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摘要：裂缝性低渗透储层因其裂缝发育及非均质性严重，常规水力压裂以加入粉砂陶粒降低压裂液滤失，控制天然裂缝延伸，确保主裂缝形成，这样一方面易导致砂堵，另一方面对天然裂缝也会造成伤害。文章在分析体积压裂及脉冲加砂压裂工艺特点基础上，结合裂缝性低渗透储层特点，将两种工艺技术有机结合，一方面体积压裂可沟通天然裂缝，形成复杂的裂缝，另一方面脉冲纤维加砂方式优化了支撑剂在裂缝中的铺置，改善裂缝导流能力，防止支撑剂回流，并辅以低粉比液体及CO2增能措施降低地层的伤害，提高储层改造效果，延长稳产期。该工艺技术在胜利油田实施5口井，均取得了较好的增产效果，为在裂缝性低渗储层增产措施方面提供了借鉴经验。
关键词：裂缝性低渗透；体积压裂；脉冲加砂
前言
裂缝性低渗透储层一般均需压裂改造，提高产能。但常规压裂设计方式均从考虑降低压裂液滤失，提高压裂液效率进行优化，考虑降滤失工艺、低伤害压裂液体系等来达到主裂缝的扩展，抑制天然裂缝扩展，对地层造成一定的伤害，也不达不到储层稳产效果。体积压裂+脉冲纤维加砂压裂改造技术一方面可实现在主裂缝上形成多条分支缝或者沟通天然裂缝，最终形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络，增加井筒与储集层接触体积[1]，改善储集层的渗流特征及整体渗流能力，另一方面也能够防止支撑剂回流，改善铺砂效果，提高裂缝导流能力，提高液体返排率，进而提高压裂改造效果。
1.裂缝性低渗透储层特点及压裂改造难点
1.1裂缝性低渗透储层特点
胜利油田裂缝性低渗透储层主要分孔隙—裂缝性储层、裂缝性储层、孔隙型储层，其主要特点如下：
（1）埋藏深，一般大于2000m；
（2）储层渗透率差，小于50×10-3μm，非均质严重，油层更易污染，产能低而且递减速度快；
（3）能量不足，自然产能低，渗流阻力和压力消耗特别大，一般需压裂改造提高产能；
（4）储集空间变化大、油层顶面深度难以预测准确；
（5）油藏的产能受裂缝发育程度控制；
（6）裂缝多以大于70°的垂直缝为主，裂缝发育在平面和纵向上非均质严重。
1.2裂缝性低渗透储层压裂改造难点
水力压裂是提高裂缝性低渗透油气藏开发效益最有效地手段之一，但由于天然裂缝的存在，虽然有利于沟通储集层增加渗流面积，但同时也增加了压裂液的滤失，影响了主裂缝的发育，增加了施工难度，具体体现如下：
（1）储层介质的非均质性强，主要表现为储层介质中天然裂缝的分布情况非常复杂，随空间位置不同而任意分布[2]。
（2）压裂裂缝的起裂延伸复杂。由于天然裂缝的存在，使得地应力场变得更为复杂。压裂时人工裂缝延伸过程中会遇到天然裂缝系统，使得主裂缝不发育，形成多条分支缝，从而影响裂缝宽度，易造成砂堵。
（3）施工过程中的滤失难以估计。裂缝发育储层压裂施工中液体的滤失系数是动态变化的，当天然裂缝张开后，滤失系数比相同条件下的均质介质大许多倍。
2.常规压裂改造技术设计思路及存在问题
（1）常规压裂设计以加入0.106-0.212mm粉砂陶粒降低压裂液滤失，控制天然裂缝延伸，并适当增加前置液量，确保主裂缝形成，这样一方面粉砂陶粒段塞降低了人工裂缝导流能力，另一方面对天然裂缝也会造成一定的伤害，影响压裂效果。
（2）由于地层一些特征以及在生产压差的作用下，裂缝内壁脱落的细小岩屑和支撑剂碎屑会逐渐向井筒方向运移堆积，堵住支撑剂间的空隙，支撑剂会越嵌越紧，对导流能力的伤害就越来越明显[3]。
（3）压后排液速度太快会超过临界出砂流速，导致支撑剂回流；排液速度太慢则降低返率，加重地层伤害，会使压裂液长时间滞留带来的伤害更加严重。
3.体积压裂+脉冲纤维加砂压裂技术优点
3.1体积压裂工艺
3.1.1体积压裂工艺特点
体积压裂是在水力压裂的过程中，通过在主裂缝上形成多条分支缝或者沟通天然裂缝，最终形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络，增加井筒与储集层接触体积，改善储集层的渗流特征及整体渗流能力，从而提高压裂增产效果和增产有效期[4-6]。其主要特点如下：
（1）形成的复杂网络裂缝，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，以此类推，尽最大可能增加改造体积[7]。
（2）让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，形成复杂的缝网渗流特性，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造[8]，增大渗流面积及导流能力。
3.1.2体积压裂工艺适应性
体积压裂能否形成复杂网络裂缝，取决于储集层地质和压裂施工工艺两方面因素。储层岩性具有显著的脆性特征，是实现体积改造的物质基础[9]。大量研究及现场试验表明：不同区域，储层岩石矿物组分差异较大，富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网，黏土矿物含量高的塑性地层不易形成复杂缝网。天然裂缝发育状况及能否产生复杂缝网，是实现体积改造的前提条件。岩石中的脆性礦物质含量越高，脆性指数越大；岩石的综合杨氏模量越大，泊松比越小，脆性指数越大，越容易产生剪切裂缝，进而容易形成缝网。不同的储集层地质特征，体积压裂所需的施工条件不同，需要对压裂液类型及用量、支撑剂类型及浓度和排量等参数进行优化。体积压裂形成高裂缝复杂指数缝网的有利施工条件主要为大排量、大液量、低黏度液体、低砂液比等因素。
3.2脉冲纤维加砂压裂工艺
该工艺通过交替注入含支撑剂、纤维和不含支撑剂的脉冲段，从而在人工裂缝内部创造出复杂而稳定的通道，极大增大裂缝导流能力。其主要特点如下： （1）通过纤维的加入可有效预防压裂后支撑剂回流[10]。尾追纤维可在井筒附近的缝口形成纤维/支撑剂复合充填层，能增强支撑剂砂拱移动变形的阻力；另一方面，一条纤维可以同时与多个砂粒作用使它们缠绕在一起，从而增加了支撑剂耐冲刷的能力[11]。
（2）通过纤维在加砂压裂中的携砂作用，不但在纵向上能够大大减缓支撑剂沉降速度，阻止微粒下沉从而在缝高方向上改善铺砂剖面。而且在横向上能够减少砂团的分散，使开放性渗流通道的体积最大化，改善支撑剂铺砂剖面，从而获得更好的裂缝形态[12]。
（3）通过物理作用稳定裂缝中的支撑剂，受地层流体、地层温度、闭合压力和关井时间的影响较小，由于纤维的悬浮携砂性能，低浓度瓜胶液体即可压裂，可在压后直接开井返排，有利于提高返排速率，降低地层伤害。
3.3体积压裂+脉冲纤维加砂压裂技术
目前在低渗透油层压裂施工中，体积压裂后存在压裂液返排效率低、支撑剂回流现象有可能掩埋油层，稳产时间短。脉冲纤维加砂压裂可解决支撑剂回吐，液体返排以及裂缝内铺砂剖面来进一步提高增产效果。因此采用体积压裂+脉冲加砂压裂方式对体积压裂产生的裂缝进行铺砂，形成复杂裂缝的高导流通道，在常压地层施工前预制液态CO2，提高液体返排速度，以此提高低渗透储层压裂改造效果，延长稳产期。
4.裂缝性低渗透储层工艺优化—以花古102井为例
4.1工艺方式优化
4.1.1花古102井地层特点
花古102井目的层二叠系奎山组，碎屑岩、岩浆岩发育，钻井取芯观察发育有裂缝及溶蚀，属双重介质储层。测井解释渗透率0.6-2.0×10-3μ㎡，孔隙度6.8-10%。本区压力系数1.02，地温梯度3.8℃/100m。通过地应力计算，目的层段31-32MPa，上部隔层为36MPa，下部隔层为36-38MPa。裂缝上下遮挡应力较高，适合大规模压裂。
4.1.2压裂难点分析
（1）该区块储层裂缝发育，大规模压裂存在砂堵风险，且压后返排存在出砂的可能；
（2）地层压力系数低，压裂液返排困难；
（3）体积压裂适应性分析
4.1.3花古102井压裂工艺选择
花古102井压裂层段为特低渗透率储层，储集层类型为裂缝、孔隙双重介质，以尽量提高压裂规模，以沟通天然裂缝为设计思路。通过杨氏模量、泊松比、水平应力、脆性指数等力学参数计算，该井工艺方式优选体积压裂+脉冲加砂压裂组合压裂工艺技术，压裂液设计采用线性胶+交联压裂液体系，一方面提高改造体积，另一方面提高主裂缝导流能力。
4.2压裂材料优化
（1）为减少储层伤害，降低施工成本，设计采用速溶型低浓度瓜胶压裂液体系。其中线性胶650m3，交联液500m3。
（2）采用低密度高强度组合加砂方式，提高压裂施工成功率，改善裂缝铺砂剖面，提高裂缝导流能力。设计600～300μm高强陶粒45m3；425～212μm高强陶粒16m3。
（3）设计采用脉冲加砂方式，优选脉冲时间2.5min，设计纤维460kg。
（4）为提高压裂液返排效率，预置CO2150t。
4.3压裂施工参数优化
通过对不同加砂量及排量的模拟，优化设计排量8.0m3/min，加砂规模60m3。
4.4压裂施工及效果
该井于2016年9月27日成功完成高速通道体积压裂施工。前期预注CO2150吨增能，注入压裂液量950m3，脉冲加入40/70目低密度陶粒15m3，30/50目低密度陶粒45m3，纤维460kg，施工压力53-60MPa，压裂施工一次成功（图1），取得了较好的增产效果。
该井为体积压裂+脉冲加砂压裂组合压裂方式在胜利油田实施的第一口井，工艺应用成功。
5.工艺应用效果
该工艺技术截至目前已在胜利油田裂缝性储层成功实施4口井，增产效果较为显著，都达到较好的改造效果，表明该工艺的良好适用性。
该工艺成功应用表明采用线性胶大排量造复杂缝网措施有效，改造体积有较大提高。采用交联冻胶脉冲纤维加砂，实现了高导流通道，提高了主裂缝导流能力。此外预制二氧化碳增能助排措施，提高压后返排速度，达到了预期的增产效果。该井的成功经验为下步勘探开发措施制定提供良好的借鉴。
6.结论与认识
（1）体积压裂形成的复杂裂缝通过脉冲纤维加砂产生的铺砂剖面，形成复杂的渗流体系，增强了裂缝导流能力；有效的防止支撑剂回吐现象。
（2）预制二氧化碳提高液体返排速度，以及低浓度瓜胶液体减少入井液对地层的伤害。
（3）体积压裂+脉冲纤维加砂压裂工艺实施增产效果显著，对低渗透裂缝性储层增产改造提供新的途径。
（4）在非常规储层水平井分段压裂施工中建议开展体积压裂+脉冲纤维加砂压裂工艺试验以期待解决支撑剂后期回流现象以及裂缝内铺砂效果。
参考文献：
[1]王文东，赵广渊，苏玉亮，等.致密油藏体积压裂技术应用[J].新疆石油地質，2013，34（3）：345-348.
[2]杨怀成，陈德春，毛国扬，等. 裂缝性低渗透储层压裂技术研究[J].重庆科技学院学报，2012，14（5）：37-39.
[3]章敬，李佳琦，蔡贤平，等. 纤维混注加砂压裂工艺在克拉玛依油田的应用[J].新疆石油地质，2013，34（5）：560-562.
[4]雷群，胥云，蒋廷学，等.用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术[J].石油学报，2009，30（2）：237—241.
[5]耿宇迪，张烨，韩忠艳，等.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术[J].新疆石油地质，2011，32（1）：89—91.
[6]吴奇，胥云，王腾飞，等.增产改造理念的重大变革—体积改造技术概论[J].天然气工业，2011，31（4）：7-12.
[7]李进步，白建文，朱李安，等.苏里格气田致密砂岩气藏体积压裂技术与实践[J].开发工程，2013，33（9）：65-69.
[8]叶成林，王国勇.体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用—以苏53区块为例[J].石油与天然气化工，2013，42（4）：382-386.
[9]吴奇，胥云，刘玉章，等.美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示[J].石油钻采工艺，2011，33（2）：1—7.
[10]邹一峰，郑平，刘超，等.川西水平井纤维加砂压裂工艺研究与应用[J].天然气与石油，2013，31（5）：46—49.
[11]周林刚.纤维加砂压裂工艺研究及应用[J].西部探矿工程，2010，（11）：92—95.
[12]戚斌，杨衍东，任山，等.脉冲柱塞加砂压裂新工艺及其在川西地区的先导试验[J].开发工程，2015，35（1）：67—73.
关键词：裂缝性低渗透；体积压裂；脉冲加砂
前言
裂缝性低渗透储层一般均需压裂改造，提高产能。但常规压裂设计方式均从考虑降低压裂液滤失，提高压裂液效率进行优化，考虑降滤失工艺、低伤害压裂液体系等来达到主裂缝的扩展，抑制天然裂缝扩展，对地层造成一定的伤害，也不达不到储层稳产效果。体积压裂+脉冲纤维加砂压裂改造技术一方面可实现在主裂缝上形成多条分支缝或者沟通天然裂缝，最终形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络，增加井筒与储集层接触体积[1]，改善储集层的渗流特征及整体渗流能力，另一方面也能够防止支撑剂回流，改善铺砂效果，提高裂缝导流能力，提高液体返排率，进而提高压裂改造效果。
1.裂缝性低渗透储层特点及压裂改造难点
1.1裂缝性低渗透储层特点
胜利油田裂缝性低渗透储层主要分孔隙—裂缝性储层、裂缝性储层、孔隙型储层，其主要特点如下：
（1）埋藏深，一般大于2000m；
（2）储层渗透率差，小于50×10-3μm，非均质严重，油层更易污染，产能低而且递减速度快；
（3）能量不足，自然产能低，渗流阻力和压力消耗特别大，一般需压裂改造提高产能；
（4）储集空间变化大、油层顶面深度难以预测准确；
（5）油藏的产能受裂缝发育程度控制；
（6）裂缝多以大于70°的垂直缝为主，裂缝发育在平面和纵向上非均质严重。
1.2裂缝性低渗透储层压裂改造难点
水力压裂是提高裂缝性低渗透油气藏开发效益最有效地手段之一，但由于天然裂缝的存在，虽然有利于沟通储集层增加渗流面积，但同时也增加了压裂液的滤失，影响了主裂缝的发育，增加了施工难度，具体体现如下：
（1）储层介质的非均质性强，主要表现为储层介质中天然裂缝的分布情况非常复杂，随空间位置不同而任意分布[2]。
（2）压裂裂缝的起裂延伸复杂。由于天然裂缝的存在，使得地应力场变得更为复杂。压裂时人工裂缝延伸过程中会遇到天然裂缝系统，使得主裂缝不发育，形成多条分支缝，从而影响裂缝宽度，易造成砂堵。
（3）施工过程中的滤失难以估计。裂缝发育储层压裂施工中液体的滤失系数是动态变化的，当天然裂缝张开后，滤失系数比相同条件下的均质介质大许多倍。
2.常规压裂改造技术设计思路及存在问题
（1）常规压裂设计以加入0.106-0.212mm粉砂陶粒降低压裂液滤失，控制天然裂缝延伸，并适当增加前置液量，确保主裂缝形成，这样一方面粉砂陶粒段塞降低了人工裂缝导流能力，另一方面对天然裂缝也会造成一定的伤害，影响压裂效果。
（2）由于地层一些特征以及在生产压差的作用下，裂缝内壁脱落的细小岩屑和支撑剂碎屑会逐渐向井筒方向运移堆积，堵住支撑剂间的空隙，支撑剂会越嵌越紧，对导流能力的伤害就越来越明显[3]。
（3）压后排液速度太快会超过临界出砂流速，导致支撑剂回流；排液速度太慢则降低返率，加重地层伤害，会使压裂液长时间滞留带来的伤害更加严重。
3.体积压裂+脉冲纤维加砂压裂技术优点
3.1体积压裂工艺
3.1.1体积压裂工艺特点
体积压裂是在水力压裂的过程中，通过在主裂缝上形成多条分支缝或者沟通天然裂缝，最终形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络，增加井筒与储集层接触体积，改善储集层的渗流特征及整体渗流能力，从而提高压裂增产效果和增产有效期[4-6]。其主要特点如下：
（1）形成的复杂网络裂缝，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，以此类推，尽最大可能增加改造体积[7]。
（2）让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，形成复杂的缝网渗流特性，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造[8]，增大渗流面积及导流能力。
3.1.2体积压裂工艺适应性
体积压裂能否形成复杂网络裂缝，取决于储集层地质和压裂施工工艺两方面因素。储层岩性具有显著的脆性特征，是实现体积改造的物质基础[9]。大量研究及现场试验表明：不同区域，储层岩石矿物组分差异较大，富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网，黏土矿物含量高的塑性地层不易形成复杂缝网。天然裂缝发育状况及能否产生复杂缝网，是实现体积改造的前提条件。岩石中的脆性礦物质含量越高，脆性指数越大；岩石的综合杨氏模量越大，泊松比越小，脆性指数越大，越容易产生剪切裂缝，进而容易形成缝网。不同的储集层地质特征，体积压裂所需的施工条件不同，需要对压裂液类型及用量、支撑剂类型及浓度和排量等参数进行优化。体积压裂形成高裂缝复杂指数缝网的有利施工条件主要为大排量、大液量、低黏度液体、低砂液比等因素。
3.2脉冲纤维加砂压裂工艺
该工艺通过交替注入含支撑剂、纤维和不含支撑剂的脉冲段，从而在人工裂缝内部创造出复杂而稳定的通道，极大增大裂缝导流能力。其主要特点如下： （1）通过纤维的加入可有效预防压裂后支撑剂回流[10]。尾追纤维可在井筒附近的缝口形成纤维/支撑剂复合充填层，能增强支撑剂砂拱移动变形的阻力；另一方面，一条纤维可以同时与多个砂粒作用使它们缠绕在一起，从而增加了支撑剂耐冲刷的能力[11]。
（2）通过纤维在加砂压裂中的携砂作用，不但在纵向上能够大大减缓支撑剂沉降速度，阻止微粒下沉从而在缝高方向上改善铺砂剖面。而且在横向上能够减少砂团的分散，使开放性渗流通道的体积最大化，改善支撑剂铺砂剖面，从而获得更好的裂缝形态[12]。
（3）通过物理作用稳定裂缝中的支撑剂，受地层流体、地层温度、闭合压力和关井时间的影响较小，由于纤维的悬浮携砂性能，低浓度瓜胶液体即可压裂，可在压后直接开井返排，有利于提高返排速率，降低地层伤害。
3.3体积压裂+脉冲纤维加砂压裂技术
目前在低渗透油层压裂施工中，体积压裂后存在压裂液返排效率低、支撑剂回流现象有可能掩埋油层，稳产时间短。脉冲纤维加砂压裂可解决支撑剂回吐，液体返排以及裂缝内铺砂剖面来进一步提高增产效果。因此采用体积压裂+脉冲加砂压裂方式对体积压裂产生的裂缝进行铺砂，形成复杂裂缝的高导流通道，在常压地层施工前预制液态CO2，提高液体返排速度，以此提高低渗透储层压裂改造效果，延长稳产期。
4.裂缝性低渗透储层工艺优化—以花古102井为例
4.1工艺方式优化
4.1.1花古102井地层特点
花古102井目的层二叠系奎山组，碎屑岩、岩浆岩发育，钻井取芯观察发育有裂缝及溶蚀，属双重介质储层。测井解释渗透率0.6-2.0×10-3μ㎡，孔隙度6.8-10%。本区压力系数1.02，地温梯度3.8℃/100m。通过地应力计算，目的层段31-32MPa，上部隔层为36MPa，下部隔层为36-38MPa。裂缝上下遮挡应力较高，适合大规模压裂。
4.1.2压裂难点分析
（1）该区块储层裂缝发育，大规模压裂存在砂堵风险，且压后返排存在出砂的可能；
（2）地层压力系数低，压裂液返排困难；
（3）体积压裂适应性分析
4.1.3花古102井压裂工艺选择
花古102井压裂层段为特低渗透率储层，储集层类型为裂缝、孔隙双重介质，以尽量提高压裂规模，以沟通天然裂缝为设计思路。通过杨氏模量、泊松比、水平应力、脆性指数等力学参数计算，该井工艺方式优选体积压裂+脉冲加砂压裂组合压裂工艺技术，压裂液设计采用线性胶+交联压裂液体系，一方面提高改造体积，另一方面提高主裂缝导流能力。
4.2压裂材料优化
（1）为减少储层伤害，降低施工成本，设计采用速溶型低浓度瓜胶压裂液体系。其中线性胶650m3，交联液500m3。
（2）采用低密度高强度组合加砂方式，提高压裂施工成功率，改善裂缝铺砂剖面，提高裂缝导流能力。设计600～300μm高强陶粒45m3；425～212μm高强陶粒16m3。
（3）设计采用脉冲加砂方式，优选脉冲时间2.5min，设计纤维460kg。
（4）为提高压裂液返排效率，预置CO2150t。
4.3压裂施工参数优化
通过对不同加砂量及排量的模拟，优化设计排量8.0m3/min，加砂规模60m3。
4.4压裂施工及效果
该井于2016年9月27日成功完成高速通道体积压裂施工。前期预注CO2150吨增能，注入压裂液量950m3，脉冲加入40/70目低密度陶粒15m3，30/50目低密度陶粒45m3，纤维460kg，施工压力53-60MPa，压裂施工一次成功（图1），取得了较好的增产效果。
该井为体积压裂+脉冲加砂压裂组合压裂方式在胜利油田实施的第一口井，工艺应用成功。
5.工艺应用效果
该工艺技术截至目前已在胜利油田裂缝性储层成功实施4口井，增产效果较为显著，都达到较好的改造效果，表明该工艺的良好适用性。
该工艺成功应用表明采用线性胶大排量造复杂缝网措施有效，改造体积有较大提高。采用交联冻胶脉冲纤维加砂，实现了高导流通道，提高了主裂缝导流能力。此外预制二氧化碳增能助排措施，提高压后返排速度，达到了预期的增产效果。该井的成功经验为下步勘探开发措施制定提供良好的借鉴。
6.结论与认识
（1）体积压裂形成的复杂裂缝通过脉冲纤维加砂产生的铺砂剖面，形成复杂的渗流体系，增强了裂缝导流能力；有效的防止支撑剂回吐现象。
（2）预制二氧化碳提高液体返排速度，以及低浓度瓜胶液体减少入井液对地层的伤害。
（3）体积压裂+脉冲纤维加砂压裂工艺实施增产效果显著，对低渗透裂缝性储层增产改造提供新的途径。
（4）在非常规储层水平井分段压裂施工中建议开展体积压裂+脉冲纤维加砂压裂工艺试验以期待解决支撑剂后期回流现象以及裂缝内铺砂效果。
参考文献：
[1]王文东，赵广渊，苏玉亮，等.致密油藏体积压裂技术应用[J].新疆石油地質，2013，34（3）：345-348.
[2]杨怀成，陈德春，毛国扬，等. 裂缝性低渗透储层压裂技术研究[J].重庆科技学院学报，2012，14（5）：37-39.
[3]章敬，李佳琦，蔡贤平，等. 纤维混注加砂压裂工艺在克拉玛依油田的应用[J].新疆石油地质，2013，34（5）：560-562.
[4]雷群，胥云，蒋廷学，等.用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术[J].石油学报，2009，30（2）：237—241.
[5]耿宇迪，张烨，韩忠艳，等.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术[J].新疆石油地质，2011，32（1）：89—91.
[6]吴奇，胥云，王腾飞，等.增产改造理念的重大变革—体积改造技术概论[J].天然气工业，2011，31（4）：7-12.
[7]李进步，白建文，朱李安，等.苏里格气田致密砂岩气藏体积压裂技术与实践[J].开发工程，2013，33（9）：65-69.
[8]叶成林，王国勇.体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用—以苏53区块为例[J].石油与天然气化工，2013，42（4）：382-386.
[9]吴奇，胥云，刘玉章，等.美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示[J].石油钻采工艺，2011，33（2）：1—7.
[10]邹一峰，郑平，刘超，等.川西水平井纤维加砂压裂工艺研究与应用[J].天然气与石油，2013，31（5）：46—49.
[11]周林刚.纤维加砂压裂工艺研究及应用[J].西部探矿工程，2010，（11）：92—95.
[12]戚斌，杨衍东，任山，等.脉冲柱塞加砂压裂新工艺及其在川西地区的先导试验[J].开发工程，2015，35（1）：67—73.