壓裂酸化技術(shù)現(xiàn)狀

壓裂酸化技術(shù)現(xiàn)狀

近年來(lái)，國(guó)外壓裂酸化技術(shù)新發(fā)展主要有：機(jī)理研究新進(jìn)展：剪切縫特性研究、天然裂縫儲(chǔ)層裂縫擴(kuò)展三維物模及數(shù)模、裂縫傷害及導(dǎo)流能力傷害研究（多相流、循環(huán)應(yīng)力、近井筒導(dǎo)流特性等）、無(wú)因次支撐劑系數(shù)法優(yōu)化設(shè)計(jì)方法等新型材料技術(shù)：UTTA（穩(wěn)定粘土顆粒運(yùn)移的超薄粘著劑）、微乳劑、超低濃度羧甲基瓜膠、超低密度支撐劑（視密度1.05-1.25g/cm3）等改造工藝技術(shù)：在線(xiàn)混配技術(shù)、連續(xù)油管壓裂酸化技術(shù)、大型水壓裂技術(shù)、低傷害復(fù)合壓裂技術(shù)、水平井分段壓裂技術(shù)（多級(jí)封隔器及水力噴射）等裂縫診斷技術(shù)：測(cè)斜儀及微地震波檢測(cè)技術(shù)等

近年來(lái)，國(guó)內(nèi)壓裂酸化技術(shù)新發(fā)展主要有：儲(chǔ)層評(píng)價(jià)：多視角綜合評(píng)價(jià)，充分利用宏觀(guān)與微觀(guān)資料，及動(dòng)靜資料，如恒速壓汞、核磁共振可動(dòng)流體測(cè)試、核磁測(cè)井、FMI測(cè)井，以及利用壓裂酸化施工參數(shù)對(duì)儲(chǔ)層參數(shù)的反演技術(shù)等新材料：超低濃度羧甲基瓜膠、地面交聯(lián)酸等新工藝：開(kāi)發(fā)壓裂、分層壓裂、重復(fù)壓裂、水平井分段壓裂酸化、復(fù)雜巖性壓裂酸化、火山巖壓裂酸化技術(shù)等裂縫診斷技術(shù)：Tiltmeter裂縫測(cè)斜儀技術(shù)動(dòng)、靜態(tài)結(jié)合與宏觀(guān)、微觀(guān)結(jié)合:系統(tǒng)引入了鉆井、錄井、測(cè)井（FMI）、全巖分析、掃描電鏡、X-CT掃描、恒速壓汞、三軸巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)、地層測(cè)試、核磁共振分析及利用壓裂酸化施工資料對(duì)儲(chǔ)層信息的反演等技術(shù)。Bq1井1.壓裂酸化前的儲(chǔ)層評(píng)估技術(shù)恒速壓汞核磁可動(dòng)流體測(cè)試?yán)脡毫研畔⒄J(rèn)識(shí)儲(chǔ)層有效滲透率技術(shù)（MiniFrac2004）

考慮因素：停泵后裂縫繼續(xù)延伸；不需事先知道閉合時(shí)刻的裂縫面積，可避免因面積估計(jì)不準(zhǔn)確而導(dǎo)致的誤差。1.壓裂酸化前的儲(chǔ)層評(píng)估技術(shù)（1）裂縫成縫技術(shù)及傷害模擬方法超級(jí)瓜膠的傷害率<<活性水<低濃度<常規(guī)瓜膠壓裂液殘?jiān)墒沽芽p導(dǎo)流能力或滲透率降低一倍左右2.壓裂酸化實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)技術(shù)（2）長(zhǎng)導(dǎo)實(shí)驗(yàn)物模及實(shí)驗(yàn)方法2.壓裂酸化實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)技術(shù)有嵌入與無(wú)嵌入長(zhǎng)導(dǎo)與短導(dǎo)比較鋼板和不同巖性巖心長(zhǎng)導(dǎo)實(shí)驗(yàn)以往短導(dǎo)實(shí)驗(yàn)的缺點(diǎn)：結(jié)果不符合地下長(zhǎng)時(shí)間變化情況，支撐劑優(yōu)選及壓后油藏模擬結(jié)果不可信，優(yōu)化設(shè)計(jì)沒(méi)有針對(duì)性。長(zhǎng)導(dǎo)實(shí)驗(yàn)及意義：考慮了時(shí)間、模擬介質(zhì)（鋼板+巖心）及地應(yīng)力等條件，結(jié)果與短導(dǎo)差別較大，高應(yīng)力時(shí)差別更大。長(zhǎng)導(dǎo)影響因素初步排序：支撐劑類(lèi)型及粒徑分布、時(shí)間、殘膠、殘?jiān)?、地?yīng)力大小、巖石硬度（楊氏模量）、循環(huán)應(yīng)力（抽汲排液）、支撐劑二次運(yùn)移分布等。相同條件下陶粒支撐劑液導(dǎo)和氣導(dǎo)結(jié)果相差1.5-2.5倍（3）氣導(dǎo)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法氣導(dǎo)必要性及意義：以往液導(dǎo)只適應(yīng)于油井。氣導(dǎo)比液導(dǎo)高，有利于優(yōu)選支撐劑及施工參數(shù)如加砂規(guī)模及砂液比等。氣測(cè)導(dǎo)流氣測(cè)滲透率2.壓裂酸化實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)技術(shù)人工裂縫與天然裂縫的關(guān)系為到達(dá)天然裂縫界面穿透裂縫界面在天然裂縫界面滑移不到達(dá)滑移后再穿透特例穿透天然裂縫的條件漸近角≥60°，應(yīng)力差≥10.5MPa

漸近角≥90°，應(yīng)力差≥6.5MPa人工裂縫在天然裂縫中滑移的條件漸近角≤30°，應(yīng)力差≥10.5MPa人工裂縫不能穿透天然裂縫的條件漸近角≤30°，應(yīng)力差≤6.5MPa（4）裂縫擴(kuò)展物模試驗(yàn)方法2.壓裂酸化實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)技術(shù)低粘驅(qū)替高粘試驗(yàn)：當(dāng)粘度比達(dá)到60：1以上時(shí)，指進(jìn)現(xiàn)象明顯意義：研究壓裂液流變學(xué)，粘性指進(jìn)現(xiàn)象，指導(dǎo)壓裂液返排控制。（5）非反應(yīng)性透明平行板模型2.壓裂酸化實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)技術(shù)

指進(jìn)區(qū)高度隨時(shí)間變化圖指進(jìn)區(qū)長(zhǎng)度隨時(shí)間變化圖稠化酸驅(qū)替壓裂液粘度比：1∶60意義：研究酸巖反應(yīng)形態(tài)，酸液與壓裂液交替注入的粘性指進(jìn)現(xiàn)象，優(yōu)化多級(jí)注入酸壓技術(shù)不同時(shí)間的指進(jìn)形態(tài)（6）反應(yīng)性透明平行板模型2.壓裂酸化實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)技術(shù)①測(cè)試化學(xué)暫堵膠塞強(qiáng)度的小型物理模型（7）水平井物模實(shí)驗(yàn)方法2.壓裂酸化實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)技術(shù)②測(cè)試化學(xué)暫堵膠塞在水平井段中形態(tài)的物理模型排量低管路未充填滿(mǎn)膠塞驅(qū)替壓裂液界面清楚滿(mǎn)足了180℃、6000m以上高溫深井及特殊巖性?xún)?chǔ)層壓裂酸化改造需要。3.壓裂酸化材料技術(shù)新發(fā)展作用：進(jìn)一步降低殘?jiān)皻埬z對(duì)導(dǎo)流能力的傷害核心技術(shù)及主要性能指標(biāo)：形成了具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的交聯(lián)劑技術(shù)中低溫條件下（<90℃），濃度下限達(dá)到0.15-0.22％，比常規(guī)壓裂液（一般0.3-0.45%）用量低10%。高溫條件下（120-190℃），濃度下限達(dá)到0.4-0.6%，比常規(guī)壓裂液（一般0.3-0.45%）用量低30%以上。彈性好，沉降慢，縱向支撐效率高低摩阻（相當(dāng)于清水的20-30%)（1）超低濃度羧甲基瓜膠壓裂體系3.壓裂酸化材料技術(shù)新發(fā)展（1）超低濃度羧甲基瓜膠壓裂體系井段：5217.0～5224.0m地層溫度：183℃瓜膠濃度：0.55-0.6%地層壓力：56MPa施工排量：2.5m3/min施工壓力80.0～88.0MPa加砂55m3，砂液比20%。松遼盆地深層超高溫火山巖儲(chǔ)層

“長(zhǎng)深5井”的低傷害壓裂施工，壓后獲得日產(chǎn)氣18800m3/d的良好效果，發(fā)現(xiàn)新的火山巖深層氣儲(chǔ)量。在長(zhǎng)深5井應(yīng)用，完成國(guó)內(nèi)最高溫度之一深井施工3.壓裂酸化材料技術(shù)新發(fā)展目的：降低濾失，提高酸液有效作用距離，達(dá)到深穿透目的主要技術(shù)參數(shù)：地面交聯(lián)酸可實(shí)現(xiàn)地面的交聯(lián)與破膠控制。酸巖反應(yīng)速度與膠凝酸相差1－2個(gè)數(shù)量級(jí)，與常規(guī)酸相差2－3個(gè)數(shù)量級(jí)實(shí)例：塔中622井，4913.52-4925m，溫度126℃，壓力系數(shù)1.15，孔隙度2-3%（奧陶系）地面交聯(lián)酸酸壓日產(chǎn)油48m3，較常規(guī)酸壓提高6倍。推廣：已在塔里木、長(zhǎng)慶、四川及華北等油田成功實(shí)施20井次以上，酸蝕裂縫半長(zhǎng)101-158m，實(shí)現(xiàn)了深穿透（常規(guī)酸壓縫長(zhǎng)一般30-70m

）（2）地面交聯(lián)酸技術(shù)地面交聯(lián)酸酸壓酸蝕導(dǎo)流3.壓裂酸化材料技術(shù)新發(fā)展開(kāi)發(fā)壓裂技術(shù)構(gòu)成：人工裂縫與井網(wǎng)適配技術(shù)、儲(chǔ)層滲流能力與裂縫導(dǎo)流能力適配技術(shù)、低傷害壓裂液與儲(chǔ)層適配技術(shù)、超前注水與壓裂時(shí)機(jī)適配技術(shù)。井網(wǎng)：開(kāi)發(fā)壓裂注采井網(wǎng)優(yōu)化模擬(矩形)油田井?dāng)?shù)

口油層電性參數(shù)投產(chǎn)情況厚度m電阻Ω.m孔隙度%水飽

%產(chǎn)油

t/d含水

%五里灣17217.823.3311.9949.814.8818盤(pán)古梁38322.6222.3112.1450.546.315.1西峰28915.6747.3411.7440.486.61.41大路溝9916.3220.0312.6352.434.921.8

長(zhǎng)慶油田在盤(pán)古梁、西峰等油田推廣應(yīng)用了開(kāi)發(fā)壓裂技術(shù)，確保了長(zhǎng)慶油田每年200萬(wàn)噸以上產(chǎn)能建設(shè)任務(wù)的順利完成。在吉林、大慶等油田也得到了推廣應(yīng)用。4.壓裂酸化工藝技術(shù)（1）開(kāi)發(fā)壓裂技術(shù)新發(fā)展與以往相比的技術(shù)進(jìn)步：儲(chǔ)層參數(shù)覆蓋采用隨機(jī)分布模型，改變了以往點(diǎn)分布的局限性；區(qū)塊篩選及單井優(yōu)選采用蒙特-卡洛模型，提高了可靠性；利用長(zhǎng)導(dǎo)實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行支撐劑優(yōu)選及優(yōu)化設(shè)計(jì)，提高了改造有效期；與超前注水有機(jī)結(jié)合，立足于建立有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)，并形成了生產(chǎn)極限條件。為建立有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)，必須一定的極限排距與生產(chǎn)壓差要求。4.壓裂酸化工藝技術(shù)（1）開(kāi)發(fā)壓裂技術(shù)新發(fā)展大型壓裂技術(shù)定義及適用條件滲透率＜0.1mD，砂體厚度＞20m，砂體展布均勻，裂縫方位與有利砂體方向一致。支撐半長(zhǎng)＞300m，加砂＞100m3實(shí)施大型壓裂的關(guān)鍵技術(shù)條件

施工時(shí)間長(zhǎng)，壓裂液具有良好的攜砂流變性及低傷害性能壓裂液量大，使用連續(xù)混配技術(shù)（2）低滲塊狀砂巖氣藏大型壓裂技術(shù)大型壓裂技術(shù)背景80年代，美國(guó)Wattenberg氣田提出大型壓裂概念，支撐半長(zhǎng)大300m，加砂達(dá)到100m3以上國(guó)內(nèi)以美國(guó)安然公司1999年在四川八角場(chǎng)的施工為起步。大型壓裂：300m產(chǎn)層100m滲流面積極大提高產(chǎn)層4.壓裂酸化工藝技術(shù)四川八角場(chǎng)角41–0井大型壓裂(1999.4.26)施工層段3000-3091m，有效厚度55m支撐劑185m3（當(dāng)時(shí)的亞洲最大規(guī)模）縫高101.2m，縫長(zhǎng)347.4m壓前2×104m3/d，壓后17×104m3/d增產(chǎn)倍數(shù)8.5倍（中小規(guī)模壓裂增產(chǎn)倍數(shù)0-3倍）井號(hào)角41-0井排量m3/min6.2～6.4注入液量,m3862支撐劑,t352（185m3）平均砂濃度,kg/m3629泵壓,MPa82～75四川須家河廣安002-X36施工井段:1802.4～1830.4m，25m支撐劑：258.2m3模擬縫長(zhǎng)：305m壓前0；壓后39×104m3/d大型壓裂有效實(shí)現(xiàn)對(duì)縱向上厚層的動(dòng)用擴(kuò)大了平面上的泄氣面積促進(jìn)了國(guó)內(nèi)致密氣藏規(guī)模開(kāi)發(fā)的技術(shù)進(jìn)步（2）低滲塊狀砂巖氣藏大型壓裂技術(shù)4.壓裂酸化工藝技術(shù)（3）超深井壓裂技術(shù)難點(diǎn)：破裂壓力及延伸壓力高、管柱摩阻大；壓不開(kāi)或施工風(fēng)險(xiǎn)大；儲(chǔ)層溫度高，對(duì)壓裂液的高溫流變性提出較高要求；高應(yīng)力及發(fā)育天然裂縫，水力裂縫形態(tài)復(fù)雜，易砂堵超深井壓裂技術(shù)（對(duì)策）：使用低摩阻加重高溫壓裂液體系；優(yōu)化施工管柱；優(yōu)選支撐劑；采用組合降濾失技術(shù)（包括工藝及降濾失劑、高粘度壓裂液等）4.壓裂酸化工藝技術(shù)野云2井示例：儲(chǔ)層特點(diǎn)：改造目的層埋藏深(5965-6087.5m)

地層溫度高（153℃）

地層壓力高（117.7MPa/壓力系數(shù)超過(guò)2.0）地應(yīng)力高（0.024MPa/m）技術(shù)對(duì)策：換高壓泵頭：提高耐壓至138MPa采用加重壓裂液：降低施工壓力9MPa采用4?″油管：降低施工壓力9MPa小粒徑支撐劑（30/50目）排量2.5～2.7m3/min,井口壓力在90-123MPa之間，成功加入支撐劑28.5m3（3）超深井壓裂技術(shù)4.壓裂酸化工藝技術(shù)分壓的目的:控縫高前提下，最大限度提高縱向小層的動(dòng)用程度井下工具：主要指多級(jí)封隔器技術(shù)，已由先前的可分壓2-3層，發(fā)展到可分壓4層以上主要分層壓裂技術(shù)工具分層技術(shù)：一次實(shí)現(xiàn)4層安全施工投球分層技術(shù):結(jié)合封隔器進(jìn)行的投球分層，以及新提出的前置液投球分壓技術(shù)（4）分層壓裂技術(shù)4層分壓管柱示意圖4.壓裂酸化工藝技術(shù)儲(chǔ)層特點(diǎn)跨度大(344m)小層多(5層)小層間距大(最大跨度190m)技術(shù)方法使用不動(dòng)管柱封隔器一次分壓4層規(guī)模與效果累計(jì)加砂121.9m3壓后初產(chǎn)2.3×104m3/d穩(wěn)產(chǎn)1.5×104m3/d包16井分層壓裂施工曲線(xiàn)國(guó)內(nèi)實(shí)例—四川須家河包16井技術(shù)突破及意義施工時(shí)間縮短：?jiǎn)螇?段作業(yè)周期＞1個(gè)月，分壓4段施工時(shí)間6小時(shí)施工后管柱可回收，不影響后續(xù)作業(yè)（4）分層壓裂技術(shù)4.壓裂酸化工藝技術(shù)保護(hù)薄隔層壓裂技術(shù)：確定了隔層剪切破壞的最小極限厚度、研制了與此相匹配的七種壓裂組合管柱

XX油田現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用318口井，解放油層厚度1911m，單井日增油9.75t，隔層厚度由原來(lái)1.8m降到0.4m；喇薩杏油田二、三次加密井隔層厚度從2.0m降低到1.0m時(shí)，可調(diào)厚度將增加50%～55%。（4）分層壓裂技術(shù)4.壓裂酸化工藝技術(shù)分壓技術(shù)主要有單封隔器分層壓裂工藝及封隔器滑套分層壓裂技術(shù)。2000年以來(lái)，老井分層壓裂8644次，累增油116.3萬(wàn)噸。2000年以來(lái)老井分壓統(tǒng)計(jì)表2000年以來(lái)新井分壓統(tǒng)計(jì)表封隔器滑套分層壓裂示意圖（4）分層壓裂技術(shù)4.壓裂酸化工藝技術(shù)（5）碳酸鹽巖深度改造技術(shù)難點(diǎn)：酸巖反應(yīng)速度快、酸液濾失大，酸壓裂改造范圍有限；楊氏模量高、發(fā)育天然裂縫，裂縫寬度窄、形態(tài)復(fù)雜，易砂堵深度改造技術(shù)對(duì)策：對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行科學(xué)分類(lèi)：（依據(jù)物探、測(cè)試、測(cè)井、鉆井、錄井等資料，進(jìn)行綜合分析）針對(duì)基質(zhì)孔隙型儲(chǔ)層采用加砂壓裂技術(shù)：（低傷害壓裂液、低砂比、小臺(tái)階、小粒徑支撐劑等優(yōu)化組合技術(shù)）天然裂縫發(fā)育儲(chǔ)層或洞穴型儲(chǔ)層，采用深度酸壓裂技術(shù)：（交聯(lián)酸、變粘酸等高粘度緩速酸液、利用指進(jìn)原理的高低粘度酸液交替注入、多級(jí)注入及閉合酸化技術(shù)）人工裂縫縫洞系統(tǒng)井眼4.壓裂酸化工藝技術(shù)井號(hào)：中古17井構(gòu)造位置：塔中低凸起北坡塔中88巖性圈閉射孔井段：6438-6448m層位：奧陶系良里塔格組含泥灰?guī)r段溫度/壓力系數(shù)：138℃/1.152油氣顯示：網(wǎng)狀縫較發(fā)育，中測(cè)點(diǎn)火火焰2.5-1.5m，折日產(chǎn)液1.10m3/d油嘴mm油壓MPa日產(chǎn)油m3/d日產(chǎn)氣m3/d649.62153.3264290749.34460.80298646847.85482.3408800946.1931065024851044.52116573736210m3前置液+140m3交聯(lián)酸+80m3膠凝酸+60m3混合酸（5）碳酸鹽巖深度改造技術(shù)——地面交聯(lián)酸4.壓裂酸化工藝技術(shù)塔中621井施工層段：4851.1-4885.0m地層溫度：132℃地層壓力：55.1MPa加砂量：30.54m3壓前:油0.105m3/d，少量天然氣壓后：油148.75m3/d，氣64654m3/d

該井目前已生產(chǎn)超過(guò)4年,累計(jì)產(chǎn)油8.34萬(wàn)噸，產(chǎn)氣0.38億方，目前仍日產(chǎn)油32m3，日產(chǎn)氣14000m3改造原則：最大限度增大滲流面積改造方案：酸預(yù)處理、段塞降濾、小粒徑支撐劑

（5）碳酸鹽巖深度改造技術(shù)——水力加砂壓裂技術(shù)4.壓裂酸化工藝技術(shù)2007年11月6日對(duì)TZ724井5529-5550m進(jìn)行了交聯(lián)酸加砂壓裂施工，共加入地層30-50目陶粒36.2m3，砂濃度100-463kg/m3。施工泵壓70-81.2MPa，排量5.27-5.39m3/min。首次在井深超過(guò)5000m，溫度143℃地層中成功實(shí)現(xiàn)交聯(lián)酸加砂施工實(shí)現(xiàn)交聯(lián)酸加砂砂濃度的突破最高砂濃度：463kg/m3)砂量：36.2m3，純交聯(lián)酸加砂22m3形成了較為完善的交聯(lián)酸酸壓工藝塔中724井（5）碳酸鹽巖深度改造技術(shù)——地面交聯(lián)酸加砂技術(shù)4.壓裂酸化工藝技術(shù)新的轉(zhuǎn)向裂縫新縫地層壓力等值線(xiàn)

常規(guī)重復(fù)壓裂只能張開(kāi)老裂縫，部分恢復(fù)老縫導(dǎo)流能力，受老縫壁面壓實(shí)作用和井網(wǎng)限制，即使規(guī)模增大，增產(chǎn)效果也不理想。轉(zhuǎn)向壓裂示意圖累計(jì)應(yīng)用294口井，初期單井日增油3.4t，平均累計(jì)增油581.8t。較常規(guī)重復(fù)壓裂井增油幅度提高35.9%。非裂縫型水淹的重復(fù)壓裂井，應(yīng)用保留原縫暫堵轉(zhuǎn)向工藝；高含水(大于80%)井層，應(yīng)用永久性封堵高含水層轉(zhuǎn)向工藝。4.壓裂酸化工藝技術(shù)（6）重復(fù)壓裂技術(shù)

為了攻克水平井在低滲透儲(chǔ)層應(yīng)用的瓶頸技術(shù)，加大了水平井改造技術(shù)攻關(guān)力度，部署用3～5年時(shí)間力爭(zhēng)解決水平井分段改造的世界級(jí)技術(shù)難題，發(fā)揮水平井的規(guī)模效益。從2006年8月項(xiàng)目立項(xiàng)開(kāi)始，通過(guò)兩院四公司聯(lián)合攻關(guān)，強(qiáng)化室內(nèi)研究與工具配套研發(fā)，積極推進(jìn)現(xiàn)場(chǎng)規(guī)模試驗(yàn)，初步取得了包括分段壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)、機(jī)械分段壓裂、水力噴砂壓裂、均勻酸化等多項(xiàng)技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)265口井，平均壓后穩(wěn)定產(chǎn)量是直井的3.3倍以上，見(jiàn)到了較好效果。4.壓裂酸化工藝技術(shù)（7）水平井分段壓裂技術(shù)2008年攻關(guān)后：形成了9項(xiàng)階段成果，雙封單壓、滑套分壓、水力噴砂壓裂等分段工具和工藝不斷完善，研制了三段分壓工具、液體膠塞工藝進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)并取得成功，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)進(jìn)一步規(guī)模化，兩院三公司實(shí)施了147口井（壓裂127口，酸化20口），推動(dòng)了水平井在低滲透油藏開(kāi)發(fā)進(jìn)入整體區(qū)塊試驗(yàn)階段。立項(xiàng)攻關(guān)前(2006.8前)個(gè)別油田開(kāi)展了零星井試驗(yàn)，包括限流壓裂、環(huán)空和光油管壓裂、填砂膠塞壓裂等。第一階段攻關(guān)后(2006.8-2007.12)：初步形成了7項(xiàng)階段成果，兩院三公司實(shí)施了118口（壓裂109口，酸化9口），見(jiàn)到初步效果。2006年8月2007年2008年逐步完善、深化、提高4.壓裂酸化工藝技術(shù)（7）水平井分段壓裂技術(shù)（1）通過(guò)優(yōu)勢(shì)井網(wǎng)與縫網(wǎng)的匹配關(guān)系研究，認(rèn)識(shí)了水平段與裂縫幾何關(guān)系對(duì)采油速度的影響；同時(shí)，拓展了井網(wǎng)評(píng)價(jià)指標(biāo)，形成了低滲透油藏產(chǎn)能預(yù)測(cè)及井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)方法及相應(yīng)軟件。多段裂縫優(yōu)化圖版裂縫參數(shù)優(yōu)化圖版4.壓裂酸化工藝技術(shù)（7）水平井分段壓裂技術(shù)1）XX油田的封隔器雙卡單壓技術(shù)，工具耐溫90℃，