基于水平井体积改造理论研究和10年现场应用情况,进一步诠释体积改造的核心内涵,分析体积改造的实现方法、设计模型与关键问题,提出了未来发展方向。研究表明：分簇限流技术能实现多簇均衡扩展,应用“冻胶破岩+滑溜水携砂”复合压裂模式及小粒径支撑剂可降低近井裂缝复杂度,提高远井改造体积;剪切自支撑裂缝与滑溜水输砂能够满足非常规储集层对导流的需求,子井与母井的最优井距应根据压裂模式、规模和压降范围确定,重构渗流场、应力场和改造对象是提高水平井重复压裂效果的关键。缩小井距与簇间距的密切割技术是未来建立“缝控”可采储量开发模式的基础,结合立体式体积改造与地质工程一体化压裂优化设计决策系统,是体积改造技术发展与应用的重要方向。图12表1参98
Based on the theoretical study and field application of volume stimulation in horizontal wells over the past 10 years, the core connotation of volume stimulation was further interpreted. The implementation methods, design models and key issues were analyzed, and the future development direction was put forward. The research shows that the multi-cluster limited entry technique can achieve homogenous growth of multiple fractures. The hybrid stimulation of “breaking rock by gel stimulation + carrying proppant by slick water” plus small-particle proppant can reduce the fracture complexity near the well bore and increase stimulated reservoir volume (SRV) in the far-field. The requirement of fracture conductivity in unconventional formations can be met by shear-sustained fractures and proppant-transporting slick water. The optimum well spacing between a child well and a parent well should be determined by the stimulation modes, injection volume and pressure drawdown. Reconstructing seepage field, stress field and stimulation targets is crucial for improving the stimulation results in a horizontal well. Reducing cluster spacing and well spacing is the basis for establishing development modes of fracture-controlled reserves. Fracturing-design decision system based on “spatial-mode stimulation” and geology-engineering integration is an important research direction for volume stimulation techniques.
近年来体积改造技术新进展在于业内研究者对非常规储集层体积改造技术的深入理解与发展, 主要体现在井距与簇间距不断缩小, 对多层或厚层油气藏采用立体式体积改造, 以及超长水平井大幅降低成本并提高最终可采储量（EUR）。
“ 密切割、立体式、超长水平井” 是北美对体积改造技术理解与应用的新突破, 其核心是进一步缩短基质中的流体向裂缝渗流的距离, 大幅降低驱动压差, 增大基质与裂缝的接触面积。立体式体积改造从平面发展到立体, 突破了体积改造在平面上“ 打碎” 储集层的思路。吐哈油田根据体积改造技术理论在其他类型的油藏进行试验应用均见到效果, 也是对其核心理论“ 最大、最短、最小” 的实践与印证。
${{p}_{w, i}}{{Q}_{i}}=\dot{U}\text{+}{{\dot{W}}_{0}}\text{+}{{\dot{W}}_{\text{I}}}\text{+}{{\dot{W}}_{\text{p}}}\text{+}{{\dot{W}}_{\text{f}}}+{{\dot{W}}_{\text{c}}}$（i=1, …, N） （1）
${{p}_{w, i}}{{Q}_{i}}=\dot{U}+{{Q}_{i}}{{\sigma }_{\text{h}}}+\sum\limits_{j=1, j\ne i}^{N}{{{Q}_{i}}{{\sigma }_{I, i, j}}}+\left( \frac{0.810\ 6\rho }{n_{i}^{2}D_{i}^{4}{{C}^{2}}} \right)Q_{i}^{3}+{{\dot{W}}_{\text{f}}}$（2）
对于多簇水力裂缝扩展, 根据（2）式可知, 存在应力干扰主导和射孔摩阻主导的情况。当应力干扰作用远大于射孔摩阻时, 应力干扰主导能量消耗, （2）式转化为：
${{p}_{w, i}}{{Q}_{i}}\text{=}\dot{U}\text{+}{{Q}_{i}}{{\sigma }_{\text{h}}}+\sum\limits_{j=1, j\ne i}^{N}{{{Q}_{i}}{{\sigma }_{I, i, j}}}$ （3）
受缝间应力干扰作用影响, 簇内裂缝需要克服更多来自其他裂缝的应力做功。由于水力裂缝会按照能量消耗最少的方式扩展, 因此内侧裂缝进液量减少, 注入流量会更多地分配到外侧裂缝。该情况下各簇裂缝进液量不均衡, 相对外侧裂缝, 内侧裂缝扩展不充分。
当射孔摩阻远大于应力干扰作用时, 射孔摩阻主导能量消耗, 则（2）式转化为：
${{p}_{w, i}}{{Q}_{i}}\text{=}\dot{U}+{{Q}_{i}}{{\sigma }_{\text{h}}}+\left( \frac{0.810\ 6\rho }{n_{i}^{2}D_{i}^{4}{{C}^{2}}} \right)Q_{i}^{3}+{{\dot{W}}_{\text{f}}}$ （4）
根据（4）式可以看出, 各簇裂缝的能量耗散不再存在差别, 注入液量可以均匀地分配到各簇裂缝, 从而实现各簇裂缝均衡扩展。
通常施工过程中射孔孔眼受携砂液冲蚀会导致孔径增大、射孔摩阻减小, 因此, 优化设计中要根据计算的节流阻力适度减少孔数来确保每簇有效开启, 同时在施工中快速提升排量, 迅速建立井底压力来确保每簇开启有足够的节流阻力, 保证各簇裂缝均匀进液, 实现多簇裂缝的有效扩展。
${{k}_{h}}=\frac{{{\sigma }_{H}}-{{\sigma }_{h}}}{{{\sigma }_{h}}}$ （5）
相同应力差条件下, 最小水平主应力越大, kh越小, 天然裂缝开度越小, 流体滤失进入天然裂缝难度越大, 因此无因次水平应力差异系数反映流体进入天然裂缝的能力, 与水力压裂裂缝转向能力无关。
从支撑剂运移角度分析, 支撑剂粒径越小, 沉降速度越慢; 在缝内的运移距离越远, 越能提高支撑剂的铺置效果。支撑剂在缝内沉降的公式为：
$v=\frac{g\left( {{\rho }_{p}}-{{\rho }_{f}} \right)d_{p}^{2}}{18\mu }$ （6）
体积改造技术应用中, 普遍利用滑溜水的低黏度特点来扩大波及体积, 以大液量实现能量补充, 以大排量实现携砂并促使支撑剂向裂缝远端运移。在使用滑溜水施工时, 后续支撑剂在裂缝中的运移与铺置如图5所示, 支撑剂随着液体运移不断发生连续沉降, 逐渐从裂缝底部沿高度方向铺置, 形成对动态裂缝的支撑。施工结束后不追求快速返排或直接闷井, 较低的液体返排率使缝内压裂液支撑裂缝不闭合, 继续沉降的支撑剂在已堆积铺置的裂缝宽度条件下仅增加砂堤高度, 使得大排量产生的动态缝宽基本为支撑缝宽, 这是滑溜水压裂可以不追求高砂浓度的机理。若选择小粒径支撑剂或小粒径低密度支撑剂, 就能够使支撑剂在裂缝中运移更远, 对提高改造效果更有利。
近年来, 体积改造技术的应用推动了非常规压裂模型的发展。尽管非常规压裂模型仍以线弹性断裂力学理论为基础, 但解决的问题更加复杂, 如：多簇裂缝扩展、剪切裂缝与层理弱面扩展、人工裂缝与天然裂缝的相互作用等。非常规压裂模型主要解决两大关键问题：①地层天然裂缝描述, 包括天然裂缝几何特征、岩石物理和力学参数等; ②复杂裂缝扩展模拟, 包括人工裂缝遇到天然裂缝后的扩展形态, 张性裂缝和剪切滑移裂缝的扩展。目前复杂裂缝扩展模拟解法主要有4种：有限元、扩展有限元、边界元和离散元。
综合国内外研究进展, 体积改造设计模型既要能实现对天然裂缝地层的准确描述, 表征人工裂缝与天然裂缝的关系, 保证主缝、分支缝、网络缝之间的匹配, 又要高效准确计算复杂裂缝张性-剪切扩展。综合地震建模、微地震监测、水力裂缝模拟的地质力学一体化是未来模型研究的重要发展方向; 而分形损伤力学则是研究裂缝起裂、构建新型压裂力学理论的基础。
4.1.1 密切割模式与压裂规模优化
同样, 增加簇数将导致单段支撑剂量的增加, 假设一个压裂段长度60 m, 3簇压裂, 簇间距20 m, 注入支撑剂120 t, 每条裂缝40 t支撑剂; 采用密切割每段增加为6簇压裂, 簇间距10 m, 根据算术对比, 这一段压裂需240 t支撑剂, 由此看来这是目前国外每段压裂支撑剂量大幅增加的主要原因。但当簇间距从20 m缩小到10 m, 每条裂缝所控制基质中的油气减少一半, 所需裂缝导流能力应有所变化, 至于每簇支撑剂用量40 t还是50 t需通过模拟研究与现场实践来优化确定。尽管北美用石英砂替代陶粒实现大幅降本, 但过度增加砂量同样会增加材料费和运输费, 甚至增大对设备的损耗。笔者认为学习北美不能简单用倍数关系计算每米增加了多少砂量, 而是要考虑簇数增加、井距缩小等各种因素进行优化, 具体问题具体分析, 用每簇加砂量来表述压裂规模比每米加砂量更科学。
密切割可概括为：①井距不变, 簇数增加, 所需裂缝长度不变：液量增加, 砂量增加; ②井距缩小, 簇数不变, 所需裂缝长度变短：液量减少, 砂量减少; ③井距缩小, 簇数增加, 所需裂缝长度变短：液量减少（或不变）, 砂量增大。井距和簇数的变化是确定液量与砂量增减的基本要素, 准确理解北美“ 少液多砂” 的实质是应用密切割技术的关键。
4.1.2 缝高控制与立体式体积改造
尽管目前国内钻井钻速较低, 成本高, 立体式体积改造还难以实施, 但该技术是四川、长庆、新疆多层系致密储集层开发的有效手段, 是未来发展方向。特别在矿权区限制以及新的优质储量尚未发现的背景下, 该技术是在已有探明储量区块内实现储量挖潜、提高动用率的最佳选择。新疆油田在玛湖致密油开展了建产稳产示范区先导性试验, 设计为2层立体式开发井网模式, 这将为中国进一步探索推广应用该技术提供有益经验。
4.2.1 剪切裂缝可大幅提高裂缝导流能力
近年来, 中国石油勘探开发研究院的导流能力实验表明（见图9）：同等条件下, 张性裂缝导流能力最低且受闭合应力影响最为明显, 剪切裂缝由于裂缝粗糙面的支撑作用具有较高导流能力; 在20 MPa闭合应力下, 剪切裂缝的导流能力比张性裂缝高出约两个数量级。若以渗透率表征, 在闭合应力为50 MPa时, 无支撑剂剪切裂缝渗透率为25.18× 10-3 μ m2, 该渗透率与页岩纳达西级渗透率相比大幅提高, 因此无支撑剂裂缝仍是有效裂缝。同样, 在加入支撑剂的裂缝导流能力实验中, 我们得到类似结论, 加入相同浓度支撑剂, 剪切裂缝导流能力最佳。
如果储集层3应力条件满足剪切裂缝形成条件（σ H> σ v> σ h）, 或通过大排量滑溜水压裂促使裂缝产生剪切滑移, 同时考虑低返排率下压裂液对裂缝的支撑作用, 在优化设计时适度降低支撑剂量, 可以实现降本增效。
4.2.2 体积改造不需追求主缝高导流能力
${{F}_{CD}}=\frac{{{K}_{f}}{{w}_{\text{f}}}}{{{K}_{m}}{{L}_{f}}}$ （7）
根据支撑裂缝渗透率计算公式, 可知：
${{K}_{f}}=\frac{{{\phi }_{f}}w_{f}^{2}}{12\tau }$ （8）
联立（7）式和（8）式得到裂缝宽度与无因次导流能力关系为：
${{w}_{f}}={{\left( \frac{12\tau {{F}_{CD}}{{K}_{\text{m}}}{{L}_{f}}}{{{\phi }_{f}}} \right)}^{\frac{1}{3}}}$ （9）
假设半缝长为200 m, 支撑裂缝孔隙度为5%, 支撑裂缝迂曲度为2, 计算达到不同临界无因次导流能力所需的裂缝宽度（见图10）。研究表明, 对于基质渗透率为（100~1 000）× 10-9 μ m2的储集层, 无因次导流能力达到30仅需0.13 mm缝宽, 达到50仅需0.16 mm缝宽。由此可见, 体积改造不需太高加砂量就能满足非常规储集层有效开发需要。
针对目前国内出现的“ 少液多砂” 概念, 本文重点阐述优化设计中两个关键因素, 为了强调非常规储集层体积改造的最终目的是获得最大SRV, 通过形成复杂缝网或密切割大幅降低基质中流体的渗流距离, 实现对储量的最大程度控制和“ 全” 可采。研究表明剪切裂缝、复杂裂缝在适度加砂条件下均能获得开发所需导流能力, 而追求主缝高导流能力的“ 多砂” 模式（如传统冻胶压裂的“ 少液多砂” 模式）不符合体积改造基本内涵。
若两井分段压裂为交错布缝, 穿透比0.85, 裂缝长度207 m; 对称布缝的穿透比0.45, 裂缝长度109 m, 此时子母井产量相当说明母井压裂缝长未达到通常微地震解释的几百米, 两井间的储量动用不充分, 该井距（243 m）仅反应母井压裂状态及压降波及范围, 并不一定是最优井距。若井距为122 m, 子井产量仅为母井的70%, 假设裂缝沿井筒两侧对称扩展, 母井人工裂缝对子井侧翼的储量动用率仅为30%, 这说明在如此短的裂缝（裂缝半长61 m）控制下的基质渗流依然不充分, 仍有大量储量未动用。因此, 优化井距应以缩小井距为主导, 再通过评估母井压裂规模及累计产量造成的压降波及范围, 母井与子井在压裂模式、规模等方面的差别等来对比子母井开发效果, 进而确定最优井距。
笔者认为, 缩小井距是体积改造大幅提高储量动用率的必然选择, 也是非常规储集层实现高效开发的技术方向。鉴于目前国内页岩气平台开发、致密油气开发井网的井距普遍偏大, 为避免部署加密井, 可暂且忽略北美井距优化研究中的不足, 借鉴其经验推动发展缩小井距的理念, 配合密切割, 用一次开发实现对储量的全动用, 大幅降低开发成本。
由于流动遵循最小阻力原理, 当压降区使应力发生反转时, 也会改变流体主流方向, 使得两井间基质中的油气向低应力区流动。特别是主流通道形成之后, 渗流场的改变尤为明显。如长庆王窑油田注水开发20年, 侧向50 m打检测井, 取心分析为原始含油饱和度, 分析未水淹储集层占比达48%。因此, 通过老井重复压裂对未动用储量进行挖潜, 要确保子井压裂注入液体能够在子井水平段两侧均匀扩展, 重构渗流场尤为重要。压裂母井时采用大排量、大液量的蓄能重复压裂, 以及多轮次注水吞吐补充地层能量, 或同时采用缝内暂堵转向技术; 压裂子井时采用注水和体积改造等都是再次改变主渗流方向并提高未波及区改造效果的技术方法。吐哈三塘湖马56-101H井区采用井群模式, 发挥井群协同效应, 使老区井群压裂井高产、相邻井受效, 开发效果显著。压后产油63 t/d, 比邻井提高3.5倍, 井组内4口老井受效, 日产量增加1倍（由13.8 t上升到25.8 t）。因此, 根据母井累计产量, 计算储量亏空体积和压降波及范围, 确定蓄能液体规模, 并采用相应技术对策重构应力场与渗流场, 可以降低母井对子井裂缝的“ 牵引” 作用, 保护母井并提高子井改造效果。
以体积改造为手段的重复压裂就是通过重构渗流场、应力场、改造对象来实现对老井储量挖潜, 对平台井组压裂增效。
从体积改造技术的正式提出至今已历经近10年发展与实践, 本文结合最新理论研究进展和技术应用现状, 以及笔者多年的研究与现场实践心得, 进一步阐释了水平井体积改造核心理论的实质, 深刻理解“ 最大、最短、最小” 的增产机理是体积改造技术的关键, 更是该技术能够在更广泛领域得到推广应用的基础。而密切割和立体式体积改造则是对体积改造技术应用思路的拓展与升华。未来通过密切割、缩小井距等技术方法建立“ 缝控” 可采储量开发模式, 突破传统井控储量计算与开发的固有思路, 指导体积重复压裂技术的有效应用, 实现对未动用储量的挖潜, 将是体积改造技术未来发展与应用的重要方向, 更是中国石油实现可持续发展的重要技术保障。
符号注释：
C— — 修正系数, 取值范围为0.56~0.89; Di— — i裂缝对应的射孔直径, mm; dp— — 支撑剂颗粒直径, m; FCD— — 无因次导流能力; g— — 重力加速度, m/s2; Kf, Km— — 裂缝和基质渗透率, mm2; kh— — 无因次水平应力差异系数; Lf— — 裂缝半长, m; N— — 裂缝数量; ni— — i裂缝的射孔数; pw, i— — i裂缝的井底压力, Pa; Q0— — 施工排量, m3/min; Qi— — i裂缝的注入排量, m3/min; $\dot{U}$— — 单位注入时间的岩石应变能, J/min; v— — 支撑剂沉降速度, m/s; ${{\dot{W}}_{\text{c}}}$— — 单位时间的岩石断裂能, J/min; ${{\dot{W}}_{\text{f}}}$— — 单位时间的缝内流动摩阻消耗的能量, J/min; ${{\dot{W}}_{\text{I}}}$— — 单位时间克服其他裂缝产生的附加应力的能量, J/min; ${{\dot{W}}_{\text{p}}}$— — 单位时间的射孔摩阻消耗的能量, J/min; ${{\dot{W}}_{0}}$— — 单位时间克服远场应力的能量, J/min; wf— — 裂缝宽度, mm; x, y— — 直角坐标系, m; μ — — 流体黏度, Pa· s; ρ — — 液体或携砂液密度, kg/m3; ρ f— — 流体密度, kg/m3; ρ p— — 支撑剂密度, kg/m3; σ H、σ h— — 最大、最小水平主应力, Pa; σ v— — 上覆岩石压力, Pa; σ I, i, j— — i裂缝受到j裂缝产生的应力干扰, Pa; τ — — 支撑剂充填裂缝迂曲度, 无因次; ϕ f— — 裂缝孔隙度, %。
The authors have declared that no competing interests exist.