目前，国内新增储量的60%以上是低渗透难动用储量，致密油、致密气、页岩气等非常规油气开采正越来越成为各油田公司的主要工作对象。水平井大斜度井分段改造技术基本上成为了开采这类非常规油气藏的主要技术手段，对高效开发此类油气藏发挥了巨大的技术拉动作用。同时，随着水平井分段改造工艺技术的进一步推广，同比北美地区，单井产量低、产量递减快、最终采收率不高、井下作业复杂情况多等不足之处越来越明显，尤其是页岩气开发尤其明显。这些问题都对水平井分段改造的进一步发展提出了新的要求。
自然选择甜点暂堵体积压裂新技术经过近50井次的现场应用，具有初期产量高、稳产周期长、采出总产量高、井下封隔器等用量少等特点。下面对这一技术做详细介绍。
一、国内外对非常规油气藏水平井增产改造的两点认识
目前，国内外对非均质性较强的水平井的增产改造有两点认识，已经得到国内外专家的普遍认同：
认识1、水平井水平段大约30%左右的层段有产能贡献，其余的层段几乎没有产能贡献。特别是非均质性较强的水平井，这种特性就更加明显。
认识2、在致密油、致密气、页岩气等低渗透超低渗透的非常规页岩气开发中，凡是没有被压裂裂缝波及的油气储量，很难被动用。
二、目前水平井分段压裂的普遍做法
目前水平井开发的普遍做法是分段改造。以1000米的水平段为例，一般是按照100米分一段，大致平均分为10段，每段压入300到500方液体进行改造。
根据前面的两点认识，我们可以得到以下结论：
1、这1000米水平段，大约只有300米的层段有产能贡献，也就是说大约有700米是无效层段。但是这700米的层段我们依然压裂泵注入了70%的液量。也就是说有大约70%的液量用在了这700米的无效层段，液体的有效利用率只有30%。
2、目前大部分分段改造中每一段的裂缝形态基本上是传统的单一裂缝，即压裂往往在最小主应力方向形成一条主裂缝，这种裂缝的改造体积是最小的。根据第2点认识，这种裂缝动用的储量也是最少的。单井产量低、递减快、最终采出量低就成为必然的结果。
3、目前井眼轨迹不规则、井身质量的不稳定性，国产工具性能的不稳定性等，导致下入工具存在较大风险。目前水平井分段一般都要下入多个封隔器，这一长串“糖葫芦”导致井下情况复杂，封隔器遇阻或者遇卡的事件时常发生，个别井甚至出现报废的极端情况。
三、自然选择甜点暂堵体积压裂技术与常规水平井分段压裂的不同点
1、改变水平井分段方法，分段数量大幅度减少。根据地应力的情况，将常规每100米分一段的做法，调整为200米到500米一段。以1000米的水平段为例，一般分3到5段，分段数量大幅度减少。
2、段内暂堵多裂缝工艺实现了液体尽可能地改造油气富集的甜点区，提升液体压裂效率。在每一大段中，首先压开第一条缝，这一条缝一定是这一段中物性最好、最容易压裂的储层，也是这一段最好的“甜点”储层。第一条缝压开并按照设计改造完毕后，利用公司特有的暂堵剂，将第一裂缝暂时堵住。这种暂堵剂是高强度的水溶性暂堵剂，可以承受80MPA压力，在高温中完全溶解于水，随着压裂液一起返派出来。第一条裂缝堵住后，缝内继续憋压，又在仅次于第一条裂缝的次甜点位置，压开第二条裂缝，依次压开第三条、第四条裂缝，等等。在一大段内，一般可以形成5条缝。
自然选择甜点压裂的优点是：液体不是按照人为的分段在指定的层段中去造缝，而是根据储层特点自动选择甜点，把液体集中在有效层段进行改造。在现场经过裂缝监测发现，在一段400米的层段的压裂中，4条缝均集中在约120米的层段中，其余300米的层段没有形成一条裂缝。这也印证了第1点认识的正确性。按照传统的分段方法，应该是每100米分一段压开一条缝，那么在有限的甜点区就只能形成一条裂缝，也就是说有70%的液体将浪费在另外三条无效裂缝上。现在是，全部的液体都集中泵注入这120米的层段中，这一段的改造强度是之前的4倍，改造的效果是显而易见的。
3、在裂缝内添加粉末暂堵剂迫使裂缝不断转向，形成复杂网络裂缝，实现体积压裂效果，增加改造体积。在每条裂缝改造过程中，在压裂液中添加特殊粉末暂堵剂，这种粉末暂堵剂能够在裂缝的端部不断形成瞬时暂堵，迫使裂缝不断转向，裂缝一旦转向，主缝的端部暂堵消失，主缝继续向前延伸，延伸中又不断形成瞬时暂堵，又不断转向。每一条转向缝也是发生连续的暂堵、转向、暂堵消失、裂缝延伸、再暂堵、转向的循环过程。这种裂缝形成的机理，就会不断形成复杂缝，最终形成裂缝形状是一个网络状的体积裂缝。如果形容常规裂缝是一个薄饼状，那么这种体积缝就像是一棵枝叶茂盛的大树形状。很显然，这样的裂缝的体积改造远远大于常规的压裂。根据第2点认识，那么该井动用的油气储量就比常规压裂要显著增加，单井产量和最终采出油气量也将显著增加。这在美国的页岩气体积压裂中是一种常见的工艺技术，页岩被压成更小的碎块，能够将页岩气的体积压裂体现得更加彻底和充分。这也是美国页岩气压裂单井产量较高、稳产期较长的原因之一。
4、自然选择甜点暂堵压裂技术与常规分段压裂技术比较，大幅度减少井下分段工具的使用。仍然按照1000米水平段为例，常规分为10段或者更多，至少需要10个以上的封隔器。自然选择甜点暂堵体积压裂技术往往只需要3到5个封隔器，使用的封隔器只有原来的一半。封隔器数量的大幅度减少，大大降低了井下的复杂程度，能够大幅度减少作业事故发生的可能性。
5、高强度水溶性暂堵剂从材料商保证了该项技术的顺利实施。这项暂堵剂材料由可溶性惰性材料构成，一是承压差能力高，远远高于普通井下暂堵剂材料的承压能力，其中粉剂型材料承压差﹥50MPa，颗粒型材料承压差﹥80 MPa，在地层可以形成滤饼，封堵率高，封堵效果好。二是内含表面活性剂，随温度升高降解后有利于助排，不会对裂缝造成堵塞和伤害。 三是造人工缝的压力和封堵时间要求，可以通过应用量剂大小、成分组成、颗粒大小来控制。
高强度抗高温的可降解暂堵剂材料，目前还仍依赖于进口，国内暂堵剂的最大缺陷是抗压强度不够，无法形成新的裂缝。现在中温高强度堵剂的市场价格约为160万/吨，根据人工造缝设计的需要，在致密油气藏的改造中，一般仅需要50-70Kg合理控制工艺即可造出一条新缝。在非常规页岩气改造中，为了制造复杂缝网达到体积压裂目的，根据现在的实践，1500米水平段一般使用1.5吨左右。 6、自然选择甜点暂堵体积压裂技术已经形成了完善的工艺技术和流程。（1）油藏地质评价，为分段提供依据（2）完井方案，确定分段长度，每段内裂缝的条数（3）工具的选择（4）液体的选择（5）泵注程序的确定（6）段内暂堵多裂缝压裂工艺流程（7）缝内暂堵压裂工艺流程（8）施工安全预案及交底（9）裂缝监测（10）压后评估及工艺方案的优化调整
从上面的论述可以得出结论：自然选择甜点暂堵体积压裂的技术优势主要有压裂目的层集中在甜点区、液体效率大幅度提高、缝内暂堵形成大范围的网络体积裂缝、压裂体积大幅度增加、油气初期产量高、稳产期长、最终采出程度高、大幅度减少封隔器等井下工具的使用等。
四、自然选择甜点暂堵体积压裂技术在现场应用取得了显著增产效果
自然选择甜点暂堵体积压裂技术已经在苏里格区块、西南低效区块、中石化涪陵页岩气区块、吉林新木采油厂老井重复压裂等区块一共现场应用50余井次，增产效果显著。
1、中石油长城钻探2011年9月开始在苏53区致密砂岩气藏展开针对性试验，现累计试验18口井。根据近二年的生产情况和生产递减分析预测，段内多缝体积压裂水平井与常规分段压裂水平井相比较，单井平均可增加产气量1992.7万方，单井平均增产创效益1693.8万元(天然气价格按0.85元/方计算)。单井平均净创效益1453.89万元(段内多缝体积压裂，单井平均材料成本增加费用239.91万) ，18口井累计净创效益26170.02万元，经济效益十分可观。效益分析数据详见附件一(苏53区块裸眼水平井段内多缝体积压裂现场试验及经济效益分析多媒体材料)。
2、中石油西南油气田低效油气开发事业部2013年7月始在须家河致密砂岩气藏开展试验3口井(女深002-8-H1井、合川125-11-H1井、合川001-81-H2井)。与常规分段压裂工艺比较，单井增产效果显著。
(1)女深002-8-H1井，水平段长748米，分4段压7条缝，测试产量70.2万方/天，是临井常规分段压裂水平井的4.5倍，是该地区最高产量井。
(2)合川125-11-H1井增产效果明显，水平段501米，分5段压9条缝，测试产量7.4万方/天，产量是同场H2井的5倍，是该区块平均产量3.4万方/天的2倍多。
与同场H2井采用的常规分段压裂相比较，一是水平段，H1是H2井(936米)的一半；二是测井解释，H1井测井解释3个气层、1个差气层；H2井测井解释6个气层和1个差气层。三是电性，H1井电性比H2井差。
(3)合川001-81-H2井2月18日上午9点开始压裂施工，下午19:00施工结束，19日早上在排液200方的情况下，就见气点火，火焰超过5米。截止到2月27日，尚未进行产量测试。
3、中石化江汉油田涪陵焦石坝页岩气5口的试验效果显著(焦页8-2HF、焦页1-2HF、焦页7-2HF、焦页9-2HF、焦页13-2HF)。单井平均产量超过50万方，最高一口井达到150万方。与常规技术相比较，采用段内多裂缝体积压裂技术，每口页岩气井使用的液量，比常规技术少5000方，大幅度降低了页岩气压裂对水量的需求。
4、吉林油田老井重复压裂效果显著。在刚刚实施完的吉林油田新木采油厂的三口井。其中让29-3-1井压前的单井产量0.2吨，重复压裂后，单井产量达到2.2吨，增产11倍，一举扭转了老井重复压裂长期产量不高的被动局面，让老油田焕发了新春。吉林油田计划将此技术作为老井改造的主流技术进行推广。
