馬旭，郝瑞芬，來(lái)軒昂，張燕明，馬占國(guó)，何明舫，肖元相，畢曼，馬新星

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院；2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室）

蘇里格氣田致密砂巖氣藏水平井體積壓裂礦場(chǎng)試驗(yàn)

馬旭1,2，郝瑞芬1,2，來(lái)軒昂1,2，張燕明1,2，馬占國(guó)1,2，何明舫1,2，肖元相1,2，畢曼1,2，馬新星1,2

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院；2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室）

基于蘇里格氣田致密砂巖儲(chǔ)集層天然微裂縫發(fā)育情況、巖石脆性、兩向應(yīng)力等地質(zhì)條件，分析蘇里格氣田采用體積壓裂技術(shù)增產(chǎn)的可行性，并通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)進(jìn)行驗(yàn)證。蘇里格氣田致密砂巖天然微裂縫較發(fā)育、裂縫復(fù)雜指數(shù)主要分布在0.3～0.5、巖石脆性指數(shù)分布在36～52、兩向應(yīng)力非均質(zhì)系數(shù)為0.17，對(duì)比國(guó)外非常規(guī)氣藏開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，蘇里格氣田具備開(kāi)展體積壓裂試驗(yàn)的地質(zhì)條件。通過(guò)室內(nèi)模擬和現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)性試驗(yàn)研究，形成了“低黏度液體造縫、高黏度液體攜砂、多尺度支撐劑組合、高排量大規(guī)模注入”的體積壓裂工藝技術(shù)。截至2013年底，已在蘇里格氣田試驗(yàn)42口水平井，投產(chǎn)初期日均產(chǎn)氣量是鄰近常規(guī)壓裂水平井的1.2倍，實(shí)現(xiàn)了蘇里格氣田水平井單井產(chǎn)量的大幅提高。圖12表4參15

蘇里格氣田；致密砂巖；體積壓裂；天然裂縫；脆性；水平井；裂縫監(jiān)測(cè)

1 蘇里格氣田體積壓裂礦場(chǎng)試驗(yàn)背景

蘇里格氣田位于內(nèi)蒙古鄂爾多斯市境內(nèi)，構(gòu)造上隸屬伊陜斜坡，主力產(chǎn)層為二疊系石盒子組，巖性以巖屑砂巖為主，平均孔隙度5%～12%，平均滲透率（0.01～2.00)× 10?3μm2，為典型的致密砂巖氣藏，儲(chǔ)集層橫向非均質(zhì)性強(qiáng)，縱向多期疊置，壓力系數(shù)低，開(kāi)發(fā)難度大。氣田2002年開(kāi)始水平井開(kāi)發(fā)試驗(yàn)，2008年開(kāi)展水平井壓裂技術(shù)攻關(guān)試驗(yàn)，初步具備分段壓裂能力，2010—2011年水平井規(guī)模應(yīng)用，分段壓裂水平不斷提高，形成了水力噴砂分段壓裂[1-2]和裸眼封隔器分段壓裂兩大主體技術(shù)，施工排量達(dá)到4.0 m3/min，分壓段數(shù)達(dá)15段。水平井初期產(chǎn)量為（3.0～5.0）×104m3/d，是鄰近直井的3～5倍。水平井多段壓裂技術(shù)取得突破性進(jìn)展，增產(chǎn)效果顯著，促進(jìn)了水平井的規(guī)模應(yīng)用。但是，蘇里格氣田部分井產(chǎn)量低，特別是以蘇里格氣田東區(qū)為代表的致密砂巖，儲(chǔ)集層平面非均質(zhì)性更強(qiáng)，主力砂層和單砂層厚度薄，井筒周圍有效泄流范圍小，直井、水平井改造后仍不能滿足整體有效開(kāi)發(fā)的需求，亟待尋求進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量的有效開(kāi)發(fā)技術(shù)。

水平井鉆井技術(shù)、水平井體積改造技術(shù)、微地震實(shí)時(shí)診斷技術(shù)已成為北美實(shí)現(xiàn)“頁(yè)巖氣革命”的三大關(guān)鍵技術(shù)，國(guó)內(nèi)各大油氣田也借鑒國(guó)外體積改造成功經(jīng)驗(yàn)，展開(kāi)了對(duì)致密油氣藏的探索研究[3-4]。2012年長(zhǎng)慶油田借鑒國(guó)外非常規(guī)氣藏體積壓裂理念，在致密油氣田開(kāi)展體積壓裂先導(dǎo)性試驗(yàn)。油田17口直井投產(chǎn)半年，日均產(chǎn)量比鄰井增長(zhǎng)46%，6口水平井比常規(guī)水平井單井日產(chǎn)量提高6 t[5-6]；氣田6口直井平均日產(chǎn)氣量1.4×104m3，增產(chǎn)效果明顯（見(jiàn)表1）。體積壓裂先導(dǎo)性試驗(yàn)在長(zhǎng)慶致密油氣田取得良好的增產(chǎn)效果。

表1 蘇里格氣田東區(qū)試驗(yàn)井組混合水壓裂參數(shù)及效果

本文基于蘇里格氣田致密砂巖儲(chǔ)集層滲透率、天然微裂縫發(fā)育情況、巖石脆性、兩向應(yīng)力等地質(zhì)條件，分析蘇里格氣田采用體積壓裂技術(shù)增產(chǎn)的可行性，在先導(dǎo)性試驗(yàn)取得一定認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上開(kāi)展氣田水平井體積壓裂試驗(yàn)，尋求提高蘇里格氣田致密氣藏單井產(chǎn)量的途徑，明確水平井分段壓裂攻關(guān)試驗(yàn)方向。

2 蘇里格氣田體積壓裂的地質(zhì)條件

體積壓裂突破了傳統(tǒng)的增產(chǎn)機(jī)理，將以提高人工裂縫泄流面積為目標(biāo)轉(zhuǎn)變?yōu)閿U(kuò)大裂縫與氣藏的接觸體積，將儲(chǔ)集體“壓碎”，實(shí)現(xiàn)人造“滲透率”，大幅度提高單井產(chǎn)量，提高氣藏最終采收率[7]。

通過(guò)系統(tǒng)分析美國(guó)Barnett頁(yè)巖氣地質(zhì)特征與體積壓裂技術(shù)模式，明確天然裂縫、最大水平主應(yīng)力與最小水平主應(yīng)力的應(yīng)力差、巖石脆性等是影響體積壓裂的關(guān)鍵因素[8]。天然裂縫與人工裂縫相互溝通，能夠較大程度地增加裂縫的復(fù)雜程度；水平兩向應(yīng)力差是溝通天然裂縫與人工裂縫的主控因素之一，兩向應(yīng)力差較小，有利于裂縫轉(zhuǎn)向、彎曲等，較易形成復(fù)雜裂縫，反之則較難形成復(fù)雜裂縫；此外，高巖石脆性是保持復(fù)雜裂縫導(dǎo)流能力的關(guān)鍵，巖石的彈性模量越高，巖石越堅(jiān)硬，脆性指數(shù)越高，越易產(chǎn)生剪切破壞，易形成剪切裂縫及粗糙的節(jié)理并保持張開(kāi)狀態(tài)和一定的導(dǎo)流能力[9]。

2.1 天然裂縫發(fā)育情況

蘇里格氣田東區(qū)儲(chǔ)集層孔隙類型可以分為3種：粒間孔-溶孔型、溶孔-晶間孔型、晶間孔型，部分發(fā)育高角度天然裂縫（見(jiàn)圖1），同時(shí)廣泛發(fā)育交錯(cuò)層理。具備形成一定復(fù)雜縫網(wǎng)的基礎(chǔ)，有助于體積壓裂改造中產(chǎn)生相對(duì)復(fù)雜裂縫。

圖1 蘇1-1井石盒子組裂縫成像圖

Cipolla C L等[10-11]用裂縫復(fù)雜指數(shù)（FCI）描述水力壓裂裂縫類型和形態(tài)的復(fù)雜性，進(jìn)而反映體積壓裂改造的效果。裂縫復(fù)雜指數(shù)是微地震監(jiān)測(cè)的水力壓裂縫網(wǎng)寬度（Xn）與長(zhǎng)度（2Xf）的比值[10]，即

FCI值越大，說(shuō)明產(chǎn)生的裂縫越復(fù)雜、越豐富，形成的改造體積越大，改造效果越好。蘇東1-1井是蘇里格氣田的一口體積壓裂水平井，將微地震監(jiān)測(cè)獲得的裂縫寬度和半長(zhǎng)帶入（1）式，計(jì)算得到該井的裂縫復(fù)雜指數(shù)主要分布在0.3～0.5，與國(guó)外氣田氣井體積壓裂后形成的人工裂縫復(fù)雜指數(shù)[10]（見(jiàn)圖2）對(duì)比可知，蘇里格氣田通過(guò)體積壓裂能夠形成一定的復(fù)雜裂縫。

圖2 國(guó)內(nèi)外氣田氣井體積壓裂后形成的人工裂縫復(fù)雜指數(shù)

2.2 砂巖儲(chǔ)集層兩向應(yīng)力

用水平兩向應(yīng)力非均質(zhì)系數(shù)（Kh，定義為最大水平主應(yīng)力與最小水平主應(yīng)力之差與最小水平主應(yīng)力比值）描述裂縫形態(tài)。根據(jù)物模實(shí)驗(yàn)和軟件模擬結(jié)果：當(dāng)Kh大于0.2時(shí)，水力裂縫趨向于單一縫（見(jiàn)圖3），當(dāng)Kh為0～0.2時(shí)，水力裂縫趨向于一定程度的復(fù)雜裂縫或者網(wǎng)狀裂縫。對(duì)蘇里格氣田不同區(qū)塊石盒子組盒8段（H8段）48塊巖心進(jìn)行巖心應(yīng)力實(shí)驗(yàn)，結(jié)果（見(jiàn)表2）表明，蘇里格氣田東區(qū)H8段砂巖Kh值為0.169，中區(qū)Kh值為0.170。表明蘇里格氣田石盒子組H8段砂巖能夠形成相對(duì)復(fù)雜的裂縫。

圖3 水平兩向應(yīng)力非均質(zhì)系數(shù)與裂縫形態(tài)圖

表2 蘇里格氣田H8段砂巖儲(chǔ)集層巖心應(yīng)力測(cè)試結(jié)果

2.3 巖石脆性評(píng)價(jià)

巖石力學(xué)定義巖石脆性為物體受力后變形很小時(shí)就發(fā)生破裂的性質(zhì)。工程上一般把巖石分為3類：破裂時(shí)軸向應(yīng)變小于0.03為脆性巖石，0.03～0.05為半脆性巖石，大于0.05為塑性巖石[12]。對(duì)蘇里格氣田東區(qū)H8段砂巖儲(chǔ)集層巖心進(jìn)行巖石應(yīng)力-應(yīng)變室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析，得出H8段砂巖破壞前軸向應(yīng)變?yōu)?.010～0.015（見(jiàn)圖4），小于0.03，屬于脆性巖石。

圖4 蘇1-3井H8段砂巖巖心應(yīng)力-應(yīng)變圖（圍壓20 MPa）

巖石脆性指數(shù)是在北美頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)中總結(jié)出來(lái)的判斷儲(chǔ)集層可壓性的參數(shù)，其值大于40時(shí)，易形成復(fù)雜裂縫，脆性指數(shù)越高，壓裂形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)越復(fù)雜[13]。巖石脆性指數(shù)計(jì)算公式為[13]：

式中 EBRIT——?dú)w一化后的彈性模量，無(wú)因次；υBRIT——?dú)w一化后的泊松比，無(wú)因次；Ec——綜合測(cè)定的彈性模量，MPa；Ecmax，Ecmin——綜合測(cè)定的彈性模量最大值、最小值，MPa；υc——綜合測(cè)定的泊松比；υcmax，υcmin——綜合測(cè)定的泊松比最大值、最小值；BRIT——巖石脆性指數(shù)，無(wú)因次。

由（2）～（4）式計(jì)算得到蘇里格氣田H8段砂巖儲(chǔ)集層的脆性指數(shù)主要分布在36～52（見(jiàn)圖5）。

2.4 儲(chǔ)集層滲透率

針對(duì)蘇里格氣田地質(zhì)、生產(chǎn)情況，結(jié)合體積壓裂形成的復(fù)雜裂縫形態(tài)，建立氣藏水平井?dāng)?shù)值模型。模型大小2 000 m×800 m×15 m，網(wǎng)格步長(zhǎng)20 m×20 m× 5 m，取水平段長(zhǎng)度1 200 m、裂縫條數(shù)12條、主裂縫長(zhǎng)度440 m、簇間距20 m、次裂縫間距20 m、主裂縫導(dǎo)流能力40 μm2·cm、次裂縫導(dǎo)流能力4 μm2·cm。設(shè)置不同的基質(zhì)滲透率模擬對(duì)比水平井生產(chǎn)10 a的增產(chǎn)倍數(shù)（體積壓裂水平井產(chǎn)能與常規(guī)壓裂水平井產(chǎn)能之比）。模擬結(jié)果表明，體積壓裂形成了一定的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，增大了儲(chǔ)集層的有效接觸面積，泄氣面積明顯大于常規(guī)分段壓裂工藝水平井。隨著滲透率減小，體積壓裂水平井增產(chǎn)倍數(shù)明顯增大，當(dāng)滲透率為（0.1～1.0）×10?3μm2時(shí)，增產(chǎn)倍數(shù)達(dá)到1.175～1.500（見(jiàn)圖6）。蘇里格氣田東區(qū)H8段滲透率為（0.018～0.320）×10?3μm2，實(shí)施體積壓裂具有一定的增產(chǎn)空間。

圖5 蘇1-2井H8段儲(chǔ)集層脆性指數(shù)評(píng)價(jià)成果圖

圖6 基質(zhì)滲透率與增產(chǎn)倍數(shù)的關(guān)系

3 體積壓裂工藝設(shè)計(jì)模式

3.1 壓裂工藝

國(guó)外致密油氣層體積壓裂的主要特點(diǎn)是基于“大排量、大液量、低砂比、小粒徑”的參數(shù)設(shè)計(jì)模式，采用水平井裸眼封隔器分級(jí)壓裂、速鉆橋塞分級(jí)壓裂等工藝[14-15]。

2012年，考慮到蘇里格氣田水平井采用Φ152.4 mm鉆頭裸眼完井，在不改變現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)的前提下進(jìn)行體積壓裂初步探索，選擇Φ114.3 mm基管裸眼封隔器開(kāi)展水平井體積壓裂的先導(dǎo)試驗(yàn)，施工排量達(dá)到6～10 m3/min，最高分壓段數(shù)達(dá)到23段。

采用不同類型的前置液進(jìn)行水平井體積壓裂效果對(duì)比。當(dāng)前置液為100 m3滑溜水+140 m3基液，施工排量為8 m3/min時(shí)，裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示：裂縫方位近東西向，與蘇里格氣田H8段儲(chǔ)集層最小主應(yīng)力方向垂直，呈不對(duì)稱分布，西北翼長(zhǎng)205 m，帶寬170 m，高度79 m，經(jīng)計(jì)算儲(chǔ)集層改造體積約為485×104m3；當(dāng)前置液只用230 m3基液，施工排量為10 m3/min時(shí)，裂縫西北翼長(zhǎng)220 m，帶寬55 m，裂縫高度48 m，儲(chǔ)集層改造體積約為156×104m3。裂縫監(jiān)測(cè)表明，前置液采用滑溜水+基液組合時(shí)較單獨(dú)采用基液形成的水力裂縫帶寬大，裂縫較復(fù)雜（見(jiàn)圖7、圖8）。

圖7 蘇1-6井前置液為滑溜水+基液時(shí)的井下微地震監(jiān)測(cè)圖

圖8 蘇1-6井前置液為基液時(shí)的井下微地震監(jiān)測(cè)圖

通過(guò)大量室內(nèi)基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)、直井現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)性試驗(yàn)不斷優(yōu)化壓裂參數(shù)和工藝，蘇里格氣田最終形成了“低黏度液體造縫、高黏度液體攜砂、多尺度支撐劑組合、高排量大規(guī)模注入”為主導(dǎo)的水平井體積壓裂工藝。

3.2 體積壓裂關(guān)鍵參數(shù)

儲(chǔ)集層改造體積是指通過(guò)體積壓裂形成的復(fù)雜縫網(wǎng)范圍的總體積。傳統(tǒng)的低滲透儲(chǔ)集層壓裂主要設(shè)計(jì)兩翼對(duì)稱的單條細(xì)長(zhǎng)裂縫，裂縫的設(shè)計(jì)以優(yōu)化導(dǎo)流能力和縫長(zhǎng)為主；而體積壓裂理念以設(shè)計(jì)縫網(wǎng)為目標(biāo)，縫網(wǎng)的設(shè)計(jì)以優(yōu)化改造體積為主。

采用不同壓裂工藝對(duì)蘇里格氣田同區(qū)塊目的層物性（平均孔隙度8.5%，滲透率0.51×10?3μm2，含氣飽和度57.3%）相近的水平井進(jìn)行壓裂，施工參數(shù)見(jiàn)表3。由井下微地震裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果可知，常規(guī)壓裂工藝水平井半縫長(zhǎng)120～240 m，帶寬65～165 m，裂縫高度為34～54 m，儲(chǔ)集層改造體積約272.0×104m3；體積壓裂工藝水平井半縫長(zhǎng)180～390 m，帶寬100～310 m，裂縫高度為42～79 m，儲(chǔ)集層改造體積約1 035.0×104m3?？梢?jiàn)體積壓裂工藝形成的裂縫長(zhǎng)度、帶寬和高度均高于常規(guī)壓裂工藝（見(jiàn)圖9），改造體積也達(dá)到了常規(guī)壓裂工藝改造井的3倍多。

表3 蘇里格氣田體積壓裂與常規(guī)壓裂水平井參數(shù)對(duì)比

圖9 不同改造工藝下水平井微地震裂縫監(jiān)測(cè)俯視圖

在此基礎(chǔ)上，在蘇里格東區(qū)又進(jìn)行了4口目的層物性相近（平均孔隙度7.9%，平均滲透率0.41×10?3μm2，含氣飽和度56.5%）水平井的壓裂對(duì)比試驗(yàn)，通過(guò)井下微地震裂縫監(jiān)測(cè)分析砂量（分別取30 m3、40 m3、50 m3、70 m3、100 m3）和注入液量（分別取300 m3、400 m3、500 m3、600 m3、700 m3、800 m3、1 000 m3、1 500 m3）對(duì)改造體積的影響，排量分別取3.5 m3/min、4.0 m3/min、6.0 m3/min、8.0 m3/min、10.0 m3/min，進(jìn)行分組對(duì)比組合。對(duì)比研究表明：①在砂量和注入液量相同的情況下，隨著排量的增加，儲(chǔ)集層改造體積增加（見(jiàn)圖10），當(dāng)體積壓裂排量為6～10 m3/min時(shí)（常規(guī)壓裂工藝排量3～4 m3/min），儲(chǔ)集層改造體積達(dá)（400～906）×104m3，是常規(guī)壓裂工藝改造體積（170×104m3）的2倍多。②在砂量和排量相同的情況下，隨著注入液量的增加，儲(chǔ)集層改造體積增加（見(jiàn)圖11），當(dāng)體積壓裂注入液量為700～1 500 m3時(shí)，改造體積達(dá)到（400～900）×104m3。所以，提高施工排量和增大注入液量可以有效地增加儲(chǔ)集層改造體積。

圖10 壓裂液排量與改造體積關(guān)系圖

圖11 注入液量與改造體積關(guān)系圖

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)

截至2013年底，已在蘇里格氣田試驗(yàn)體積壓裂42口水平井，平均入地液量5 510.0 m3，施工排量8.0～12.0 m3/min，平均無(wú)阻流量62.9×104m3/d，是鄰近常規(guī)壓裂工藝水平井的1.5倍，體積壓裂井投產(chǎn)后初期平均日產(chǎn)氣量（6.2×104m3）是鄰近常規(guī)壓裂工藝水平井的1.2倍（見(jiàn)表4），顯示出較好的改造效果。

表4 蘇里格氣田H8段體積壓裂水平井與鄰近相似水平井參數(shù)比較

蘇里格氣田東區(qū)水平井體積壓裂試驗(yàn)9口井，平均分壓8.5段，最大加砂量1 091.0 m3，最大注入液量10 791.0 m3，裂縫監(jiān)測(cè)顯示儲(chǔ)集層改造體積相對(duì)常規(guī)壓裂水平井增大2～4倍，平均無(wú)阻流量44.7×104m3/d，是常規(guī)壓裂水平井的1.8倍（見(jiàn)圖12），初期日產(chǎn)氣量5.2×104m3/d，為區(qū)塊常規(guī)壓裂水平井初期日產(chǎn)氣量（3.0×104m3/d）的1.7倍，體積壓裂大幅提高了蘇里格氣田東區(qū)致密儲(chǔ)集層水平井單井產(chǎn)量。

圖12 蘇里格氣田東區(qū)水平井試氣效果圖

5 結(jié)論

蘇里格氣田致密砂巖儲(chǔ)集層滲透率、天然微裂縫發(fā)育情況、巖石脆性與兩向應(yīng)力等方面的研究表明蘇里格氣田具備開(kāi)展體積壓裂試驗(yàn)的地質(zhì)條件。

結(jié)合蘇里格氣田致密砂巖儲(chǔ)集層特點(diǎn)形成的“低黏度液體造縫、高黏度液體攜砂、多尺度支撐劑組合、高排量大規(guī)模注入”的體積壓裂工藝在蘇里格氣田應(yīng)用見(jiàn)到初步效果。裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，水平井體積壓裂形成了一定復(fù)雜裂縫，增大了儲(chǔ)集層改造體積。

截至2013年底，已在蘇里格氣田開(kāi)展體積壓裂工藝試驗(yàn)42口井，投產(chǎn)初期日均產(chǎn)氣量是鄰近常規(guī)壓裂水平井的1.2倍，改造效果良好。

裸眼封隔器分段壓裂工藝的封隔有效性影響體積壓裂的效果評(píng)價(jià)，下一步需要在固井完井條件下開(kāi)展橋塞分段多簇壓裂試驗(yàn)，進(jìn)一步探索蘇里格氣田體積壓裂增產(chǎn)的新途徑。

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（編輯 郭海莉 繪圖 劉方方）

Field test of volume fracturing for horizontal wells in Sulige tight sandstone gas reservoirs

Ma Xu1,2,Hao Ruifen1,2,Lai Xuan’ang1,2,Zhang Yanming1,2,Ma Zhanguo1,2,He Mingfang1,2,Xiao Yuanxiang1,2,Bi Man1,2,Ma Xinxing1,2
(1.Oil &Gas Technology Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710018,China;2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil &Gas Fields,Xi’an 710018,China)

Based on the development degree of natural micro-fractures,rock brittleness and two-direction stress and other geological conditions of the Sulige gas field,the feasibility of using volume fracturing to increase production was analyzed and verified by field test.The Sulige gas field,a typical tight sandstone gas reservoir,has developed natural micro-fractures,with fracture complex index of 0.3?0.5,rock brittleness index of 36?52 and two-direction stress heterogeneity factor of 0.17.From the development experiences of unconventional gas reservoirs abroad,the geological conditions in the Sulige gas field is suitable for volume fracturing.Through lab experiments and pilot field tests,a volume fracturing technology for horizontal wells has been developed,which features “fracturing with low-viscosity liquid,carrying proppant with high-viscosity liquid,combination of multi-scale proppants,and massive fracturing at a high injection rate”.The technique had been applied in 42 wells of the Sulige tight gas field by the end of 2013.The initial production of wells treated by this approach is 1.2 times that of the adjacent wells treated by conventional fracturing,indicating that the technique can enhance the production of the horizontal wells in the Sulige gas field substantially.

Sulige gas field;tight sandstone;volume fracturing;natural fracture;brittleness;horizontal well;microseismic monitoring

中國(guó)石油天然氣股份有限公司科學(xué)研究與技術(shù)開(kāi)發(fā)項(xiàng)目“致密氣藏開(kāi)發(fā)重大工程技術(shù)研究”（2010E-23）

TE357.1

：A

1000-0747(2014)06-0742-06

10.11698/PED.2014.06.15

馬旭（1965-），女，甘肅慶陽(yáng)人，中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司高級(jí)工程師，主要從事油氣田改造方面的研究及技術(shù)管理工作。地址：陜西省西安市未央?yún)^(qū)明光路，中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院，郵政編碼：710021。E-mail:mx_cq@petrochina.com.cn

2013-07-23

2014-07-11