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第17卷第6期2020年12月中国'煤层气；CHINA COALBED METHANEVol. 17 No.6D ec ember.2020泵送桥塞分段压裂工艺在煤层气二开半程固井”水平井中的应用姚伟薛占新金国辉王青川王琪徐婷婷(华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西046000)摘要：沁水盆地樊庄、郑庄区块水平井主要采取“二开半程固井+油管拖动压裂”的开方式 式，该工艺实现了单分支水平井日产万方的突破。
但该工艺施工周期长，安全隐患大的问题逐步显现。
为此，借鉴常规油气和页岩气开发经验，首次在国内二开半程固井水平井开展泵送桥塞分段压裂试验，取得成功。
现场试验表明：泵送桥塞分段压裂工艺可在煤层气半程固井水平井中推广应用；该工艺可实现一天压裂3~4段，提高了施工效率；依据井眼轨迹不同，桥塞可选用速钻桥塞、可溶桥塞。
关键词：煤层气水平井泵送桥塞分段压裂Application of Pumping Bridge Plug Staged Fracturing Technology in CBM Horizontal Well with Second Spud Halfway CementingYAOWei,XUEZhanxin,JINGuohui,WANG Qingchuan,WANGQi,XU Tingling (Shanxi CBM Exploration &Development Branch,PetroChina Huabei Oilfield Company,Shanxi046000)Abstract：The horizontal wells in the Fanzhuang Block and Zhengzhuang Block in Qinshui Basin mainly adopt the development m ethod of‘‘second spud halfway cementing and tubing drag fracturing”.This technology has achieved a breakthrough of10000 cubic meters per day in single branch horizontal wells. However,the construction period of this process is long,and the problems of potential safety hazards are gradually emerging.For this reason,referring to the development experience of conventional oil and gas and shale gas,the pumping bridge plug staged fracturing test was successfully carried out for the first tim ein domestic horizontal well with second half of cementing.The test results show that,the pumped bridge plugs staged fracturing technology can be popularized and applied in coalbed methane halfway cementing horizontal wells.This technology can achieve 3 ~ 4 stages of fracturing in one day，increasing the construction efficiency.Depending on the well trajectory,quick drilling bridge plug and soluble bridge plug can be selected.Keywords：Coalbed methane；horizontal well；pumping bridge plug；staged fracturing水平井作为煤层气开发的主力井型，突破了煤 层非均质的局限，增加了煤层气的解吸范围，提高基金项目国家科技重大专项资助项目“沁水盆地高煤阶煤层气高效开发示范工程”（2017ZX05064)任务二“水平井钻完并技术”作者简介姚伟，男，工程师，现从事煤层气井增产研究工作。
泵送桥塞分段体积压裂技术的研究及现场应用摘要：泵送桥塞是一种近年来发展的压裂改造新工具，在致密性油气藏中应用广泛。
致密性油气藏具有低孔、低渗、天然裂缝不发育等特征，完井方式通常以水平井完井为主。
在致密性水平井体积压裂改造中，泵送桥塞工艺有着很大的优势，其分隔、射孔一体技术满足了致密性油气藏水平井改造所需要的大排量、大液量等施工参数。
为该种油气藏的改造开发提供了一套完备的方式方法。
关键词：致密油泵送桥塞体积压裂水平井引言随着我国油气田勘探开发的深入，常规油气产量有逐步递减的趋势。
美国致密油的突破性进展给我国的致密性（低渗透）油气藏开发给予了重要启示。
我国油气勘探开发也将逐步向致密性油气藏方向发展。
2013年2月完钻的任密1H井是华北油田公司一口致密性油藏水平井。
其地质特点为储层岩性复杂，以泥质粉砂岩，砂岩为主。
储层低孔、低渗，天然裂缝不发育，总体属低孔、低渗致密油储层。
任密1H井多段改造提高裂缝长度，体积改造是该井获得突破的关键。
该井采用泵送桥塞，分段改造工艺，压裂过程中采取先进行酸化处理，后添加转向剂的体积压裂技术，实现体积改造最大化和低成本经济开发的目标，为国内致密性油气藏开发提供了可借鉴的成功案例。
一、泵送桥塞工艺1.泵送桥塞泵送桥塞是一种近年来发展的压裂改造新工具，在国外致密性油气藏中广泛应用，哈里伯顿、贝克休斯、斯伦贝谢、威德福等公司都有该工具的研发与使用。
尤其是在致密油气藏水平井压裂上具有很大优势，逐步替代了传统的封隔工具，为水平井压分层改造提供了更好的选择。
泵送桥塞工具主体由电缆、射孔枪、坐封工具、封隔器构成。
桥塞中心具有球碗结构，坐封完毕投球封堵，如图1所示。
泵送桥塞投放前预置在井口防喷管串内，开启井口后，尾部拖带电缆投入光套管。
当到达一定井斜位置，靠其自身重力无法克服外部阻力时，与地面泵车配合，采用泵送方式，泵送到设计位置，进行点火作业，炸药推动坐封工具内液压缸坐封，坐封后坐封工具与桥塞脱离。
根据相关统计，发现我国低渗低压油气藏占量非常多，实现对其的开采和利用，能够有效缓解我国目前石油资源的紧张局面，该类石油开发存在一定难度，可以在开发当中积极应用体积压裂技术，全面提高石油开发效率。
一、体积压裂技术概述常规压裂增产理念主要是在压裂时抑制次生裂缝的扩展，主要形成一条主裂缝，产能源自裂缝的高渗流能力；体积压裂与常规压裂改造理念相反，压裂时通过各种工艺形成更多的裂缝，沟通更大的渗流区域，充分发挥主裂缝和天然裂缝增产优势。
当水力压裂时人工裂缝中产生的裂缝延伸净压力大于储层本身存在的最大最小应力差值，以及储层天然裂缝或者胶结面张开需要的临界压力时，人工裂缝就有极大机会在储层中出现多个分支缝，人工主裂缝和分支缝相互穿过，扭曲，交叉，形成初步的缝网结构。
这种结构类似与多裂缝形态，但比多裂缝稍显复杂，缝网仍然以主裂缝为主体，分支缝分布在主裂缝周围。
当主裂缝延伸一定长度以后，其缝内净压力小于应力差时，其分支裂缝会闭合，或者张开一些与主裂缝成一定角度的分支缝，裂缝形态会回归到主裂缝形态。
形成的这种主裂缝与分支缝不断交错分布的裂缝形态就叫做缝网，实现这种裂缝形态的压裂技术被称作体积压裂技术。
二、体积压裂技术在石油开发中的应用1.裂缝封堵压裂技术裂缝封堵技术包括缝内封堵以及缝口封堵。
缝内封堵与“端部脱砂”压裂技术核心机理类似，均是通过一定的裂缝封堵来增加裂缝中的净压力。
缝内封堵相对更加注重微观，天然裂缝发育储层，压裂时一般会开启多条裂缝并同时延伸，裂缝之间相互作用，裂缝狭窄，不利于加砂压裂提高砂比，对支撑剂颗粒大小要求较高，同时还增加了液体的滤失作用。
其一般采用粉砂或者缝内暂堵剂对主裂缝进行封堵，缝内净压力逐渐升高，达到一定程度便可改变原有裂缝走向，产生分支裂缝。
采用缝内暂堵进行缝网压裂时，缝网系统由人工主裂缝与天然裂缝或弱面形成的次生网络组成。
缝口封堵，常常也叫缝口暂堵压裂，其技术伴随着多簇射孔压裂而发展，通过北美页岩气生产测井分析，大约50%的射孔簇无效，29%的射孔簇低效，而21%的射孔簇贡献了70%的产量。
隆页1HF井桥塞分段大型压裂技术张建;熊炜;赵宇新【摘要】隆页1HF井是位于川东南武隆向斜构造的重点探井,目的层是下志留统龙马溪组,与涪陵焦石坝地区背斜构造页岩井压裂施工相比较,具有破裂压力高、延伸压力高、加砂困难等特点.依据武隆区块地质条件,龙马溪组页理发育,石英含量较高,但地应力差异系数中等偏小,以提高储层的改造体积为目标,开展了武隆常压页岩水平井压裂技术研究.采用泵送桥塞与射孔联作技术,优选低伤害减阻水和活性胶液混合压裂工艺,优化了施工排量和压裂参数,压裂施工共分17段,压后测试取得6.2× 104 m3/d的工业气流,证实了武隆区块中浅层页岩储层的含气性能,压后产能取得突破.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2018(008)001【总页数】5页(P76-80)【关键词】分段压裂;压裂液;支撑剂;隆页1HF【作者】张建;熊炜;赵宇新【作者单位】中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院,江苏南京210031;中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院,江苏南京210031;中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院,江苏南京210031【正文语种】中文【中图分类】TE371隆页1HF井是中国石化华东油气分公司在重庆武隆区块的第一口页岩气重点预探井。
该井于2015年10月7日顺利完钻，完钻井深4 378 m，垂深3 498.98 m，水平井段长1 317 m，钻遇龙马溪组下部及五峰组地层优质页岩37 m，钻探目的是落实武隆向斜常压页岩气产能，评价五峰—龙马溪组优质页岩段页岩产能，实现盆外页岩气勘探突破。
认真分析武隆区块向斜构造及地质特征，借鉴江汉涪陵产建区成功经验，结合国内外相关研究成果，优化适合的压裂工艺参数。
在分析页岩压裂改造技术难点的基础上[1-5]，评价隆页1HF井页岩储层可压性，筛选、评价适用的压裂液体系和支撑剂，改进施工工艺，以形成缝网、扩大泄气面积为目标，确定压裂工艺。
水力泵送桥塞分段压裂常见问题分析与预防措施摘要：随着致密油藏资源的大规模开发，大排量、大液量的积压裂工艺是致密油水平井压裂改造下一步的主攻方向，实现这一目标的主要途径是水力泵送桥塞分段多簇压裂技术。
泵送桥塞射孔技术作关键配套技术之一，在应用中取得了良好的开发效果，但在施工过程中也出现了诸如桥塞遇卡、桥射联作工具串上顶遇卡等造成桥射工具串落井等工程问题。
针对施工过程中出现的问题，结合事故案例进行了原因分析，并制定了解决方案及预防措施。
关键词：致密油藏；体积压裂；泵送桥塞射孔近年来，随着页岩气、致密油成功实现商业开发，“水平井+体积压裂”的开发模式已经得到了国内外广泛认可，致密油层水平井储层改造逐步朝着大排量、大液量的方向发展。
通过电缆泵送射孔桥塞带压作业工艺，实现多族射孔与分段压裂，能够满足页岩储层体积改造和增加缝网的完井要求。
但在电缆泵送桥塞射孔施工中也多次出现桥塞支撑环异常张开造成遇卡、桥塞座封失败、套管变形导致泵送桥塞遇卡、桥射联作工具串上顶遇卡、绞车急速刹停造成桥射工具串落井等工程问题。
本文通过对泵送桥塞射孔施工过程中出现的问题进行梳理、分析与总结，以期达到提高泵送桥塞分段压裂施工成功率的目的。
1水力泵送桥塞分段压裂技术1.1工艺原理采用射孔-压裂联作一体化工具进行第1段改造，第一段完成后，后续各段采取桥塞多簇射孔、压裂联作工艺，每段设计4-5簇。
用电缆传输下电缆桥塞+多级分簇射孔枪至水平段，开泵用水力泵推桥塞至预定位置，点火坐封桥塞，上提射孔枪至预定位置射孔，起出射孔枪及桥塞下入工具，进行光套管压裂作业。
用同样方式，根据下入段数要求，依次下入桥塞、射孔，压裂。
1.2技术优势水力泵送桥塞分段压裂工艺与裸眼预置管柱压裂工艺相比，具有射孔压裂后可迅速钻磨（或者溶解）、保证井筒的全通径、利于后期作业的实施等特点。
相比水力喷射压裂工艺，桥塞分段压裂的改造强度和力度更大，对于低渗透储层的改造效果更好，该工艺由于采用射孔、压裂联作，与常规先射孔再下管柱压裂的方法相比，能大幅提高作业时效。
1概述小集油田G106断块位于黄骅坳陷南区孔店构造带，小集油田西北部，东以G106断层为界，南部紧邻X6-17-1断块和X10-16断块，东北部为G39断块。
G106断块目的层枣Ⅴ下油组砂泥岩呈不等厚互层，泥岩隔层单层厚度为5~10m，为主要的隔夹层，但在断块内分布并不稳定。
对低渗油田而言，单独的以水平井提高储层钻遇率和增大泄油面积来开发不能实现经济高效开发，需要在完井过程中结合分段压裂措施改造，水力压裂改造是储层增产的重要手段。
水平井分段压裂改造技术是目前国际上的先进技术，是低压、低渗透油气藏开发的重要增产措施之一[1]。
目前大港油田水平井分段压裂完井方式主要包括水平井固井分段压裂完井、可钻桥塞射孔分段压裂完井、喷射分段压裂完井等完井方式[2]。
水平井固井分段压裂完井技术是在完井管柱中预置有压裂滑套，固井完成后通过投球打压方式打开压裂滑套，对预定储层进行压裂改造的一种工艺[3]。
该技术是近几年大港油田实施的水平井分段压裂完井方式主要是水平井固井分段压裂完井。
其工艺技术特点是：①固井后，井壁稳定性好，可满足后期重复措施；②固井、压裂一体化管柱，不需额外射孔；③套管作为压裂管柱，减少摩阻，降低地面施工压力，可以实现大排量压裂；④定点压裂，改造针对性强；⑤后期出水层段可以通过关闭滑套堵水；⑥球座钻除后，实现全通径；⑦无悬挂封隔器、裸眼封隔器等工具，操作可靠、成本低。
可钻桥塞射孔分段压裂完井技术近几年来是一项新兴的水平井改造技术，在国内外页岩气藏及低渗透储集层开发中得到广泛应用[4]。
该技术的主要特点是：①套管作为压裂管柱，减少摩阻，降低地面施工压力，可以实现大排量压裂；②分段压裂级数不受限制；③分级点火射孔，可实现分簇射孔，裂缝布位准确；④作业管串下放/上提速度快，施工周期短；⑤压裂改造后即可投产，桥塞可根据需求快速钻除。
2实施井概况小集油田G106断块的X5-23-1L井是该地区第一口采用连续油管穿电缆多簇射孔分段压裂技术井，该井完钻井深Xm，最大井斜72.25°，储层为枣Ⅴ下油组，岩性主要为含泥—细粒长石砂岩，孔隙类型主要为次生粒间孔。
水力泵送桥塞分段压裂技术的特点及现场应用摘要：随着长庆油田水平井开发数量的增加，常规分段压裂技术已不能满足水平井施工的需要，而水力泵送桥塞分段压裂技术具有施工排量大、分段压裂级数不受限制、压裂周期短的优点，在水平井体积压裂方面得到了广泛的应用。
该技术采用射孔和桥塞带压联作，通过压裂泵车送入预定位置进行坐封桥塞射孔，提高了体积压裂的效率。
本文将对水力泵送桥塞压裂设备与工艺流程、工艺特点、工艺优化及在现场的实际应用情况作详细的阐述。
关键词：水平井，泵送桥塞，体积压裂，射孔前言根据长庆油田油气开发的经验，每口井的射孔压裂是施工的关键阶段。
针对较长水平段的水平井，需多次射孔压裂，每次射孔压裂既费时间又费劳力，国外长久以来的成功经验告诉我们，水平井分段压裂技术是改造水平井储层的有效技术，这就需要水力泵送桥塞分段压裂技术的广泛应用，其施工速度快，成本低廉，现场操作简单，可灵活调整射孔枪簇深度等优势明显。
这样，可以节省时间和劳力，增加单井的出油气效果，有助于长庆油田油气开发的进一步实施。
1设备与工艺流程1.1设备水力泵送桥塞工作设备主要由井口装置、磁定位仪、桥塞、射孔枪几个部分组成。
井口装置自下而上为：套管大四通、1号平板阀、2号平板阀、排液四通、注入头、3号平板阀、防喷装置。
电缆防喷装置主要包含闸板阀注脂密封头、防喷管、防喷接头（转换三通）、快速试压接头、液压三闸板防喷器、液控球阀、转换法兰、注脂及液压控制系统。
磁定位仪由装在外壳内的永久磁铁和线圈组成。
当仪器在井中移动经过套管接箍时，由于接箍处套管加厚，改变了磁铁周围磁场的分布，使穿过线圈的磁通量变化而产生感应电动势。
记录感应电流的大小，将得到一条套管接箍曲线。
根据套管接箍曲线，配合放射性测井曲线可以准确确定井中射孔位置。
目前长庆区域的水平井所用桥塞多为大通径免钻桥塞，适用于外径为114.3mm的气层套管，由上接头、卡瓦、卡瓦座、护腕、中胶筒、挡环、下接头等部件组成。
泵送桥塞一段多簇体积压裂工艺在北
213-12HF井的应用
摘要：为了解决龙凤山油气田北213区块火山岩储层水平井压裂改造过程中常规压裂施工规模小、储层改造效果不理想等问题，通过与国内外同行业压裂改造工艺对比分析，总结提出了泵送桥塞+一段多簇射孔+体积压裂工艺。
该技术通过压裂车泵送的方式将大通径桥塞及射孔工具串泵送到设计位置，通过地面点火装置进行桥塞坐封和逐簇射孔，起出工具串后进行压裂施工，该工艺压裂位置准确，光套管压裂施工排量大，改造效果理想，而且压裂段数不受限制。
北213-12HF井压裂裂缝监测结果表明，火山岩储层天然裂缝比较发育，泵送桥塞一段多簇体积压裂工艺比常规压裂工艺更利于利用应力干扰，形成复杂缝网，与相同储层条件下的邻井相比，单井产量提高了30%～50%，达到了“体积压裂”的效果。
关键字：龙凤山油气田；泵送桥塞；一段多簇；体积压裂
近几年，随着龙凤山油气田火山岩储层的大规模开发，水平井、大排量、大液量的体积压裂工艺已成为该区块储层压裂改造的主要工艺手段，常规的油管卡封分段压裂改造工艺已不能完全满足该区块的开发需求。
在探索新的储层改造工艺技术过程中，水平井“体积压裂”这种开发模式逐渐得到了致密储层油气田开发行业的广泛认可，而实现这种开发模式的主要工程技术手段就是泵送桥塞分段多簇射孔联作＋体积压裂技术[1]。
1泵送桥塞压裂工艺
1.1工艺技术原理
压裂井井筒经过通井、刮管、试压等工序处理合格后采用油管传输方式进行第一压裂段多簇射孔，然后进行压裂改造，压裂完成后，采用压裂车泵送桥塞及多簇射孔枪工具串＋体积压裂联作的方式进行后续各段施工改造。
根据储层地质情况，每个压裂段设计1簇或多簇射孔。
每段压裂施工结束后，测井队伍利用电
缆将桥塞和分簇射孔枪工具串下放至造斜段附近，然后开泵将桥塞及射孔工具串泵送到设计位置，通过磁定位校深后调整到设计位置进行点火坐封桥塞，之后上提射孔枪至设计射孔位置逐簇射孔，起出工具串后投入可溶球进行下一段压裂施工。
采用相同方式，根据压裂段数需求，逐段进行泵送桥塞、多簇射孔、压裂施工。
1.2工艺技术特点
（1）泵送桥塞射孔联作采用磁定位校深，可确保射孔井段位置更精确。
通过一段多簇射孔后压裂位置更加精准，可实现多射孔段同时起裂，最大化的增加主缝网的波及体积。
（2）采用光套管压裂改造，施工排量大，可使多簇射孔段同时起裂，达到裂缝宽度及高度最大化，使缝网系统更复杂。
（3）泵送桥塞一段多簇射孔+压裂联作方式，可以不限压裂段数连续施工，施工安全、可靠性高，较常规油管压裂大大缩短了压裂周期。
1.3压后投产工艺
由于目前东北油气分公司采用的均为大通井免钻桥塞或全可溶桥塞，桥塞免处理，所以分段压裂施工结束后，无需进行钻塞作业，直接采用电缆下入破裂盘桥塞封堵压裂层，放空井内压力，拆换压裂井口后下入投产管柱，重新安装采气井口，连接放喷流程后使用泵车打开破裂盘即可进行放喷投产作业。
２分段多簇体积压裂机理
一段多簇体积压裂的作用机理：通过水力压裂对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，以此类推，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络。
从而将可以进行渗流的有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率[2]。
3现场应用
北213-12HF井是位于龙凤山油气田北213井区火石岭组火山岩5期次开发井网中的一口产建井，本井钻遇火山岩地层1141米，完钻井深4541米，属于致密砂岩地层，水平段长1046米，水平段轨迹主要穿行于火石岭组储层。
3.1主体改造工艺
通过连续地应力软件分析北213-12HF井的最大和最小主应力差在5-6MPa,通过北213井的全岩分析报告中得出脆性矿物含量还是大于60%，加上火山岩储层裂缝比较发育，所以本井适合体积压裂。
结合井筒地质条件，为提高改造效果，压裂主体工艺采用“泵送桥塞分段多簇射孔+混合水体积压裂”，井筒工艺采用多簇密切割，储层改造工艺为复杂裂缝体积压裂，实现目标改造体积有效。
依据储层特征和“先成缝、后成网”的体积压裂理念，采用“主干缝+分支缝网”模式进行改造，保证在平面上改造的纵深和横向波及，在制造人工裂缝连通储层的同时，尽可能的连通天然裂缝，提高改造效果。
考虑单段多簇射孔密切割压裂，为提高各射孔簇开启和进液强度的均匀性，基本上采用每段2-3簇射孔结合限流压裂方法，提高各射孔簇压开效率，实现有效的储层密切割。
3.2压裂液体系优选
采用“滑溜水＋交联液”的混合压裂液体系，压裂前期阶段采用黏度较低的滑溜水压裂液，利用滑溜水低摩阻特性大排量施工制造复杂裂缝、适当放大规模以更好地连通天然缝，通过注入粒径较小的压裂砂来支撑趾端天然裂缝，可以起到降低压裂液滤失的作用，提高液体效率及造缝能力，同时降低对储层的伤害；后期采用交联液，利用交联冻胶实现有效压开储层、近井地带突破和保证后期高砂比加砂，并利用大粒径支撑剂来提高主裂缝导流能力[3]。
3.3支撑剂优选
支撑剂采用不同粒径组合，以70/140目粉陶进行早期打磨、降滤，降低近井摩阻并提高液体效率，以40/70目陶粒支撑复杂裂缝网络、以30/50目陶粒建立主裂缝通道高导流。
3.4暂堵工艺
考虑在物性较好的压裂层段使用缝内暂堵转向工艺，依靠缝内暂堵剂促进裂
缝的复杂化，进一步提升改造体积内的整体渗流能力，同时对于天然裂缝相对发
育的储层，考虑使用缝内暂堵剂，降低液体滤失，提高缝内净压力，促进裂缝延伸。
3.5压裂施工参数优化
以水平段测录井油气显示、电性特征、压裂投产地质设计为基础，根据压裂
改造需要，综合各项地质因素（密度、伽马、声波时差、孔隙度、渗透率、地应
力剖面等），将本井水平段分为17段进行压裂改造，优选水平段物性好、固井
质量良好以上同时避开套管节箍的位置为射孔井段，确保射孔穿透效果，保证压
裂时裂缝能够正常起裂；根据储层物性、气藏模拟情况、储层地应力分布情况等，依据密切割原理，优选水平段甜点并进行分段和射孔位置选择，分段后各段的射
孔位置应处于其最小主应力且物性较好的位置，必要时进行定向射孔，便于压裂
时裂缝的开启和延伸；充分考虑利用地层间应力干扰，改造后能够形成复杂缝网，充分改造储层，单段设计1～3簇。
综合考虑储层钻遇情况和储层物性特征，利用模拟压裂软件进行模拟压裂。
综合考虑储层钻遇情况和储层物性特征，优化各段施工规模、施工参数和裂缝参数。
针对该井各段的压裂设计规模，优化出各段的入地总液量、前置液比例、最
大施工排量、加砂量、砂比等施工参数，确保压裂改造达到最佳效果。
3.6压裂实施过程和压后效果
第1段油管传输射孔后直接进行套管泵注压裂施工，压裂完成后，采用压裂
车水力泵送方式将桥塞及射孔枪工具串组合泵送至设计位置，然后进行逐簇点火
射孔，射孔完成起出工具串以后，投入可溶球，并开泵以 1.5～2.0m３/min排量
将可溶球送入球座。
送球入座后正式开始第二段压裂施工，当压力上升至
75.5MPa时，地层被成功压开，第二段压裂施工共加入陶粒65m3（70／140目粉
陶13.8m3、40／70目陶粒37.8m3、30／50目陶粒13.4m3），施工排量9.0～
13m3/min，最高砂比24.0％，注入前置液564m3，携砂液282m3，期间投入暂堵剂
450Kg，施工入地总液量1083m3。
第3～17段施工过程与该段相似，除第五段由于施工压力较高，未按设计完成加砂，其余段均顺利压开储层,按设计完成压裂施工，其中第9～15段由于加砂较容易，所以每段均比设计多加砂5方[4]。
从压裂裂缝网络参数表及第二段压裂施工曲线与裂缝网络长宽随时间变化图中可以看出，北213-12HF井采用单段多簇密切割储层改造方式，压裂后裂缝波及范围覆盖了整个水平段，储层充分被改造；通过压裂施工形成的复杂裂缝网系统，最大限度地沟通了储层，建立了油气运移通道，实现了压裂施工的目的，达到了“体积压裂”的效果。
压后放喷排液求产，当返排率为1.24%时出口便见油气显示，与相同储层条件下的邻井北213-2HF井压后在返排率相近情况下的产量进行对比，该井压后产量明显提高，压裂改造增产效果明显。
４结论与建议
（1）泵送桥塞+一段多簇射孔+体积压裂技术在施工过程中通过多簇射孔可实多射孔段同时起裂，更容易增加缝网宽度和高度，最大化的增加缝网的改造体积。
（2）采用“滑溜水＋交联液”的混合压裂液体系，利用低黏度滑溜水低摩阻特性高排量施工制造复杂裂缝、适当放大规模以更好地连通天然缝，整体降低了液体黏度和压裂液对储层的伤害。
（3）北213-12HF井一段多簇压裂裂缝监测表明，龙凤山油气田北213区块虽然储层物性差、但天然裂缝发育，采用泵送桥塞+一段多簇射孔+体积压裂技术比单段单簇方式压裂改造增产效果明显。
参考文献:
[1]王欢.非常规油气藏储层体积改造模拟技术研究[J].特种油气藏，2014，21(2)：8-14．。
