孤南131區塊地處孤南凹陷沙三段深層油氣藏富集帶，是油田增儲上產的重點區域。該區塊內孤南131-斜37井、孤南131-斜38井、孤南131-斜39井作為主力開發井，儲層埋藏深（3900-4100m）、巖性致密、非均質性強，且受147-149℃高溫、6-8MPa高應力差制約，常規壓裂工藝難以實現有效改造。通過孤南131-斜37井圖5-1綜合測錄圖可知，該儲層孔隙度、滲透率偏低，天然裂縫發育極差，前期施工常出現裂縫擴展不均、支撐劑沉降、壓裂液失穩等問題，單井產能長期低位。
技術人員經過深入分析3口井儲層共性問題，對各段裂縫模擬圖優化壓裂技術，采用差異化改造、高溫適配等原理，規范施工流程、嚴控施工參數，最終取得了顯著效果，3口井產能大幅提升，儲層改造充分，施工安全環保，形成了適配該區塊的特色壓裂技術路線。
壓裂施工
3口井均部署于孤南凹陷沙三段儲層，埋藏深度3900-4100m，通過綜合測錄圖分析，3口井儲層均以砂巖為主，孔隙度、滲透率偏低，層間非均質性顯著，天然裂縫不發育。該區塊水平應力差6-8MPa，常規壓裂導致裂縫擴展不均、支撐劑鋪置效果差，儲層改造不充分，單井原始產能偏低：孤南131-斜37井壓前日產油2.1t，孤南131-斜38井1.9t，孤南131-斜39井2.0t，均未達開發效益要求。
結合前期施工調研及3口井儲層聯合評價，本次壓裂施工前3口井存在以下核心共性問題，以孤南131-斜37井為具體體現：儲層非均質性強，不同層段物性差異大，常規統一壓裂參數無法實現各層段均衡改造，孤南131-斜37井目的層4045-4080m與3934-3966m孔隙度差異達2.3%，滲透率差異達1.8mD；目的層溫度高達147-149℃，常規壓裂液高溫下易破膠不徹底、粘度下降，攜砂能力不足，3口井前期均出現支撐劑沉降堵塞井筒情況；水平應力差較大，裂縫擴展受限，易形成單一平直裂縫，改造體積有限，導致油氣流動受阻，是產能偏低的核心原因之一；套管強度與施工壓力匹配不足，易引發安全隱患，孤南131-斜38井前期曾出現井口輕微刺漏。
技術改進
針對3口井上述共性問題，本次壓裂技術改進以“差異化改造、高溫適配、安全高效”為核心，結合儲層地質特征及工程條件，采用針對性改進原理，可全面適用于3口井壓裂施工，確保壓裂效果同步提升。
差異化改造原理：基于3口井綜合測錄圖（圖1：以孤南131-斜37井為代表）反映的儲層物性差異，對每口井分層段優化壓裂參數，實現“層段適配、精準改造”，結合各井細微差異微調參數，破解儲層非均質性難題。
圖1 孤南131-斜37井綜合測錄圖
高溫壓裂液適配原理：針對3口井147-149℃高溫環境，優化壓裂液配方，添加高溫穩定劑、高效破膠劑及交聯劑，提升壓裂液高溫穩定性、攜砂能力及破膠性能，解決常規壓裂液高溫失穩問題，保障支撐劑有效鋪置。
裂縫擴展優化原理：通過大排量施工、變粘壓裂液體系及層間暫堵工藝，增大施工凈壓力，打破水平應力差對裂縫擴展的限制，促進裂縫復雜延伸，形成多支裂縫網絡，擴大儲層改造體積，提升裂縫與儲層有效孔隙的溝通效率，破解裂縫擴展受限、改造體積不足的難題。
安全防控原理：通過套管強度校核、施工壓力預測，優化施工限壓及泵注程序，確保施工壓力與套管抗內壓強度、井口設備額定壓力匹配，同時加強施工過程監測，及時規避套管損壞、井口刺漏、砂堵等安全風險，保障3口井施工均安全有序進行，針對孤南131-斜38井前期刺漏問題，重點優化井口密封及壓力控制措施。
施工優化
本次3口井壓裂施工均采用套管分段壓裂工藝，結合改進原理，制定統一技術標準，同時根據各井儲層細微差異微調施工參數，其中孤南131-斜37井分3段進行改造，孤南131-斜38井、孤南131-斜39井均分2段進行改造。
儲層精細評價：3口井均依托自身綜合測錄圖及測井、錄井資料，精準劃分目的層段，明確儲層物性及地應力分布（內應力71-75MPa，水平應力差6-8MPa）。其中孤南131-斜37井劃分3個目的層段，另外兩口井各劃分2個，確保層段劃分貼合實際。
材料優選：3口井采用統一材料標準，僅根據儲層溫度微調壓裂液配方比例。一是壓裂液，優化4種配方（滑溜水、低粘液、中粘液及膠液），孤南131-斜37井（149℃）、孤南131-斜38井（148℃）、孤南131-斜39井（147℃）滑溜水破膠劑比例分別為0.02%、0.018%、0.016%，確保高溫適配；二是支撐劑，均選用40/70目石英砂與30/50目陶粒砂組合，實現全尺度裂縫支撐，提升導流能力，根據各井裂縫模擬結果微調用量比例。
設備及工具準備：3口井均配備1套壓裂車組，按泵壓80MPa、排量14.5m³/min調試到位，確保設備儀表準確、運行良好；安裝KL130/78/65-105型雙翼全套壓裂井口，用四道繃繩固定，完成井口試壓及地面管匯試壓，確保承壓合格；準備可溶橋塞、射孔工具及備用工具，確保施工順利推進。針對孤南131-斜38井前期井口刺漏問題，額外加強井口密封檢查，更換老化密封件，提升井口承壓穩定性。
結合3口井儲層評價結果，均通過裂縫參數模擬優化施工參數，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井分段壓裂施工：結合儲層評價結果，分3段進行壓裂施工，每段均通過裂縫參數模擬優化施工參數，具體如下：第一段壓裂（4045-4080m）：優化參數為排量14m³/min，液量960m³，砂量95m³（石英砂57m³、陶粒38m³），支撐半縫長128.6m、縫高13.8m（圖2）。圖中可見裂縫擴展均勻、覆蓋目的層，施工采用變粘壓裂液及層間暫堵工藝，保障支撐劑鋪置均勻。
圖2 孤南131-斜37井第一段壓裂裂縫模擬圖
第二段壓裂（3985-4020m）：參數為排量12m³/min，液量550m³，砂量54m³（石英砂34m³、陶粒20m³），支撐半縫長97.5m、縫高11.5m（圖3）。采用中等排量施工，匹配儲層物性，避免裂縫過度延伸至隔層。
圖3 孤南131-斜37井第二段壓裂裂縫模擬圖
第三段壓裂（3934-3966m）：參數為排量14m³/min，液量840m³，砂量85m³（石英砂55m³、陶粒30m³），支撐半縫長118.3m、縫高14.2m（圖4）。大排量施工增大凈壓力，促進裂縫復雜延伸，構建完善縫網。
圖4 孤南131-斜37井第三段壓裂裂縫模擬圖
孤南131-斜38井、孤南131-斜39井適配調整：兩口井均分2段施工，參數基于孤南131-斜37井標準微調，貼合自身儲層特點。其中孤南131-斜38井（目的層段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，裂縫模擬參數貼合自身儲層，確保裂縫有效覆蓋目的層；孤南131-斜39井（目的層段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，施工工藝與孤南131-斜37井一致，均采用變粘壓裂液體系及層間暫堵工藝，確保施工效果。
效果展示
本次3口井壓裂均按方案執行：孤南131-斜37井完成3段壓裂，累計液量2350m³、加砂234m³；孤南131-斜38井2段，累計液量1400m³、加砂138m³；孤南131-斜39井2段，累計液量1450m³、加砂144m³。3口井施工順利，無安全環保事故，結合裂縫模擬圖及生產數據，改造效果顯著，具體以孤南131-斜37井為重點對比說明。
裂縫改造效果：孤南131-斜37井施工現場數據驗證，3段裂縫擴展均達設計要求，支撐半縫長97.5-128.6m、支撐縫高11.5-14.2m，裂縫覆蓋完整，形成完善縫網，解決常規壓裂改造不充分問題。孤南131-斜38井、孤南131-斜39井裂縫模擬結果顯示，支撐半縫長89-122m，支撐縫高10.8-13.5m，改造效果與孤南131-斜37井一致，實現有效成縫。
儲層改造效果：孤南131-斜37井壓后滲透率較壓前提升3-5倍，裂縫導流能力達80mD·m以上，有效孔隙溝通率提升40%以上，非均質性顯著改善。另外2口井滲透率提升3-4倍，導流能力達75mD·m以上，孔隙溝通率提升38%以上，3口井均實現精準改造。
生產效果：孤南131-斜37井壓后初期日產液35m³、日產油8.2t，較壓前提升290%，穩定后日產液30-32m³、日產油7.5-8.0t；孤南131-斜38井初期日產液32m³、日產油7.6t，提升295%，穩定后日產液28-30m³、日產油7.0-7.5t；孤南131-斜39井初期日產液33m³、日產油7.8t，提升290%，穩定后日產液29-31m³、日產油7.2-7.8t。3口井壓裂液返排率≥85%，破膠徹底，對儲層傷害小，區塊整體產能提升290%以上。
安全及環保效果：3口井施工過程中，通過嚴格的壓力控制及設備檢查，均未發生套管損壞、井口刺漏、砂堵等安全隱患，施工安全可控；壓后返排液、放噴液全部回收處理，未發生環境污染事件，滿足HSE施工要求，其中孤南131-斜38井徹底解決了前期井口刺漏的問題，施工安全性顯著提升。
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