石油勘探与开发 >

2025 , Vol. 52 >Issue 3: 665 - 676

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20240311

油气田开发

聚能压裂开发技术理论及实践

  • 朱庆忠 , 1 ,
  • 熊伟 2 ,
  • 翁定为 2 ,
  • 李帅 2 ,
  • 郭为 2 ,
  • 张学英 2 ,
  • 肖宇航 2 ,
  • 骆雨田 2 ,
  • 范濛 2
展开
  • 1 中国石油天然气集团有限公司，北京，100027
  • 2 中国石油勘探开发研究院，北京 100083

朱庆忠（1966-），男，河北景县人，博士，中国石油天然气集团有限公司正高级工程师，主要从事油气田开发、地下储气库及煤层气开发研究与生产实践等工作。地址：北京市东城区东直门北大街9号，中国石油天然气集团有限公司，邮政编码：100007。E-mail:

Copy editor: 胡苇玮

收稿日期: 2024-05-11

  修回日期: 2025-05-19

  网络出版日期: 2025-05-21

基金资助

中国石油天然气股份有限公司基础性前瞻性科技专项“页岩油气开发机理与体积开发技术研究”(2023ZZ08)

中国石油天然气股份有限公司攻关性应用性科技专项“非常规储层改造关键技术研究”(2023ZZ28)

收起

Theory and practice of energy-focused fracturing development technology

  • ZHU Qingzhong , 1 ,
  • XIONG Wei 2 ,
  • WENG Dingwei 2 ,
  • LI Shuai 2 ,
  • GUO Wei 2 ,
  • ZHANG Xueying 2 ,
  • XIAO Yuhang 2 ,
  • LUO Yutian 2 ,
  • FAN Meng 2
Expand
  • 1 China National Petroleum Corporation, Beijing 100027, China
  • 2 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China

Received date: 2024-05-11

  Revised date: 2025-05-19

  Online published: 2025-05-21

Fold

摘要

针对目前非常规储层单井储量控制程度低、初期产量高但产量递减快等问题，梳理分段多簇压裂出现的能量分散、主缝长度和高度受限等问题，提出“聚能压裂开发”理念，并对其技术内涵、理论模型、核心技术进行系统研究，明确聚能压裂开发技术的实现路径。聚能压裂开发通过地质工程一体化设计、射孔优化设计、压裂工艺设计和排采工程控制等技术来实现，将人工裂缝从“多、短、密”变为“少、长、疏”，聚焦压裂能量，提高缝长、缝高、裂缝侧向发育宽度和支撑剂远距离输送能力，提升单井控制储量及开发效果。聚能压裂开发技术在潜山碳酸盐岩储层、浅层煤层气以及煤岩气等领域成功应用，证实聚能压裂开发技术应用前景广阔，可大幅提升单井产量和单井预测最终可采储量，推动中国低渗透及非常规等低品位资源的高效开发。

关键词： 非常规储层; 聚能压裂开发; 射孔优化; 井控储量; 地质工程一体化

本文引用格式

朱庆忠 , 熊伟 , 翁定为 , 李帅 , 郭为 , 张学英 , 肖宇航 , 骆雨田 , 范濛 . 聚能压裂开发技术理论及实践[J]. 石油勘探与开发, 2025 , 52(3) : 665 -676 . DOI: 10.11698/PED.20240311

Abstract

Currently, unconventional reservoirs are characterized by low single well-controlled reserves, high initial production but fast production decline. This paper sorts out the problems of energy dispersion and limited length and height of main hydraulic fractures induced in staged multi-cluster fracturing, and proposes an innovative concept of “energy-focused fracturing development”. The technical connotation, theoretical model, and core techniques of energy-focused fracturing development are systematically examined, and the implementation path of this technology is determined. The energy-focused fracturing development technology incorporates the techniques such as geology-engineering integrated design, perforation optimization design, fracturing process design, and drainage engineering control. It transforms the numerous, short and dense artificial fractures to limited, long and sparse fractures. It focuses on fracturing energy, and aims to improve the fracture length, height and lateral width, and the proppant long-distance transportation capacity, thus enhancing the single well-controlled reserves and development effect. The energy-focused fracturing development technology has been successfully applied in the carbonate reservoirs in buried hill, shallow coalbed methane reservoirs, and coal-rock gas reservoirs in China, demonstrating the technology’s promising application. It is concluded that the energy-focused fracturing development technology can significantly increase the single well production and estimated ultimate recovery (EUR), and will be helpful for efficiently developing low-permeability, unconventional and low-grade resources in China.

Key words： unconventional reservoir; energy-focused fracturing development; perforation optimization; well-controlled reserves; geology-engineering integration

0 引言

中国非常规油气资源丰富[1-6]，是中国油气增储上产的重要保障和接替领域[7-9]。水平井压裂技术是非常规油气储量动用的关键技术[10-12]。中国水平井压裂技术主要借鉴学习北美，并在此基础上不断升级和深化。由于北美非常规储层以被动大陆边缘盆地沉积为主，地台构造简单，沉积模式稳定，优质烃源岩大面积连片分布，储层均质性较好[13-15]，目前广泛采用长水平井分段多簇改造模式，水力压裂裂缝均衡扩展能力强，储量控制程度相对较高[16-22]。中国陆相页岩油、海相页岩气等非常规储层构造复杂[23-25]，具有多凹陷分割特征，微幅构造、断裂裂缝和层理发育，平面非均质性强[26-29]，分段多簇改造模式通常会导致常规水力压裂无法形成均衡扩展的人工裂缝，裂缝的长度、高度和波及范围有限，单井的缝控储量无法支撑效益开发所需的单井EUR[30-31]。特别是近年来，随着光纤、鹰眼等监测手段的不断成熟及应用，对储层改造裂缝形态和支撑剂铺置特征的认识更加清晰[32-35]，发现30%射孔簇会出现裂缝非均匀扩展现象，有效支撑缝长40~80 m，有效支撑缝高10~25 m，严重限制了人工裂缝的波及体积和储量动用程度[36-40]。整体看来，借鉴北美的分段多簇压裂技术时，开缝的能量较为分散，压裂裂缝均匀扩展难、裂缝延伸高度受限，进而导致非常规储量动用程度低、单井采收率低、单井EUR低，表明该技术与中国陆相页岩油、海相页岩气等非常规油气地质特征适应性不足，需通过技术创新，建立适应中国非常规油气储层的储层改造技术体系。
因此，本文提出储层“聚能压裂开发”理念，对其技术内涵、理论模型、核心技术进行系统研究，明确聚能压裂开发技术的实现路径，并通过现场应用验证该技术的有效性。

1 聚能压裂开发技术内涵

非常规储层水平井分段多簇压裂后的单井EUR计算公式可表示为：
E U R = V F E e E p
假定水平井压裂后形成了N条裂缝，除第1条裂缝和第N条裂缝之外，第i（2≤i≤N-1）条裂缝控制的储量由第i-1条与第i条裂缝之间的缝间距以及第i条与第i+1条裂缝之间的缝间距决定。第1条裂缝控制的储量由第1条和第2条裂缝之间的缝间距以及第1条裂缝渗流作用距离共同决定，第N条裂缝控制的储量由第N-1条和第N条裂缝之间的缝间距以及第N条裂缝渗流作用距离共同决定。假定两条裂缝之间的缝间距由两条裂缝各控制一半，单井控制储量即为所有裂缝控制的储量之和：

V = ∑ i =2 N − 1 L f, i H i L d, i − 1 + L d, i 2 q i + L f,1 H 1 L d, 1 2 + R 1 q i +

L f, N H N L d, N − 1 2 + R N q i
在正常生产和工程施工的条件下，（1）式中F、Ee和Ep的调整空间有限，要想获得较高EUR，可通过提高单井控制储量（V）来实现。由（2）式可知，大幅度提升人工裂缝长度、高度是提高单井控制储量的工程技术方向。聚能压裂就是在考虑储层品质的前提下，在qi值（qi为单储系数，表征单位体积油气藏所含的地质储量）较大的甜点区段造长缝、造高缝，实现控制储量大幅提升。
聚能压裂开发是“以井控储量为核心、以聚能改造为手段、以高效开发为目标”的油气藏开发新理念。针对强非均质性储层，开展全水平段精细储层评价，落实有利改造段，通过地质工程一体化，优化布井方式、井眼轨迹、射孔方式和压裂参数等，采用集中射孔、大排量压裂等措施聚集有限的压裂改造能量，对有利层段大规模高效改造，实现造长缝、造高缝，同时通过将主缝的次级裂缝同步向两侧延展，不断沟通激活天然裂缝，扩大带宽，形成人工裂缝和天然裂缝叠置耦合缝网体，使缝网体积和导流泄压能力成倍增加，最大限度提高人工裂缝对储量的控制和动用程度。如图1所示，相对于当前非常规油气开发通常采用的分段多簇压裂技术，聚能压裂技术的每一段压裂都获得了更长的主缝长度以及更大的压裂带宽，从而以更低成本实现更大范围储量控制。
图1 聚能压裂与常规分段多簇压裂形成的裂缝形态和控制储层范围对比

2 聚能压裂理论模型

聚能压裂技术实施的核心在于以优化的人工裂缝匹配储层特征。根据压裂属性变化特征，将聚能压裂实施分为高速射流破岩起裂、主裂缝形成快速扩展和压力扩散增加改造体积3个阶段，分别建立相应理论模型进行描述从而指导后续技术优化。

2.1 高速射流破岩起裂

聚能压裂采用单簇少孔模式，将射孔位置集中到一段，射孔长度较短，从而保障水力压裂的能量更为集中，实现快速破岩，为后期快速深穿透扩展奠定基础。常规多簇射孔存在多个射孔起裂点，地面压裂液注入过程中多个射孔点同步起裂，分配压裂能量，导致每条裂缝的起裂速度变慢、裂缝延伸受限；而在射孔位置集中、短射孔长度模式下，压裂液注入和破岩过程中压裂能量集中到一簇裂缝中，压裂能量极为集中，近井筒流体高速喷出孔眼，实现射孔孔眼“快速增压”以及压裂裂缝“定点突破、快速起裂”。在定点破岩起裂阶段，采用三维离散格子方法建立粘结颗粒模型，计算流体在单元之间的管网流动，进而表征聚能压裂实施过程中裂纹、节理的张开、闭合和滑移等非线性特征。离散格子由弹簧连接的具有质量的准随机三维节点阵列构成，弹簧表征颗粒间的接触，有质量的节点表征颗粒，每个节点运动的中心差分公式表示为：
v j ( t + Δ t / 2 ) = v j ( t − Δ t / 2 ) + ∑ F j ( t ) Δ t / m
u j ( t + Δ t ) = u j ( t ) + v j ( t + Δ t / 2 ) Δ t
通过节点的相对位移计算弹簧法向应力和切向应力的变化：
F N ( t + Δ t ) = F N ( t ) + v N, j k N Δ t
F S ( t + Δ t ) = F S ( t ) + v S , j k S Δ t
当FN超过抗拉强度或FS超过抗剪强度时，弹簧发生破坏，因此弹簧破坏模式有拉伸破坏和剪切破坏两种模式，弹簧破坏后产生微裂纹。

2.2 主裂缝形成快速扩展

聚能压裂高速破岩后，能量持续释放，裂缝继续扩展延伸，此时，通过减少同步扩展的裂缝条数，确保更大排量注入单条裂缝，实现裂缝扩展“更长，更高”。在主裂缝形成和扩展阶段，综合考虑岩石变形、裂缝扩展、携砂液流动和支撑剂运移4个物理过程，建立三维水力裂缝非连续位移扩展模型进一步模拟，采用位移不连续法进行求解，裂缝面受到的应力通过裂缝位移来表示：
A u u A u v A u w A v u A v v A v w A w u A w v A w w u v w = 0 0 P − σ n
当一个压裂段内有多个射孔簇起裂时，每个射孔簇的进液量处于动态平衡状态，需要同时满足流量平衡（见（8）式）和压力平衡条件（见（9）式）。
Q t = ∑ Q k
p o = p w , k + p pf , k + p cf , k
射孔的孔眼摩阻可以表示为：
p pf , k = 0.807 ρ s n p , k 2 d p , k 4 K d 2 Q k 2
各条裂缝内的流体流动可以表示为：
∂ w ∂ t = − ∇ ⋅ q + δ Q k − Q L
（11）式中，δ为狄拉克函数，当位置与注入点重合时，其值为1，否则其值为0。
三维水力裂缝扩展采用断裂韧性判断准则，即应力强度因子大于断裂韧性时，水力裂缝发生扩展。应力强度因子的计算公式为：
K L = α π E 4 1 − υ 2 Δ a w
根据上述公式，计算1个尺寸为1 m的正方形裂缝单元张开1 mm后，在与其不同法向距离的一系列点处所产生的诱导压应力，如图2所示。可以看出，若簇间距过小，多簇裂缝间易产生强应力干扰。此外，由于多簇裂缝的分流作用，每簇进入液量减少。以上两种因素共同作用，会使得单段多簇压裂模式下裂缝宽度变窄，缝尖应力强度因子减小，裂缝难以在长度方向扩展。相反地，若采用聚能压裂单段单簇或少簇模式，大簇间距有利于增大裂缝长度，提高单井控制体积。
图2 裂缝单元张开产生的诱导压应力随与张开裂缝单元法向距离的变化曲线

2.3 压力扩散增加改造体积

压裂施工结束后，井底的瞬时停泵压力远大于地层压力，压裂液在高压作用下，继续在地层中发生滤失、水化、破岩作用，压裂改造体积继续增大。如果控制合理的排液制度，使得裂缝内净压力在较长时间内大于页岩胶结弱面、煤岩割理面、天然裂缝的张开压力，将持续开启新的微细裂缝，形成更加复杂的微细裂缝网络体系，进一步提高水力裂缝波及的长度、宽度和高度，从而增加改造体积和有效作用区面积。根据弹性力学理论，当裂缝内净压力满足（13）式所示条件时，水力裂缝可沿着胶结弱面、割理面、天然裂缝端部起裂扩展，形成复杂的微细裂缝网络体系。
p net > 1 2 σ max − σ min 1 − cos 2 θ + T o + Δ p n f
由（13）式可知，天然裂缝系统越发育，水平最大最小主应力差越小，越有利于形成复杂裂缝网络体系，越能形成更宽的裂缝带。对于煤岩储层，由于存在端割理、面割理及大尺度裂缝系统，人工裂缝系统更加复杂。通过聚能压裂增加人工主裂缝长度，再通过提升主裂缝内净压力沟通更大范围的天然裂缝系统，可实现人工缝网“更长、更高和更宽”的技术目的。

3 聚能压裂开发技术体系

充分利用地震、测井、生产等数据，搭建地质工程一体化数值模拟平台，精细描述刻画构造、断层、天然裂缝和地应力状态，明确储层改造的地质工程要素，结合裂缝监测和综合评估等多种手段认识压后缝长和铺砂范围，合理部署井位、设计井型和井网，减少“盲区”面积，综合提高井控、缝控储量，提升储量动用率。针对不同类型储层，需建立不同的技术模式，以实现聚能压裂人工缝网体的形成和高效利用。如在裂缝微发育区，可在实现造长缝和高缝的同时，使主缝垂直于井筒扩展的同时向侧向延展，沟通更多的天然裂缝，形成人工裂缝和天然裂缝耦合的缝网体，使得缝网体积成倍增加；在裂缝不发育储层，布置合理的人工裂缝，再通过压裂造长缝和高缝，实现裂缝对储层深度的更好控制。如图3所示，在非常规油气普遍采用的平台井组开发模式基础上，通过对聚能压裂裂缝带长度、宽度以及水平井排距、缝间距等因素的组合优化，可实现人工缝网与水平井部署的最佳匹配，从而实现聚能压裂高效开发。
图3 聚能压裂开发布井和裂缝优化示意图

3.1 地质工程一体化设计技术

聚能压裂地质工程一体化设计的核心主要在于对油气藏构造特征、储层特征、地质力学特征、储量分布、井位设计、缝网控制以及储量动用效果等7个方面进行表征和优化，达到人工裂缝高效控藏和控储的目的。具体而言，聚能压裂开发技术构建，首先需要从宏观角度认识区域构造特征，明确断裂和裂隙系统的展布规律之后开展储层特征研究，包括埋深、厚度、空间展布、内部结构和力学性质以及影响资源差异富集的系列要素等，确立量化指标评价划分有利区，初步对储层进行分类评价，识别定位“甜点”区；然后，结合区域地应力条件和局部地应力状态，进行差异化井位部署、井网设计和针对性工程优化，迭代完善地质认识，检验升级工艺技术，协同优化工程参数，支撑井控、缝控储量最大化和储量动用最大化，以及后期的二次压裂改造。

3.2 射孔优化设计技术

射孔优化效果是裂缝起裂的决定性因素，对实现聚能压裂技术目的至关重要。既要考虑地层变化优化射孔位置，又要考虑射孔对裂缝起裂的影响来优化射孔段长和射孔方向等参数。
射孔位置优选通常采用测井手段评价已完井井段，落实最优射孔层段，确保储层可被高效改造，并且规避潜在工程、地质风险。针对直/定向井测井系列丰富、资料完备的情况，主要从以下4个方面优选射孔层段：①利用声幅测井评价全井段固井质量和套管接箍位置，避开固井质量差的井段和套管接箍位置；②选择自然伽马、声波时差、补偿中子和密度等测井资料开展目标储层识别和物性评价，结合电阻率测井明确储层中天然裂隙发育情况及其结构完整性，避开裂缝发育区，防止压穿顶底板，同时避开致密区带，避免压不开；③开展流体性质分析和水层识别，通过核磁共振测井评价储层束缚水与可动流体比例，通过电阻率测井和自然电位判断储层含水情况，识别避开高含水层段，防止水窜干扰正常生产；④利用成像测井、阵列声波测井、井径和地层倾角测井，分析各层段地应力状态，避免发生井筒错动变形、挤压坍塌等风险等。综合选择物性好、含气量高、可改造性佳、利于施工、风险低的层段作为射孔段。
对水平井而言，受现场实施等多种因素限制，往往不能获得上述完整测井系列，此时需结合区块邻井和本井钻录井资料，综合评价优选储层射孔位置。以1口煤岩气水平井射孔位置优选为例：首先借助邻井开展储层精细对比，确定局部煤层产状和结构空间变化规律；其次通过全水平段井轨迹追踪，明确不同深度井轨迹在煤层中纵向位置；之后利用声幅测井评价全井段固井质量和套管接箍位置，避开固井质量差的井段和套管接箍位置；最后基于随钻自然伽马、钻井、气测、岩屑和元素录井等数据识别煤体结构好、煤层结构简单、割理裂隙发育、含气量相对高的半亮煤或亮煤段，作为优质射孔段。
射孔优化应以一定排量下液体能量的最大化为目标，实现裂缝的快速起裂和高效扩展。射孔弹类型优选应以相同条件下实现破裂压裂最小化为目标；射孔方向应平行于最大主应力方向；射孔孔眼数量优化应以最小能量压开储层和最大能量远距离输送支撑剂为目标，提高裂缝起裂能力和支撑剂输送距离，使得裂缝向侧向大范围沟通，形成裂缝网络体系。根据孔眼节流理论计算，设计射孔孔眼数量、射孔段长、射孔方向，促进层理方向裂缝的扩展和高效支撑。另外，聚能压裂单段单簇的射孔模式保持了水平井筒的完备性，为后续储层重复改造提供了有利条件。
根据前述高速射流破岩起裂理论模型，建立5 m×5 m×5 m离散元裂缝起裂模型。模型基本参数设置为：正应力状态，垂向、水平最大和最小主应力分别为41，36，29 MPa；射孔段长分别取0.5，1.0，2.0，3.0 m，孔眼密度16孔/m；压裂液注入速率为3×10-3 m3/min，注入时间为3.5 min。分别模拟单段8，16，32，48孔条件下的裂缝起裂过程（见图4），结果显示：单段8孔模式下，裂缝沿垂直于水平最小主应力方向迅速起裂、垂直于井筒扩展延伸，多孔间裂缝快速合并起裂成1条裂缝。对比来看，单段32孔和48孔模式下，大量射孔孔眼之间产生严重的应力干扰和应力阴影效应，由于射孔能量分散，近井筒起裂多条裂缝，难以形成有效单一主缝，造成近井区域大量无效扩展和支撑。射孔孔眼数量越多，近井裂缝越复杂，且由于能量分散，大量孔眼未能起裂人工裂缝，造成大量能量浪费。因此，采用聚能压裂单段少孔模式，保障较大的单孔流速，可以确保泵注压裂液沿少量孔眼高速喷出，避免近井地带裂缝过度复杂，降低近井地带的弯曲摩阻，在近井筒地带快速形成单一裂缝，对后期裂缝形成长缝起到关键作用。通过射孔优化实现近井裂缝有效起裂并快速形成主裂缝，是聚能压裂起裂阶段最关键的技术目标。
图4 不同射孔孔眼数量情况下的近井筒裂缝起裂形态

3.3 聚能压裂工艺设计

聚能压裂工艺设计包括裂缝扩展优化、裂缝形态控制、支撑剂远距离铺置等工艺技术方法。

3.3.1 裂缝扩展优化

在裂缝起裂形成小尺度裂缝的基础上，采用基于前述主裂缝形成快速扩展模型的自研压裂软件FrSmart开展裂缝扩展模拟及优化。以鄂尔多斯盆地米脂北区块为例，按照实际地质情况设置地质力学参数，分析固定水平段长（100 m）与注入液量（1 200 m3）条件下簇数变化对聚能效果的影响。本实例中，地层岩石弹性模量5 985 MPa，泊松比0.35，正断层应力机制，垂向、水平最大和最小主应力分别为41，36，29 MPa，综合滤失系数0.000 1 m/s0.5。模拟表明，在100 m水平段内射孔簇数从8簇集中到1簇，可有效避免裂缝不均衡扩展，最大主缝长度从56 m提升至366 m，如图5所示。可见采用聚能压裂单段少簇模式，能量更加集中，更有利于在前期起裂形成主缝基础上快速提高裂缝长度和高度。
图5 不同压裂簇数条件下的裂缝长度对比

3.3.2 裂缝形态控制工艺

裂缝扩展过程中，压裂初期近井筒端的裂缝内净压力相对较高（8~10 MPa），裂缝扩展主要表现为裂缝长度的延伸和主裂缝的形成；压裂后期且远离井筒时，裂缝内净压力逐渐降低（1~3 MPa），裂缝扩展主要表现为裂缝横向扩展增加改造体积。因此，水力裂缝延伸过程中，近井筒地带裂缝过度复杂或迂曲度过大将会导致主缝延伸距离和支撑剂输送距离受限，保证近井筒地带裂缝简单化和均一化是提高主缝延伸距离和缝内支撑剂远距离输送的前提。通过射孔优化、施工参数组合优化、主动应力干扰、逆混合加砂等工艺技术模式的组合，可以达到控制近井裂缝复杂度、增加裂缝长度的目的，同时基于能量聚集方式，增加裂缝高度和波及宽度，整体提高远井裂缝复杂度。
图6展示了分别采用聚能压裂和分段多簇压裂的两口水平井的含气量变化。与聚能压裂相比，常规分段多簇压裂由于裂缝内净压力整体相对较低，在高速射流破岩起裂和主裂缝形成快速扩展阶段，裂缝长度的延伸受到极大限制（缝长仅有50~80 m），在压力扩散增加改造体积阶段，裂缝的横向波及宽度（6~11 m）和裂缝高度延伸（8~15 m）也较为受限，压裂改造总波及体积相对较低。而聚能压裂则可在初期高裂缝内净压力下快速突破形成长缝，后期在相对低裂缝内净压力下促进裂缝的横向扩展和增加横向波及体积。模拟结果显示，相对于单段8簇改造模式，聚能压裂裂缝改造体积可提高12%~18%。
图6 聚能压裂与分段多簇压裂裂缝动用的含气量变化对比

3.3.3 支撑剂远距离输送工艺

大型滑溜水输砂物理模拟实验结果表明：聚能压裂模式下，随着射孔簇数和孔眼数量的降低，孔眼处和裂缝内的携砂流速大幅提高，从而减少了支撑剂在缝口的过度沉降和堆积，为支撑剖面的形成和后续支撑剂的连续进入提供了有效通道；裂缝减少2条，单缝净压力提高12%~25%，裂缝开度提高1.5%~2.4%，支撑剂输送距离提高8%~16%。聚能压裂改变了以往的分段多簇压裂模式，将压裂能量集中到数量较少裂缝簇内，大幅提高单缝、单孔排量，增加了支撑剂在人工裂缝内的动能，进而提升支撑剂远距离输送能力。在压裂实施过程中，通过优化不同压裂液黏度-排量-支撑剂类型的“黏-排-砂”组合模式，促使小粒径支撑剂（150/75 μm（100/200目））支撑远端较小开度裂缝，中粒径支撑剂（212/109 μm（70/140目））支撑中部次级裂缝，大粒径支撑剂（830/380 μm（20/40目））支撑近井筒高开度裂缝。通过研发具有快速增黏、降低滤失、降低摩阻能力的压裂液体系，并调整压裂泵注过程中的液体黏度与排量、砂比的组合模式，促使压裂液黏度和支撑剂匹配，形成横向远距离支撑、纵向高饱和铺置的“全域支撑”状态。

3.4 排采工程控制技术

聚能压裂形成复杂的人工缝网体，包含支撑缝和无支撑缝，无支撑缝又包含水力裂缝和诱导缝。诱导缝位于水力断裂缝周边区域，缝网体积比支撑缝和水力断裂缝大1~2个数量级，基质渗流能力提高1~2个数量级，由于无支撑剂又处于弹性应变范畴，应力敏感及气水相渗敏感性更强。生产制度控制不当极易造成人工缝网体绝对渗透率及气水相对渗透率损伤，导致压降漏斗传导半径减小，呈现初期产量高、递减快的特征。针对不同类型非常规储层特点，建立不同的排采工程控制技术。聚能压裂后生产制度既要保证缝网体绝对渗透率又要遵循不同阶段气水相渗特征，选取不同控制策略，建立疏导式排采制度，实现缝网体高效降压及储量高效动用。根据前期理论研究和大量现场实践，建立了聚能压裂排采工程流量和压力控制理论曲线，如图7所示。
图7 聚能压裂排采工程控制曲线
在返排阶段，人工缝网体以单相流为主，流体压力高，绝对渗透率高，建立较大生产压差有利于压力快速传播，压裂液高效返排。但返排速度过高会导致支撑缝支撑剂回流反吐，减小有效支撑缝网体积，还会导致无支撑缝在压敏效应下快速闭合，远端无支撑缝内的压裂液无法充分返排，降低单井EUR。故目标压力之上，应以保持人工缝网体绝对渗透率，缝网体整体高效降压为原则。地层压力处于目标压力之上时定水量排采，保证压力均匀高效传导；接近目标压力时定压排采，保证缝网末端诱导缝整体降至目标压力。目标压力根据改造储层赋存流体及相态不同，为人工缝网内出现两相流之前对应的压力。对于富含游离气的煤岩气储层，目标压力为原始储层压力；对于吸附态赋存为主的煤层气储层，目标压力为区域理论解吸压力。
提产阶段，缝网内以多相流动为主，由于不同流体黏度、压缩系数不同，导致不同缝网体内随两相流体饱和度不同，压力传播速度差异较大。生产过程中需要根据储层流体流态，判断压力传播特征，协调基质供气和产出速度，保持缝网内长期导流能力；同时需根据缝网体内的气水两相渗流特征调节气水相渗，引导两相流体协同产出，减缓低黏流体指进及水锁，实现单井EUR最大。
两相流体在人工缝网内流动能力相等时对应的压力为等流度点。两相渗透率相等时对应的压力为等渗点。结合气水相渗特征将提产过程划分为3个阶段：等流度点前缝网内以高饱和度高黏流体渗流为主，但随压力降低，缝网体内低黏甲烷饱和度升高，高黏流体流动能力快速降低。故等流度点前应保持一定流压降幅，充分利用甲烷弹性能驱替作用，实现末端无支撑缝柱塞推进，基质高效降压；等流度点后，缝网体内两相流体均成连续相，随压力继续下降，吸附气补给，人工缝网内甲烷饱和度保持在较高水平，流动能力增强。由于甲烷流动能力强，导压速度较慢，降压速度过快极易造成近井地带含气饱和度上升、压降漏斗过窄；降压速度过慢，易造成储层中含气饱和度上升、降低返排率。故等流度点后游离气产出为主阶段以促进高黏流体产出、扩大两相渗流区面积为控制目的，到达等渗点结束；等渗点后，两相渗透率反转，缝网体内以低黏甲烷为主，随压力进一步降低，气相渗透率指数上升，降低水相渗透率。此时缝网体内游离态甲烷高效产出，吸附态甲烷高效补给，两相渗流区面积基本稳定。为了进一步提高返排率，等渗点后控压稳产，气井进入拟稳产期，定产量生产。随压力进一步降低，进入地层能量驱动开采阶段和降压解吸开采阶段，游离气、吸附气逐步产出，由于基质甲烷努森扩散效应逐渐增强，甲烷扩散-产出速度变慢，气井缓慢递减。

4 开发实践

4.1 杨税务潜山碳酸盐岩储层聚能压裂开发实践

渤海湾盆地冀中坳陷杨税务潜山碳酸盐岩储层埋深大（5 200~5 500 m）、基质孔隙度低（2.2%~5.2%）、渗透率低（（0.1~0.3）×10-3 μm2）、温度高（150~170 ℃）、岩石弹性模量高（平均5.4×104 MPa）、水平主应力差大（7.0~9.8 MPa）。天然裂缝以微细裂缝为主，且充填程度高、裂缝连通性差，纵向上发育储层、致密层及泥质碳酸盐岩层，储层和隔层呈层状分布。早期采用分散射孔、笼统压裂模式，具有射孔跨度大（111~352 m）、射孔厚度大（34.4~44.0 m）、孔眼数多（550~704孔）的特点，但压裂后单井产量低（油4.3~7.2 t/d，气（0.7~4.1）×104 m3/d），稳产能力差。2019年以后，采用聚能压裂开发技术，在射孔方式上由以往多层段、大跨度、连续射孔模式转变为甜点段精准集中射孔改造模式，大幅提高单位改造段长的用液强度和加砂强度。与非聚能压裂井安探X井相比，聚能压裂井安探Y井在优质储层段集中射孔8 m（5 791.5~5 799.5 m），用液强度增加12.5倍，模拟显示裂缝高度限制在储层段，裂缝长度增加1倍以上（见图8）。同时微地震裂缝监测显示裂缝带长度提高83%，大幅提高了裂缝长度和储层改造体积。
图8 杨税务潜山碳酸盐岩储层不同压裂模式下两口井裂缝形态特征对比
两口井长期生产效果如图9所示，安探Y井采油指数为0.41×104 t/MPa，采气指数为0.17×108 m3/MPa，而安探X井采油指数仅为0.28×104 t/MPa，采气指数仅为0.11×108 m3/MPa。聚能压裂现场应用取得显著开发效果，推进了潜山勘探发现和效益建产。
图9 杨税务潜山碳酸盐岩储层不同压裂模式下两口井生产动态对比

4.2 华北油田煤层气聚能压裂开发实践

沁水盆地南部是中国率先进入商业化开发的高阶煤煤层气区块之一。主力3＃煤厚度相对稳定，平均7 m，埋深400~1 400 m，含气量为7~33 m3/t，割理较发育，弹性模量低（（2.5~3.7）×104 GPa），泊松比高（0.35），抗拉强度低，非均质性强，受构造作用影响显著，构造煤发育。早期水平井普遍采用分段多簇改造模式，段间距80 m，1段3簇，射孔段长0.5~1.0 m，排量12~16 m3/min，平均日产气为8 000~12 000 m3。通过全水平段储层精细评价，精准识别优质目标段，拉长段间距至110 m，集中射孔，1段1簇，射孔段长2 m，实现聚能压裂改造，压裂液量和砂量大幅降低，且施工全过程压力平稳，无砂堵、超压现象发生。典型井的基础施工参数对比如表1所示。
表1 聚能压裂与非聚能压裂典型井基础施工参数对比
压裂模式 埋深/
m		 含气量/
(m3·t-1)		 完钻
井深/m		 煤层段
进尺/m		 压裂段数/
单段簇数		 平均段
间距/m		 射孔
段长/m		 射孔密度/
(孔·m-1)		 单段
液量/m3		 单段
砂量/m3		 排量/
(m3·min-1)
聚能压裂 1 030 21 2 346 900 9/1 110 2.0 16 1 100 60 10~14
非聚能压裂 1 060 23 2 310 1 000 11/3 80 0.5 16 1 950 150 12~16
对比典型井的生产数据（见图10），聚能压裂井见气井底流压5.3 MPa，而非聚能压裂井见气井底流压3.1 MPa，聚能压裂井见气井底流压高出2.2 MPa，表明煤基质与井筒之间连通程度更佳，流体流动摩阻更低。聚能压裂井平均峰值稳产气量为20 000 m3/d，维持超5个月，见气生产1年后日产气为17 600 m3，而非聚能压裂井平均峰值稳产气量为18 000 m3/d，维持1个月，见气生产1年后日产气为12 500 m3，间接说明聚能压裂井井控面积更大、储量动用能力更强，储层供气速率和稳定性更佳。
图10 华北油田煤层气不同压裂模式下典型井生产动态对比
聚能压裂技术在华北油田煤层气规模应用后，推动煤层气产量快速上涨，2021—2024年年产气量由11.85×108 m3上涨为23.96×108 m3，年增长幅度达25.5%。

4.3 长庆油田煤岩气聚能压裂试验

2021年中国石油天然气集团有限公司在鄂尔多斯盆地实现煤岩气勘探开发突破，成功开发2 000 m以深煤层气，再次掀起了煤岩气的勘探开发热潮。但随着开发实践深入逐渐呈现出压裂成本高（是页岩的1~2倍）、单井产量递减快（首年递减40%）、井控储量采收率低（平均45.5%）的特征，亟需开发技术升级，进一步提高煤岩气开发效益。
鄂尔多斯盆地主力煤层为本溪组8#煤，Ro值主要分布在1.2%~2.0%，以焦煤、瘦煤为主。煤层厚度相对稳定（7~10 m），煤顶深度大于2 500 m，含气量平均为21.8 m3/t，天然割理层理发育（割理密度7~9条/5 cm），弹性模量低（小于10×104 GPa），泊松比高（0.3），抗压强度低（98 MPa，为其他岩石的43%~48%），硬度低（156 MPa，为其他岩石的6%~34%）。盆地区域水平主应力差较小，一般为2~5 MPa，对裂缝方向控制弱，较易形成复杂缝网。早期采用超大液量、超大排量、超大砂量、快速返排的“三超一快”极限体积压裂工艺，用液强度33 m3/m，加砂强度6~7 t/m，广域电磁压裂监测平均裂缝带宽99 m，半缝长87~123 m，平均半缝长100 m，1 000 m水平段产量（10~12）×104 m3/d。
2024年5月在鄂尔多斯盆地绥德—米脂北区块选择A井开展聚能压裂试验。该井储层垂深2 801 m，水平段长1 500 m，煤岩钻遇率100%，气测峰值83.85%，均值45.22%。采用前述优化设计技术与方法，完成该井聚能压裂设计。全井分10段10簇实施，主体簇间距100 m，设计加砂强度3.8 t/m，用液强度20.2 m3/m，排量16 m3/min；压裂材料采用212/109 μm（70/140目）石英砂+380/212 μm（40/70目）石英砂支撑剂组合以及变黏滑溜水体系。2024年8月完成现场实施，入地总压裂液量24 807.9 m3，支撑剂量3 251.1 m3，地面施工压力67~83 MPa；微地震解释裂缝西翼长度148~233 m，东翼长度153~194 m，裂缝宽度127~153 m，裂缝高度32~39 m，圆满完成现场试验。该井压后测试产气量10.47×104 m3/d，采用15 mm油嘴生产。截至2025年1月1日，井口压力17.1 MPa，日产气量7.92× 104 m3，累计产气450.5×104 m3，返排率35.0%。与前期大规模改造水平井对比，聚能压裂试验井总液量下降13%、总砂量降低21%，成本降低27.7%，为煤岩气经济高效开发探索出一套技术路径。

5 结论

聚能压裂通过优化射孔簇数、射孔孔眼数量、射孔长度等提升缝内净压力，提高主缝长度、高度和分支缝的波及宽度。聚能压裂产生的缝网能大幅度提高单井控制储量，从而提高单井EUR。聚能压裂缝网内裂缝面积大，渗流距离短，渗流压力梯度大。
聚能压裂通过地质工程一体化设计、射孔优化设计、压裂工艺设计和排采工程控制等技术来实现。将人工裂缝从“多、短、密”变为“少、长、疏”，聚焦压裂能量，提高缝长、缝高、裂缝波及宽度和支撑剂远距离铺置能力，提升单井控制储量及开发效果。
聚能压裂技术在杨税务潜山碳酸盐岩储层、浅层煤层气和煤岩气成功应用，取得了显著成效。聚能压裂技术具有广阔应用前景，将有力推动低渗透及非常规油气等低品位资源高质量开发。
符号注释：
Δa——裂缝尖端单元的长度，m；Auu，Auv，Auw，Avu，Avv，Avw，Awu，Awv，Aww——分块刚度矩阵中的元素，描述位移不连续量和诱导应力之间的线性关系，Pa/m；dp,k——第k簇射孔的孔眼直径，m；E——弹性模量，Pa；Ee——钻井和压裂等工程的成功率，%；Ep——后期生产制度与提高采收率等技术的增产效率，%；EUR——单井预计最终可采储量，m3；F——理想状态下的单井理论采收率，%；FN——法向应力，N；FS——剪切应力，N； ∑ F j ( t )——t时刻作用在节点处j（j=1，2，3）方向的合力，N；Hi——第i条裂缝的高度，m；i——裂缝编号；kN——弹簧的法向刚度，N/m；kS——弹簧的切向刚度，N/m；Kd——孔眼节流系数，无因次；KL——缝尖应力强度因子，Pa·m0.5；Ld,i——第i条和第i+1条裂缝的缝间距，m；Lf,i——第i条裂缝的长度，m；m——离散格子质量，kg；np,k——第k簇射孔的孔眼数量；N——裂缝条数；pcf,k——第k簇射孔到压裂段靠近跟端位置之间的沿程摩阻，Pa；pnet——裂缝内净压力，MPa；Δpnf——交汇处与胶结弱面、割理、天然裂缝端部之间的流体压降，MPa；po——压裂段靠近跟端位置的井底压力，Pa；ppf,k——第k簇射孔的孔眼摩阻，Pa；pw,k——第k簇射孔所对应的第1个裂缝单元的压力，Pa；P——裂缝单元内流体压力组成的向量，Pa；q——单位过流长度的压裂液通量，m2/s；qi——油气藏的单储系数，无因次；Qk——第k簇单位裂缝面积的压裂液注入速率，m/s；QL——压裂液滤失速度，m/s；Qt——压裂段的总注入排量，m3/s；Ri——第i条裂缝渗流作用距离，m；t——时间，s；Δt——时间步长，s；To——岩石抗张强度，MPa；uj(t) ——t时刻节点处j（j=1，2，3）方向的位移，m/s；u——裂缝单元水平剪切位移不连续量所组成的向量，m；v——裂缝单元垂向剪切位移不连续量所组成的向量，m；vj(t) ——t时刻节点处j（j=1，2，3）方向的速度，m/s；vN,j——节点处j（j=1，2，3）方向的法向速度，m/s；vS,j——节点处j（j=1，2，3）方向的切向速度，m/s；V——单井控制储量，m3；w——裂缝单元的宽度，m；w——裂缝单元张开位移不连续量所组成的向量，m；α——修正系数，无因次；θ——水力裂缝与天然裂缝的夹角，（°）；ρs——携砂液的密度，kg/m3；σmax——最大主应力，MPa；σmin——最小主应力，MPa；σn——垂直于裂缝单元面的地应力组成的向量，Pa；υ——泊松比，无因次。

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