裂縫”的縫網(wǎng)系統(tǒng)。加重液體分別為硝酸鈉加重壓裂液（密度1.35 g/cm3，耐溫180 ℃）和氯化鉀加重壓裂液（含25% KCl，密度1.15 g/cm3，耐溫 160 ℃）。采用分簇射孔技術（8～12簇），射孔厚度占凈儲集層厚度的 30%～40%，根據(jù)多簇限流模式優(yōu)化射孔厚度與射孔數(shù)。采用“可降解絲狀纖維+陶?！睍憾罗D(zhuǎn)向與二次加砂壓裂技術。單井施工液量800～3 500 m3，砂量 28～160 m3，排量 5.0～12.0 m3/min。

典型井博孜104井，射孔井段6 757.0～6 850.0 m，射孔厚度36.0 m，按分簇射孔模式分為2簇8小層射孔。采用“纖維+陶?！睍憾录岸螇毫鸭夹g提高裂縫復雜程度，技術組合模式為凍膠破巖形成主縫從而建立足夠縫內(nèi)凈壓力開啟裂縫+滑溜水激活側(cè)向天然裂縫并擴大波及體積+線性膠攜砂提高支撐劑運移距離和有效支撐能力。施工液量1 110.81 m3，加砂量50.0 m3，最高施工壓力105.7 MPa，最大排量5.7 m3/min，壓后測試產(chǎn)氣58.5×104m3/d，產(chǎn)油20.8 t/d（7 mm油嘴，油壓82.0 MPa）。博孜104井儲集層物性在本區(qū)屬中等，壓裂后產(chǎn)量明顯高于鄰井。

典型井博孜9井，射孔層段7 677.0～7 760.5 m，射孔厚度68.5 m/5層，發(fā)育20條天然裂縫，且天然裂縫走向與最大水平主應力方向之間夾角為85°，有利于人工裂縫與天然裂縫相交形成復雜縫網(wǎng)。彈性模量25 509～26 693 MPa，泊松比0.25～0.28，三應力狀態(tài)為垂向應力居中，壓裂易產(chǎn)生剪切滑移縫，有利于采用體積改造技術。根據(jù)天然裂縫與物性特征分為 2級暫堵分壓，采用“層間投球暫堵分層+縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向”組合工藝，液體類型為滑溜水+加重胍膠壓裂液，優(yōu)化組合小粒徑支撐劑（212/109 μm（70/140目）+380/212 μm（40/70目）+550/270 μm（30/50目）），施工排量 4.5～5.3 m3/min，施工壓力 100～116 MPa，施工液量 898 m3，砂量53 m3，壓后測試產(chǎn)油167 t/d，產(chǎn)氣70.5×104m3/d（8 mm油嘴，油壓94 MPa）。該井壓裂取得成功，實現(xiàn)了近8 000 m儲集層的體積改造，為庫車山前博孜9區(qū)塊獲得超過千億立方米天然氣資源量做出了貢獻。

4.3 縱向多級分層改造技術

對于天然裂縫欠發(fā)育的巨厚儲集層，采用機械多級分層，分層數(shù)多，施工風險大，研發(fā)形成單一工具大段分層，段內(nèi)投球暫堵實現(xiàn)細分小層的“軟、硬”結(jié)合多級分層改造技術，在縱向上提高裂縫控藏能力，實現(xiàn)連續(xù)巨厚儲集層的全剖面動用。

典型井克深1002井，改造井段6 805.0～7 020.0 m，厚度215 m，溫度154 ℃，壓力103 MPa，用投球滑套工具分2層，層內(nèi)轉(zhuǎn)向球+大顆?？v向暫堵，分7簇，施工排量3.0～6.5 m3/min，施工壓力110～118 MPa，液量 2 560 m3，支撐劑 159 m3，其中 380/212 μm（40/70目）高強度陶粒150 m3，尾追550/270 μm（30/50目）覆膜砂9 m3，壓后測試產(chǎn)氣74×104m3/d（9 mm油嘴，油壓77 MPa）。該技術已累計應用26井次，單井平均無阻流量提高4.92倍，產(chǎn)氣剖面測試表明儲集層的改造動用程度更加充分，體現(xiàn)了建立“立體縫網(wǎng)”提高縱向裂縫控藏能力的效果。

4.4 加重液重復壓裂技術

利用加重液降低井口施工壓力，使難以實施加砂壓裂改造的井實現(xiàn)壓裂改造，提高有效裂縫長度與波及體積。克深13井（7 430 m）早期采用酸壓改造，施工排量1.2～4.3 m3/min，施工壓力48.3～117.5 MPa，酸壓后測試產(chǎn)量為 6.45×104m3/d（4 mm油嘴，油壓43.91 MPa），酸壓效果未達到預期要求。后采用硝酸鈉加重液實施重復壓裂，排量提高到4.0～5.0 m3/min，施工壓力99.0～115.0 MPa，在排量提高的情況下施工壓力略有下降。壓后測試產(chǎn)量達到34.38×104m3/d（6 mm油嘴，油壓74.22 MPa），壓后油壓比酸壓后油壓增加69%，可以看出遠端儲集層供氣能力大幅增加，說明加重液重復壓裂獲得了更好的裂縫系統(tǒng)與更大的波及體積，使得儲集層裂縫控藏能力大幅提升。該技術在克深 13井控制的構(gòu)造區(qū)塊落實天然氣資源量超200×108m3，為此，該區(qū)塊2020年規(guī)劃布井12口，規(guī)劃產(chǎn)能10×108m3，2021年底完成布井計劃，區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)460×104m3/d，實際建產(chǎn)16.5×108m3，加重液重復壓裂技術起到了重要作用。

4.5 總體應用效果

塔里木油田“三超”井的儲集層改造不斷挑戰(zhàn)工程極限，酸壓改造深度從2011年的8 023 m（克深7井）提高到2019年的8 882 m（輪探1井），加砂壓裂的改造深度從2010年的6 930 m（大北301井）提高到2019年的7 800 m（博孜9井），儲集層溫度從150 ℃提高到190 ℃。塔里木盆地庫車前陸沖斷帶埋深跨度大（5 500～8 500 m），受壓實作用影響，儲集層基質(zhì)較致密，天然裂縫較發(fā)育，傳統(tǒng)壓裂工藝難以滿足儲集層改造的需求。中國石油勘探開發(fā)研究院與塔里木油田通過多年共同研究與實踐，以大幅提升裂縫控藏能力與波及體積為目標，形成了縫網(wǎng)酸壓、多級暫堵轉(zhuǎn)向與二次壓裂工藝相結(jié)合的縫網(wǎng)壓裂、縱向上“軟、硬”結(jié)合的“立體縫網(wǎng)”多級分壓、加重液重復壓裂等適合庫車山前的縫控改造技術與配套工藝，現(xiàn)場應用近150井次，改造后單井無阻流量增加3～6倍。截止到 2021年底，庫車山前天然氣年產(chǎn)量（270～280）×108m3，平均單井產(chǎn)量45×104m3/d，部分區(qū)塊應用該技術后解決了探井低產(chǎn)、區(qū)塊儲量無法落實、開發(fā)無效益的難題，支撐了勘探突破及儲量升級?？p控改造技術成為落實庫車前陸盆地萬億立方米氣田群儲量規(guī)模與提升開發(fā)效果的重要技術手段。

5 結(jié)論及建議

庫車山前“三超”井的儲集層條件有利于大面積應用體積改造技術。本區(qū)三應力狀態(tài)屬于垂向應力居中，壓裂產(chǎn)生裂縫以剪切滑移裂縫為主，為實施體積改造提高裂縫控藏能力提供了良好的條件。主力層段天然裂縫發(fā)育，其中剪切縫占比 80%，高角度（大于60°）裂縫占比超過50%，有利于利用高角度天然裂縫提高縱向剖面動用率。天然裂縫走向與最大水平主應力方向近垂直，利用體積改造低黏液體有利濾失的技術理念，通過低黏壓裂液激活主裂縫側(cè)向的天然裂縫系統(tǒng)并使其延伸，可以增大側(cè)向波及帶寬，提高波及體積。

庫車山前“三超”井部分儲集層致密，天然裂縫不發(fā)育，或者改造技術應用不到位，導致改造后中低產(chǎn)井占比在40%左右。大型物理模擬實驗及現(xiàn)場實踐表明，對該類儲集層須采用體積改造技術，優(yōu)化技術對策與設計參數(shù)，通過暫堵轉(zhuǎn)向及二次壓裂等人工干預技術來提高縫控改造體積，提高對該類儲集層的改造效果。

庫車山前超深層的三應力條件滿足剪切應力與有效正應力之比大于摩擦系數(shù)（0.45）的條件，剪切裂縫成為裂縫開啟的主要特征。大部分天然裂縫在壓裂施工時的縫內(nèi)凈壓力達到 8～12 MPa，具備形成多尺度復雜縫網(wǎng)的力學條件。應力差異系數(shù) 0.21，遠小于僅形成主縫的條件（大于0.25），天然裂縫具有良好的開啟能力。這些條件為該區(qū)域?qū)嵤┨岣呖p控改造體積的壓裂技術奠定了理論基礎。

大型物理模擬與微地震結(jié)合實驗表明，采用的暫堵轉(zhuǎn)向、二次壓裂可以實現(xiàn)多次裂縫轉(zhuǎn)向，為現(xiàn)場采用相關應用技術提供了實驗依據(jù)。從巖樣上觀測到沿主裂縫的側(cè)向滲濾帶寬與有效滲濾帶現(xiàn)象，體現(xiàn)了人工裂縫與天然裂縫具有有效耦合作用，驗證了直井體積改造利用低黏壓裂液能夠增加裂縫側(cè)向帶寬的理論推斷，為直井實施體積改造提供了實驗依據(jù)。

結(jié)合大型物理模擬實驗與現(xiàn)場實踐，形成了 4套適合庫車山前不同類型儲集層提高縫控改造體積的工藝技術，即：縫網(wǎng)酸壓技術、多級暫堵轉(zhuǎn)向與二次壓裂工藝相結(jié)合、縱向“軟、硬”結(jié)合的多層分壓技術、加重液重復壓裂技術。形成了相應的工藝方法與液體，即：直井多簇射孔優(yōu)化設計方法、多級暫堵+二次壓裂組合方法、“凍膠破巖+滑溜水攜砂+小粒徑支撐劑”的逆混合體積改造工藝以及低黏高彈壓裂液、新型環(huán)保加重壓裂液等。

建議開展超低摩阻機制及超低摩阻壓裂液體系的研究，深化研究加重壓裂液的降阻機制，提高降阻能力，開展超深層超高溫分壓工具攻關，豐富超深儲集層體積改造技術手段，為萬米特深領域油氣儲集層高效勘探開發(fā)儲備儲集層改造技術。

致謝：本文撰寫過程得到中國石油勘探開發(fā)研究院胥云教授悉心指導，中國石油勘探開發(fā)研究院徐敏杰、王麗偉、修乃嶺、韓秀玲、王遼、高瑩等參與了部分工作，在此一并表示感謝。

符號注釋：

Kh——水平應力差異系數(shù)，無因次；pp——孔隙壓力，MPa；β——弱面傾角，（°）；μ——摩擦系數(shù)，無因次；σH，σh——最大、最小水平主應力，MPa；σn——有效正應力，MPa；τ——剪應力，MPa；τ0——內(nèi)聚力強度，MPa；τc——臨界剪應力，MPa。