杨兆中, 彭擎东, 王振普, 李小刚, 朱静怡, 秦杨

2023, 30(3): 1-8. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.001

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常规酸化压裂工作液体系存在酸岩反应过快、有效作用距离短等问题,微胶囊固体酸是解决该问题的有效手段之一,其常用于对非常规油气藏进行深度酸化压裂。此次研究阐述了微胶囊固体酸的作用机理、结构和性能特点,总结了微胶囊固体酸酸化压裂技术的研究进展,指明了微胶囊固体酸酸化压裂技术未来的主要研究方向。该研究可为超高温碳酸盐岩油藏的增产改造提供技术支持,并为微胶囊固体酸酸化压裂技术的研究与应用推广提供理论指导。

准噶尔盆地东部北三台凸起烧房沟组沉积模式及其对储层发育的控制作用

罗亮, 胡晨林, 唐雅妮, 但顺华, 韩长城, 刘子铭

2023, 30(3): 9-18. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.002

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为认识准噶尔盆地东部北三台凸起地区三叠系烧房沟组沉积特征及沉积模式,厘清储层发育的制约因素,在沉积学的基础上,结合岩心、薄片、粒度、常规物性等资料,开展了烧房沟组沉积模式及其对储层发育的控制作用研究。研究表明:烧房沟组共发育9种典型的岩相类型,分别为槽状交错层理砾岩相、板状交错层理砾岩相、块状层理砾岩相、槽状交错层理砂岩相、板状交错层理砂岩相、块状层理砂岩相、浪成砂纹层理砂岩相、平行层理粉砂岩相和块状层理泥岩相;烧房沟组主要以辫状河三角洲相为主,沉积微相包括泛滥平原、水上辫状河道、心滩、天然堤、水下辫状河道、分流河道间、水下天然堤、河口坝、前三角洲泥和滩坝10种类型,其中,水下辫状河道、河口坝及滩坝储层物性最好,平均孔隙度分别为17.31%、20.66%、21.81%,平均渗透率分别为6.89、7.05、12.98 mD;该区储层物性主要受到沉积作用的控制,优质储层主要发育于水下辫状河道、河口坝及滩坝微相中。研究认识可为研究区油气进一步精细勘探开发提供理论基础。

鄂尔多斯盆地大宁—吉县地区盒8段储层特征与优质储层控制因素

郭琪琪, 耳闯, 赵靖舟, 滕云玺, 谭诗锦, 沈聪敏

2023, 30(3): 19-28. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.003

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针对大宁—吉县地区盒8段优质储层分布不明确的问题,利用铸体薄片、X射线衍射、阴极发光、扫描电镜等手段,从岩石学与矿物学、成岩作用等方面分析储层发育特征及影响因素。结果表明:盒8段储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩,岩性以中、粗砂岩为主;储集空间类型包括粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔以及黏土矿物晶间孔等,储层物性为低孔低渗,属于致密储层,但孔渗相关性较好;压实作用是研究区储层致密的主要因素,平均压实减孔率为80.16%,平均胶结减孔率为17.00%,溶蚀作用可改善储层物性,平均溶蚀增孔率为7.34%;优质储层并不存在于砂体中部或顶、底处,其在砂体单元内部的发育遵循“砂体中心上下两侧”分布模式;在抗压实性、溶蚀条件以及各类胶结物特性等因素影响下,优质储层多发育于石英砂岩与中、粗砂岩。该研究成果可为研究区优质储层的准确预测提供参考。

古冲沟地貌控制辫状河型冲积扇沉积特征及有利储层评价

孙宜丽, 樊晓伊

2023, 30(3): 29-37. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.004

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受古冲沟地貌控制的冲积扇,其地层空间叠置样式、沉积特征更为复杂,难以用现有模式指导沉积特征研究。以现代白杨河冲积扇研究成果为指导,结合地震、岩心、测井、物性、含油性等资料,对春光油田沙湾组古冲沟地貌控制下的辫状河型冲积扇,开展了古地貌、岩相特征、微相展布等沉积特征的系统性研究,建立动态沉积演化模式。研究结果表明:该区具有双通道古冲沟地貌特征,地层经历冲沟—填平—进积—退积的充填过程,具有不均衡沉积特点;受区域位置所限,仅发育扇中和扇端沉积亚相,早期为洪水期,以沉积作用为主,受古冲沟地貌控制,发育限制性的水道化扇体沉积,从扇中到扇端,具有重力流向牵引流沉积特征,晚期为洪退期,随着地层的填平补齐,发育非限制性的扇形沉积体,以漫流沉积为主;在沉积微相精细识别的基础上,建立储层分类评价标准,将研究成果应用于春光油田西北部,筛选出3个有利区,部署新井在古冲沟型冲积扇油藏中获得突破。研究成果丰富了对不同地貌控制的冲积扇沉积演化特征的认识,对古冲沟型冲积扇沉积特征研究有重要意义。

歧北斜坡沙二段储层碱性环境成岩演化及其对储集性能的影响

刘金库, 邓明杰, 张泽, 李国良, 房金伟, 汪春浦, 王飞洋, 谭荃

2023, 30(3): 38-46. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.005

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为深化认识歧北斜坡沙二段储层成岩环境、演化模式及孔隙发育机理,通过岩石(铸体)薄片、扫描电镜、X射线衍射分析等手段,对沙二段致密砂岩储层碱性环境成岩作用特征、成岩演化模式、碱性环境成因机制及其对储层孔隙发育的影响进行研究。结果表明:储层中存在石英溶蚀、多期碳酸盐矿物胶结交代、硬石膏交代以及碱性黏土矿物组合等多种碱性环境的成岩现象;目前储层成岩阶段处于中成岩A₂亚期,整个成岩演化过程中,成岩环境经历了碱性—酸性—碱性的变化;早期成岩阶段,碱性成岩环境的形成与同沉积期的咸水湖盆环境密切相关,中成岩A₂亚期阶段,由于金属阳离子富集,酸性水来源减少并大量消耗,导致孔隙水介质pH值升高,重新恢复为碱性成岩环境;碱性环境形成的多期碳酸盐胶结物大量充填孔隙,使储集空间大幅降低,同时,储层中的早期碱性流体介质也抑制了酸性流体对储层的溶蚀改造强度,但碱性环境下石英溶蚀形成了大量次生孔隙,是研究区储层孔隙发育的主要机制。研究成果对预测研究区优质储层分布具有指导意义。

准噶尔盆地石西凸起风化型火山岩储层相态发育模式

张啸, 陈国军, 李俊飞, 张帆

2023, 30(3): 47-55. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.006

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针对风化型火山岩储层结构特征认识不清,缺乏有效的划分方法等问题。以准噶尔盆地石西凸起风化型火山岩为研究对象,结合岩石物理实验、FMI成像资料及测录井综合资料,自上而下建立和划分出风化型火山岩4种相态模式,分别为强风化黏土相、风化水解相、弱风化淋滤崩解相以及无风化母岩相。利用测井资料构建风化型火山岩储层综合指数、风化综合指数对风化型火山岩相态精细划分,明确弱风化淋滤崩解相为风化型火山岩优势相态。在准噶尔盆地石西凸起应用效果显著,为同类型火山岩储层相态研究提供参考。

基于轻烃分析的复杂储层流体随钻评价新技术

李鸿儒, 谭忠健, 符强, 郭明宇, 田青青, 韩明刚, 李艳霞

2023, 30(3): 56-62. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.007

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针对渤中西南环古近系储层流体性质随钻评价难度大、多解性强、录井与测井资料响应特征矛盾等问题,在深度研究轻烃录井数据的基础上,建立了基于轻烃敏感参数的含水性分析、井场轻烃碳环优势分析、基于烷烃系列对比的生物降解分析以及基于主成分分析和支持向量机的数学算法等的井场轻烃流体评价方法,并进行了实例应用。评价结果表明:基于轻烃敏感参数的储层含水性图版及烷烃系列对比的生物降解程度解释图版,识别研究区流体性质效果好;井场轻烃碳环优势分析法可用于对比分析油气藏成因及来源,与常规录井方法相比,对多期次充注复杂油气藏流体评价优势明显;基于主成分分析和支持向量机的数学算法的轻烃分析方法评价复杂储层流体性质符合率较高,可达85%左右。该技术方法在研究区应用效果良好,为复杂储层流体随钻评价提供了新的思路,具有较好的应用前景。

基于等效介质理论的页岩声波数值模拟方法研究

李贤胜, 邱小雪, 陈明江, 李玮, 刘向君, 杨孛

2023, 30(3): 63-72. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.008

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声波数值模拟对于页岩各向异性特征研究及大斜度井页岩声波校正研究均有着十分重要的意义。为了研究页岩声波各向异性特征,基于等效介质理论构建了由泥质层、砂质层组成的页岩等效模型,从弹性理论出发,推导出等效页岩模型刚度系数、声波波速计算方法,分析了纹层弹性参数、纹层厚度、纹层角度、纹层密度等对等效页岩模型刚度系数和弹性波速的影响。研究表明:泥质层与砂质层厚度比会影响等效介质刚度系数;等效页岩模型刚度系数值随弹性参数比的增加而增加;泥质层的拉梅系数会影响纵波波速与纹层角度关系、横波波速极值,对SH波没有影响;声波波速随泥质层的剪切模量或弹性参数比的增加逐渐增加,且剪切模量对3种波速与纹层角度的关系均有较大影响;纹层密度一定时,随着纹层角度增加,纵波波速逐渐降低并趋于稳定,横波波速先增加后降低,SH波速逐渐降低;纹层角度一定时,3种波速均随纹层密度的增加逐渐降低。研究结果对页岩声波数值模拟方法及声波测井校正方法具有指导意义。

全可视化双反应釜内甲烷水合物生成与分解特征研究

毛港涛, 李治平, 王凯, 丁垚

2023, 30(3): 73-80. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.009

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为明确甲烷水合物生成分解特征及其影响因素,设计并搭建了高压全透明双反应釜实验平台,以高纯度甲烷和去离子水作为研究对象,有无搅拌作为对比,进行甲烷水合物初次和二次生成分解实验。结果表明:水合物的生成可分为诱导、快速生成、缓慢生成、稳定4个阶段;搅拌对水合物的生成有较好的促进作用,在400 r/min的转速下,下釜比上釜多消耗甲烷量93.6%;同时,记忆效应更加明显,二次生成比初次生成诱导时间缩短了62.5%,消耗甲烷量增加了254.0%。该研究可为水合物的开发起到一定的指导作用。

致密砂岩气藏自支撑裂缝损伤机理及导流能力研究

孙永鹏, 王传熙, 戴彩丽, 魏利南, 陈超, 谢孟珂

2023, 30(3): 81-87. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.010

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针对致密砂岩气藏压裂后自支撑裂缝导流能力发生变化的问题,建立了裂缝壁面仿真自支撑裂缝导流能力的实验评价方法,从裂缝壁面微观形貌、粗糙度、强度等方面探究导流能力损伤机理,明确了裂缝导流能力变化规律。研究表明:裂缝遇水后壁面黏土水化,并在应力作用下压实,壁面平均高度下降了8.5%;同时,裂缝壁面软化,平均硬度降低了34.3%。生产油嘴尺寸变化越密集,高应力时自支撑裂缝导流能力越高;第3次开井生产时的裂缝导流能力比首次开井下降91.7%~98.5%;错位裂缝的导流能力为无错位裂缝的18.1~140.4倍;随着压裂后地层水驱替压裂液产出,最终裂缝导流能力为原始裂缝导流能力的3.45倍。该文明确了致密气藏生产过程导流能力损伤机理,阐明了不同因素作用下自支撑裂缝导流能力变化规律,为致密砂岩气藏自支撑裂缝保护提供了基础理论依据。

致密油藏直流电提高采收率技术实验研究

贾泽江, 宁正福, 张文通, 毛柱, 王质鹏, 程志林

2023, 30(3): 88-96. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.011

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针对致密油注水困难导致开发效果较差的问题,提出应用直流电场提高致密油采收率。以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组致密砂岩岩心为研究对象,通过直流电场恒速驱替实验、润湿角测量及XRD测试实验,探究直流电场驱替效果及作用机理。研究表明:致密油采用直流电场的采收率与电场强度正相关;水驱开始时应用直流电场的开发效果优于水驱结束后应用直流电场,两者在10 V电压下分别可将水驱平均采收率提高29.06个百分点和14.68个百分点;应用直流电场后,采油速度加快;直流电场不但可以通过电渗流减小流动阻力,降低注水难度,还可通过电化学反应增强岩石的亲水性,提高驱油效率。该研究为致密油高效开发提供了新的思路。

二甲醚水驱提高稠油油藏采收率实验

张亮, 魏虎超, 张向峰, 史振鹏, 赵泽宗, 王晓燕, 章杨, 杨红斌

2023, 30(3): 97-105. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.012

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为研究二甲醚(DME)在稠油油藏开发中的增产机理,揭示其在油水两相中的传质规律及对稠油的溶胀降黏效果,选取大港油田某区块稠油油样,开展高温高压条件下PVT和填砂管驱替实验。结果表明:DME是一种良好的稠油降黏剂,易溶解于水,更易溶解于原油,在油水两相中具有较强的扩散作用;水可作为载体将DME注入地下,并可通过添加乙醇或乙二醇来提高DME的携带量;对于黏度较低的稠油,可在水驱基础上开展DME水驱,增油效果显著,对于黏度较高无法形成有效驱替的稠油,可考虑采用水或CO₂作为载体进行DME吞吐。研究结果对DME在稠油开采中的应用具有重要指导意义。

吉木萨尔页岩油二氧化碳吞吐提高采收率技术研究

曹长霄, 宋兆杰, 师耀利, 高阳, 郭佳, 常旭雅

2023, 30(3): 106-114. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.013

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针对吉木萨尔页岩油衰竭式开发采收率低、注水吞吐效果差的问题,通过油气相态实验和油藏数值模拟方法开展了页岩油储层CO₂吞吐技术适用性研究,指导现场CO₂吞吐技术实施。结果表明:相较于CH₄,CO₂与吉木萨尔页岩油的相互作用更好,在地层压力和地层温度条件下,CO₂在原油中的溶解气油比为497.83 m³/m³,原油黏度降低70.65%,原油体积膨胀2.05倍;对于典型页岩油井,多周期CO₂吞吐可提高采收率9.43个百分点,原油产量可提高31 472.40 t。随着裂缝间距缩短和储层孔隙度增加,CO₂吞吐增油效果逐渐变好,渗透率和含油饱和度对CO₂吞吐效果的影响较小。矿场试验结果表明,CO₂吞吐可有效提高页岩油采收率,在无裂缝窜扰条件下,增油效果更优。研究成果对页岩油高效开发具有一定借鉴意义。

不同驱替阶段微观剩余油赋存特征及影响因素

刘薇薇, 陈少勇, 曹伟, 王力那, 刘振林, 王海考

2023, 30(3): 115-122. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.014

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为进一步明确中高含水期油藏微观剩余油分布特征,将CT无损分析和常规驱替实验相结合,利用原位对比技术分析不同驱替阶段的微观剩余油分布特征及其影响因素。结果表明:微观剩余油动用效果受微观孔喉大小、孔喉连通性以及孔喉空间分布等方面的影响,各种微观力形成的主驱动力与微观孔喉结构共同影响剩余油的分布情况及赋存特征;水驱阶段动用效果主要受微观孔隙结构影响,连通性较好的大孔道中微观剩余油可发生长距离搬运,动用效果好,而连通较差的小孔道中油滴仅会沿边缘发生小幅度的减薄,动用效果较差;聚合物-表面活性剂复合驱后再进行水驱,微观孔喉分布的非均质性是影响其动用效果的最重要因素,微观非均质性强的低渗、高渗岩心动用效果更明显;油田不同开发阶段应采取不同注采策略,水驱阶段应选取均质且大孔道发育层段进行水驱开发,聚合物-表面活性剂复合驱阶段应优先选择水驱波及效果差、非均质性强的层段进行开发。研究结果对储层微观剩余油赋存及提高采收率研究具有指导意义。

层理页岩脆性破裂模式力学机理研究

李亮, 赵志红, 杨琦, 杨帆, 王鹏, 刘永兵

2023, 30(3): 123-130. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.015

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针对页岩受力脆性破坏的力学机理认识不清的问题,在分析层理页岩特征的基础上,应用岩石断裂力学理论,结合广义胡克定律,建立了纵向力学非均质性的层理页岩脆性破裂模型,分析了层理页岩破裂模式的主要影响因素。研究表明:层理页岩的脆性破裂模式主要分为剪切破坏和拉伸破坏,外界应力条件下硬岩岩层易发生拉伸破坏,软岩岩层易发生剪切破坏;岩层杨氏模量越大、泊松比越小,岩层越易发生拉伸破坏,反之易发生剪切破坏;最小水平主应力越大、水平主应力差越小,越倾向于发生剪切破坏;页岩层间力学性质的差异性是页岩发生脆性破裂的根本原因,页岩层间差异越大,岩石脆性特征越强,越有利于压裂。该研究可为页岩脆性评价和水力压裂方案制订提供理论指导。

稠油油藏多相协同蒸汽驱物理模拟实验

刘刚, 曹涵, 朱爱国, 李宜强, 岳航

2023, 30(3): 131-136. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.016

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针对稠油油藏蒸汽驱后期纵向矛盾突出、高渗层汽窜严重等问题,以新疆油田九6区稠油油藏为例,开展多介质辅助蒸汽驱物理模拟实验研究,首先评价凝胶的成胶性能和降黏剂的降黏效果,然后使用全直径岩心对多相协同蒸汽驱的组合方式进行优化。结果表明:凝胶成胶封堵高渗层后,后续注入的多相介质可有效进入低渗层,驱动低渗油藏剩余油;注入降黏剂后,再注入N₂可有效增强原油的弹性能量和流动性,有助于扩大蒸汽波及体积;调堵—降黏—增压的多相协同蒸汽驱开发模式是最佳的组合方式,可提高采收率23.65个百分点。研究成果可为改善稠油油藏蒸汽驱后期开发效果提供技术借鉴。

考虑吸附气影响的页岩气井三项式产能计算方法

房大志, 刘洪, 庞进, 谷红陶, 马伟骏

2023, 30(3): 137-142. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.017

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针对页岩气吸附解吸对生产井产能影响规律不清晰的问题,基于致密气井的渗流特征和产能方程,从气体渗流微分方程出发,结合Langmuir等温吸附公式,建立考虑页岩气吸附解吸的产能模型,根据页岩气井的钻完井和动态监测资料计算了页岩气井不同解吸时间下的产能和无阻流量,并根据回压试井资料,将吸附气影响转化为附加阻力系数,形成三项式产能计算方程,利用该方程研究了吸附气对页岩气产能计算的影响。结果表明:吸附气会导致页岩气井初期产能计算值偏高,解吸10 d后计算的无阻流量相对稳定;吸附气含量对页岩气井产能影响较大,吸附压力对产能影响较小;三项式产能计算结果与解析法模型计算结果误差小于12%,结果较为可靠。研究成果可为页岩气井产能评价提供参考。

CL区块登娄库组致密砂岩气藏压裂液体系适应性评价

肖杭州

2023, 30(3): 143-147. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.018

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为进一步开展压裂液及支撑剂对CL区块登娄库组致密砂岩储层的适应性评价工作,选取目标层位常用的压裂液及支撑剂,开展了岩心渗透率测试实验、返排实验、CT重构实验及储层导流能力实验等,综合评价了不同类型压裂液和支撑剂对岩样渗流能力的影响。研究表明:压裂液返排后对岩心仍存在一定损害,胍胶压裂液的损害率大于滑溜水压裂液,主要表现为水敏损害、水锁损害及残渣损害,其机理在于胍胶压裂液处理后的岩样孔隙结构发生显著变化,孔喉半径为7～22 μm的微小孔隙占比增多;致密砂岩储层渗流能力受支撑剂嵌入影响,导流能力与粒径及闭合压力呈负相关。该研究成果可为CL区块登娄库组致密砂岩气藏压裂液体系优选提供理论指导。

迪那2凝析气田全生命开采周期纵横向出砂规律探索

刘洪涛, 文章, 涂志雄, 张宝, 景宏涛, 易俊, 孔嫦娥, 于小童

2023, 30(3): 148-154. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.019

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塔里木油田迪那2凝析气田属于高温高压、低孔低渗、中—高胶结强度裂缝性砂岩气藏,具有低孔低渗特点,传统观点均认为该类型储层不存在出砂问题,但自2009年投产至今,21口井取到砂样,出砂情况普遍,已成为影响气田稳产的一个关键技术难题。为此,建立了多孔弹塑性3D出砂流固耦合模型,利用数值模拟方法,对迪那2气田开展全方位出砂量预测。研究表明:迪那2气田出砂过程可划分为少量出砂、出砂递增、出砂加剧及稳定出砂4个阶段;重度出砂区域在X-6、X-7、X-8井周围,出砂量从气田中部往四周逐步降低,重点出砂层位在库姆格列木群E_1-2km²组。经现场实测数据验证,出砂量预测误差在15%以内,说明该出砂量预测方法具有实用性。该研究可为油田制订合理防砂对策和高效开发提供技术支持。

一种选择性堵水界面凝胶的研制

李军, 王犁, 李勇, 陈启龙, 王莎, 鲁红升

2023, 30(3): 155-160. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.020

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针对高分子聚合物选择性堵水凝胶油水选择性差、注入压力大等缺点,利用N,N-二甲基环己胺分别与硬脂酸、花生酸、山嵛酸,通过酸胺中和反应合成小分子凝胶因子,该小分子凝胶因子能够在油水界面上自发形成界面凝胶。利用偏光显微镜及流变仪探究了界面凝胶的微观形貌以及流变学性能,利用驱替实验考察了小分子凝胶因子在油水界面的选择性堵水性能。结果表明:小分子凝胶因子在油水界面形成的界面凝胶的黏度可达105 mPa·s以上,屈服应力高达100 Pa;驱替实验证明,小分子凝胶因子能够选择性封堵水通道,突破压力梯度达到2.74 MPa/m,采收率提高了21.3个百分点。该小分子凝胶因子具有良好的油水选择性,能够有效提高原油采收率,具有推广应用价值。

SAGD采油站伴生气顶自压输油技术研究与试验

高忠敏

2023, 30(3): 161-167. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.021

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SAGD采油站至联合站间输油一般均采用泵输工艺,存在能耗高、损耗大、安全隐患多等问题。当SAGD开发进入汽腔拓展阶段后,伴生气量大且能保持稳定,为开展自压输油提供了可能。为此,开展了SAGD采油站自压输油技术研究。利用SAGD采油站缓冲罐气顶压力高且较为稳定这一优势,优化原有的集输流程,成功实现无外输动力条件下的自压输油。该技术具有成本低、收益高、减员增效等经济效益和社会效益。该技术在SAGD开发的汽腔拓展、稳定泄油及汽腔下降初期3个阶段均能实现平稳运行,可为SAGD开发技术的推广应用提供技术支持。

致密砾岩油藏地层亏空区新井压裂参数优化设计

李杰, 马明伟, 杨升峰, 王松, 李蕴哲, 徐鹏, 李佶晔

2023, 30(3): 168-174. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.022

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针对老井地层能量亏空对新井储层改造及生产存在影响的问题,在三维地质及地应力模型的基础上,建立油藏数值模型,结合生产资料研究老井应力场的动态变化规律,基于裂缝扩展模型预测新井裂缝形态特征,并优化压裂设计参数。研究表明:老井开发导致低应力区对邻井裂缝扩展有一定诱导作用,优化新井前置液比例,能够弥补地层能量亏空,避免新井人工裂缝向亏空方向过分延伸,储层改造更充分,压裂后产能更理想。玛湖砾岩油藏H1井组实例应用表明,优选簇间距为25~30 m,用液强度为18 m³/m,单簇前置液量为400 m³,能够有效抑制低应力区对新井人工裂缝的诱导,提高支撑剂的铺置浓度。该研究对同类砾岩油藏开发具有重要指导意义。

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