涪陵页岩气井“套中固套”机械封隔重复压裂技术

刘尧文， 明 月， 张旭东， 卞晓冰， 张 驰， 王海涛

（1.中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 408100；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 102206）

页岩气储层具有低孔隙度、低渗透率的特点，需通过大规模水力压裂形成人工缝网提供渗流通道进行生产，但压裂改造后普遍存在产量递减速率快、稳产期短的问题[1]。研究表明，重复压裂技术是低渗油气田开发中后期增产稳产的重要技术措施[2-4]。通过多年探索，北美目前已形成较为成熟的重复压裂技术体系，多个区块多口页岩气井重复压裂后的EUR平均提高180%以上，增产效果明显[5]；国内页岩气井重复压裂技术仍处于起步探索阶段，缺少在长水平段水平井成功应用的案例[6]。

涪陵页岩气田前期3口页岩气井进行了投球暂堵重复压裂先导试验，均出现施工难度大、重复压裂后稳产时间短和可采储量提高不明显等问题。为此，笔者在深入分析投球暂堵重复压裂工艺所存在问题的基础上，借鉴北美重复压裂的成功经验，转变技术思路，进行了气井压裂前剩余气分布评价、压裂改造方案优化[7]，形成了涪陵页岩气田“套中固套”机械封隔重复压裂技术，为页岩气老井提高采收率提供了一种可靠的技术方法。

1 投球暂堵重复压裂存在的问题

投球暂堵重复压裂工艺是针对改造不充分的段簇，采用“挤注提压+转向压裂”分阶段挖潜的方式提升气井产能[8]（见图1）。首先，采用减阻水循环挤注补充老缝能量；然后，在主压阶段先投加可溶暂堵球封堵全井段的优势进液通道，再进行大规模水力压裂，迫使初次压裂未开启簇形成新缝，或再次改造初次压裂改造不充分的老缝[9-10]。初次压裂生产一段时间后，老缝周围地层压力降低，井周地应力场随之变得更为复杂，重复压裂时液体会优先进入低压力区的优势通道，由于暂堵球封堵位置及封堵次序的随机性强，为后期增产带来较大的不确定性。

图1 投球暂堵重复压裂工艺Fig.1 Temporary plugging and diverting refracturing technology

北美Haynesville气田实施暂堵转向重复压裂的15口井中，11口井压后初期日产气量约为初次压裂后的14%～46%，仅4口井达到70%～76%，13 口井预计最终可采储量增加（0.1～0.5）×108m3不等，多数井改造效果不明显，且增产效果不稳定[11]。涪陵页岩气田3口页岩气井前期采用投球暂堵工艺进行了重复压裂施工，施工过程中均出现压力逐级升高的现象，反映出近井地带滤失严重；压后初期日产气量为（0～4.2）×104m3，可采储量增加（0～0.1）×108m3，产气剖面显示产气贡献集中在跟部，反映出多级循环反复改造跟端压裂段，采用投球暂堵不能实现全井段有效动用，现阶段投球暂堵重复压裂局限性较强。

2 “套中固套”机械封隔重复压裂技术

2.1 技术原理

“套中固套”机械封隔重复压裂技术是在原井筒内下入小尺寸套管固井，机械封隔初次压裂射孔孔眼，在井筒内形成新通道后，再次进行和初次改造步骤相同的分段射孔压裂[12]（见图2）。该技术虽然成本高，工艺复杂，但能完全封堵已有射孔孔眼，且能精准控制起裂位置及压裂液走向，可大幅降低滤失引起的施工风险[13-14]，提高重复压裂的针对性。

图2 “套中固套”机械封隔重复压裂工艺Fig.2 “Casing in casing” mechanical isolation refracturing technology

2016年，“套中固套”机械封隔重复压裂技术在北美Haynesville气田成功应用，压后平均初期日产气量达到初次压裂后的72%；随着技术日渐成熟，初期日产气量恢复率逐年提高，甚至超过初次压裂后日产气量的111%[15]，目前该技术已在北美Haynesville、Eagle Ford 等多个气田推广应用，但受技术、材料的制约，国内尚无应用井例。综合国内外调研及涪陵页岩气田早期先导试验结果，选JYAHF井进行“套中固套”机械封隔重复压裂技术现场试验。

2.2 改造潜力评价

JYAHF井水平段长 1 200 m，一类优质页岩气层钻遇率90.8%，水平段平均孔隙度5.1%，总有机碳含量3.1%。该井初次压裂15段，以单段3簇射孔为主，平均簇间距 25.30 m，平均段间距 30.00 m，具有簇间补孔潜力。初次压裂用液强度20.4 m3/m，加砂强度0.6 m3/m，第2段、第6段、第10段和第14段加砂困难，加砂量仅0～1.4 m3，缝内无有效支撑，改造不充分。初次压裂后放喷测试，井口压力21.6 MPa，测试产气量20.9×104m3/d，重复压裂前该井累计产量0.75×108m3，采用 RTA 方法预测可采储量 1.19×108m3，剩余可采储量为0.44×108m3。周缘邻井同期累计采出页岩气（1.14～1.64）×108m3，JYAHF 井累计产气量大幅低于邻井，具有较好的重复压裂潜力。

JYAHF井于2013年12月投产，至2020年12 月重复压裂前，平均日产气量 1.1×104m3，套管压力 2.0 MPa，已低于集气站外输压力（5.6 MPa）。该井生产期间2次产气剖面测试结果显示，各簇不同时间、不同制度下各段产气量占总产气量的百分比大致相同，簇间产气量差异大，56%射孔簇不产气或微产气（见图3）。分析认为，1～24簇（前半段）为初次压裂低动用簇，剩余气分布在原簇和簇间；25～43簇（后半段）储量动用程度较高，剩余气分布以簇间为主[16]。

图3 JYAHF井不同生产时间的各簇产气剖面Fig.3 Gas production profile of each cluster in Well JYAHF at different production stages

2.3 压裂方案设计

重复压裂共设计21段，其中1～2段分3簇射孔，采用常规压裂工艺，确保施工安全性；3～12段改造对象为初次压裂的5～24簇，以挖潜簇间剩余资源为主，提高老缝导流能力为辅，采用单段2簇新孔加2簇老孔的射孔模式。为降低老缝亏空影响，每段设计注入100～150 m3减阻水补充地层能量，段内分2级开展缝内暂堵转向重复压裂[17]：第一级以改造老缝为目的设计短携砂循环，中途低排量高质量分数投加4/200目暂堵剂，封堵老簇后进行第二级压裂改造新射孔簇，单段施工规模1 750 m3；13～21段采用密切割+限流压裂工艺改造井筒后半段，在老孔簇间补射新孔，提高储量动用程度。为避免裂缝延伸沟通老缝，经过模拟优化，新缝与老缝的簇间距缩小为 8.60 m，控制压裂规模为 1 175 m3。针对小套管施工摩阻大、井筒内流速快和地层滤失量大等问题[18]，进行了以下3个方面的优化：

1）重建井筒套管内径变小，导致管柱摩阻增大；双层套管射孔的外层套管射孔孔径变小为5 mm左右，孔眼摩阻亦有所升高，因此对排量进行优化。冻胶阶段，受施工限压影响，前半段排量为6.0～7.0 m3/min，后半段排量为 10.0～11.0 m3/min；减阻水阶段，前半段排量为9.0～10.0 m3/min，后半段排量为 11.0～12.5 m3/min。

2）现场通过优化工艺流程，新增了液体添加系统，可实现压裂液一体化配制，施工过程中根据工况在线变黏，砂比提升后减阻水质量分数从0.1%阶梯提至0.2%，保障高流速下液体携砂性能的同时，提升铺砂剖面的同步性和均质性。

3）为解决因初次压裂产生的近井多裂缝发育导致的滤失问题，确保后续加砂施工顺利，前置液阶段采用高黏冻胶阶梯提升排量，控制近井形成多裂缝及进液，使其在压裂初期在近井地带形成主缝。

2.4 “套中固套”施工工艺

2.4.1 井筒处理

考虑初次压裂及生产对井筒的影响，确保固井作业能够顺利施工，要求井筒可通过直径大于112.0 mm的工具串，井筒漏失速度小于25 L/min。首先，工具串进行通过性验证，在原内径115.0 mm井筒下入多臂井径仪，测井显示5个井段结垢较严重，地层漏失速度高达160 L/min。为满足下入φ88.9 mm套管固井要求，需对原井筒进行回注增能和裂缝堵漏处理。采用外径108.0～112.0 mm的铣锥磨鞋通井，上下划眼正常，确保工具串正常通过。在此基础上，对井筒进行堵漏处理，首先回注2% 氯化钾溶液 1 000 m3，井底压力由 9.4 MPa 提至22.0 MPa以上，增能的同时，堵漏剂能在近井地带形成支撑，保障堵漏效果；随后加入28.9 m3碳酸钙颗粒和固化水封堵老射孔孔眼，漏失速度降至16.4 L/min，分析认为井底稳定，满足固井施工条件。

2.4.2 下套管固井

在内径 为 115.0 mm 的井筒下入φ88.9 mm 套管固井，环空间隙小于15.0 mm，套管居中难度大，为使固井质量优良率大于90%，对水泥浆性能要求高。经过多轮次井筒通过性模拟试验，最终选择黏贴稳定性好、居中度高、摩阻低和射孔弹穿透性好的树脂带状扶正器，每根套管圆周上按90°分布，间距 2.40 m 螺旋形安装 4 片。JYAHF 井 2 281～3 978 m井段共下入154组扶正器，试验测得平均居中度大于80%。优选与固化水兼容性、稳定性好的水泥浆进行固井，在井深2 240 m处设置脱节器，代替北美常用的套管切割，降低泵送射孔施工难度。重建井筒候凝48 h后，测得固井质量优良率99%，井筒试压85 MPa合格，满足下一步压裂施工要求。

3 现场施工与效果评价

3.1 重复压裂施工

JYAHF井全部21段平均施工压力52.7 MPa，平均施工排量 9.3 m3/min，压裂施工总液量 31 037 m3，用液强度26.5 m3/m，设计液量完成率100.3%，加砂总量 1 187.3 m3，加砂强度 1.1 m3/m，设计加砂量完成率103.5%，高效完成了该井的重复压裂施工。2种压裂工艺的施工参数见表1。

表1 JYAHF井重复压裂施工参数Table 1 Refracturing parameters of Well JYAHF

新老缝协同改造的3～12段施工难度较大，因老缝存在不同程度亏空，施工第一级压力对排量极其敏感，低黏液体滤失量大，多次出现压力尖峰。在保障设计思路不变的情况下，现场对粉砂、暂堵剂用量以及液体组合模式进行了调整，调整后压力波动幅度明显减小（见图4）。

图4 JYAHF井调整前后压裂施工曲线Fig.4 Fracturing curve of Well JYAHF before and after adjustment

1）第一级粉砂占比提高到45%以上，减小低排量下支撑剂在射孔孔眼和裂缝内的沉降率，增强老孔复射位置次级裂缝、微裂缝对产量的提升作用[19]。

2）页岩气井压裂暂堵剂加量按经验设计为4～7 kg/孔，经 3 段施工摸索，暂堵剂加量由 50 kg 优化为 250 kg，投加后起压幅度由 1.8 MPa 提升至9.6 MPa，调整后第二级新缝改造时压力尖峰由2～3个减至1个以下，第二级排量由6～8 m3/min提高至10 m3/min，后期按照设计要求施工顺利，调整后封堵效果好。

3）前置液阶段液体组合由“线性胶—交联胶—0.1%减阻水”调整为“交联胶—线性胶—0.2%减阻水”，并保持交联胶和线性胶的黏度（分别为800 和 25 mPa·s）不变，将减阻水的黏度由 4 mPa·s增至10 mPa·s，这样有效降低各阶段流体之间的黏度差，可以减缓造缝后的液体滤失速度。

3.2 施工效果评价

JYAHF井压裂后放喷测试，井口压力16.4 MPa，测试产气量18.4×104m3/d，分别恢复到初次压裂的76.0%和88.0%。重复压裂前该井已进入增压间歇开采阶段，重复压裂后重新投产日均产气量6.1×104m3，初期日产气量较重复压裂前提高5.5倍。初次压裂后累计产气量达到 1 200×104m3时的弹性产率为71.2×104m3/MPa，重复压裂后累计产气量达到1 200×104m3时的弹性产率为 54.6×104m3/MPa，恢复率达76.7%（见图5）。考虑重复压裂前该井和周缘加密井生产情况，预计该井可采储量由1.19×108m3增加至 1.55×108m3，采收率提高 4.8%，增产效果明显，表明“套中固套”机械封隔重复压裂技术在国内页岩气水平井试验取得成功。

图5 JYAHF井初次和重复压裂后弹性产率对比Fig.5 Elastic yield comparison between initial fracturing and refracturing in Well JYAHF

投产5个月后，该井产气剖面测试分析结果表明，前半段产气贡献率（平均75.3%）明显高于后半段（平均24.7%），表明剩余资源储量高是获得高产的基础。就段间差异而言，即使剩余资源量大致相当的段，不论产气贡献率还是段内各簇开启程度，暂堵工艺改均优于限流工艺。对射孔方式进行分析，3～12段老孔复射簇共20簇，初次压裂后平均产气量 749 m3/d，重复压裂后 764 m3/d，未达到增产目的。其中，老孔复射簇总产气量 1.53×104m3/d，簇间补孔的 20簇总产气量 2.54×104m3/d，前半段62.4%产气贡献来自簇间补孔簇。

产气剖面数值模拟结果表明，压裂裂缝生产一段时间后，裂缝周围泄气区内的压力降低，导致泄气区内的地层应力场发生改变，老缝之间的区域应力差降低[20]，补射新簇后有利于裂缝复杂化，可最大限度地挖潜剩余储量。但在新老裂缝并存的情况下，液体优先进入老缝，且由于老缝周围应力场发生变化，老缝延伸的同时会相互沟通，造成液体效率和改造体积效果有限[21]，增大了施工难度，导致出现压力尖峰（见图6）。

图6 JYAHF井重复压裂裂缝延伸轨迹及压力场模拟结果Fig.6 Simulation of fracture extension and pressure field of Well JYAHF after refracturing

4 结论与建议

1）与投球暂堵重复压裂技术相比，“套中固套”机械封隔重复压裂技术可以完全封堵初次压裂射孔炮眼，实现页岩气水平井剩余气精准动用，技术有效性更强。

2）针对施工中前后半段均出现滤失严重导致排量提高困难的现象，建议开展减少射孔簇数、提高液体黏度、提高粉砂占比等试验，研究降低重复压裂近井地带滤失量的有效手段。

3）未进行缝内暂堵的段改造均匀程度低，老孔复射簇一定程度上增大了施工难度，且最终产气贡献率较低，建议围绕重复压裂簇间补孔、缝内暂堵工艺继续开展研究。