裂改造工藝技術(shù)(定稿)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)一、吐哈油田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)二、針對(duì)性技術(shù)㈠低傷害壓裂液體系㈡高砂比壓裂技術(shù)㈢控縫高薄層壓裂技術(shù)㈣高應(yīng)力儲(chǔ)層壓裂技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)

㈥分層壓裂工藝技術(shù)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)一、吐哈油田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)儲(chǔ)層埋深：1500-3000m儲(chǔ)層巖性：細(xì)砂巖、粉砂巖和砂礫巖儲(chǔ)層物性：儲(chǔ)層具有小孔隙、細(xì)喉道特征孔隙度為6～15％，平均10%

滲透率0.01-10×10-3um2，平均3.6×10-3um2壓力溫度：壓力系數(shù)0.8-1.0，平均為0.85，為低壓地層地層溫度70-90℃，為中溫地層潤(rùn)濕特性：巖石表面具弱濕性、強(qiáng)親水特性力學(xué)特性：巖石泊松比0.150.3，楊氏模量2500055000MPa㈠吐哈油田儲(chǔ)層特性第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)一、吐哈油田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈠吐哈油田儲(chǔ)層特性敏感特性：儲(chǔ)層敏感性為中等水敏、弱鹽敏、弱酸敏、弱速敏均質(zhì)程度：縱橫向非均質(zhì)性嚴(yán)重，巖性變化大儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)：儲(chǔ)層以孔隙性為主，個(gè)別為雙重介質(zhì)隔層特性：泥巖和煤層，儲(chǔ)隔層應(yīng)力差較小油水關(guān)系：地層流體分布受構(gòu)造、巖性、斷層等因素控制，縱向上發(fā)育多套油水系統(tǒng)，平面上具有不同的油水界面，油水關(guān)系復(fù)雜。儲(chǔ)層為典型的低孔、低滲、低壓、中溫儲(chǔ)層第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)一、吐哈油田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈡儲(chǔ)層改造難點(diǎn)難點(diǎn)1：

隨著油層水淹程度加劇，控制裂縫長(zhǎng)度成為必然，通過壓裂形成具有高導(dǎo)流能力的寬短裂縫，是防止溝通注水前緣，控制壓后含水上升，提高壓裂效果的主要途徑針對(duì)性技術(shù)：

采用高砂比壓裂，形成寬短縫，提高裂縫導(dǎo)流能力第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)一、吐哈油田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈡儲(chǔ)層改造難點(diǎn)難點(diǎn)2：

隨著勘探開發(fā)的進(jìn)一步深入，油藏方面所面臨的薄互層越來(lái)越多，隔層條件相對(duì)較差，縫高失控后會(huì)溝通水層針對(duì)性技術(shù)：

采用控縫高薄層壓裂技術(shù)，以提高薄層生產(chǎn)潛力，增大儲(chǔ)層動(dòng)用程度第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)一、吐哈油田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈡儲(chǔ)層改造難點(diǎn)難點(diǎn)3：

“三低”儲(chǔ)層孔喉尺寸很小，壓裂液浸入對(duì)地層的傷害更加嚴(yán)重，儲(chǔ)層保護(hù)難度大，因此要優(yōu)選壓裂液體系，優(yōu)化液體配方及性能，最大限度的減少壓裂液殘?jiān)?，減小壓裂液滯留于地層的時(shí)間，以減少傷害。針對(duì)性技術(shù)：

采用低傷害壓裂液體系，可有效減少對(duì)儲(chǔ)層的傷害第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)一、吐哈油田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈡儲(chǔ)層改造難點(diǎn)難點(diǎn)4：

隨著勘探開發(fā)的深入發(fā)展，深井壓裂在油氣藏改造作業(yè)中占有越來(lái)越重要的地位。深井油藏埋藏深，壓實(shí)作用強(qiáng)裂，巖石致密，孔滲性更差，地層溫度高，地應(yīng)力大，施工時(shí)泵注壓力高，對(duì)液體性能要求高，施工難度大。針對(duì)性技術(shù)：

采用高應(yīng)力儲(chǔ)層壓裂技術(shù)，取得了一些成功經(jīng)驗(yàn)。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)一、吐哈油田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈡儲(chǔ)層改造難點(diǎn)難點(diǎn)5：

吐哈油田紅臺(tái)-疙瘩臺(tái)氣藏儲(chǔ)層條件較其它區(qū)塊更差，孔隙度8-10%，滲透率0.013—0.3×10-3μm2，地層壓力系數(shù)為0.7-0.9，儲(chǔ)層能量極低。紅臺(tái)-疙瘩臺(tái)致密氣藏自然產(chǎn)能極低，非均質(zhì)性嚴(yán)重，孔喉微細(xì)，水敏性強(qiáng)，壓裂液返排困難，因此，對(duì)于致密氣藏，增產(chǎn)的關(guān)鍵是造長(zhǎng)縫以增大地層流體的滲流面積；同時(shí)，因儲(chǔ)層能量極低，需要增強(qiáng)壓裂液的自身返排能量，增加返排率，以減小污染針對(duì)性技術(shù)：

采用氣藏大型壓裂技術(shù)、氮?dú)庠瞿芘菽瓑毫鸭夹g(shù)，使紅臺(tái)致密氣藏壓裂增產(chǎn)獲得突破。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)一、吐哈油田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈡儲(chǔ)層改造難點(diǎn)難點(diǎn)6：吐哈油田屬多層系低滲油田，儲(chǔ)層平面、剖面非均質(zhì)性非常嚴(yán)重，由于注采的不均衡，進(jìn)入中高含水期后，層間（物性、液性、壓力、地應(yīng)力等）差異進(jìn)一步加大，層間矛盾進(jìn)一步加劇，壓裂液?jiǎn)螌油贿M(jìn)所造成的不均衡改造和砂堵問題已經(jīng)嚴(yán)重制約著近年來(lái)的改造效果。據(jù)統(tǒng)計(jì)，在砂堵井中，合層壓裂導(dǎo)致的砂堵占85%以上。針對(duì)性技術(shù)：

采用分層壓裂技術(shù)，使各潛力層均能得到充分改善，以緩和層間矛盾，提高壓裂成功率，進(jìn)一步提高壓裂效果。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈠低傷害壓裂液體系1、試驗(yàn)儀器及設(shè)備

配備有壓裂、酸化等專業(yè)化實(shí)驗(yàn)室，裝備有裂縫導(dǎo)流儀、旋轉(zhuǎn)粘度計(jì)、酸液動(dòng)態(tài)腐蝕儀、多功能驅(qū)替系統(tǒng)等國(guó)內(nèi)外一流的大型試驗(yàn)設(shè)備及常規(guī)試驗(yàn)設(shè)備第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)自動(dòng)驅(qū)替裝置裂縫導(dǎo)流儀動(dòng)態(tài)腐蝕儀DL55自動(dòng)電位滴定儀RV20流變儀潤(rùn)濕角測(cè)定儀第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)裂縫導(dǎo)流儀技術(shù)指標(biāo)：試驗(yàn)溫度:204℃流動(dòng)壓力:6.89MPa最大閉合應(yīng)力:103.4MPa充填面積：64.5cm2充填厚度:0.25～1.27cm功能：支撐劑導(dǎo)流能力評(píng)估；支撐劑性能檢測(cè)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)動(dòng)態(tài)腐蝕儀技術(shù)指標(biāo)：試驗(yàn)最高溫度：204℃最大壓力：10000Psi反應(yīng)釜容積：500ml試片：50mm長(zhǎng)×10mm寬×3mm厚轉(zhuǎn)速：10000轉(zhuǎn)/min功能：動(dòng)態(tài)靜態(tài)腐蝕評(píng)價(jià)；酸巖反應(yīng)機(jī)理研究；緩蝕劑優(yōu)選評(píng)價(jià)。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)RV20、VT550旋轉(zhuǎn)粘度計(jì)性能指標(biāo)：測(cè)量范圍：0.02—106mPa.S

剪切速率：0.01—1750s-1

試驗(yàn)溫度：-30to150℃

壓力：0to10MPa功能：測(cè)定流體粘度,流體流變特性參數(shù)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)專業(yè)化實(shí)驗(yàn)室主要開展酸化、壓裂技術(shù)的室內(nèi)研究工作，包括機(jī)理研究、評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)、配方研究等：壓裂實(shí)驗(yàn)室酸化實(shí)驗(yàn)室專業(yè)化實(shí)驗(yàn)室第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈠低傷害壓裂液體系2、低傷害壓裂液體系●超級(jí)胍膠水基壓裂液●低聚合物壓裂液●氮?dú)馀菽瓑毫岩骸馢XC清潔壓裂液●締合分子壓裂液第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈠低傷害壓裂液體系●超級(jí)胍膠水基壓裂液低溫系列中溫系列高溫系列適用溫度℃40--6060--8080--130適用井深m800—20002000—35003500—5500170S-1視粘度mPa.s160-260220-320300-560破膠時(shí)間h2-42-51-4破膠液粘度mPa.s<3<3<3殘?jiān)?<2.31<2.5<3.0摩阻Mpa/100m(4m3/89mm)0.6-0.80.6-0.80.4-0.6其它配套技術(shù)低溫破膠延遲交聯(lián)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈠低傷害壓裂液體系●低聚合物壓裂液項(xiàng)目指標(biāo)適用溫度℃60-90密度,g/cm31.0耐溫抗剪切性能,mpa.s>100濾失系數(shù),m/√min2.1×10-4破膠水化液粘度，mpa.s2.3巖芯傷害率％17.9與地層和流體配伍性良好基本性能粘度性能第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈠低傷害壓裂液體系●氮?dú)馀菽瓑毫岩喉?xiàng)目指標(biāo)密度,g/cm30.9耐溫抗剪切性能,mpa.s60濾失系數(shù),m/√min3.05×10-4殘?jiān)?mg/l500水化液粘度，mpa.s3水化液表面張力，Mn/m32破乳率，％>95%基本性能破膠性能粘溫性能第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈠低傷害壓裂液體系●JXC清潔壓裂液時(shí)間（min）051015202530354045505560溫度（℃）23246376808280757290909393粘度(mPa.S)330330270999645505560151296序號(hào)壓裂液與原油比例破膠時(shí)間（min）破膠液粘度mPa.s）12：1104.525：1203.0310：122小于3410:3（清水）176.0JXC清潔壓裂液抗溫抗剪切性能JXC清潔壓裂液粘溫性能JXC清潔壓裂液破膠性能●締合分子壓裂液第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈠低傷害壓裂液體系性能特點(diǎn)：①破膠后粘度很小,與清水相當(dāng)②0.2-0.3%締合分子壓裂液就能滿足中低溫儲(chǔ)層施工需要。目前已開發(fā)出了適應(yīng)135℃溫度下的締合分子壓裂液●締合分子壓裂液第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈠低傷害壓裂液體系性能特點(diǎn)：③巖心傷害實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：巖心傷害率僅為4.45%④摩阻約為清水的1/3，為胍膠壓裂液的1/2左右⑤攜砂能力主要依靠其結(jié)構(gòu)和彈性,在較低粘度下也可有效懸浮和攜帶支撐劑巖心入口端面未發(fā)現(xiàn)清潔壓裂液殘留第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)●締合分子壓裂液－應(yīng)用情況及效果2006年采用締合分子壓裂液施工10口井，施工成功率90％，最大施工井深2712m，平均層厚8.9m，儲(chǔ)層溫度70℃，最高砂比60％，平均砂比30.8%，平均加砂強(qiáng)度1.66m3/m。施工有效率100％，平均單井增液量16.8m3/d，平均單井增油量6.15m3/d。㈠低傷害壓裂液體系第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)●締合分子壓裂液－典型井例：溫西3-517井測(cè)井解釋數(shù)據(jù)隔層厚度(m)層位井段（m）厚度(m)φ(%)K(mD)So(%)結(jié)論上下S2(1)2298.0-2308.010.016.97.166.0油氣同層巨厚43.0S3(1)2351.0-2361.010.016.814.369.4油層43.013.0S31層共加砂14.37m3，平均砂比30.1%。S21層共加砂11.39m3，平均砂比29.3%。施工后增液39m3/d，增油2.5m3/d。㈠低傷害壓裂液體系第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈡高砂比壓裂技術(shù)技術(shù)關(guān)鍵：①用裂縫模擬與優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)優(yōu)化參數(shù)組合②高性能壓裂液及添加劑技術(shù)，增強(qiáng)攜砂能力③線性加砂技術(shù)，實(shí)現(xiàn)平穩(wěn)加砂，保證高砂比的實(shí)現(xiàn)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈡高砂比壓裂技術(shù)應(yīng)用效果：在吐哈油田應(yīng)用200余井次，應(yīng)用效果顯著，平均單井增油13.7t/d，最高砂比達(dá)到70%，平均砂比達(dá)到44.5%項(xiàng)目有效率%單井增油t/d平均單井加砂量m3單方支撐劑用液量m3平均砂比%高砂比壓裂86.813.721.56.2044.5常規(guī)壓裂70.68.2157.7731.3對(duì)比結(jié)果16.25.56.5-1.5713.2第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈡高砂比壓裂技術(shù)液量m3排量m3泵壓MPa前置液60.15-5.138-57攜砂液25.75-5.142-59頂替液11.35-5.645-54備注壓裂井段:2396.9-2413.8厚度16.9m加砂量10.3m3平均砂比50.1%產(chǎn)液量(m3/d）產(chǎn)油量（t/d）壓前19.5615.24壓后44.432.98增量24.8417.74WX3-311井施工情況第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈢控縫高薄層壓裂技術(shù)●儲(chǔ)隔層應(yīng)力差與裂縫高度控制5m,5MPa10m,5MPaA：儲(chǔ)隔層應(yīng)力差在5MPa左右，油層厚度小于5m時(shí)裂縫高度延伸嚴(yán)重，當(dāng)厚度在10m以上時(shí)，裂縫垂向延伸可得到控制。B：當(dāng)油層厚度5m,儲(chǔ)隔層應(yīng)力差在10MPa左右時(shí)，裂縫垂向延伸得到嚴(yán)格控制。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈢控縫高薄層壓裂技術(shù)●變排量控制裂縫高度排量越大，縫高延伸越嚴(yán)重，研究表明，吐哈薄層壓裂合理的排量為3m3/min左右。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈢控縫高薄層壓裂技術(shù)●利用壓裂液粘度控制裂縫高度粘度越大，縫高延伸越嚴(yán)重，研究表明，壓裂液在縫內(nèi)的粘度保持在50-100mPa·s比較合適。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈢控縫高薄層壓裂技術(shù)●利用人工隔板控制裂縫高度

通過前置液將隔板轉(zhuǎn)向劑帶入裂縫，并使其在上（浮式）、下（沉式）縫面聚集，形成壓實(shí)區(qū)，阻擋縫內(nèi)流體向上或向下部地層傳遞，從而達(dá)到控制裂縫垂向延伸的目的。壓裂層隔層隔層t1t2t3t1t2t3第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)●利用人工隔板控制裂縫高度典型井例：玉1井玉1井下部隔層距含油水層只有4m,且遮擋層較差,為防止壓竄下部隔層,用沉式轉(zhuǎn)向劑4噸,垂向縫高得到了有效控制。

該井壓前供液不足，壓后穩(wěn)定產(chǎn)油8t/d，不含水，生產(chǎn)至今仍不含水，說明縫高控制較好在吐哈油田應(yīng)用11井次，縫高控制率81.8%，取得了好的效果第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈢控縫高薄層壓裂技術(shù)●二次加砂縫高控制技術(shù)

是將常規(guī)設(shè)計(jì)優(yōu)化的總砂量分兩個(gè)階段加入地層，在第一階段支撐劑全部帶入地層后，停泵待裂縫閉合，然后再進(jìn)行第二階段加砂壓裂。

技術(shù)特點(diǎn)：控制裂縫的垂向延伸；降低濾失，提高造縫效率；使裂縫更寬，鋪砂更合理；降低近井筒效應(yīng)，提高壓裂成功率第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈢控縫高薄層壓裂技術(shù)●二次加砂縫高控制技術(shù)一次加砂壓裂攜砂和裂縫閉合示意圖二次加砂壓裂攜砂和裂縫閉合示意圖第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈢控縫高薄層壓裂技術(shù)●二次加砂縫高控制技術(shù)

應(yīng)用二次加砂壓裂100余井次，施工成功率96%，縫高控制有效率95%以上，增產(chǎn)有效率100%。單井平均增液12m3/d；單井平均增油5.8t/d，采用二次加砂單井平均增油量提高約20-25%。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈢控縫高薄層壓裂技術(shù)●二次加砂縫高控制技術(shù)勒10井二次加砂壓裂施工參數(shù)壓裂層位壓裂井段有效厚度施工參數(shù)前置液量排量加砂量平均砂比/最高砂比壓力延伸壓力梯度MPa/mJ2X2758-27679第一次設(shè)計(jì)2534.422/4060-70/實(shí)際25.23-3.14.4622.4/4031-40.80.0185第二次設(shè)計(jì)203.56.033.3/5060-70/實(shí)際20.23.5-3.66.0632.6/5035.2-43.40.0194典型井例：勒10井壓裂層距離上部水層僅6.3m，且隔層為煤層，隔層條件差，壓裂必須嚴(yán)格控制縫高延伸。

第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈢控縫高薄層壓裂技術(shù)●二次加砂縫高控制技術(shù)勒10井施工曲線壓前：QO=4-5m3/d，Qg=1500-2000m3/d壓后：QO=44.73m3/d,Qg=12511m3/d增產(chǎn)倍數(shù)：10倍以上，效果顯著，井溫測(cè)試表明縫高控制較好第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈣高應(yīng)力儲(chǔ)層壓裂技術(shù)

壓裂難點(diǎn)：

—儲(chǔ)層致密，孔隙度小，滲透率低，破裂壓力相對(duì)較高，施工泵注壓力高，要求壓裂液具有良好的耐剪切、低摩阻和延遲交聯(lián)等性能；

—儲(chǔ)層溫度高，對(duì)壓裂液的高溫流變性要求高；

—儲(chǔ)層閉合壓力高，對(duì)支撐劑的要求高；

—儲(chǔ)層“水敏”普遍比較嚴(yán)重，油層保護(hù)難度大；

—壓裂液返排困難。采取的主要技術(shù)對(duì)策：◆施工前預(yù)處理：

——深穿透射孔

——高能氣體壓裂

——酸化預(yù)處理◆優(yōu)化壓裂工藝設(shè)計(jì)段塞砂加前置液氮第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈣高應(yīng)力儲(chǔ)層壓裂技術(shù)◆優(yōu)選壓裂液體系

通過試驗(yàn)確定高溫壓裂液配方采用延遲交聯(lián)、快速破膠技術(shù)降低摩阻使用雙元破膠劑◆優(yōu)選支撐劑優(yōu)選中密高強(qiáng)度陶粒，并采用組合陶?！艟嫉膲毫言O(shè)備第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈣高應(yīng)力儲(chǔ)層壓裂技術(shù)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈣高應(yīng)力儲(chǔ)層壓裂技術(shù)

應(yīng)用效果：現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用42井次，單井平均加砂量35m3，施工成功率91.6%，其中壓后自噴完井8口，自噴率32%，單井平均增油6.8噸/天，日增油177.3噸/天。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈣高應(yīng)力儲(chǔ)層壓裂技術(shù)典型井例：勒10-56井儲(chǔ)層特點(diǎn)與措施：⑴斷層附近，應(yīng)力大，預(yù)計(jì)破裂壓力梯度高于0.03MPa/m⑵采取壓前酸化預(yù)處理措施勒10-56井第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈣高應(yīng)力儲(chǔ)層壓裂技術(shù)典型井例：勒10-56井施工參數(shù)：加砂量：32.81m3加砂強(qiáng)度1.2m3/m最高砂比40%平均砂比29%停泵壓力：70MPa延伸壓力梯度：0.035MPa/m第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——儲(chǔ)層特征

儲(chǔ)層特征：紅臺(tái)－疙瘩臺(tái)氣田儲(chǔ)層巖性為粉砂巖、細(xì)砂巖、砂礫巖；儲(chǔ)層平均孔隙度8-10%，試井解釋有效滲透率0.013-0.3×10-3um2，地層壓力系數(shù)0.7-0.9，地層溫度76-100℃。儲(chǔ)層泥質(zhì)含量10-20%，儲(chǔ)層特征為低孔、特低滲、低壓、中溫儲(chǔ)層。儲(chǔ)層縱橫向非均質(zhì)性嚴(yán)重，高嶺石含量高，遇水易分散，且儲(chǔ)層為微細(xì)喉道，入井液侵入地層會(huì)導(dǎo)致液相飽和度提高，降低氣相有效滲透率，形成嚴(yán)重的水鎖傷害。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——儲(chǔ)層改造難點(diǎn)孔滲性極差自然產(chǎn)能極低平面非均質(zhì)性強(qiáng)地層能量低粘土含量高水敏嚴(yán)重壓裂效果差有效期短工藝實(shí)施難壓后返排難儲(chǔ)層保護(hù)難液體優(yōu)化難1、采用大型壓裂造長(zhǎng)縫技術(shù)：增大滲流面積，延長(zhǎng)壓后有效期，增大壓裂效果2、氮?dú)庠瞿芘菽瓑毫岩杭夹g(shù)：增大返排量，減少傷害儲(chǔ)層特點(diǎn)改造難點(diǎn)工藝措施第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——大型氮?dú)馀菽瓑毫压に嚰夹g(shù)●技術(shù)特點(diǎn)采用大型壓裂工藝，增大施工規(guī)模造長(zhǎng)縫提高裂縫導(dǎo)流能力，以提高壓裂效果利用氮?dú)馀菽瓑毫岩簩?shí)現(xiàn)快速返排，減少傷害●工藝方式大型壓裂+(前置液氮、液氮伴注、前置液氮＋液氮伴注)紅臺(tái)－疙瘩臺(tái)氣藏主要采用：大型壓裂+（前置液氮＋液氮伴注）大型氮?dú)馀菽瓑毫压に噷?duì)壓裂液的要求：A：延遲交聯(lián)時(shí)間:1-5min

B：壓裂液粘度≥60mPa.sC：壓后破膠液粘度≤3mPa.sD：壓裂液體系：氮?dú)馀菽闹睆酱螅苡行Х舛挛⒘芽p，降低液體濾失，從而降低壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害；同時(shí)氮?dú)饩哂懈吲蛎浶阅埽菈汉筮M(jìn)行快速返排的重要能量。

依據(jù)以上要求，采用氮?dú)庠瞿芘菽鶋毫岩后w系

第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——大型氮?dú)馀菽瓑毫压に嚰夹g(shù)●壓裂液體系優(yōu)化第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——大型氮?dú)馀菽瓑毫压に嚰夹g(shù)●支撐劑優(yōu)化

大型壓裂工藝及儲(chǔ)層特點(diǎn)對(duì)支撐劑的要求：①大型壓裂施工時(shí)間長(zhǎng)，要求支撐劑具有較低密度利于泵送。②為保證形成長(zhǎng)的支撐裂縫，要求支撐劑強(qiáng)度高，返吐量少。

為此，采用組合陶粒(尾追覆膜砂)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——大型氮?dú)馀菽瓑毫压に嚰夹g(shù)●支撐劑優(yōu)化——覆膜砂的特點(diǎn)1、低密度覆膜砂可降低對(duì)壓裂液粘度的依賴，從而可以減少壓裂液稠化劑用量。因此，降低了壓裂液殘?jiān)亢蛪毫岩撼杀尽?/p>

2、砂粒在裂縫中固結(jié)，可以有效防止支撐劑返吐，又有良好的防砂作用。

3、覆膜支撐劑具有較強(qiáng)的防嵌入能力。

4、處于全懸浮狀態(tài)，能改善鋪砂剖面，降低脫砂量，并能提高有效裂縫長(zhǎng)度。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——大型氮?dú)馀菽瓑毫压に嚰夹g(shù)●工藝參數(shù)優(yōu)化1、砂比優(yōu)化為保證形成長(zhǎng)的有效支撐裂縫，保證施工成功率，采用中砂比壓裂技術(shù)，砂比控制在28—35%之間。

2、前置液量確定為降低水鎖傷害，在滿足造縫的前提下，盡量減少液體用量。根據(jù)油藏小型壓裂測(cè)試資料及裂縫模擬，優(yōu)化的前置液比例為40%左右。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——大型氮?dú)馀菽瓑毫压に嚰夹g(shù)●工藝參數(shù)優(yōu)化3、施工排量確定用優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件優(yōu)化確定的施工排量為：?jiǎn)螌訅毫?m3/min左右，合層壓裂：5.5m3/min左右。

4、施工規(guī)模優(yōu)化低滲氣藏壓裂增產(chǎn)的關(guān)鍵因素在于支撐裂縫的有效長(zhǎng)度，對(duì)裂縫及壓后產(chǎn)能優(yōu)化后確定支撐裂縫半長(zhǎng)為200-400m，加砂強(qiáng)度為7m3/m左右層號(hào)井段m厚度(m)K(mD)φ(%)聲波時(shí)差泥質(zhì)Sw(%)綜合評(píng)價(jià)J2s2306.2-2322.816.62.3711230545氣層J2s2475.5-2482.06.50.567215873氣層J2x2768.0-2773.050.87.8213980差油層層紅臺(tái)204井測(cè)井解釋數(shù)據(jù)工藝技術(shù)：大型壓裂技術(shù)氮?dú)馀菽瞿軌毫鸭夹g(shù)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——大型氮?dú)馀菽瓑毫压に嚰夹g(shù)●典型井例——紅臺(tái)204井

混注液氮76m3，壓后擬合裂縫半長(zhǎng)350m，試井得到裂縫半長(zhǎng)339m，壓后穩(wěn)定氣產(chǎn)量10.5×104m3/d。紅臺(tái)204壓裂曲線紅臺(tái)204壓后試井曲線第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——大型氮?dú)馀菽瓑毫压に嚰夹g(shù)●典型井例——紅臺(tái)204井紅臺(tái)2-17C井測(cè)井解釋數(shù)據(jù)（垂深）層位層頂深度(m)層底深度(m)砂層厚度(m)有效厚度(m)泥質(zhì)含量%孔隙度%滲透率mD油飽和度%解釋結(jié)論J2q21102113.43.413.29.20.05致密層2116.62121.44.84.85.212.21.4166.6氣層2132.62136.43.87.49.20.42致密層J2s2149.22155.46.26.213.215.21.2371.1氣層2165.52169.13.63.66.013.41.5661.9氣層2172.42173.51.115.89.20.05致密層2174.82185.410.69.56.015.21.8867.5氣層21822183.11.1致密層2197.32201.54.28.710.40.55致密層射孔井段（斜深）：2191-2298m；對(duì)應(yīng)垂深：2133.8-2161m壓裂工藝技術(shù)：大型壓裂技術(shù)+氮?dú)庠瞿芘菽瓑毫鸭夹g(shù)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——大型氮?dú)馀菽瓑毫压に嚰夹g(shù)●典型井例——紅臺(tái)2-17C井紅臺(tái)2-17C壓后試井曲線施工參數(shù)：入井液量1100.9m3，入井砂量180.4m3，平均砂比31.6%，最高砂比45%，排量7-10m3/min，混注液氮38m3。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈤致密氣藏壓裂技術(shù)——大型氮?dú)馀菽瓑毫压に嚰夹g(shù)●典型井例——紅臺(tái)2-17C井第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈥分層壓裂工藝技術(shù)●技術(shù)原理封隔器1壓裂目的層段2壓裂目的層段1分層酸化開關(guān)＋伸縮器封隔器2單流閥水力錨節(jié)流器射孔段

用兩級(jí)封隔器（或用單封隔器+滑套）將兩個(gè)壓裂層分開，先壓裂下層，然后投球至滑套噴砂器處，油管憋壓打開滑套，進(jìn)行上層壓裂分層壓裂總體管柱結(jié)構(gòu)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈥分層壓裂工藝技術(shù)●管柱結(jié)構(gòu)——Y341+Y241組合應(yīng)用條件：主要應(yīng)用于51/2″套管，單層小砂量（≤30m3）、中排量（≤4-5m3/min）、中低砂比（平均砂比30%，最高砂比45-50%）、小跨距（≤35m）、低應(yīng)力（耐壓差50MPa）及“飽填砂”施工技術(shù)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈥分層壓裂工藝技術(shù)●管柱結(jié)構(gòu)——Y221+Y111組合應(yīng)用條件：

主要應(yīng)用于51/2″、7″套管，單層大砂量（30-60m3）、大排量（≥5m3/min以上）、中砂比（平均砂比35%，最高砂比55%）、高應(yīng)力（耐壓差80MPa）、大跨距（≥50m）和“高砂比”施工技術(shù)第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈥分層壓裂工藝技術(shù)●管柱結(jié)構(gòu)——

Y221+滑套管柱組合應(yīng)用條件：主要適用于新井且破裂壓力小于套管抗內(nèi)壓要求。第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈥分層壓裂工藝技術(shù)●壓裂施工參數(shù)優(yōu)化⑴施工排量?jī)?yōu)化：采用“變排量”施工原則，“高排量造縫、低排量攜砂”，在保證造縫的同時(shí)減少對(duì)工具的沖蝕；⑵施工砂比：保證平均砂比（≤35%），控制最高砂比（≤55%），充分利用段塞砂的作用，不斷提高起步砂比；第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈥分層壓裂工藝技術(shù)●壓裂施工參數(shù)優(yōu)化⑶頂替量計(jì)算：施工上層頂替量一般附加0.5-0.8m3，厚層應(yīng)適量增加；施工下層頂替量附加0.3-0.5m3。下層進(jìn)行二次加砂施工時(shí)，一次加砂結(jié)束后頂替液量應(yīng)推廣深部頂替工藝，控制在2-5m3之間。

第一部分：吐哈油田壓裂改造工藝技術(shù)二、針對(duì)性技術(shù)㈥分層壓裂工藝技術(shù)●應(yīng)用情況油田施工井?dāng)?shù)（口）前置液百分?jǐn)?shù)（%）平均加砂強(qiáng)度m3/m最大加砂強(qiáng)度m3/m單井最大加砂量（m3）單層最大加砂量（m3）單層平均加砂量（m3）最大排量m3/min平均排量m3/min鄯善1445.91.843.2460.4433.629.595.14.1溫米253.31.561.8626.2314.8413.165.54.8丘陵353.41.883.274.9931.9520.495.34.7丘東8381.625.3468.6145.1226.2753.9

分層壓裂在吐哈油田應(yīng)用48井次，其中2006年應(yīng)用27井次。工藝應(yīng)用日增油量700t/d，年增油量13.2萬(wàn)噸。最高單井增油量達(dá)到28.1t/d(溫5-54井)，最高單井增氣量達(dá)到41×104m3/d，增氣倍數(shù)達(dá)到12.7倍（紅臺(tái)2-12）2006年分層壓裂施工統(tǒng)計(jì)表第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討一、大牛地氣田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)

埋藏深度：2540～2970m?？紫抖确植挤秶?.3%～17.7%，平均為6%左右。滲透率分布范圍：0.01md～0.1md,平均為0.06md。儲(chǔ)層溫度：76℃～94.9℃

壓力系數(shù)：0.6～0.9。

屬于典型的常溫、低壓低滲巖性圈閉氣藏，單砂體在平面上變化較大，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，縱橫向變化復(fù)雜。大牛地氣藏在儲(chǔ)層特性上與吐哈紅臺(tái)-疙瘩臺(tái)氣藏具有一定的相似性，吐哈紅臺(tái)-疙瘩臺(tái)氣藏在儲(chǔ)層物性上稍好于大牛地氣藏㈠大牛地氣田儲(chǔ)層特性一、大牛地氣田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈡大牛地氣田改造難點(diǎn)1、巖性圈閉，地質(zhì)情況復(fù)雜大牛地氣藏屬于典型的巖性圈閉氣藏，主要有砂巖透鏡體、古河道砂體等多種巖性圈閉類型，單砂體在平面上變化較大，因此，對(duì)儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)難度較大。壓裂設(shè)計(jì)的實(shí)施缺乏針對(duì)性，給壓裂設(shè)計(jì)帶來(lái)了難度2、多層、薄層、非均質(zhì)性嚴(yán)重儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，縱橫向變化復(fù)雜，且氣層具有多層、薄層和上下復(fù)合的特點(diǎn)。

使得壓裂參數(shù)優(yōu)化、壓裂工藝實(shí)施難度大第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討一、大牛地氣田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈡大牛地氣田改造難點(diǎn)一、大牛地氣田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈡大牛地氣田改造難點(diǎn)3、儲(chǔ)層具低滲、致密特征大牛地氣層為典型的低滲致密氣藏，儲(chǔ)層自然產(chǎn)能極低，地層流體啟動(dòng)壓力梯度較大，影響產(chǎn)能的關(guān)鍵是儲(chǔ)層本身的滲流阻力，因此，增產(chǎn)的關(guān)鍵是增大地層流體的滲流面積。

使得壓裂后難以見效或見效不大第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討一、大牛地氣田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈡大牛地氣田改造難點(diǎn)4、儲(chǔ)層粘土含量高、水化膨脹強(qiáng)、水鎖程度大儲(chǔ)層粘土含量較高，壓裂用水侵入儲(chǔ)層，將造成粘土礦物的水化膨脹而堵塞地層，形成二次污染，另外，敏感性特征表現(xiàn)為強(qiáng)水鎖、弱速敏、弱偏中等水敏、弱鹽敏、中堿敏。

儲(chǔ)層保護(hù)難度大，壓裂液體系優(yōu)化難度大

5、儲(chǔ)層壓力低、能量不足大牛地氣藏驅(qū)動(dòng)類型為彈性驅(qū)動(dòng)，儲(chǔ)層天然能量較低

壓裂液返排困難，壓裂液滯留時(shí)間長(zhǎng)第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討一、大牛地氣田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈢主要技術(shù)對(duì)策

針對(duì)大牛地氣田的壓裂難點(diǎn)，在前期的壓裂施工中采取了相應(yīng)的技術(shù)措施，見到了好的效果，所取的主要技術(shù)對(duì)策如下：

1、采用N2泡沫壓裂技術(shù)，優(yōu)化壓裂液體系，優(yōu)化添加劑，改善液體性能，降低濾失量，減少地層傷害。

2、采用優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)，優(yōu)化施工參數(shù)和施工工藝，提高施工成功率和有效率。第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討一、大牛地氣田儲(chǔ)層特性及改造難點(diǎn)㈢主要技術(shù)對(duì)策3、采用大型壓裂造長(zhǎng)縫技術(shù)，以增大滲流面積，延長(zhǎng)壓后有效期，提高壓裂效果。

4、大型壓裂施工時(shí)間長(zhǎng)，采用覆膜砂支撐劑，防止支撐劑過快沉降而發(fā)生砂堵。

5、采用分層壓裂技術(shù)，使各層得到均勻改善第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈠大型泡沫壓裂工藝技術(shù)●壓裂液體系優(yōu)化

1、大型壓裂工藝對(duì)壓裂液的要求：低傷害性能：采用低傷害壓裂液+水傷害處理劑，緩解水鎖

耐溫耐剪切性能：長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)保持足夠的粘度

低摩阻性能：延遲交聯(lián)以降低摩阻，滿足長(zhǎng)時(shí)間加砂需求

低濾失、高效率：滿足長(zhǎng)時(shí)間加砂需求

快速破膠：降低儲(chǔ)層污染

第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈠大型泡沫壓裂工藝技術(shù)●壓裂液體系優(yōu)化2、添加劑優(yōu)化

①對(duì)于氣井，壓裂濾失液進(jìn)入地層會(huì)在孔喉與氣體之間形成界面，造成水鎖傷害。因此配方中使用高效助排劑，盡可能降低表面張力，減少水鎖傷害。②儲(chǔ)層能量低，不利于壓后返排，因此采用液氮增能泡沫壓裂液，加快壓裂液返排，減少壓裂液對(duì)氣層的傷害。2006年施工中，加入水傷害處理劑及返排劑CQA2，取得了較好效果。③加入起泡劑，充分利用液氮增能作用，減少井筒內(nèi)液體滑脫，增強(qiáng)其返排性。第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈠大型泡沫壓裂工藝技術(shù)●支撐劑優(yōu)化

大型壓裂施工，規(guī)模大、施工時(shí)間長(zhǎng)，對(duì)壓裂液的攜砂性能提出了更高的要求，為了降低施工風(fēng)險(xiǎn)，最優(yōu)的支撐劑應(yīng)該是具有較低密度利于液體運(yùn)輸和較高的抗壓強(qiáng)度來(lái)滿足支撐裂縫的高導(dǎo)流能力。為此，采用低密度覆膜砂為支撐劑。大牛地低密度覆膜支撐劑共應(yīng)用6口井，主要應(yīng)用在山西組的分層壓裂改造，施工成功率100%，壓后效果比較明顯。第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈠大型泡沫壓裂工藝技術(shù)●應(yīng)用實(shí)例——D1-1-15井射孔井段（m）裂縫半長(zhǎng)(m)裂縫高度（m）上高下高水力支撐水力支撐水力支撐2653-2664285.7276.917.817.615.414.6

累計(jì)入井總液量540.9m3，入井砂量86.3m3，平均砂比24.5％，施工排量5.5m3/min，注液氮36.7m3，壓后壓裂液返排率為78%，壓裂液破膠徹底，試氣解釋無(wú)阻流量達(dá)到29×104m3/d第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈡分層壓裂工藝技術(shù)

大牛地氣田開發(fā)前期所采用的主要是逐層上返式壓裂工藝，具有施工工序多、作業(yè)時(shí)間長(zhǎng)和作業(yè)成本高的缺點(diǎn)，而且，多次壓井作業(yè)對(duì)氣層會(huì)造成傷害。針對(duì)這種情況，開展了連續(xù)分層壓裂技術(shù)研究，實(shí)現(xiàn)均衡改造，提高單井產(chǎn)量，同時(shí)縮短作業(yè)周期，降低作業(yè)成本，減少儲(chǔ)層傷害。針對(duì)大牛地氣田多氣層疊合發(fā)育的特點(diǎn)，對(duì)投球分壓和機(jī)械封隔工具卡封分層等多種分層壓裂工藝進(jìn)行了研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈡分層壓裂工藝技術(shù)Y211(Y221)+Y111分層壓裂管柱●

Y211(Y221)+Y111封隔器分壓工藝工藝原理：施工時(shí)，下層直接壓裂，然后投球憋壓打開滑套壓裂上層，壓完后再投入鋼球，加壓打開下層排液通道。第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈡分層壓裂工藝技術(shù)●

Y341反洗封隔器分層壓裂工藝Y341封隔器分層壓裂管柱圖工作原理：先投球蹩壓坐封封隔器，提高壓力打掉球座，連通下層壓裂通道，壓裂下層；下層壓完后，投球蹩壓打開上部壓裂通道，同時(shí)堵塞下部油管通道，壓裂上層。第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈡分層壓裂工藝技術(shù)應(yīng)用井例：D1-1-47井（Y221+Y111封隔器分壓）施工成功，壓后無(wú)阻流量5.68×104m3/d第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈢清潔壓裂液工藝技術(shù)2006年首次在大牛地氣田應(yīng)用了VES-SL清潔壓裂液體系層位解釋井段自然伽瑪(API)聲波時(shí)差μs/m補(bǔ)償中子(%)補(bǔ)償密度g/cm3泥質(zhì)含量(%)孔隙度(%)滲透率(md)含氣飽和度(%)解釋結(jié)論井段(m～m)視厚度(m)盒12273.4-2279.56.15726124.62.439100.535差氣層D47-36井盒1氣層第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈢清潔壓裂液工藝技術(shù)從施工曲線上看，其施工壓力較低。根據(jù)壓后生產(chǎn)資料統(tǒng)計(jì)，盒1層壓后日產(chǎn)氣為4.7萬(wàn)方，改造效果好。第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈣限流壓裂技術(shù)

針對(duì)砂體厚度小、層多、層間跨度大的特點(diǎn)，為了保證兩層同時(shí)被壓開，獲取有效的壓裂縫長(zhǎng)和較高的裂縫導(dǎo)流能力，達(dá)到較好的開發(fā)效果，在D1-1-57盒2+盒3層壓裂施工中，首次應(yīng)用了射孔限流壓裂技術(shù)。通過在壓開難易程度相差較大的幾個(gè)層中，采用不同的射孔密度，來(lái)調(diào)節(jié)各層壓開的難易程度，使各層的開啟壓力基本相當(dāng)，從而保證各層同時(shí)被壓開。第二部分：大牛地氣田壓裂改造認(rèn)識(shí)與探討二、目前大牛地氣田采用的壓裂工藝技術(shù)㈣限流壓裂技術(shù)層位射