体积改造技术理论研究进展与发展方向

胥云 ，雷群 ，陈铭，吴奇, ，杨能宇，翁定为 ，李德旗，蒋豪

（1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2. 中国石油油气藏改造重点实验室，河北廊坊 065007；3. 中国石油大学（北京），北京 102249；4. 中国石油勘探与生产分公司，北京 100007；5. 中国石油浙江油田公司，杭州 310023）

0 引言

水平井体积改造已成为非常规油气实现有效开发的关键技术[1-3]，深入理解体积改造技术理论对压裂优化设计与现场应用具有重要指导意义。为此，笔者结合体积改造技术的理论研究与现场实践最新进展，进一步阐释体积改造技术理论内涵，总结分析体积改造理论体系研究成果与关键技术，展望未来发展方向，旨在推动该技术在更加广泛的领域上应用。

1 体积改造技术发展概述

1.1 技术的缘起与核心理论

Maxwell[4]在 2002年通过微地震监测发现水平井分段压裂中，裂缝平面和纵向上呈复杂网状扩展形态，而不是传统压裂理论表述的双翼对称裂缝，这个发现成为体积改造技术启蒙的节点。Mayerhofer[5]在 2006年首次提出“油藏改造体积（SRV）”的概念，2010年针对 SRV进行深入分析但并不包括技术层面的阐释[6]。2008年笔者研究团队在业内提出“缝网”压裂技术构想，通过1年研究与实践，于2009年发表文章[7]阐述了该技术与试验应用效果；2009年1月在中国石油正式提出“体积改造”技术理念，经过 1年多研究总结于2011年发表第1篇文章[1]，明确提出体积改造技术是储集层改造的重大变革，2013年[2-3]初步建立了体积改造技术理论和设计方法。

总体上讲，体积改造技术是现代理论下的压裂技术总论，“缝网”是体积改造追求的裂缝形态，“缝网压裂”技术是体积改造技术的一种表达形式。笔者研究团队构建的体积改造技术，是在非常规油气勘探开发领域以不同视角对经典达西定律的诠释，其核心理论是：①1个方法：“打碎”储集层，形成网络裂缝，人造渗透率；②3个内涵：裂缝壁面与储集层基质的接触面积最大，储集层流体从基质流至裂缝的距离最短，基质中流体向裂缝渗流所需压差最小；③3个作用：提高单井产量，提高采收率，储量动用最大化。国内外学者的研究表明[8-10]，非常规油气的基质渗流无论考虑非达西流动、启动压力流动还是多尺度流动等，非达西流动特征的表述模型仍是达西定律的表达形式，只是用不同参数进行修正，其渗流特征仍受渗流面积、流动距离、驱动压差控制。这些研究从理论上证实了用“最大、最短、最小”诠释体积改造技术核心理论内涵的合理性。因此，可以说达西定律是构建体积改造技术的理论基础，“最大、最短、最小”是达西定律在储集层改造领域的全新表现。体积改造技术不仅可以在非常规储集层广泛应用，在低饱和度油藏、稠油油藏，甚至常规油气藏的开发中均可应用。体积改造技术对于深层非常规储集层同样适用，其主要的技术瓶颈是深井作业技术能力与作业水平，井口与设备的耐高压能力以及更大的投入，如何降本增效是深层页岩气有效开发的重要研究方向。

自体积改造技术提出以来，不仅在中国石油领域得到广泛应用，国外学者[11]也认为通过多簇大规模压裂来“打碎”井筒附近区域岩石是压裂技术未来发展方向。Pearson等[12]对比分析了巴肯盆地采用不同工具及工艺技术方法取得的效果，实践证明桥塞分段、分簇射孔、滑溜水、大规模、大排量的体积改造技术效果最佳。Romanson等[13]通过巴肯盆地体积改造后形成复杂裂缝的微地震图（见图1），验证了体积改造技术的普适性。

图1 巴肯盆地水平井体积改造微地震监测结果

1.2 体积改造新进展的理论实质

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）。

微地震监测和试井分析表明[14-15]水力裂缝实际缝长远小于微地震事件分布范围，在较大井距条件下（如400 m），人工裂缝长度不足以实现对井间储集层的全覆盖，储量动用率受限，改造效率未能实现最大化。为此，北美采用了缩小井距[16-18]的技术对策，将井距从2009年的400 m缩小到200 m以内，最小井距已达76 m[19]。缩小井距可减小压裂设计缝长，有助于现场施工，加强支撑剂对远井裂缝的支撑，使裂缝对两井间的储量实现“全”控制并且大幅减少远井未改造油藏体积。此外，缩小井距的同时，通常需缩小簇间距，这两者密切相关。目前北美非常规储集层水平井分段改造的簇间距从20～30 m[20]缩小到5～10 m[21]。在小簇间距条件下，簇间形成网络裂缝已不是必要条件，两条裂缝切割的基质中油气与裂缝间渗流距离仅为数米；对于微、纳达西级渗透率储集层，基质中的流体流动至裂缝所需的驱动压差已极大减小，基质中的油气动用基本无阻碍。“全”可采是该技术内核与终极目标。

提高层状或厚层非常规储集层的纵向剖面有效动用程度一直是储集层改造领域的重要研究课题，直井封隔器滑套分层压裂、连续油管水力喷砂分层压裂、多分支水平井压裂都是有效的技术方法。随着钻井技术的发展，钻井速度大幅度提高，如在Eagle Ford区块，典型井井深4 853 m，水平段长度2 198 m，从一开到钻完仅用 6.02 d。钻井成本从早期占完井成本的60%～80%下降到21%～34%。钻井提速促使立体式体积改造技术出现（见图 2）[22]，即针对每一个目标层单独钻一口水平井，不再采用多分支水平井。多层水平井与多分支井相比，作业简单、效率高、风险小、综合成本低。该技术将体积改造“打碎”储集层的理念从平面发展到纵向进行应用，参照平台模式下的水平井开发，纵向上多层叠置布井，交错布缝，利用裂缝高度扩展在纵向上产生的有效应力干扰形成网络裂缝，大幅提高纵向剖面的储量动用率。Farhan等[22]发现在Wolfcamp区块采用3层叠置的多层水平井进行开发时，有产量的井中 78%属于多层模式完井。Eagle Ford、Niobrara等区块现场实践表明，原先测井解释为无动用经济价值的差储集层，采用该技术进行改造后与好储集层的开发效果相近[23]。

图2 立体式开发独立水平井布井示意图

北美从 2013年开始探索应用超长水平井压裂技术，至2016年水平段由1 900 m发展到5 700 m，如Eclipse公司在Utica 区块的Purple Hayes 1H井成功实施超长水平井压裂[24]。该井井深 8 244 m，水平段长5 652 m，垂深2 307 m，钻井17.5 d，23.5 d完成压裂，分压124段，每段45.72 m，每天5.3段，每段5簇。该井压裂后天然气产量为14.16×104m3/d，凝析油190.8 m3/d，根据生产数据预测3年EUR可达2.76×108m3。超长水平井能够减少每米钻完井成本并提高井的经济指标，使压裂和钻井成本降低 20%～30%，相比短水平段井利润提高 35%～70%。超长水平井增加切割基质的压裂裂缝条数以及裂缝与基质的接触面积，能够最大化水平段的储量动用能力，延缓产量递减速度，大幅提高EUR，实现降本增效。

“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。

2 体积改造实现方法

2.1 水平井分簇限流技术

分簇射孔是体积改造技术应用的关键，每一个压裂段采用多簇射孔（3簇或更多）时，在恒定排量下确保每簇开启的关键是限制压裂段内的射孔数，如果总孔数能够确保每簇开启有足够的节流阻力，就可实现射孔簇的全部开启[3]，而不必采用段内暂堵技术打开未能开启的簇。由于储集层非均质性和射孔孔眼相位等因素的影响，对于如何实现各簇均衡改造问题，需要从多裂缝扩展方面（见图3）进行研究分析。

图3 多簇裂缝扩展示意图

裂缝扩展时，注入液体的能量转化为岩石应变能和断裂能、克服远场应力和应力干扰的能量、射孔摩阻和缝内流体流动消耗的能量[25]。考虑一段压裂N簇裂缝的情况，每条裂缝的能量平衡方程为：

假设i裂缝受到j裂缝产生的应力干扰大小为σI,i,j，同时考虑到矿场压裂裂缝为黏性主导裂缝[26]，可忽略，因此（1）式可简化为：

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：

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：

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。

以上分析表明，水平井体积改造采用分簇限流技术可以实现各簇均衡改造，Lecampion和 Wu等[27-28]通过多簇裂缝扩展数值模拟研究也证实了该结论。Somanchi等[29]提出的极限限流压裂技术即通过更大程度地分簇限流达到多簇同时开启和均匀扩展的目的。该技术在Montany区块试验，每段3簇压裂，每簇射孔数2～3个，施工排量5 m3/min，射孔节流阻力8.3 MPa。通过光纤诊断显示，相对于常规限流压裂，极限限流压裂每簇进砂量更加均衡，射孔簇效率提高33%。Weddle等[30]报道了Bakken区块极限限流压裂效果，水平段长度4 313 m，分压40～50段，每段12～15簇，180°相位角等孔径射孔，每簇2孔，砂量0.98～1.51 t/m，排量12.7 m3/min，射孔节流阻力10～14 MPa。压后伽马测井表明极限限流射孔簇效率为80%～90%，而常规限流的簇效率仅为 30%～80%。但是该技术的排量较低，主要是因为极限限流技术的孔数太少，会导致节流阻力过高，大幅增加井口使用压力，限制了排量的提升。而较低的排量往往会使得缝内净压力较低，对形成复杂裂缝以及增大SRV不利。

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。

2.2 近井和远井裂缝复杂性控制技术

体积改造的主要目的是增加远井裂缝复杂性[31]。近井裂缝起裂形态应尽量简单以避免迂曲，或产生多裂缝使裂缝宽度不够导致孔眼处或近井带砂堵。因此，通过定向射孔、等孔径射孔等技术使射孔相位尽量与最大主应力方向一致，能够有效避免近井裂缝发生迂曲[32-33]。水平井分段压裂时，同一射孔簇的射孔间距一般应小于 4倍井筒直径[34]，以保证不同孔眼处的裂缝为单一裂缝。

Beugelsdijk等[35]研究了天然裂缝地层压裂的近井起裂形态，指出Qμ乘积是影响天然裂缝扩展以及裂缝扩展形态的关键。Qμ乘积为 8.3×10-8N·m，液体沿天然裂缝流动，无主裂缝；Qμ乘积为8.3×10-6N·m，形成主缝，天然裂缝不开启。研究同时表明，排量速度变化率对裂缝起裂影响明显，缓慢提高排量，压力曲线无破压显示，注入液体沿天然裂缝滤失，近井形成多裂缝开启（见图4a）；快速提高排量，压力曲线出现明显破压，天然裂缝不开启，形成单一水力裂缝（见图4b）。付海峰等[36]的物理模拟实验验证了Qμ乘积的作用；Lecampion等[37]也发现，针对近井发育天然裂缝的储集层，快速提高排量建立井底压力可避免多裂缝起裂，减小近井裂缝复杂度。

图4 不同Qμ乘积条件下裂缝扩展形态剖面图

Beugelsdijk等[35]研究了主裂缝转向与天然裂缝开启难易程度问题，认为人工裂缝转向能力应通过无因次净压力（净压力与水平应力差比值）确定，无因次净压力越大，压裂裂缝越容易偏离主裂缝方向，形成复杂裂缝。同时引入无因次水平应力差异系数表征天然裂缝开启能力：

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。

远井裂缝扩展形态主要受远场应力、缝间应力干扰和天然裂缝影响[38]。现场施工中可通过分簇射孔，利用簇间应力干扰的叠加与缝内转向技术[7]提高远井裂缝复杂性；还可缩小簇间距使多簇压裂裂缝相互背离偏转，增大裂缝复杂度，扩大横向改造范围[39]。天然裂缝发育且近井带易砂堵储集层，可考虑采用“冻胶破岩+滑溜水携砂”的组合技术来降低砂堵风险，提高远井带裂缝复杂度。

2.3 小粒径支撑剂与滑溜水携砂技术

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：

根据（6）式可知，支撑剂粒径减小为常规粒径的1/2，沉降速度则减小为常规粒径支撑剂沉降速度的1/4。目前水平井体积改造由3簇向10簇以上发展[30]，每簇裂缝的分流量大幅下降，由于不能无限提高排量来增大缝宽，且不发生砂堵的极限动态缝宽是支撑剂粒径的2～3倍[40]，因此选择小粒径支撑剂降低砂堵风险，提高支撑剂在裂缝内的运移距离。

由于滑溜水体积压裂易形成复杂裂缝，小粒径支撑剂不仅在主裂缝内沉降铺置，更易进入分支缝与微细裂缝中，且以转角支撑、单颗粒支撑的形态出现。这种铺置形态符合早期“单层铺置导流能力最好”的研究共识[41]，是复杂缝网有较好导流能力的重要原因。Ely等[42]总结对比了Eagle Ford和Bakken区块的产量，发现小粒径石英砂比大粒径石英砂应用效果好。目前北美在德克萨斯Grassland区块等[43-44]开展了加入更小粒径支撑剂的现场试验，11口水平井，采用分段多簇压裂，每段3簇，平均排量8.6 m3/min，0.150 mm（100目）和0.425/0.212 mm（40/70目）支撑剂的加砂浓度为300 kg/m3，0.045 mm（325目）的微粒径粉砂的加砂浓度为12 kg/m3，此组合方式生产210 d单井累计产气量提高20%～30%。Dahl等[43]通过实验和数值模拟指出，注入小粒径支撑剂能提高页岩微裂缝渗透率而增加产量。

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。

图5 滑溜水段塞压裂携砂沉降铺置模式

3 体积改造设计模型

3.1 传统压裂模型

水力压裂设计依赖其理论模型与计算方法。早期经典模型为 PKN、GDK模型等[45]，后来由 Settari和Palmer等[46-47]发展为拟三维模型。该模型考虑了层间应力差，但缝高方程没有考虑垂向流动和层间力学性质差异，薄互层、射孔段为高地应力层时缝高预测误差较大。Lee和Carter等[48-49]建立了全三维模型，该模型未引入缝高方程，通过缝内流体二维流动方程与三维线弹性力学模型耦合求解缝宽和缝内流体压力，通过离散网格单元的应力强度因子来判断裂缝边界，进而确定裂缝长度和高度。

3.2 非常规压裂模型

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。

Hossain等[50]最早提出了基于分形理论反演天然裂缝网络的方法。模型考虑了剪切裂缝扩展，可用于滑溜水在天然裂缝发育地层的压裂设计分析，并通过微地震监测结果验证了模型准确性。

Robert等[51]提出基于离散裂缝网络模型（DFN）和产能数据反演地层天然裂缝网络的方法，该模型主要用于压后裂缝形态解释，不适合压裂前的设计分析。

Olson[52]建立了多簇压裂和天然裂缝地层压裂的边界元模型，模型考虑了天然裂缝的剪切和张性破裂，可实现应力干扰作用下复杂裂缝扩展模拟，后来 Wu等[53]将该模型拓展，可以同时考虑射孔和井筒摩阻。Dahi-Taleghani等[54]基于扩展有限元方法研究了水力裂缝与单条天然裂缝的相互作用，建立了采用能量释放率评价天然裂缝和岩石基质扩展难易程度的方法；研究了压裂裂缝在不同长度或角度天然裂缝均匀分布的地层中的扩展形态[55]。该模型可实现对天然裂缝发育储集层的压裂模拟。

Meyer等[56]采用正交裂缝模型描述天然裂缝网络，模型限定了压裂裂缝形态只能为正交裂缝椭球体，与实际存在偏差。同年，Maxwell等[57]提出根据微地震校正裂缝扩展模型，反演地层天然裂缝形态的方法。该方法将水平井压裂中监测获得的微地震事件与地质建模、三维地震资料相结合，开创了地质工程一体化研究的先河。

Kresse等[58]提出了非常规裂缝模型（UFM）。该模型在拟三维模型基础上，根据Gu等[59]建立的水力裂缝尖端应力场判断水力裂缝与天然裂缝相交形态。后来模型引入考虑注入排量和黏度的半解析相交准则[60]。目前 UFM 模型考虑了多簇裂缝扩展的应力干扰和支撑剂在缝内的传输，并与微地震监测结合来校正裂缝扩展结果，能实现多层油气藏的分段多簇压裂裂缝扩展数值模拟[61]。

Xu等[62-63]提出水平井分段多簇压裂扩展模型。模型考虑缝间应力干扰和变摩阻影响，实现多层油气藏三维裂缝扩展的流固耦合模拟。但未考虑天然裂缝，无法模拟天然裂缝地层的裂缝扩展。

Nassir等[64]提出了天然裂缝性油气藏水力压裂的流固耦合模型。该模型采用弹塑性本构方程描述天然裂缝的剪切和张性变形特征，基于三维空间的张性破裂和摩尔库仑剪切破坏准则预测改造体积。模型考虑了地层非均质性和天然裂缝弹塑性变形，可用于天然裂缝发育地层的裂缝扩展数值模拟。

Profit等[65]研发了致密气储集层分段多簇压裂模拟器。该模拟器通过自适应网格模拟技术实现了地质力学与流体流动的全耦合，考虑了裂缝张性、剪切或混合破坏模式，能够实现地层流体的多相流动模拟。

Alfataierge[66]提出分析水力裂缝有效性的 4D/9C（四维/九分量）微地震解释方法，在2018年提出4D延时多分量地震技术、微地震解释与3D水力裂缝模拟技术相结合的地质工程一体化仿真方法，该方法将3D地质力学模型与3D裂缝扩展模拟器结合，并通过地震技术、微地震解释校正裂缝扩展模拟结果[67]。针对科罗拉多Wattenberg气田Niborara地层的研究发现，裂缝有效长度为60～180 m，与微地震事件点位置有一定差距。因此，作者认为 Niborara地层初次改造程度不足，缝间距、井间距等需通过地质工程一体化模型进一步进行优化。

此外，国内学者也进行了裂缝扩展模型等方面的研究。陈勉[68]推导了三维空间中水力裂缝激活和转向控制方程，并建立了二维天然裂缝扩展模型。曾庆磊等[69]建立了多簇扩展流固耦合有限元算法，模型考虑了射孔摩阻和井筒摩阻。王理想等[70]提出二维水力裂缝扩展的有限元和离散元混合方法，并模拟了天然裂缝发育地层的水平井多簇压裂裂缝扩展形态。Guo等[71]引入孔弹性黏结单元，建立了二维流固耦合有限元裂缝扩展模型，研究了天然裂缝对水力裂缝扩展形态的作用规律。Zou等[72]开发了考虑地层天然裂缝随机分布的有限元/离散元模型，并研究了层理发育页岩地层的裂缝扩展形态。胥云等[39]建立了多簇裂缝扩展的边界元模型，重点研究了多簇裂缝扩展的偏转规律，陈铭等[73-74]进一步研究了控制裂缝偏转因素和平台布井模式下的多裂缝布缝方式。赵金洲等[75]提出了拟三维多簇水力裂缝扩展边界元模型和基于PKN模型的射孔优化方法。吴奇等[76]阐述了地质工程一体化技术在页岩气开发中的应用，展示了该技术的良好应用前景。但目前国内以二维裂缝扩展模拟为主，缺少实际应用的三维模型，地质工程一体化研究基于国外软件进行。笔者的研究团队正在借助国家攻关项目开展相关研究，有望加强国内非常规储集层地质工程一体化的体积改造优化设计平台建设，推动中国非常规储集层改造技术的进步。

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 体积改造技术新进展与关键问题

4.1 大幅提高储量动用率的体积改造方法

4.1.1 密切割模式与压裂规模优化

早期研究[77]认为，在水平井分段压裂中使用分簇射孔模式，通常最佳簇间距为20～30 m，若采用3簇射孔则每个压裂段的长度一般在 60～90 m。而Mayerhofer等[5]认为当储集层渗透率低至0.000 1×10-3μm2时，如果裂缝间距为8 m，仍可大幅度增加产量，提高采收率。Zhu等[21]研究表明，缩小簇间距能够大幅提高储集层的最终采收率。经过多年现场实践，采用缩小簇间距的密切割压裂技术，能够大幅缩短基质中流体向裂缝渗流的距离，对塑性较强、应力差较大、难以形成复杂缝网的储集层实现体积改造。目前北美已将簇间距从20 m逐渐缩小到4.6 m[78]，且广泛应用于各非常规储集层的水平井分段压裂中，不局限于难以形成缝网的储集层。

密切割与井间距的合理匹配是平台井组体积改造的关键。如2017年Pioneer公司[78]水平井压裂簇间距和段长与以往相比均缩小；对于相同长度水平井，若井间距不变，密切割会导致单井注液量和加砂量不断增大（见图 6）。尽管单井注液量和加砂规模增大，但支撑剂与注入液量之比变化不大，为 95.4～110.9 kg/m3。以每段 2簇压裂为例，注液量为 2 000 m3，则每条裂缝注入液量为 1 000 m3；若增加簇数为 4簇，则每条裂缝的液量为 500 m3，导致裂缝长度不够，使两口井之间产生大量未波及区，储量动用效果降低，违背了密切割实现储量全动用的初衷。因此密切割模式需要缩短井间距、部署加密井或者增大液量规模。

图6 Pioneer公司水平井体积改造施工参数

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

现场实践与研究表明，水力裂缝与层理面的相交形态（见图7）包括：穿过、终止、滑移、沟通高角度裂缝等。滑移是层理控制裂缝高度扩展的主要机理。压裂液沿层理面滤失则缝内压力降低，层理滑移使液体流动摩阻增大，均会导致人工裂缝无法穿过层理，使裂缝在高度上的扩展受限。同样在滑溜水压裂时，支撑剂沿裂缝高度方向不断沉降，并在裂缝底部快速堆积铺置，阻挡裂缝向下扩展。修乃岭等[14]利用测斜仪对页岩气水平井进行的监测表明，垂直裂缝占总裂缝体积最高达 90%，但不少井段的垂直裂缝体积占比仅为 50%～60%，人工裂缝系统由垂直缝与水平缝交织构成，说明压裂裂缝具有在水平层理中延伸扩展的特征。中国石油页岩气现场数据（见表1）表明，水平井段的轨迹在优质储集层中的位置与改造效果密切相关，裂缝在高度方向上的扩展有限，打破了传统压裂理论认为缝高不受限的观点，促使人们研究思考水平层理、弱面对裂缝扩展的影响[79-80]。寻求新方法提高纵向剖面有效动用率已成为当下与未来的重要研究课题。

图7 水力裂缝与层理面的相交形态

表1 四川盆地长宁区块页岩气水平井巷道位置与压后效果

北美钻井提速引起成本大幅下降，不少公司开始探索试验立体式体积改造开发模式，寻求突破井眼轨迹与缝高限制的方法，提高纵向剖面改造效果。Carrizo公司在Niobrara地层实施立体式体积改造[23]，水平段长度1 426 m，水平段间距90～100 m，3层47口井，图8为A、B、C 3层水平井叠置布井侧视图（即每口水平井水平段趾端位置）。A层与C层的井在垂向上处于同一个立面，B层错位布井，采用立体交错拉链式压裂技术。压裂顺序从左到右为：C1—C2—B1—A1—C3—B2—A2—A3—……。该方法能够使先压裂井在底部产生一个外加应力场，结合不同层位错位压裂产生的附加应力能够增加临近层系改造的裂缝复杂性，提高纵向各小层的改造效果。

图8 Niobrara地层水平井压裂段示意图

Energen公司[81]在 Delaware和 Midland盆地的Wolfcamp地层同样采用交错叠置水平井的立体式体积改造技术，2017年第 2季度在 Delaware盆地的Wolfcamp地层的纵向两小层分别布井8和 10口，每段长度45 m，簇间距9 m，水平段长为2 281～3 210 m，支撑剂用量2.5～3.0 t/m，注入液量6.4～7.1 m3/m。18口井压后30 d内最高产量达300 t/d。

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 优化设计中的关键因素

4.2.1 剪切裂缝可大幅提高裂缝导流能力

国内外大量学者研究了剪切裂缝与导流能力的关系。Ramurthy等[82]的研究表明，每米裂缝条数与渗透率的增加倍数呈对数关系，高硬度岩石会维持较高的自支撑裂缝导流能力；在形成自支撑裂缝的基础上，水力压裂应追求裂缝高复杂度而不是主缝高导流能力。Sharma等[83]通过对滤失特征、井间压力和产能等分析认为，非常规储集层压裂会形成大量剪切自支撑裂缝。剪切裂缝使纳达西储集层具有足够导流能力，有助于提高产量。Weng等[84]通过数值模拟研究了水力裂缝诱导形成剪切裂缝的渗透率，发现剪切作用可显著提高天然裂缝导流能力，剪切裂缝导流能力可达600×10-3μm2·cm。Wu 等[85]对 Eagle Ford 岩样进行了剪切裂缝导流实验，闭合应力为28 MPa时剪切裂缝导流能力为 3×10-3μm2·cm。Wang 等[86]通过裂缝诊断测试得到自支撑裂缝导流能力在 15 MPa闭合应力下为（10～70）×10-3μm2·cm。同时，Sierra 等[87]研究表明，增大渗流面积的作业方式是基质渗透率小于500×10-9μm2的页岩气储集层提高产能的关键。

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25.18×10-3μm2，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。

图9 不同裂缝导流能力与闭合应力关系

如果储集层3应力条件满足剪切裂缝形成条件（σH>σv>σh），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

非常规储集层有效开发的难题是基质渗透率极低，储集层改造的主要目的是降低基质渗流阻力。Cipolla等[88]研究表明，储集层渗透率低于0.01×10-3μm2时，次生裂缝网络对产量贡献率约为40%；储集层渗透率低于0.000 1×10-3μm2时，次生裂缝网络对产量贡献率约为80%，可见微纳达西级渗透率储集层的产能受裂缝形态控制，而不是受主缝导流能力控制。通常研究认为致密储集层的临界无因次导流能力一般为10～50[89]，页岩气在30左右[90]，Gu等[90]指出压裂裂缝存在分支缝时，页岩或致密气储集层无因次导流能力降低15～25，进一步说明复杂缝网形态可减小对导流能力的需求。

经典研究表明[91]，当水力压裂井无因次导流能力高于临界无因次导流能力时，继续增大无因次导流能力不会提高产能。无因次导流能力为：

根据支撑裂缝渗透率计算公式，可知：

联立（7）式和（8）式得到裂缝宽度与无因次导流能力关系为：

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）×10-9μm2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。

图10 不同无因次导流能力和基质渗透率所需的裂缝宽度

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。

4.3 子井与母井最佳井距优化

北美非常规油气开发由于受租赁区块面积限制，采用加密井方式来保持或提高区块产量，目前 Eagle Ford、Bakken、Haynesville等多个盆地加密井已超过新区块布井井数[92]。根据平台邻近井的投产时间先后关系，北美定义子井为投产时间晚于邻井1年的新井，母井为投产时间不少于 1年的老井[92]。通常子井以两种形式出现：一是加密井，原平台井距偏大时中间打加密井，这种模式会使加密井的两侧形成压力降落区；二是新平台布井，后续平台紧邻母井平台，新布平台的外侧井对母井平台的相邻外侧井而言成为子井，压力降落是单侧模式，对子井压裂会出现裂缝的非对称扩展，甚至被母井“牵引”，导致另外一侧改造不充分[93]。

Gakhar等[94]研究表明Eagle ford子井与母井井距为243 m时才能保持其累计产量与母井相同（见图11）。该结果由水平段长度与支撑剂量进行归一化而得，并未结合完井方式、压裂段数、液体类型与规模、排量、井眼轨迹上倾或下倾等分析。Gakhar认为子井压裂效果不佳是子井压裂规模以及裂缝长度不足所致。

图11 子母井井距与产量效果对比

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。

4.4 水平井重复压裂的3个“重构”

通常，母井生产一段时间后，会在裂缝波及范围内逐渐形成压降区，能量亏空会使地应力场发生改变，甚至发生应力反转，使得母井重复压裂的人工裂缝向压降区靠近并发生偏转[95-96]。子井压裂同样会受反转应力的“牵引”，向母井已压裂改造区靠近甚至发生裂缝“碰撞”（见图12a），导致改造效果不理想。为避免子井压裂裂缝靠近流体亏空区域（母井已改造区域），北美提出了母井保护性压裂措施[97]。在子井压裂前，首先对母井进行重复压裂且不立即返排（见图12b），对初次裂缝蓄能增压，增大流体亏空区域地应力，实现对应力场的重构，避免子井裂缝向已改造区域偏转，实现新平台井组及加密井的有效增产[84]。

图12 平台井组子井裂缝扩展形态

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。

如何实现有效分段是目前水平井重复压裂的最大问题。双封单卡工具、连续油管定点压裂由于难以提高排量限制了作业范围，很难达到体积改造需要的效果，而投球或暂堵剂重复压裂不能达到有效封堵，难以实现对改造对象的重构，总体上属于笼统压裂范畴。目前能够实现对井筒再造的主要方法是膨胀管技术[98]，通过膨胀管对水平段进行全封隔，然后重新分段射孔，具有一定先进性。但该技术仍然存在新缝向老缝扩展的问题。为此，笔者提出改造对象再造构想：一是通过蓄能方式改变渗流场与应力场，使得新缝扩展方向不受老缝影响；二是先向地层内注入可降解的高强度暂堵剂，整体封堵老缝，实现井筒再改造，当重新开启的扩展裂缝遇到老缝时，由于老缝被高强度高塑性材料封堵，裂缝则寻找新的开启与延伸的路径，从而实现对裂缝未波及区域的改造。此外，国内高含水油田可借鉴类似技术思路实施重复压裂。

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。

5 结语

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；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；——单位时间的岩石断裂能，J/min；——单位时间的缝内流动摩阻消耗的能量，J/min；——单位时间克服其他裂缝产生的附加应力的能量，J/min；——单位时间的射孔摩阻消耗的能量，J/min；——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；ρf——流体密度，kg/m3；ρp——支撑剂密度，kg/m3；σH、σh——最大、最小水平主应力，Pa；σv——上覆岩石压力，Pa；σI,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；φf——裂缝孔隙度，%。