华北束鹿凹陷泥灰岩的主要特点有：①深井（4237. 5m)、高温（146'C)、高压（42MPa);②高泥质含量（占岩石的15% 〜22%),黏土矿物中运移矿物含量高（占黏土的54%〜H%);③水平层理异常发育，并伴随高角度缝洞；④基质特低滲 (0.0087〜0.022mD)，可动流体饱和度特低（12. 3%〜18. 3%)。针对泥灰岩储集层特点，提出了水力压裂技术系统：①新 型的“超级”瓜尔肢体系；②不同粒径组合的高强度陶粒；③新型的小型测试压裂技术；④新型的压裂工艺参数优化及施工 技术，如压裂工艺参数的多级优化技术、多裂缝控制技术等；⑤新型的压裂后放喷及排液技术。将上述技术应用于晋古13 井，压裂取得了理想的效果，初步形成了泥灰岩储集层的水力压裂技术体系。
泥灰岩储集层是国内外很少涉及的水力压裂改造 领域，国外发表的相关文献不多。中国石油勘探开发 研究院廊坊分院在泥灰岩储集层中实施酸化压裂的井 层较多，但采用的酸化压裂技术(如稠化酸多级注入闭 合裂缝酸化技术、乳化酸及硝酸粉末深度酸化压裂改 造技术等[13])都是针对常规灰岩的，对泥灰岩改造的 效果都不尽人意。国内对纯灰岩压裂做了部分工作， 但都不系统[4’5]，有待进一步研究与完善。
华北束鹿凹陷的泥灰岩油气资源量达亿吨级规 模，中国石油勘探开发研究院廊坊分院与中国石油华 北油田公司勘探部合作，在华北束鹿凹陷的晋古13井 首次进行了水力压裂的尝试。在压裂设计及施工中， 针对泥灰岩储集层的特点，采取了许多针对性的措施， 施工获得了成功，由此开辟了泥灰岩储集层水力压裂 的新领域。
取4188〜4237m深度的3块岩屑做核磁测试™， 基质渗透率极低，为〇. 〇〇87〜0. 022mD，同时测试的可 动流体饱和度也极低，仅为12. 3%〜18. 3%(常规渗透 率岩心一般在80%以上），反映基质孔喉发育极差。 1.1.5储集空间复杂多变
有溶孔、层间缝、压溶缝、构造缝和构造-溶蚀缝5 种储集空间，且以裂缝为主，为孔隙-裂缝型储集层。
由于含较多泥质，且颗粒骨架主要为方解石，泥灰 岩岩石力学特征界于纯灰岩和纯砂岩之间。在三轴条 件下，测试的弹性模量为27 620MPa，泊松比0. 23,应 力-应变曲线反映，泥灰岩呈脆弹性特征。
压裂液防滤失及降伤害难度大。主要对策有：① 0.149 mm粉陶降滤。它主要堆积在滤失大的天然裂 缝缝口处，对人工主裂缝几乎无影响，且压裂后在天然 裂缝中起支撑作用;②采用高黏度低伤害的“超级”瓜尔 胶压裂液体系，其基液黏度可达102mPa • s以上，造壁 性滤失系数为7.54Xl(T4m/min°'5;③限压不限排量施 工策略。提高排量的效果模拟见图1，当排量增大时，需 用的前置液量减少。对探井而言，一般以动态比(支撑半 长与造缝半长比值)为75%〜80%来确定前置液量。
储集层应力、滤失及近井筒摩阻等参数未知。为 此，进行小型测试压裂试验。它具有5个作用：①求取 压力与排量的对应关系；②通过三级台阶式降排量测 试分析，求近井筒摩阻，为支撑剂段塞技术提供设计依 据;③通过压力降落测试，求储集层的综合滤失系数;④ 由于储集层温度较高，还具有降温作用;⑤控制缝高。加 人0.149mm粉陶，并利用关井测压降的机会，让支撑剂 沉降缝底，从而在一定程度上阻止裂缝过度向下延伸，也 便于施工后期“限压不限排量技术"的实施。
储集层易出现多裂缝与“T”型缝。压裂产生垂直 裂缝，而水平层理的异常发育，会使大部分压裂液沿着 水平层理运移。为此，主要应用高黏度、高排量与缩短 射孔井段等措施，以瞬间在井筒内积聚足够高的压力， 在垂向上起裂与延伸裂缝。
由于黏土含量高，远井地带可能呈现塑性特征。 对塑性地层，其施工压力特性是早期高，后期低。只要 有足够的前置液量和足够的排量，造缝充分后，由于压 实效应，其滤失会逐渐减少，因此，加砂期间的压力反 而较低。但前提是务必有充足的造缝空间，否则，压力 的上升要比脆弹性地层快。
储集层高闭合应力、高滤失，加砂困难。为此，除了 应用低伤害的“超级”瓜尔胶体系外，还根据裂缝温度场 的模拟结果，应用了以微胶囊破胶剂为主体的“双元”破 胶体系，在施工后期仍按常规的楔形法追加过硫酸铵。
另外，在加砂后期，追加常规粒径的高强度陶粒支 撑剂，并采取后期高砂比尾追封口的施工技术，以最大 限度地防止压裂停泵后裂缝的继续延伸，从而最大限 度地优化裂缝的支撑剖面。
不间曲线代表不同时间进人裂缝的液 体，每段液体60m3，第1段至第13段分别代表液体进 缝时间是从早到晚。由图9可见，大部分曲线或某条 曲线的很大一部分都显示在80X：以下，说明在加砂后 期(从第9段开始），裂缝内温度大部分已低于80X：。 因此，在施工后期，由于大量冷压裂液的进人，裂缝温 度逐渐降低，因此，一要降低稠化剂浓度，以降低对导 流能力的伤害，二要增加破胶剂浓度，以增加压裂液破 胶速度，为压后返排提供有利的时机。
压裂中采用了两种支撑剂段塞技术，包括前置液 支撑剂段塞技术及携砂液支撑剂段塞技术，两种段塞 的技术细节略微有差别。
多层压裂时，为了获得合理的支撑剖面，压裂后需 适当关井。因为：①温度恢复较高，可加快裂缝内压裂 液的破胶;②不用考虑支撑剂的沉降（小粒径支撑剂沉 降较慢）；③利用自然渗吸原理，不同渗透性小层可获 得与其渗透性相对应的导流能力。
因泥灰岩储集层的滤失较严重，裂缝闭合时间短，大 部分支撑剂已被裂缝壁夹住，在压裂液返排过程中，不易 被带出裂缝而进人井筒，因此，裂缝不会发生吐砂现象。
考虑应力敏感和天然裂缝性质，不同动液面下的 天然裂缝传导特性变化见图10。由图可见，2000m动 液面是个拐点，动液面深度小于2000m时，裂缝无因次 导流能力下降较快，大于2000m后，下降趋势趋于平 缓。因此，在刚开始抽汲时，一定要慢抽，建议每天动 液面下降不超过150m，以此控制液量；当超过2000m 后，应力敏感性影响大为减少，建议可适当快抽，每天 的动液面下降可控制在250m以内。
泥灰岩储集层水平层理和各种缝隙发育，易诱发 “T”型缝或各种复杂形态的裂缝，因而易出现早期砂 堵。因此，如有可能，现场应适时地提高排量。
①滤失突然增加（如遇大孔洞），存在潜在砂堵的 风险。采取的应急措施有：适当增加小型测试压裂规 模；降砂比、降排量、反冲砂，再试挤（使用不交联的线 性胶为好）。
②某台泵车蹩坏。采取的措施是启动备用设备。
③仪表显示失灵。采取的措施是用人工计量（各 罐专人量液面，人工目测加砂量及保证通讯畅通等）。
④加砂中途地面管线刺漏。采取的措施是，缓慢 降排量，降砂比，换用线性胶和活性水替人，然后停泵 抓紧整改。
若压裂后效果不好(如天然裂缝污染，压裂后不出 液等），采取的措施是酸洗裂缝（闭合裂缝酸化），并关 井一段时间，然后再开井。
第二次停泵压力降落测试压力下降速度比第一次 还快。而第二次停泵在端部脱砂之后，停茱时裂缝充 填得非常饱满，因此，停泵后的裂缝延伸距离可认为是 零，此时的压力降落完全反映地层滤失的真实情况。
此外，第二次瞬时停泵压力比第一次高lOMPa，这 也反映了储集层的异常高滤失特征，而常规滤失的地 层两次停泵压力差值一般不超过3. OMPa。
此次压裂施工在异常高应力、高滤失、高温条件 下，成功加砂27. 7m3,反映了泥灰岩储集层压裂在无 国内外任何经验基础上的成功和高水平。
综上所述，可初步得出如下结论与建议。
针对泥灰岩储集层的特点，提出了水力压裂的技 术系统，包括动静态资料结合的压前精细储集层评价 技术、高黏度低伤害的“超级”瓜尔胶压裂液和高强度 变粒径组合的支撑剂技术、多功能小型测试压裂技术、 防止多裂缝技术、压裂施工参数的系统组合优化技术、 科学的压裂后管理策略及综合配套措施（包括限压不 限排量技术、两种类型的支撑剂段塞技术、变稠化剂浓 度技术及严格系统的现场质量控制技术等）。
在现场进行了国内外首次泥灰岩储集层的水力压 裂施工，取得了良好效果。这对华北束鹿凹陷亿吨级 泥灰岩油气资源量而言，意义重大。
建议继续深化对泥灰岩储集层纵横向岩性与物性 的分布特征、岩石矿物学特征、岩石力学特征、储集空 间特征、天然裂缝特征、孔喉结构特征及可动流体饱和 度特征等进行全面深人的研究。在此基础上，深人研 究泥灰岩储集层的水力裂缝起裂与延伸规律、含人工裂缝和各种缝洞的三重介质的渗流机理及产量预测方 法研究，从而创新并完善泥灰岩储集层的水力压裂技术体系。