孤南131区块地处孤南凹陷沙三段深层油气藏富集带，是油田增储上产的重点区域。该区块内孤南131-斜37井、孤南131-斜38井、孤南131-斜39井作为主力开发井，储层埋藏深（3900-4100m）、岩性致密、非均质性强，且受147-149℃高温、6-8MPa高应力差制约，常规压裂工艺难以实现有效改造。通过孤南131-斜37井图5-1综合测录图可知，该储层孔隙度、渗透率偏低，天然裂缝发育极差，前期施工常出现裂缝扩展不均、支撑剂沉降、压裂液失稳等问题，单井产能长期低位。

技术人员经过深入分析3口井储层共性问题，对各段裂缝模拟图优化压裂技术，采用差异化改造、高温适配等原理，规范施工流程、严控施工参数，最终取得了显著效果，3口井产能大幅提升，储层改造充分，施工安全环保，形成了适配该区块的特色压裂技术路线。
 
压裂施工
 
3口井均部署于孤南凹陷沙三段储层，埋藏深度3900-4100m，通过综合测录图分析，3口井储层均以砂岩为主，孔隙度、渗透率偏低，层间非均质性显著，天然裂缝不发育。该区块水平应力差6-8MPa，常规压裂导致裂缝扩展不均、支撑剂铺置效果差，储层改造不充分，单井原始产能偏低：孤南131-斜37井压前日产油2.1t，孤南131-斜38井1.9t，孤南131-斜39井2.0t，均未达开发效益要求。

结合前期施工调研及3口井储层联合评价，本次压裂施工前3口井存在以下核心共性问题，以孤南131-斜37井为具体体现：储层非均质性强，不同层段物性差异大，常规统一压裂参数无法实现各层段均衡改造，孤南131-斜37井目的层4045-4080m与3934-3966m孔隙度差异达2.3%，渗透率差异达1.8mD；目的层温度高达147-149℃，常规压裂液高温下易破胶不彻底、粘度下降，携砂能力不足，3口井前期均出现支撑剂沉降堵塞井筒情况；水平应力差较大，裂缝扩展受限，易形成单一平直裂缝，改造体积有限，导致油气流动受阻，是产能偏低的核心原因之一；套管强度与施工压力匹配不足，易引发安全隐患，孤南131-斜38井前期曾出现井口轻微刺漏。
 
技术改进
针对3口井上述共性问题，本次压裂技术改进以“差异化改造、高温适配、安全高效”为核心，结合储层地质特征及工程条件，采用针对性改进原理，可全面适用于3口井压裂施工，确保压裂效果同步提升。

差异化改造原理：基于3口井综合测录图（图1：以孤南131-斜37井为代表）反映的储层物性差异，对每口井分层段优化压裂参数，实现“层段适配、精准改造”，结合各井细微差异微调参数，破解储层非均质性难题。
 
图1  孤南131-斜37井综合测录图
高温压裂液适配原理：针对3口井147-149℃高温环境，优化压裂液配方，添加高温稳定剂、高效破胶剂及交联剂，提升压裂液高温稳定性、携砂能力及破胶性能，解决常规压裂液高温失稳问题，保障支撑剂有效铺置。

裂缝扩展优化原理：通过大排量施工、变粘压裂液体系及层间暂堵工艺，增大施工净压力，打破水平应力差对裂缝扩展的限制，促进裂缝复杂延伸，形成多支裂缝网络，扩大储层改造体积，提升裂缝与储层有效孔隙的沟通效率，破解裂缝扩展受限、改造体积不足的难题。

安全防控原理：通过套管强度校核、施工压力预测，优化施工限压及泵注程序，确保施工压力与套管抗内压强度、井口设备额定压力匹配，同时加强施工过程监测，及时规避套管损坏、井口刺漏、砂堵等安全风险，保障3口井施工均安全有序进行，针对孤南131-斜38井前期刺漏问题，重点优化井口密封及压力控制措施。
 
施工优化
 
本次3口井压裂施工均采用套管分段压裂工艺，结合改进原理，制定统一技术标准，同时根据各井储层细微差异微调施工参数，其中孤南131-斜37井分3段进行改造，孤南131-斜38井、孤南131-斜39井均分2段进行改造。

储层精细评价：3口井均依托自身综合测录图及测井、录井资料，精准划分目的层段，明确储层物性及地应力分布（内应力71-75MPa，水平应力差6-8MPa）。其中孤南131-斜37井划分3个目的层段，另外两口井各划分2个，确保层段划分贴合实际。

材料优选：3口井采用统一材料标准，仅根据储层温度微调压裂液配方比例。一是压裂液，优化4种配方（滑溜水、低粘液、中粘液及胶液），孤南131-斜37井（149℃）、孤南131-斜38井（148℃）、孤南131-斜39井（147℃）滑溜水破胶剂比例分别为0.02%、0.018%、0.016%，确保高温适配；二是支撑剂，均选用40/70目石英砂与30/50目陶粒砂组合，实现全尺度裂缝支撑，提升导流能力，根据各井裂缝模拟结果微调用量比例。

设备及工具准备：3口井均配备1套压裂车组，按泵压80MPa、排量14.5m³/min调试到位，确保设备仪表准确、运行良好；安装KL130/78/65-105型双翼全套压裂井口，用四道绷绳固定，完成井口试压及地面管汇试压，确保承压合格；准备可溶桥塞、射孔工具及备用工具，确保施工顺利推进。针对孤南131-斜38井前期井口刺漏问题，额外加强井口密封检查，更换老化密封件，提升井口承压稳定性。

结合3口井储层评价结果，均通过裂缝参数模拟优化施工参数，其中孤南131-斜37井分3段施工，孤南131-斜38井、孤南131-斜39井分2段施工：孤南131-斜37井分段压裂施工：结合储层评价结果，分3段进行压裂施工，每段均通过裂缝参数模拟优化施工参数，具体如下：第一段压裂（4045-4080m）：优化参数为排量14m³/min，液量960m³，砂量95m³（石英砂57m³、陶粒38m³），支撑半缝长128.6m、缝高13.8m（图2）。图中可见裂缝扩展均匀、覆盖目的层，施工采用变粘压裂液及层间暂堵工艺，保障支撑剂铺置均匀。
 
图2 孤南131-斜37井第一段压裂裂缝模拟图
第二段压裂（3985-4020m）：参数为排量12m³/min，液量550m³，砂量54m³（石英砂34m³、陶粒20m³），支撑半缝长97.5m、缝高11.5m（图3）。采用中等排量施工，匹配储层物性，避免裂缝过度延伸至隔层。
 
图3 孤南131-斜37井第二段压裂裂缝模拟图
第三段压裂（3934-3966m）：参数为排量14m³/min，液量840m³，砂量85m³（石英砂55m³、陶粒30m³），支撑半缝长118.3m、缝高14.2m（图4）。大排量施工增大净压力，促进裂缝复杂延伸，构建完善缝网。
 

图4 孤南131-斜37井第三段压裂裂缝模拟图
孤南131-斜38井、孤南131-斜39井适配调整：两口井均分2段施工，参数基于孤南131-斜37井标准微调，贴合自身储层特点。其中孤南131-斜38井（目的层段4010-4050m、3950-3990m），第一段排量13m³/min，液量880m³，砂量88m³；第二段排量11m³/min，液量520m³，砂量50m³，裂缝模拟参数贴合自身储层，确保裂缝有效覆盖目的层；孤南131-斜39井（目的层段4020-4060m、3940-3980m），第一段排量14m³/min，液量920m³，砂量92m³；第二段排量12m³/min，液量530m³，砂量52m³，施工工艺与孤南131-斜37井一致，均采用变粘压裂液体系及层间暂堵工艺，确保施工效果。
 
效果展示
 
本次3口井压裂均按方案执行：孤南131-斜37井完成3段压裂，累计液量2350m³、加砂234m³；孤南131-斜38井2段，累计液量1400m³、加砂138m³；孤南131-斜39井2段，累计液量1450m³、加砂144m³。3口井施工顺利，无安全环保事故，结合裂缝模拟图及生产数据，改造效果显著，具体以孤南131-斜37井为重点对比说明。

裂缝改造效果：孤南131-斜37井施工现场数据验证，3段裂缝扩展均达设计要求，支撑半缝长97.5-128.6m、支撑缝高11.5-14.2m，裂缝覆盖完整，形成完善缝网，解决常规压裂改造不充分问题。孤南131-斜38井、孤南131-斜39井裂缝模拟结果显示，支撑半缝长89-122m，支撑缝高10.8-13.5m，改造效果与孤南131-斜37井一致，实现有效成缝。

储层改造效果：孤南131-斜37井压后渗透率较压前提升3-5倍，裂缝导流能力达80mD·m以上，有效孔隙沟通率提升40%以上，非均质性显著改善。另外2口井渗透率提升3-4倍，导流能力达75mD·m以上，孔隙沟通率提升38%以上，3口井均实现精准改造。

生产效果：孤南131-斜37井压后初期日产液35m³、日产油8.2t，较压前提升290%，稳定后日产液30-32m³、日产油7.5-8.0t；孤南131-斜38井初期日产液32m³、日产油7.6t，提升295%，稳定后日产液28-30m³、日产油7.0-7.5t；孤南131-斜39井初期日产液33m³、日产油7.8t，提升290%，稳定后日产液29-31m³、日产油7.2-7.8t。3口井压裂液返排率≥85%，破胶彻底，对储层伤害小，区块整体产能提升290%以上。

安全及环保效果：3口井施工过程中，通过严格的压力控制及设备检查，均未发生套管损坏、井口刺漏、砂堵等安全隐患，施工安全可控；压后返排液、放喷液全部回收处理，未发生环境污染事件，满足HSE施工要求，其中孤南131-斜38井彻底解决了前期井口刺漏的问题，施工安全性显著提升。