暂堵压裂工艺适用性分析及效果评价

葛婧楠 李然 舒东楚 李涛 张科 潘丹丹

摘      要：目前页岩气开采规模日渐扩大，由于页岩储层岩性致密、非均质性强、缝网系统复杂、断层遮挡众多，压裂施工中套变等井下事故频发，常规压裂工艺面临重大挑战。在井筒变形、工具入井困难的情况下，常规的分段压裂改造技术无法实施，应用暂堵分段和暂堵转向压裂技术，通过不同粒径暂堵剂的组合使用，实现堵塞井筒炮眼，在近井缝口或远场缝端产生致密的暂堵剂封堵带，迫使流体转向，产生新裂缝或分支缝，同时增加裂缝复杂程度，提高储层动用程度。

关  键  词：暂堵分段;暂堵转向;效果分析

中图分类号：TE357.1+4       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）09-2028-05

Abstract： At present， the scale of shale gas recovery is expanding day by day. Due to tight lithology， strong heterogeneity， complex fracture network system， and many faults in shale reservoirs， downhole accidents frequently happen，such as casing changes during fracturing construction and so on， the conventional fracturing process faces major challenges. When the wellbore is deformed and the tool is difficult to enter the well， the conventional staged fracturing technology cannot be implemented.The application of temporary block segmentation and temporary blockage steering fracturing technology can block the wellbore blasthole， and produce a dense temporary plugging agent sealing band at the near well or the far field seam end， forcing the fluid to turn， creating new cracks or branch joints to simultaneously increase the complexity of cracks and increase the degree of reservoir utilization through the combination of different particle size temporary blocking agents.

Key words： Temporary blocking segment; Temporary blocking steering; Effectiveness analysis

选取某页岩气示范区全水平段暂堵的A井结合微地震分析，说明遇阻后实施暂堵分段工艺的可行性;选取B平台说明压裂中主动实施暂堵转向工艺是对常规压裂工艺的重要补充。

现场施工效果表明，暂堵分段工艺和暂堵转向工艺能够有效实现裂缝转向，加大裂缝复杂程度，在井筒变形、分段工具入井困难的情况下施工效果良好。该工艺可以为区块后续套变井等复杂工况井暂堵分段和暂堵转向压裂施工提供借鉴。

1  暂堵压裂工艺简介

暂堵压裂工艺主要分为由于工程因素采用的暂堵分段工艺和由于地质因素采用的暂堵转向工艺。从目的、工艺难度和工艺成熟度三个方面来对比暂堵分段和暂堵转向。

目的：暂堵分段主要针对套管变形、分段工具下入困难井段;暂堵转向主要目的为增加缝网复杂程度，有效控制裂缝非均匀扩展、避免局部地层过度改造。

工艺难度：暂堵分段很难达到桥塞分段的准确度，且施工中由于暂堵材料的可溶性，易造成相邻井段的重复改造，影响改造效果;暂堵转向在于提高段内净压力，故控制施工参数和暂堵材料的加量、投入时机和方式尤为重要。

工艺成熟度 ：暂堵分段工艺[1]目前在工区内已成功解决多井次的套变遇阻问题，特别是A井的全水平段暂堵分段;暂堵转向工艺在工区内的应用目前还不广泛，典型的是新工艺试验的B平台 。

1.1  暂堵压裂工艺原理

依据储层微裂缝发育特点和地应力特征，实施暂堵压裂工艺对裂缝的延伸实现有效的控制。暂堵球堵塞射孔孔眼，暂堵剂堵塞炮眼或进入裂縫形成桥堵，实现裂缝转向或开启新裂缝，对高低渗透层进行均匀改造[2-4]。

1.2  可降解暂堵剂及暂堵球（见图1）

暂堵球施工中，压力相对平稳施工风险低;由于压裂之前，已对变形影响段全部射孔，即使进一步套变也能完成压裂施工。

可降解暂堵转向剂是实现暂堵转向缝网压裂的关键。暂堵材料需满足：层内转向或层间转向封堵压力要求;在地层环境下必须具有一定变形，变形后能与刚性支撑剂混合后发挥更好的裂缝封堵、升压效果;压裂结束后，在排液过程中（短时间内）暂堵剂易溶解，能够快速排出;不粘泵、易泵送[5]。

在投送暂堵剂方面，积极开展高压投球器试验。高压投球器具有高压投球、液压远程控制、旋塞阀开关可视化的特点，实际施工中可以满足不停泵投球，但也存在仅一次投球机会的局限（见图2）。

本文研究区块井组所选暂堵剂为粉末暂堵剂，外观为粉末状，适用温度：30～160 ℃ ，材料性能为可降解生物聚合物，安全环保，为水基温控降解型。胶结暂堵，用量少，暂堵可靠。不同温度系列暂堵转向材料，能够为不同深度、不同井温储层的转向改造提供技术支撑[6-15]。

2  现场应用及效果分析

2.1  A井暂堵分段工艺应用

A井垂深2 972.28 m，水平段长2 100 m。A井首段压裂后，下射孔桥塞联作工具于1 650 m处遇阻，经多臂井径测井证实遇阻原因为直井段套变。变形段套管最小内径为78.4 mm，无法满足桥塞分段压裂施工。压裂优化调整如下：①连续油管带Φ60枪射孔、暂堵分段压裂;② 分簇方案。原设计每段5簇变更为3簇，簇间距21～28 m，平均簇间距21.1 m。该井全水平段采取暂堵分段压裂工艺，单日压裂两段且采取两段合压的工艺。每日首次起泵时投暂堵剂封堵前期已经改造的井段，每次起泵后在施工中途投暂堵材料实施段间转向压裂。

1）每日首次起泵时投放的暂堵材料为粉末状暂堵剂，其加量主要考虑前期已改造井段的孔眼总数及截面积总和，优化加量至150～125 kg。现场主要控制参数有：投放体积分数（暂堵剂与携液体积比）、投放数量、泵送排量，施工人员可通过地面压力响应和井中微地震检测来控制工艺参数确保封堵效果（见图3）。

2）两段合压过程中通过投放暂堵球或暂堵剂实施段间转向，对近井裂缝和孔眼实施双重封堵，优化加量至100～75 kg。主要控制参数有：暂堵剂数量、投放体积分数、泵送排量或暂堵球数量、暂堵球直径、暂堵球强度及送球排量，同样是通过地面压力响应和井中微地震检测来控制工艺参数以确保封堵效果[16-20]。

当日第二段暂堵分段，暂堵剂加量主要考虑封堵前一段射孔簇。由于停泵较短，优先考虑采用暂堵球分段，本井共使用3次，直观的压力响应并不明显。当日第二段施工优化为：停泵两小时，待裂缝闭合一定程度后，投100～175 kg暂堵剂分段（见图4）。

根据现场应用经验，暂堵剂投放量为36～72 kg/簇;暂堵球投送量约为1.2～1.3倍孔眼数。

2.2  A井暂堵分段工艺效果分析

结合微地震监测图分析，第3、4段段间暂堵转向后，微地震事件点在暂堵前后表现出不同的扩展方向、位置和数量（见图5）。

第3、4段合压开泵时间距上次施工结束约20 h，裂缝闭合较好，提高了暂堵剂投送体积分数，100 kg暂堵剂到达炮眼位置后，地面压力由51.7 MPa上升至57.4 MPa，暂堵压力响应明显（见图6）。

总体来看，该井暂堵压裂实现了对水平段對应各段的改造，缝长、缝高、缝网宽度均达到一定规模。尽管施工初期受监测井邻井作业影响，监测解释事件点较少。施工后期排除监测井邻井的影响，各段微地震监测事件点增至170～250个。

A井10 mm油嘴最高测试产量达到1.162×105 m3，而同平台实施常规桥塞分段压裂工艺的A-1井在10 mm油嘴下最高测试产量达到1.063×105 m3。同时A井12 mm油嘴最高测试产量达到1.619×105 m3，以上均说明A井全水平段的暂堵分段压裂工艺应用较成功（见图7）。

2.3  B平台暂堵转向工艺应用

B平台部署1、3、5三口水平井，三口井的水平段长分别为1 700、1 760、1 900 m，水平段埋深均为2 400 m。B平台3井和5井开展7、11簇压裂投球暂堵、长段塞小粒径及混合粒径支撑剂暂堵转向试验，3井压裂26段、每段7簇，共176簇;5井压裂29段、每段11簇，共309簇。1井作为微地震对3井、5井进行井中微地震监测。

B平台采用以下暂堵转向技术对策：7、11 簇压裂投球暂堵、长段塞小粒径及混合粒径支撑剂暂堵转向。①采用大直径孔眼暂堵球封堵，实现簇间均匀扩展;②长段塞小粒径及混合粒径支撑剂暂堵转向，提高缝内净压力。B-3井、B-5井探索实施段内7、11簇+暂堵压裂先导试验，B-1井实施常规压裂作业（3簇射孔、混合加砂）。

以B-3井7簇压裂暂堵方案为例，说明投球时机和投球数量的参数选择。

采用软件模拟投球前后裂缝扩展形态变化，监测注入液量与裂缝扩展长度的变化规律，得到不同液量下裂缝的扩展长度。当注入1 100 m3液时裂缝扩展长度增加趋势变缓。优化得到最佳投球时机为当液体注入1 100 m3液体后（见图8）。

2.4  B平台暂堵转向工艺效果分析

2.4.1  压力上升明显

B平台3井和5井投球后压力上升明显，说明暂堵转向效果明显（见图9、图10）。

2.4.2  微地震事件增多且出现在新区域

微地震共监测55段，其中B-3井26段，共监测到1 542个事件点，B-5井29段，共监测到4 734个事件点。微地震事件增多，说明暂堵转向效果明显（见图11、图12）。

5井第10段缝网系统较单一，通过投球暂堵转向，形成了更加复杂的缝网，达到了“打得更碎”的目的。动态微地震监测为压裂施工参数的及时调整提供重要手段。

5井第19段施工过程微地震监测到事件点大量往东侧断层方向聚集，有压穿断层风险，及时投球转向并缩减施工规模，使得裂缝得到有效控制，降低了压窜风险（见图13）。

3  结束语

通过对A井和B平台分别实施暂堵分段和暂堵转向压裂工艺，取得以下认识与建议：

1）摸索出了该区域及相邻区块可行的暂堵分段和段内暂堵转向压裂工艺。

2）对于直井段套变无法下入有效分段工具的井，套变段改造采用一次射孔、暂堵分段压裂，可有效避免再次套变对后续施工的风险，为今后无桥塞改造提供了有力技术支撑。段内暂堵转向工艺增加了缝网复杂程度。

3）暂堵压裂后结合微地震显示和压力响应，一定程度上可以判断近井地带裂缝开启情况。离漏点较近井段，暂堵压裂可以有效控制裂缝，降低压窜风险。 结合 “密切割、长段距”的压裂工艺，暂堵压裂达到了“压碎地层、加长段距、减少段数、提高时效、降低成本”的目的。

4）暂堵分段工艺存在分段不明确、改造不彻底等缺點;段内暂堵转向工艺封堵裂缝系统存在一定的不可控性。

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