泾河油田长8油藏属于低孔、特低渗砂岩油藏，储层孔隙度6.0%～16.6%，平均孔隙度为10.2%，渗透率0.10～1.00 mD，平均渗透率0.26 mD，区域天然裂缝发育，平面非均质性强，油井基本无自然产能，需要压裂改造后才能投产。前期采用了水平井分段压裂技术，但仅部分油井压后产量高、稳产效果好，大部分油井的初期产量低，且递减速度较快。

通过分析镇泾区块长8油藏原油富集规律以及泾河油田压裂改造效果得知，天然裂缝发育程度是影响泾河油田长8油藏油井压后产量的主控因素^{[1, 2]}。如何有效沟通天然裂缝，同时避免破坏天然裂缝是实现油井高产、稳产的关键。连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂技术(以下简称多簇压裂技术)是在连续油管带底封分段压裂技术的基础上发展起来的，保持了连续油管带底封分段压裂技术作业速度快、压裂改造针对性强的特点^[3]，同时还具有储层打开程度高、压裂沟通天然裂缝概率大、压开地层难度低等优点，能有效增大压裂改造体积，达到提高油井产量、降低产量递减率的目的。与可钻桥塞分段压裂技术相比，该技术能缩短施工周期，避免因泵送桥塞而导致的过顶替，有利于保持井眼附近水力裂缝的高导流能力。为此，中国石化华北分公司开展了多簇压裂技术研究，对其工艺参数进行了优化，初步形成了适合泾河油田长8油藏的连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂施工方案，并在9口井进行了现场应用，基本实现了长8油藏的有效开发，提高了油井的压后产量，并有效降低了产量递减率。

多簇压裂技术是通过分簇射孔、多簇同时压裂的方式实现水平井多簇压裂改造的^[4]，工具结构如图1所示。在对某一井段进行多簇压裂时，首先对靠近水平段根部的射孔簇进行水力喷砂射孔，然后解封封隔器，下放连续油管至靠近水平段趾部的相邻射孔簇进行水力喷砂射孔，以此类推完成该段的所有簇射孔，再坐封封隔器，以油管和套管之间的环空作为压裂液通道进行多簇压裂施工。压裂施工结束后，解封封隔器，拖动管柱至下一井段进行分簇喷砂射孔、多簇压裂，直至完成所有井段的压裂施工。

图1 连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂工具示意 Fig.1 The schematic of coiled tubing hydraulic sand blasting perforation and multiple clusters fracturing of tools 1.连续油管接头；2.机械丢手；3.扶正器；4.球座；5.水力喷射工具；6.平衡阀/反循环接头；7.封隔器；8.机械式节箍定位器；9.导引头

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为确保水平井多簇分段压裂后能形成复杂裂缝，增加裂缝带宽，最大限度沟通天然裂缝,同时，尽可能实现多簇均衡改造，降低压裂施工难度，提高压裂改造效果，笔者从簇间距、射孔位置、射孔工具与参数及压裂施工参数等4个方面进行了多簇压裂设计优化。

根据弹性力学理论，压裂裂缝诱导应力的分析属于平面应变问题，根据平面应变模型，可得出垂直裂缝二维平面诱导应力场几何模型(见图2)中任意一点的诱导应力差值为^{[4, 5]}：

式中：Δσ_h和Δσ_H分别为最小、最大水平主应力方向上产生的正诱导应力，MPa；p为裂缝内流体压力,MPa；ν为泊松比；r，r₁和r₂分别为任意一点到达裂缝中心及裂缝两端的距离，m；θ为任意一点与裂缝中心的连线与裂缝高度方向的夹角，(°)；θ₁和θ₂分别为任意一点与裂缝两端的连线与裂缝高度方向的夹角,(°)；c=h/2，h为裂缝高度，m。

图2 垂直裂缝二维平面诱导应力场模型 Fig.2 The induced stress field for a 2D vertical fractures

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对于两簇压裂，假设井筒方向为最小水平主应力方向，各簇裂缝高度、缝内净压力相同，通过诱导应力叠加，可得井壁处裂缝诱导应力为：

式中：Δσ₁和Δσ₂分别为两簇各自产生的正诱导应力差，MPa；d为两簇间距离，m。

依据诱导应力差值计算公式，结合泾河油田储层地质特征，取岩石泊松比为0.24,裂缝高度为40 m，计算两簇压裂簇间最小诱导应力差与簇间距的关系，结果如图3所示。根据弹性力学和岩石破裂准则，水力裂缝破裂面总是垂直于最小水平主应力方向，要使裂缝转向，必须使诱导应力差大于储层初始最大、最小水平主应力差^{[5, 6]}。泾河油田长8油藏储层最大、最小水平主应力差约5.5 MPa，压裂施工时缝内流体压力一般为5～7 MPa。由图3可以看出，当缝内流体压力等于7 MPa时，簇间距小于38 m对应的簇间最小诱导应力差大于5.5 MPa；当缝内流体压力等于5 MPa时,簇间距小于15 m对应的簇间最小诱导应力差大于5.5 MPa。因此簇间距优化为15～38 m。

图3 两簇压裂簇间最小诱导应力差与簇间距的关系 Fig.3 The relationship between the induced stress in the minimum horizontal direction and cluster spacing under two clusters fracturing

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对于天然裂缝控制储层，压裂裂缝能否沟通天然裂缝直接关系到油井改造效果的好坏，根据水平段钻遇储层情况，依据利用天然裂缝而不破坏天然裂缝的压裂理念，射孔位置选择距离天然裂缝5～10 m处，避免了高压对天然裂缝的破坏，也保证了人工裂缝有效沟通天然裂缝。同时，尽量选择储层物性较好的井段进行射孔，以降低压裂施工难度，同一段内簇与簇之间储层物性尽可能相当，尽量实现多簇同时压裂。

水力喷砂射孔是利用贝努利原理，通过喷嘴的节流，将携带磨料的高压射孔液转化为高速磨料射流冲击切割套管、水泥环和岩石，实现深度射孔^{[7, 8, 9, 10]}。根据连续油管带底封分段压裂的现场实施情况，水力喷射速度对压裂施工影响较大(如图4所示)，当水力喷射速度低于190 m/s时，压裂施工难度明显加大，仅53%的射孔段能一次性顺利压开地层，因此要求水力喷射速度必须大于190 m/s。根据泾河油田的储层情况，决定采用4个喷嘴的水力喷射工具，喷嘴直径4.50或4.68 mm，喷砂射孔排量0.80～0.85 m³/min，射孔液石英砂质量浓度为100 kg/m³，喷嘴压降26～27 MPa，喷射速度可达205～209 m/s，满足施工要求。

图4 水力喷射速度与时间对压裂施工的影响 Fig.4 The effect of hydro-jet velocity and time for fracturing

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泾河油田储层埋藏深度为1 400～1 500 m，水平段长1 000 m的水平井井深为2 700～2 800 m，设计采用3 000 m连续油管进行多簇压裂施工。该连续油管抗压强度70.0 MPa，外径50.8 mm，壁厚4.5 mm，计算其摩阻约18.4 MPa,射孔时套管回压7.0～10.0 MPa,预测连续油管射孔时井口压力为52.4～55.4 MPa,在连续油管设备的安全范围内，满足施工要求。

根据储层地质特征，采取油藏数值模拟方法与实际压裂效果分析相结合的方式，并充分考虑实际压裂施工过程可能存在的风险，对水平井多簇压裂施工参数进行优化。

首先根据储层地质特征，利用Eclipse油藏数值模拟软件分析不同半缝长和导流能力条件下的单井产量(结果见图5、图6)，得到最优半缝长为170～230 m，最优裂缝导流能力为30～40 D·cm。

图5 不同导流能力条件下裂缝半长与累计产油量关系 Fig.5 The relationship between fracture half-length and cumulative oil production under the condition of different conductivity

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图6 不同裂缝半长条件下导流能力与累计产油量关系 Fig.6 The relationship between conductivity and cumulative oil production under the condition of different fracture half-length

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然后应用FracproPT压裂设计软件，优化设计施工参数(结果见图7、图8)，同时结合压裂效果分析，最终确定不同类型储层压裂施工参数(见表1)。对于孔隙型储层采用大规模压裂，提高泄油体积；对于微裂缝性储层，以沟通远端天然裂缝为目的，如与邻井井距较近，适度减小压裂规模，避免压裂裂缝沟通邻井；针对大断裂层段，压裂选段时避开断层，严格控制压裂加砂规模，避免压裂时裂缝窜至断层而沟通上下水层。由于储层非均质性强，无法保证多簇压裂时均衡改造，为避免多簇压裂时某一簇规模过大，两簇压裂施工规模设计为单簇的1.2～1.5倍。

图7 加砂量与水力裂缝半缝长和支撑半缝长的关系 Fig.7 The relationship between the amount of sand and half fracture length

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图8 前置液比例与水力半缝长和支撑半缝长的关系 Fig.8 The relationship between the amount of pad and half fracture length

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截至目前，多簇压裂技术在泾河油田JH2井区、JH17井区9口井进行了现场应用，均取得成功，其中7口井投产，初期平均单井产量12.1 t/d，相比前期单簇压裂增加了7.1 t/d ；投产一个月平均单井产量7.5 t/d，相比前期单簇压裂提高了3.5 t/d。分析认为：多簇压裂技术增大了储层改造体积，直接提高了单井产量。另外，水平井喷砂射孔后一次性顺利压开地层的成功率由优化前的52.4%提高至91.7%，有效减小了由于压开地层困难导致的液体与作业时间的浪费，降低了压裂成本。现以JH2P34井为例，介绍多簇压裂技术的现场应用情况。

JH2P34井为泾河油田JH2井区的一口开发井，于2014年6月29日完钻，完钻井深2 378.00 m，垂深1 461.50 m，水平段长800.00 m，钻遇砂岩段长771.00 m。该井钻遇储层天然裂缝发育，非均质性强，录井结果发现，油斑显示的层段共计391.00 m，油迹显示的层段共计331.00 m，荧光显示的层段共计49.00 m；测井解释发现，裂隙油层厚度11.00 m，油层厚度316.40 m，差油层厚度129.10 m，油水同层厚度30.00 m，含油水层厚度10.00 m，干层厚度37.20 m。

针对该井储层地质特征，采用多簇压裂技术分14段25簇进行改造，其中2簇压裂11段，簇间距17.5～25.0 m，单簇压裂3段。同时，采取利用天然裂缝而不破坏天然裂缝的压裂选段思路，选择距离天然裂缝5～10 m处进行射孔。

优选射孔工具喷嘴直径4.68 mm、喷嘴4个，射孔液石英砂质量浓度为100 kg/m³，喷砂射孔排量0.85 m³/min，单簇喷砂射孔砂量1 m³。

根据储层地质特征，采取差异化设计，设计环空施工排量4.0～4.5 m³/min，单段加砂量26.1～47.1 m³，总加砂量556.9 m³，总液量4 301.9 m³，采用羟丙基瓜胶压裂液体系，支撑剂采用20～40目石英砂。

该井顺利完成14段25簇压裂施工，压后放喷第3天见油花，最高日产油58.68 t，目前日产油42.82 t，日产液59.68 t，含水率14%，动液面80 m，已投产90 d，累计产油2 583.05 t，多簇分段压裂改造效果显著。

1) 连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂技术具有作业速度快、施工成功率高的特点，有利于降低作业成本和施工风险。

2) 簇间距优化和水力喷砂射孔参数选择是连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂技术成功实施并取得理想增产效果的关键。

3) 连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂技术在泾河油田成功应用并取得良好增产效果，表明该技术可以实现低孔、特低渗型砂岩油藏的有效开发，建议进一步推广应用。