馬58H致密油藏水平井分段多簇射孔壓裂技術(shù)

劉建偉　張佩玉　廖天彬　劉海廷　李天君　滕　強(qiáng)

（1. 吐哈油田公司工程技術(shù)研究院，新疆鄯善　838202；2. 吐哈油田公司技術(shù)監(jiān)測(cè)中心，新疆鄯善　838202）

馬58H致密油藏水平井分段多簇射孔壓裂技術(shù)

劉建偉1張佩玉1廖天彬1劉海廷1李天君1滕強(qiáng)2

（1. 吐哈油田公司工程技術(shù)研究院，新疆鄯善838202；2. 吐哈油田公司技術(shù)監(jiān)測(cè)中心，新疆鄯善838202）

馬58H井是位于三塘湖盆地馬朗凹陷馬中地層巖性圈閉的水平探井，屬致密凝灰?guī)r油藏，具有高孔低滲、小孔喉、非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，水平井段長(zhǎng)804 m。為解決該井壓裂作業(yè)存在的難題，開展了致密油藏水平井分段壓裂技術(shù)研究。針對(duì)低溫井壓裂液快速破膠難及施工后對(duì)致密油儲(chǔ)層的傷害問(wèn)題，研制出配套的超低濃度、低傷害復(fù)合壓裂液體系，并通過(guò)對(duì)裂縫條數(shù)、裂縫長(zhǎng)度、裂縫導(dǎo)流能力的優(yōu)化、鋪砂濃度與導(dǎo)流能力關(guān)系優(yōu)化、簇間距及孔數(shù)優(yōu)化，采用速鉆橋塞分段多簇射孔壓裂工藝，順利完成了該井壓裂施工。馬58H井分段壓裂施工總液量7 755.9 m3，總砂量566.3 m3，最高排量11.2 m3/min，壓裂后獲得日產(chǎn)131 m3的高產(chǎn)油流，為吐哈油田三塘湖致密油高效開發(fā)動(dòng)用探索了一條新途徑。

致密油藏；水平井；分段壓裂；多簇射孔；速鉆橋塞

致密油氣藏儲(chǔ)層巖石致密、滲透率超低，因此采用常規(guī)壓裂形成單一裂縫的增產(chǎn)改造措施難以實(shí)現(xiàn)其商業(yè)開采價(jià)值，必須探索研究新型的壓裂改造技術(shù)。借鑒國(guó)外頁(yè)巖氣水平井分段壓裂技術(shù)的成功利用，國(guó)內(nèi)提出了水平井分段壓裂改造致密油藏的設(shè)想，并在一些油田進(jìn)行了初步研究、實(shí)驗(yàn)和應(yīng)用。實(shí)踐證明，致密油藏水平井體積壓裂能使儲(chǔ)層形成復(fù)雜縫網(wǎng)、增大改造體積，不僅初期產(chǎn)量高，而且更有利于長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)［1-10］。

馬58H井是三塘湖盆地馬朗凹陷馬中地層巖性圈閉的一口探井。該井水平段長(zhǎng)804 m，巖性主要為灰色、深灰色凝灰?guī)r、玄武巖，具備低密度、高孔、高含油飽和度、小吼道低滲透的典型致密油藏的特征。本研究的主要目的是攻關(guān)致密油水平井大型體積壓裂技術(shù)，以實(shí)現(xiàn)該區(qū)塊致密油的高效開發(fā)動(dòng)用。

1　油藏地質(zhì)概況

馬58H井處于馬朗凹陷P2t大型地層巖性圈閉的中部，是三塘湖盆地馬朗凹陷馬中地層巖性圈閉一口探井。井口位于馬57H井西南約300 m、馬7井西北約3.89 km處。該井水平段長(zhǎng)804 m，水平段屬條湖組層段，屬致密凝灰?guī)r、高孔、低滲小孔喉油藏。壓裂的主要目的是攻關(guān)致密油水平井大型體積壓裂技術(shù)，以實(shí)現(xiàn)致密油的高效開發(fā)動(dòng)用。

測(cè)井解釋P2t油層13.6 m/2層，差油層29.0 m/1層，孔隙度為10.9%~16.2%，滲透率為3.1~17.7 mD。綜合測(cè)錄井解釋結(jié)果，目的層按含油氣特性分成2段，分別為2 260.0~2 271.6 m（垂深2 216.0~2 222.8 m），油層22.5 m（垂深12.9 m）/1層；2 272.6~2 295.1 m（垂深2 223.4~2 236.3 m），差油層11.6 m（垂深6.8 m）。依據(jù)區(qū)塊條湖組鄰井對(duì)馬58H井壓裂目的地層的參數(shù)估算，壓力系數(shù)0.72~0.89，井溫57.9 ℃。區(qū)塊條湖組鄰井原油密度0.879~0.909 g/cm3，黏度97~351 mPa·s （50 ℃）， 垂直段解釋靜態(tài)彈性模量25~31 GPa，動(dòng)態(tài)泊松比0.3~0.32，最小水平主應(yīng)力51~55 MPa，最大最小主應(yīng)力差約7 MPa。

鄰井馬56井、蘆1井儲(chǔ)層巖心脆度評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)和馬56井單軸壓縮后巖石破壞分析結(jié)果表明，P2t儲(chǔ)層脆度較高，基本具備形成壓裂縫網(wǎng)的儲(chǔ)層條件。

馬58H井鄰井馬56井2 130~2 162 m（P2t）進(jìn)行了成像測(cè)井，發(fā)現(xiàn)目的層天然裂縫較為發(fā)育，共發(fā)育低角度裂縫和斜交縫20條。裂縫以低角度縫為主，易造成裂縫復(fù)雜，但有利于形成網(wǎng)狀裂縫和提高壓裂措施的改造體積；同時(shí)，結(jié)合地應(yīng)力方向，人工裂縫與天然裂縫以垂直正交為主，有利于穿過(guò)天然裂縫，增大裂縫與油藏接觸的面積。

2　技術(shù)難點(diǎn)分析

（1）儲(chǔ)層平面、縱向非均質(zhì)性強(qiáng)。根據(jù)地應(yīng)力測(cè)試解釋，該井巖石致密、非均質(zhì)性強(qiáng)，構(gòu)造應(yīng)力明顯。垂直段解釋靜態(tài)彈性模量25~31 GPa、動(dòng)態(tài)泊松比0.3~0.32、最小水平主應(yīng)力51~55 MPa、最大最小主應(yīng)力差約7 MPa，儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性強(qiáng)。表現(xiàn)為高裂縫延伸壓力梯度和低閉合應(yīng)力梯度，這使得裂縫橫、縱向擴(kuò)展困難。區(qū)塊鄰井條湖組儲(chǔ)層普遍存在發(fā)育的天然微裂縫、溶孔及溶洞，使加砂難度增加。

（2）油層吼道細(xì)小，儲(chǔ)層易傷害。馬58H水平井油藏屬致密凝灰?guī)r油藏，高孔低滲、小孔喉，加之區(qū)塊原油黏度高、流動(dòng)性差，需要在滿足施工需要的前提下，最大限度降低儲(chǔ)層傷害。因此，優(yōu)選壓裂液體系、優(yōu)化壓裂液用量及稠化劑濃度、減少壓裂液殘?jiān)鼘?duì)儲(chǔ)層及裂縫的傷害勢(shì)在必行。

3　壓裂工藝和裂縫參數(shù)優(yōu)化

3.1壓裂工藝優(yōu)化

依據(jù)該區(qū)塊以往獲得工業(yè)產(chǎn)能的油井分析，該區(qū)塊井產(chǎn)油量與天然裂縫的發(fā)育程度直接相關(guān)，因此要求水力壓裂能夠擴(kuò)大有效改造體積，這就需要采用大規(guī)模壓裂及精細(xì)壓裂。同時(shí)，需要在滿足施工需要的前提下，最大限度降低儲(chǔ)層傷害。因此，馬58H水平井壓裂工藝選擇采用速鉆橋塞分段+多簇射孔+復(fù)合壓裂工藝，以擴(kuò)大該水平井儲(chǔ)層滲流面積，實(shí)現(xiàn)各級(jí)裂縫的有效支撐，獲得高儲(chǔ)層改造體積，從而達(dá)到該井的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

相比水平井封隔器坐封、打開滑套壓裂，速鉆式橋塞分段射孔壓裂后可以迅速鉆磨，保證井筒的全通徑，利于后期作業(yè)的實(shí)施。相比噴砂射孔壓裂技術(shù)，速鉆式橋塞分段射孔壓裂的改造強(qiáng)度和力度要更大，更適用于低滲透儲(chǔ)層的改造［11］。

通過(guò)對(duì)鄰井地質(zhì)油藏評(píng)價(jià)、壓裂施工及壓后排采分析，結(jié)合本井完井特點(diǎn)、鉆遇油層情況及儲(chǔ)層測(cè)錄井解釋、油藏認(rèn)識(shí)，確定了馬58H井壓裂的主體設(shè)計(jì)思路和技術(shù)路線（表1）。

表1　馬58H井儲(chǔ)層改造主體思路

3.2裂縫參數(shù)優(yōu)化

3.2.1裂縫條數(shù)及裂縫長(zhǎng)度優(yōu)化人工裂縫的條數(shù)和長(zhǎng)度是影響低滲透儲(chǔ)層產(chǎn)量的重要因素，依據(jù)油氣藏儲(chǔ)層特性，利用油藏?cái)?shù)值模擬方法，模擬優(yōu)化合理的裂縫條數(shù)結(jié)果見(jiàn)圖1，裂縫長(zhǎng)度結(jié)果見(jiàn)圖2。

圖1　裂縫條數(shù)數(shù)值模擬優(yōu)化結(jié)果

圖2　裂縫半長(zhǎng)數(shù)值模擬優(yōu)化結(jié)果

由圖1、圖2可看出，隨著裂縫條數(shù)和裂縫半長(zhǎng)的增加，累積產(chǎn)油量增大，但當(dāng)裂縫條數(shù)和裂縫半長(zhǎng)增加到一定值時(shí)，累積產(chǎn)油量增幅變緩，根據(jù)產(chǎn)量最優(yōu)理論，確定該井最優(yōu)化的水平段裂縫條數(shù)為25~35條，裂縫半長(zhǎng)為220~240 m。

3.2.2裂縫導(dǎo)流能力的優(yōu)化根據(jù)馬58H井儲(chǔ)層物性條件，通過(guò)模擬計(jì)算，確定馬58H井相適應(yīng)的裂縫導(dǎo)流能力為20 D·cm（圖3）。

圖3　導(dǎo)流能力數(shù)值模擬優(yōu)化結(jié)果

3.2.3簇間距及孔數(shù)優(yōu)化通過(guò)儲(chǔ)層特征及力學(xué)分析，結(jié)合馬57H井測(cè)試壓裂解釋分析結(jié)果，儲(chǔ)層平面最大最小主應(yīng)力差約7 MPa。為了確保施工時(shí)，同一段內(nèi)的所有孔眼全部吸進(jìn)壓裂液，對(duì)不同孔眼間的應(yīng)力差情況、孔眼數(shù)目、施工排量和孔眼摩阻關(guān)系進(jìn)行了分析。

計(jì)算時(shí)，假設(shè)孔眼間的破裂壓力差3 MPa（參照馬57H測(cè)試壓裂解釋結(jié)果，第1段和第2段相差3.2 MPa）。當(dāng)施工排量實(shí)現(xiàn)12 m3/min時(shí)（孔眼直徑為10~12 mm），孔眼摩阻與有效孔數(shù)優(yōu)化結(jié)果（圖4）顯示：當(dāng)孔眼大于40個(gè)時(shí)，孔眼摩阻降幅減小，對(duì)排量的影響較小。要實(shí)現(xiàn)單井12 m3/min的施工排量，又要考慮采用盡可能少的射孔數(shù)量，因此選擇有效孔數(shù)≤40個(gè)，如果按13孔/簇計(jì)算，則為3簇；結(jié)合產(chǎn)能模擬結(jié)果壓裂縫條數(shù)（25~35條），約33~27m/縫較優(yōu)。結(jié)合限流模擬結(jié)果，當(dāng)設(shè)計(jì)排量12 m3/min時(shí)，設(shè)計(jì)確定分3簇改造，有效孔數(shù)13孔/簇。

圖4　孔眼摩阻與有效孔數(shù)優(yōu)化結(jié)果（施工排量12 m3/min）

4　壓裂液體系優(yōu)化

根據(jù)儲(chǔ)層地質(zhì)特征，同時(shí)兼顧壓裂液攜砂能力、低傷害和人工裂縫高導(dǎo)流的需求，采用滑溜水+無(wú)機(jī)硼弱交聯(lián)胍膠壓裂液體系作為前置液造縫，有機(jī)硼交聯(lián)的低濃度胍膠壓裂液體系作為攜砂液。該體系具有以下優(yōu)點(diǎn):（1）低黏度壓裂液+小粒徑支撐劑可進(jìn)入可能存在的或潛在的天然裂縫，增大儲(chǔ)層改造體積，實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)的改造；（2）滑溜水+無(wú)機(jī)硼弱交聯(lián)胍膠液為前置液，可形成剪切裂縫，從而形成自支撐的導(dǎo)流通道，增大儲(chǔ)層改造體積；（3）前置液階段采用滑溜水+弱交聯(lián)胍膠液，可大幅降低稠化劑用量，降低對(duì)儲(chǔ)層及裂縫的傷害；同時(shí)由于前置液滑溜水的大量泵入，攜砂液階段地層溫度可大幅降低，從而保證低濃度壓裂液具有更好的攜砂性能；（4）通過(guò)適時(shí)添加生物酶破膠劑和尾追過(guò)硫酸銨破膠劑，在降低殘?jiān)康耐瑫r(shí)進(jìn)一步減少殘膠，可以最大限度降低儲(chǔ)層傷害。

4.1低濃度胍膠壓裂液體系性能

根據(jù)火山巖凝灰?guī)r儲(chǔ)層特征，通過(guò)大量的優(yōu)化評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，研制出有機(jī)硼交聯(lián)的低濃度胍膠壓裂液體系，配方為：0.20%~0.30%胍膠+0.25%~0.30%交聯(lián)調(diào)節(jié)劑+0.4%~0.5%交聯(lián)劑+0.2%黏土穩(wěn)定劑+0.3%助排劑。

4.1.1基本性能在25 ℃條件下測(cè)得的有機(jī)硼交聯(lián)的低濃度胍膠壓裂液體系基本性能見(jiàn)表2。可以看出，體系的基本性能良好，可滿足現(xiàn)場(chǎng)施工要求。

表2　低濃度胍膠壓裂液體系的基本性能

4.1.2耐溫耐剪切性能使用德國(guó)哈克公司生產(chǎn)的RV20流變儀，對(duì)低濃度胍膠壓裂液的耐溫剪切性能進(jìn)行了檢測(cè)，實(shí)驗(yàn)溫度60 ℃（儲(chǔ)層溫度57.9 ℃），剪切速率170 s-1，交聯(lián)比為100∶0.3。由圖5可看出，低濃度胍膠壓裂液剪切60 min后黏度仍在100 mPa·s以上，可以滿足現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工要求。

圖5　低濃度胍膠壓裂液耐溫剪切性能

4.1.3破膠性能馬58H井破膠劑的添加按以下方式進(jìn)行：（1）前置液的滑溜水中均添加30 mg/L的過(guò)硫酸銨破膠劑；（2）前置液的無(wú)機(jī)硼弱交聯(lián)胍膠液中均添加50 mg/L的過(guò)硫酸銨破膠劑；（3）攜砂液（有機(jī)硼交聯(lián)的低濃度胍膠壓裂液）在前7級(jí)壓裂時(shí)，均添加20 mg/L的生物酶破膠劑+50 mg/L的過(guò)硫酸銨破膠劑；（4）當(dāng)進(jìn)行第8級(jí)壓裂時(shí)，攜砂液除均添加20 mg/L的生物酶破膠劑外，過(guò)硫酸銨加量按100、150、200、300、400 mg/L的濃度逐漸增量添加（即第1段100 m3攜砂液添加100 mg/L的過(guò)硫酸銨破膠劑，第2段100 m3攜砂液添加150 mg/L的過(guò)硫酸銨破膠劑，以此類推至第5段100 m3攜砂液添加400 mg/L的過(guò)硫酸銨破膠劑）。

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)試了60 ℃下，低濃度胍膠壓裂液添加20 mg/L的生物酶破膠劑和尾追400 mg/L過(guò)硫酸銨破膠劑的破膠性能，結(jié)果見(jiàn)表3。由表3可知，壓裂液在實(shí)驗(yàn)溫度下3~5 h破膠水化后，破膠液黏度降至5 mPa·s以下，且殘?jiān)康?，大大降低了壓裂液?duì)儲(chǔ)層和支撐裂縫的傷害。

4.1.4巖心傷害實(shí)驗(yàn)采用馬56井巖心在8 MPa壓差、30 ℃的條件下進(jìn)行巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)破膠后的壓裂液對(duì)地層的傷害程度。評(píng)價(jià)方法：先用地層水測(cè)量巖心滲透率，然后取破膠液在8 MPa 壓差下向巖心驅(qū)替2 h ，再用地層水反向驅(qū)替，測(cè)定滲透率下降程度。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4，可以看出，低濃度胍膠壓裂液巖心傷害率為12.49%~13.33%，低于常規(guī)胍膠壓裂液的傷害率（36.9%）。

表3　低濃度胍膠壓裂液破膠后的殘?jiān)繙y(cè)試結(jié)果

表4　低濃度胍膠壓裂液巖心傷害實(shí)驗(yàn)結(jié)果

4.2壓裂支撐劑選擇

吐哈油田常用陶粒室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在相同有效閉合壓力條件下，大粒徑支撐劑導(dǎo)流能力明顯優(yōu)于小粒徑支撐劑，因此在成本相近、閉合壓力較低時(shí)宜選擇較大粒徑支撐劑。當(dāng)閉合壓力較大時(shí)，大粒徑支撐劑的破碎率大于小粒徑支撐劑（表5），因此閉合壓力較高的條件下宜選擇較小粒徑支撐劑。

表5　吐哈油田常用支撐劑性能

基于以上實(shí)驗(yàn)結(jié)果，本次壓裂前置液階段，采用滑溜水作為攜砂液時(shí)，滑溜水黏度較低，且裂縫頂端閉合壓力較高，因此采用粉陶作為支撐劑。無(wú)機(jī)硼弱交聯(lián)胍膠液作為攜砂液時(shí)，采用粒徑0.212~0.425mm（40/70目）的陶粒作為支撐劑。攜砂液階段，先采用粒徑0.212~0.425 mm（40/70目）的陶粒，然后采用粒徑0.30~0.59 mm（30/50目）的陶粒，最后改用粒徑0.425~0.85 mm（20/40目）的陶粒。以上支撐劑破碎率均小于10%。

5　現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

5.1施工步驟

（1）第1天施工進(jìn)行系統(tǒng)試壓，之后每天第1級(jí)施工前對(duì)井口主閥試壓（泵車打壓88 MPa，穩(wěn)壓5min，壓降小于標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定、2個(gè)單流閥工作正常為合格）。

（2）進(jìn)行第1級(jí)主壓裂施工。

（3）泵送橋塞，投球、射孔并進(jìn)行第2級(jí)測(cè)試壓裂。

（4）測(cè)試完畢后，繼續(xù)進(jìn)行第2級(jí)主壓裂。

（5）當(dāng)天施工結(jié)束時(shí)注入后置液，同時(shí)進(jìn)行泵送橋塞及投球作業(yè)，重復(fù)以上步驟進(jìn)行以后各級(jí)壓裂；

（6）壓裂施工完成后停泵，關(guān)閉井口閥門，采用壓后悶井方式，使壓力充分?jǐn)U散。

（7）當(dāng)井口壓力（壓降小于0.01 MPa）穩(wěn)定后實(shí)施放噴返排。

5.2施工參數(shù)

馬58H井采用速鉆橋塞分段、分簇射孔水平井體積壓裂改造，共分8級(jí)（24簇射孔，3簇/級(jí)）壓裂。壓前每段用9~10 m3的酸液處理，以清潔孔眼，降低破裂壓力及近井帶摩阻；前置液階段，采用滑溜水高排量將儲(chǔ)層壓裂成網(wǎng)狀裂縫，為后期加砂奠定基礎(chǔ)；攜砂液階段，采用低濃度胍膠壓裂液配方體系，同時(shí)采用添加生物酶破膠劑和追加過(guò)硫酸銨破膠劑來(lái)確保低溫條件下壓裂液徹底破膠水化。平均每級(jí)加砂70.8 m3，總共加砂566.3 m3，其中陶粉18.9 m3，40/70目陶粒275.5 m3，30/50目陶粒256.5 m3，20/40目陶粒15.4 m3。施工排量為5.5~11.2 m3/min，入井總液量7 755.9 m3。加砂階段施工壓力41.5~56.2 MPa，地面設(shè)備試壓88 MPa，限壓85 MPa。每一級(jí)壓裂的入井流體及加砂量見(jiàn)圖6。

圖6　現(xiàn)場(chǎng)施工中每段入井液量及加砂量匯總

5.3壓后效果

該井壓后先用?4 mm油嘴放噴，當(dāng)返排率到1.47%時(shí)開始產(chǎn)油，最高日產(chǎn)油131 m3，后改用?3mm油嘴生產(chǎn)，最高日產(chǎn)液79.63 m3，后日產(chǎn)穩(wěn)定在60 m3左右，壓裂效果顯著。

6　結(jié)論與建議

（1）三塘湖盆地條湖組儲(chǔ)層具有高孔隙度、低滲透率、小孔喉、含油飽和度高的特點(diǎn)，并有一定程度的天然裂縫發(fā)育，為自生自儲(chǔ)的致密油儲(chǔ)層，儲(chǔ)層厚度大，具有一定的脆性特征，可以通過(guò)水平井分段改造達(dá)到提高單井產(chǎn)量、保持穩(wěn)產(chǎn)的目的， 具有較好的開發(fā)前景。

（2）采用速鉆橋塞分段+分簇射孔+復(fù)合壓裂液的體積壓裂工藝是特低滲致密油藏提高單井產(chǎn)量的重要途徑。前置酸處理可提高地層進(jìn)液能力，有效降低施工壓力；前置液階段主要靠低黏度滑溜水、高排量將儲(chǔ)層壓裂成網(wǎng)狀裂縫，為后期加砂奠定基礎(chǔ)；加砂依照砂比“由低到高，由疏到密”的原則，多級(jí)低段塞壓裂，形成縫網(wǎng)效果明顯；同時(shí)多段塞打磨，可有效解除近井裂縫扭曲，有利于順利加砂。

（3） 建議推廣致密油藏水平井體積壓裂改造技術(shù)，并同時(shí)開展水平井改造低成本開發(fā)策略研究，實(shí)現(xiàn)工業(yè)化開發(fā)。

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（修改稿收到日期2015-04-19）

〔編輯朱偉〕

Staged multi-cluster perforation fracturing technology for horizontal Well Ma-58H in tight reservoir

LIU Jianwei1, ZHANG Peiyu1, LIAO Tianbin1, LIU Haiting1, LI Tianjun1, TENG Qiang2
（1. Engineering and Technology Research Institute of Tuha Oilfield Company, Shanshan 838202, China; 2. Technique Monitoring Center of Tuha Oilfield Company, Shanshan 838202, China）

Ma-58H is a horizontal exploratory well in Mazhong stratigraphic and lithologic trap in Malang Depression in Santanghu Basin. It is tight tuff limestone reservoir, characterized by high porosity and low permeability, small throat and high heterogeneity. The length of horizontal section is 804 m. In order to tackle the difficulties in fracturing operation in this well, research was conducted on staged fracturing technique in horizontal wells in tight reservoirs. In line with difficulty in rapid gel breaking for fracturing fluid in low temperature wells and damage to tight reservoir after fracturing, a compound fracturing fluid system of ultra-low density and low damage was developed, and through optimization of fracture numbers, fracture lengths and fracture conductivity, optimization of the relation between proppant density and conductivity and optimization of cluster spacing and hole numbers, the fracturing job was successfully completed in this well using fast drilling of bridge plug and staged multi-cluster perforation and fracturing technology. Total frac fluid used in staged fracturing of Ma-58H Well was 7 755.9 m3, total sand consumption was 566.3 m3, the maximum displacement was 11.2 m3/min, and the daily oil production after fracturing was 131 m3, opening up a new approach for effective development of Santanghu tight reservoirs in Tuha Oilfield.

tight reservoir; horizontal well; staged fracturing; multi-cluster perforation; fast drilling of bridge plug

TE357.1文獻(xiàn)識(shí)別碼：B

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0088 – 05

10.13639/j.odpt.2015.03.020

中國(guó)石油股份公司重大專項(xiàng)試驗(yàn)項(xiàng)目“油氣藏儲(chǔ)層改造技術(shù)重大現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)”（編號(hào)：2010E-2301）。

劉建偉，1970年生。1990年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)工作，副總工程師。電話：0995-8371432。E-mail: liujianwei1@petrochina.com.cn 。通訊作者：張佩玉，1970年生。2005年畢業(yè)于四川大學(xué)有機(jī)化學(xué)專業(yè)，碩士，高級(jí)工程師。電話：0995-8401029。E-mail: zhangpeiyu@petrochina.com.cn。

引用格式：劉建偉，張佩玉 ，廖天彬，等. 三塘湖致密油藏馬58H水平井分段多簇射孔壓裂工藝［J］.石油鉆采工藝，2015，37（3）： 88-92.