Recent Advances and Development Suggestions of Temporary Plugging and Diverting Fracturing Technology for Shale Gas Reservoirs in the Sichuan Basin
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摘要:
暂堵转向压裂技术是四川盆地页岩气藏高效开发的关键手段，但目前主要依靠现场经验施工。为进一步优化该地区暂堵转向压裂施工效果，分析了四川盆地页岩储层特征，回顾了暂堵转向压裂技术的应用历程，从暂堵材料、暂堵机理、裂缝转向机理、暂堵工艺及现场应用方面总结了该技术的主要进展，阐明了现场施工面临的挑战并提出了发展建议。微地震和产量测试结果表明，缝口暂堵转向压裂技术和缝端暂堵转向压裂技术对四川盆地页岩气藏压裂改造具有明显效果。页岩气藏常用的暂堵球和颗粒暂堵剂主要性能参数基本满足目前中浅层和部分深层页岩暂堵转向压裂要求，但施工过程中仍面临暂堵材料优选与施工参数优化缺乏理论支撑的问题和深层页岩气藏复杂储层条件的挑战，下一步应加强暂堵材料评价标准的制定，开展不同暂堵材料暂堵机理的研究，以及新暂堵材料的研发，为优化暂堵转向压裂施工参数、提升施工效果提供理论依据。
Abstract:Temporary plugging and diverting fracturing technology is the key method for the efficient development of shale gas reservoirs in the Sichuan Basin. Current operations, however, still mainly rely on field experience. To further improve the effects of temporary plugging and diverting fracturing in this area, this paper summarizes the characteristics of shale reservoirs in the Sichuan Basin and reviews the application history of the temporary plugging and diverting fracturing technology. In addition, it presents the major progress of this technology in terms of temporary plugging materials, temporary plugging mechanisms, fracture diverting mechanisms, temporary plugging techniques, and field applications. Therefore, it clarifies the challenges faced by field operation and puts forth relevant development suggestions. Micro-seismic and field production data demonstrate that near-wellbore and far-field temporary plugging and diverting fracturing technologies significantly improve the fracturing stimulation effect of shale gas reservoirs in the Sichuan Basin. The main performance parameters of temporary plugging balls and particle temporary plugging agents commonly used in shale gas reservoirs meet the requirements of temporary plugging and diverting fracturing in the middle and shallow reservoirs and some deep reservoirs. Nevertheless, theoretical support is still lacking in the selection of temporary plugging materials and the optimization of operation parameters, and there are still challenges caused by the complex reservoir conditions of deep shale reservoirs. Work in the future should focus on enhancing the formulation of evaluation standards for temporary plugging materials, research on the temporary plugging mechanisms of various temporary plugging materials, and the development of new temporary plugging materials. In this way, theoretical references can be provided for the operation parameter optimization of temporary plugging and diverting fracturing, and the improvement in operation effects.
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四川盆地及其周缘地区是我国页岩气的主要产区，其页岩气勘探开发技术水平始终处于国内前沿。水平井分段多簇压裂技术作为该区域页岩气高效开发的重要手段，因频繁出现井筒内套管变形、面临工具入井困难、无法实施电缆传输分簇射孔和下入桥塞等问题，极大地降低了压裂施工效率[1-2]。同时，由于地层非均质性、射孔孔眼流量分配不均匀等的影响，压裂施工还面临一次改造射孔簇开启不充分、各簇裂缝难以同步均匀扩展和水平井段改造不完全等关键工程问题[3-5]。此外，当改造段天然裂缝发育时，单裂缝过度延伸，还会增加井间压窜风险，影响单井产量[6-7]。对于川南深层页岩气藏，天然裂缝总体欠发育，水平应力差值大，压后易形成双翼缝，裂缝复杂程度低，改造体积小[8-9]。
暂堵转向压裂技术是解决上述工程问题的重要手段之一，通过泵送可降解暂堵剂封堵先压裂裂缝，使注入流体转向，在水平井段开启新裂缝或在压裂裂缝缝口与封堵层间产生分支缝[10]。四川盆地页岩气开发过程中，该技术逐渐演化为以下2种：1）缝口暂堵转向压裂技术[11]（见图1），通常指采用暂堵剂或暂堵球封堵先压裂缝的入口或射孔孔眼，迫使后续注入流体转向，开启暂堵缝间未开启的射孔簇，保证各簇水力裂缝有效延伸，实现“暂堵匀扩”，最终达到水平井段充分改造的目的；2）缝端暂堵转向压裂技术[12]（见图2），通常指采用携带液将暂堵剂运移至裂缝端部形成封堵层，从而减小优势裂缝过度生长，防止井间压窜，同时增大封堵层与裂缝入口间流体净压力，实现开启新缝、提高裂缝复杂程度的目的。目前，暂堵压裂技术已在四川盆地长宁、威远和昭通等区块开展了现场应用，其改造效果显著优于同区域采用常规压裂技术的页岩气井[13-17]。但由于暂堵剂材料本身复杂多样，以及对暂堵材料缝内运移、封堵、承压失稳机理的研究不够深入等，目前施工现场对暂堵材料加入参数的选择还主要停留在现场经验层面，缺乏理论依据。此外，随着页岩气开发向深部进军，高温、高压等复杂工况和高应力、天然裂缝等复杂地质条件对暂堵工艺和暂堵材料提出了更高要求。
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图 1 缝口暂堵转向压裂技术原理示意Figure 1. Principle of near-wellbore temporary plugging and diverting fracturing technology![]()
图 2 缝端暂堵转向压裂技术原理示意Figure 2. Principle of far-field temporary plugging and diverting fracturing technology基于上述情况，为了给暂堵转向压裂技术的发展提供借鉴、指导，笔者首先介绍了四川盆地及其周缘地区页岩储层特征和开发概况，回顾了该区域暂堵转向压裂技术的应用历程；然后从暂堵材料、暂堵机理、暂堵裂缝转向机理、暂堵工艺和应用效果等方面总结了暂堵转向压裂技术的主要进展，对比了国内外该技术的应用情况；最后针对该技术目前存在的局限和面临的挑战，提出了发展建议。
1. 储层特征及暂堵转向压裂应用历程
1.1 储层特征和勘探开发概况
四川盆地及其周缘地区页岩气储量丰富，发育了海相、海陆过渡相和陆相等3类富有机质页岩，广泛分布6套厚度大、有机碳含量高和成熟度高的页岩气富集层系，页岩气地质资源量和可采资源量分别为
57.27×1012 和9.16×1012 m3[18-20]。四川盆地6套页岩储层的特征如表1所示，自下而上富有机质页岩层系分别为陡山沱组、筇竹寺组、五峰组—龙马溪组、龙潭组、须家河组和自流井组。其中，筇竹寺组和五峰组—龙马溪组有机碳含量（TOC）高的页岩厚度最大，在盆地南部、东北部TOC大于2%的页岩厚度分别为60～150 m和80～120 m[18]。层系 沉积环境 岩性 TOC，% Ro，% 厚度/m 面积/104 km2 下侏罗统自流井组 半深水—深水湖泊相 暗色页岩 0.40～1.60 1.00～1.87 20～240 15.2 上三叠统须家河组 湖沼—湖泊相 黑色页岩 1.00～4.50 1.01～2.20 100～800 14.0 上二叠统龙潭组 近海沼泽相 煤系页岩 1.50～5.00 1.80～3.20 20～125 18.0 上奥陶统五峰组—
下志留统龙马溪组半深水—深水陆棚相 黑色页岩、碳质页岩、
粉砂质页岩0.50～25.73 2.00～4.50 200～600 13.7 下寒武统筇竹寺组 半深水—深水陆棚相 碳质页岩、黑色页岩、
粉砂质页岩0.50～22.15 2.00～5.00 200～600 18.0 震旦统陡山沱组 半深水—深水陆棚相 黑色页岩 0.80～5.60 2.40～5.30 15～120 10.5 四川盆地及其周缘地区经过10余年的页岩气勘探开发，在埋深3 500 m以浅的中浅层已经建成涪陵、长宁—威远和昭通等3个国家级页岩气示范区，成功实现页岩气规模化、商业化开发，川南地区埋深3 500～4 500 m的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层海相页岩分布稳定，页岩气地质资源量达
6.6×1012 m3，具备良好的开发前景[21-22]。四川省统计局数据显示，2021年全省页岩气产量为143.4×108 m3，居全国首位。四川盆地中浅层页岩气是我国页岩气产业发展的“压舱石”，而深层页岩气则是未来页岩气实现上产的主力军[22]。1.2 暂堵转向压裂技术应用历程
暂堵转向压裂技术适用性广，可用于直井和水平井的水力压裂和酸化压裂[23-25]。该技术在新井压裂和老井重复压裂施工中均有应用[26]。缝口暂堵转向压裂和缝端暂堵转向压裂技术可在直井压裂和水平井分段压裂中应用，对于直井，还可进行纵向分层分段暂堵转向压裂[10]。
四川盆地及其周缘地区近年才开始大规模应用暂堵转向压裂技术开发页岩气。该区块页岩气开发经历了直井压裂、常规水平井分段多簇压裂[27]、“工厂化”压裂模式（拉链式压裂、循环拉链式压裂、同步式压裂）[28]和“密切割分段分簇+高强度加砂+暂堵转向（多级）压裂”[29]等发展阶段。2010年，在四川省威远县新场镇实施了中国石油首次页岩气直井压裂（威 201 井）[27]。2011年，中国石油完成了我国第一口页岩气水平井——威201-H1井的11段压裂施工[30]。2014年，我国首次页岩气四井同步拉链式压裂于四川宜宾顺利进行，是当时世界上最先进的页岩气“工厂化”压裂作业[31]。2014—2016年，国内油田通过借鉴国外先进压裂技术和自主创新，逐渐形成了页岩气压裂工艺1.0版[32]。但随着页岩气勘探开发挺进储层地质条件更加复杂的区块，压裂施工受高地应力和天然裂缝的影响，加之水平段长度增加，施工参数（级数、液量、砂量和排量等）变化，到2018年页岩气压裂工艺1.0版逐渐显得“动力不足”，导致储层改造不充分，测试产量高低不均。经过2年多的现场试验，该区域逐渐形成“密切割分段分簇+高强度加砂+暂堵转向+石英砂替代陶粒”的新一代压裂工艺，即页岩气压裂工艺2.0版[32]。
暂堵转向压裂技术随着四川盆地页岩气压裂工艺升级逐渐被广泛应用。下面以四川盆地威远地区中浅层页岩气储层的压裂改造工艺为例，分析说明四川盆地暂堵转向压裂技术的应用历程。页岩气压裂工艺1.0版（2014—2019年）具有“短段、少簇、长间距”的分段分簇特征，主体单段长60～70 m，单段射孔3～5簇，簇间距15～25 m，且很少涉及暂堵转向压裂技术；页岩气压裂工艺2.0版（2020—2022年）具有“长段、多簇、短间距”的分段分簇特征，主体单段长90～130 m，单段射孔12～18簇，簇间距4～7 m，同时开始大规模使用暂堵转向压裂技术（见表2）。以上分析可知：是否采用大规模暂堵转向压裂技术，是区分1.0版和2.0版的重要标志。
表 2 页岩气压裂改造工艺参数变化特征Table 2. Variation characteristics of parameters for shale-gas fracturing stimulation process阶段 段长/m 簇数 簇间距/m 工艺应用情况 页岩气压裂工艺1.0
（2014—2019年）60～70 3～5 15～25 小规模 页岩气压裂工艺2.0
（2020—2022年）90～130 12～18 4～7 大规模 1）页岩气压裂工艺1.0版（2014—2019年）。由于施工排量、液量过大，导致水力压裂过程中近井筒附近的天然裂缝被激活，发生剪切滑移错位，这是导致水平井筒发生套变的主要原因[33-35]。套变导致桥塞无法下至预定位置进行分段改造，使得单井丢段数增加，压裂改造效果受限。在此背景下，暂堵转向压裂技术主要有2种应用场景：①应用于发生套变高风险段，采用暂堵剂封堵近井筒附近的大裂缝，使进入大裂缝的流体减少，降低压裂过程中大裂缝发生剪切滑移错位的概率，减小井筒套变发生的概率[36]；②应用于套变合压段，采用暂堵剂代替桥塞进行分段，即采用暂堵剂封堵套变合压段中已开启的水力裂缝入口，迫使流体转向开启新裂缝，从而实现套变合压段充分改造[36-40]。
2）页岩气压裂工艺2.0版（2020—2022年）。由表2可知，页岩气压裂工艺2.0版的水平井单段改造段长增加，段内射孔簇数增加，簇间距减小。由此也引发一系列工程问题：①受射孔孔眼进液不均匀以及地层非均质性等的影响，射孔簇开启不完全，单段改造不充分；②储层天然裂缝较发育时，已开启簇水力裂缝过度延伸，导致井间压窜风险增加。因此，该阶段大规模应用暂堵转向压裂技术主要包括以下2种情形：①应用于所有压裂改造井段，采用暂堵剂封堵已开启水力裂缝的入口或射孔簇孔眼，从而迫使流体转向开启新裂缝，最终实现段内充分改造的目的；②应用于井间压窜发生高风险段（天然裂缝发育段），采用暂堵剂封堵水力裂缝端部，防止裂缝过度延伸，降低井间压窜风险。
此外，随着四川盆地页岩气开发向深层页岩气藏进军，压裂施工面临地应力高、塑性强、天然裂缝分布复杂且总体欠发育、水平两向应力差值大等挑战，造成常规压裂施工时水力裂缝起裂延伸困难、有效改造体积偏小、裂缝复杂程度低和导流能力低，需要通过暂堵转向压裂提高裂缝水平横向覆盖率和裂缝复杂性[8,20]。目前，深层页岩气开发在暂堵转向压裂理论认识与工艺、技术创新上依然任重道远。
2. 暂堵转向压裂关键技术进展
通过广泛调研国内外文献，从暂堵材料、暂堵机理、暂堵裂缝转向机理、暂堵工艺和应用效果等方面总结了暂堵转向压裂关键技术的主要进展。暂堵材料在堵水、压裂酸化、钻井、完井和修井作业中均有应用，但在水力压裂中应用最为广泛，是目前的研究热点[41]。暂堵材料的性能参数决定了暂堵效果，而对暂堵机理的清晰认识对暂堵工艺参数优化设计至关重要。
2.1 暂堵材料
暂堵材料分类有多种，根据其原料，可分为惰性有机树脂、惰性固体、固体有机酸和遇酸溶胀的聚合物等[41]；根据其表观形态，又可分为暂堵球和暂堵剂，其中暂堵剂可细分为液体凝胶类、颗粒类、泡沫类和纤维类[42]。页岩气藏暂堵最常用的材料包括暂堵球和颗粒暂堵剂（见图3）。其中，暂堵球主要用于缝口暂堵，其封堵对象是井筒的中射孔孔眼，其直径与射孔孔眼直径处于同一级别；暂堵剂可用于缝口暂堵和缝内暂堵，其封堵对象主要是人工裂缝。由于页岩气藏中暂堵工艺的发展时间较短，针对页岩气藏暂堵特征的研究较少，故本文主要总结其他领域与页岩气藏暂堵物理过程相似的研究。
暂堵球最初主要用难降解的材料制作，例如塑料、橡胶等。但这类材料在完成转向后难以降解，会对地层造成损害，因此逐渐被淘汰。目前最常用的暂堵球由可溶合金、树脂、PLA、PVAc等可降解性材料制成。暂堵球最主要的性能是其力学性能和溶解性能，力学性能要保证暂堵球在高压下不变形失效，能够有效封堵；溶解性能则要保证其能够有效降解。暂堵球周围的工作液主要是滑溜水，因此需要其能够在该环境中直接降解成小分子物质，并随着返排液直接排出。目前针对新材料暂堵球的研发，国内外文献报道较少，大部分为专利。杜林麟等人[43]以碳化硼、聚丙烯酰胺、4, 4-二氨基二苯酰胺、聚乙烯蜡、热塑性聚合物、苯并三唑及田菁胶为原料，制备了一种高强度可降解的页岩用压裂暂堵球。金智荣等人[44]优选合成了树脂类暂堵球，能够在45 ℃下承受30 MPa的压差4 h，当压裂完成后能够快速溶解。雷炜[45]通过在镁合金中加入Fe金属和X金属，制作得到可溶合金材料，其抗压强度达90 MPa，在60 ℃的3%KCl溶液中溶解速度为1.73 g/h。宋世伟[46]利用丙烯酸、丙烯酰胺、羧甲基纤维素钠、壳聚糖等材料制作得到的可降解暂堵球，具有优良的降解承压性能。对于深层页岩气藏，如威荣深层页岩气田，地层温度在127.4～135.0 ℃[47]，对暂堵球性能要求更高。刘多容等人[48]发明了一种抗压强度高、可溶性好、弹性变形能力强和对尺寸不规则炮眼封堵性能优异的暂堵球，且对水质无要求，能在30～130 ℃的温度环境下溶解/降解，无残渣，溶解/降解时间在6 h～40 d范围内可调。目前研发的暂堵球基本能够满足当前页岩气开发的需要。
暂堵剂根据形态可分为颗粒、纤维、泡沫和液体凝胶4种。纤维和凝胶主要用于酸压暂堵和调剖堵水，而泡沫暂堵剂则主要用于驱油、调剖和酸化作业[42]。颗粒暂堵剂是当前页岩气藏暂堵转向中使用最广泛的暂堵剂，根据性能可以划分为油溶性、水溶性和酸溶性等3种。暂堵剂的工作环境与暂堵球相同，主要是在滑溜水中，因此水溶性颗粒暂堵剂在页岩气藏暂堵中使用最广泛。覃孝平等人[49]以丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）等材料得到了AA-AM-NVP-NGD四元共聚物暂堵剂。D. Zhu等人[50]利用AM、AMPS等单体聚合，得到了一种可降解预成型颗粒，该种颗粒注入地层后遇水能够膨胀，具有良好的变形能力，适用于不同尺寸的裂缝。许伟星等人[51]将2种自降解材料复配，得到一种配方为60% PA+40% YG-1的自降解绿色水溶性暂堵剂，该暂堵剂降解后仅含葡萄糖和乙醇酸，对储层和环境均无伤害。曾斌等人[52]以聚丙烯酸钠、植物胶、松香酸钠、聚磷酸铵和聚乙二醇为原料，发明了一种适用于页岩气藏压裂、能克服高应力差的暂堵剂，其降解率可达100％，抗压强度可达80 MPa，且耐温能力强，最高使用温度达180 ℃。此外，还研发出由可溶解高强度聚合物制成的绳结状暂堵材料，用于封堵不规则射孔孔眼，如Any-Plug绳结暂堵剂[53]，适用于地层温度60～200 ℃的油气井，降解时间在12 h～4 d可调。同样，目前研发的颗粒暂堵剂基本能够满足当前页岩气开发的需要。
2.2 暂堵转向压裂机理
2.2.1 暂堵球坐封机理
暂堵球主要利用射孔孔眼打开程度不同导致的进液量差异实现对改造充分的射孔簇封堵，通过滑溜水将暂堵球泵入井筒，暂堵球封堵射孔孔眼导致压力升高，打开未压开的储层。暂堵球的封堵效率是最被关注的问题。目前常用的研究手段主要有3种（见图4）：1）根据暂堵球在流体中的受力状态建立相应的运动方程，对得到的解析公式进行求解；2）利用计算流体力学–离散元方法（CFD-DEM）耦合滑溜水与暂堵球运动特征，建立暂堵球运移–封堵模型；3）通过可视化和承压试验研究暂堵球的封堵规律。
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图 4 暂堵球坐封机理研究方法Figure 4. Research method for setting mechanism of temporary plugging ballsR. W. Brown等人[54]首先提出影响暂堵球封堵的理论模型，分析暂堵球在井筒中受到的惯性力、拖曳力和附着力等，研究影响封堵效率的因素，提出当暂堵球的密度大于压裂液密度时，其能够自动落入井底。S. R. Erbstoesser等人[55]通过研究不同密度暂堵球的封堵效率，提出浮力球比非浮力球密封效率更高，流体黏度、排量、暂堵球和携带流体之间的密度差是影响暂堵球封堵效果的关键。李勇明等人[56]进一步通过受力分析，建立了投球分压排量控制方程，得到了不同射孔长度上的最小控制排量，研究结果表明，射孔数越大，对排量的要求越高。肖辉等人[57]在李勇明等人[56]的基础上，增加了重力、附加质量力和Basset力对暂堵球运动的影响，并提出暂堵球的运动主要包括短期加速运动和长时间匀速沉降运动，暂堵球的密度越大，则速度越大，排量是影响暂堵球运动的关键因素。综上所述，在直井段影响暂堵球封堵效率的因素主要包括暂堵球密度、泵送排量和携带液黏度等因素。
页岩气开发时，井筒通常存在直井段和水平井段，因此暂堵球的运移和封堵更加复杂。X.Tan等人[58]改进了暂堵球的封堵模型，使其可用于研究斜井和水平井中不同密度暂堵球的封堵效率，研究认为，在水平井段中应使用重型、中性和浮力球，从而实现对不同相位射孔孔眼的封堵。方裕燕等人[59]建立炮眼暂堵试验装置并进行了试验研究，研究认为，当暂堵球直径小于炮眼尺寸时无法形成有效封堵，排量越大，越有利于形成封堵。陈钊等人[60]通过数值模拟多簇压裂投球暂堵，研究了投球时机、投球数量、暂堵球直径对暂堵效果的影响，确定了昭通页岩气示范区的暂堵工艺参数。张峰等人[61]利用CFD和EDM耦合模型模拟暂堵球运移，发现受流体阻力影响，暂堵球存在空间分布差异，不同排量下暂堵球运移速度具有相对稳定值，排量影响暂堵球在长水平井段的封堵位置。C. Wan等人[62]通过受力分析，明确了暂堵球在垂直段和水平段的运动特征，通过研究暂堵球密度、排量和射孔角度对暂堵球封堵的影响，发现暂堵球密度对坐封效率的影响比排量更大；当暂堵球封堵完成后，排量对其封堵稳定性的影响比密度更大。目前，水平井段暂堵球封堵机理研究仍主要通过建立数学模型来进行分析，分析内容包括暂堵球的密度、直径与孔眼直径的匹配关系、排量和射孔角度之间的关系等。
2.2.2 颗粒暂堵剂暂堵机理
颗粒暂堵剂最初主要在钻井堵漏中应用。1977年，A. Abrams[63]首次提出了1/3架桥理论，即颗粒粒径需要达到地层孔喉直径的1/3才能实现有效封堵。后来，N. Hands等人[64]提出了暂堵颗粒的d90规则，即颗粒粒径的d90值要和封堵区的最大孔喉直径相等。随后，国内学者将其发展为1/3～2/3原则，即颗粒直径为颗粒平均孔喉直径的1/3～2/3时能够形成有效封堵层。综上所述，钻井堵漏中对颗粒暂堵剂暂堵机理的主要研究点是颗粒粒径与堵漏中孔隙半径之间的关系。
页岩气藏主要利用颗粒封堵人工裂缝，因此下面重点总结颗粒–裂缝封堵的研究进展，主要涉及暂堵层的形成条件和暂堵层所能提供的封堵压力2方面的研究。
1）暂堵层形成条件。研究暂堵层形成条件的核心是研究封堵层形成过程，目前主要采用可视化平板试验和CFD-DEM数值模拟进行研究[65-67]（见图5）。可视化平板试验是将裂缝等效为透明平板，将暂堵剂驱替进入平板中，直接观察封堵层的形成。目前公认的颗粒封堵过程是大颗粒首先在裂缝中架桥，形成稳定的封堵层，而后小粒径颗粒充填在大颗粒间架桥形成的封堵层的孔隙中，近一步降低封堵层渗透率，达到提高封堵压力的目的。前人重点研究了颗粒的加入顺序、颗粒浓度、粒径和裂缝形态对封堵过程的影响。①颗粒粒径：许成元等人[68]模拟了不同粒径对暂堵层的形成机制的影响，针对不同粒径提出了暂堵层形成的4种模式，分别是单粒架桥、顺序双架桥、平行架桥和多粒架桥；②颗粒加入顺序：B. LYU等人[66]利用可视化平板得到结论，先使用大颗粒在裂缝中形成暂堵层，再使用小粒径能够明显增大暂堵层体积；③颗粒浓度：R. Li等人[69]提出颗粒浓度决定颗粒在裂缝中的架桥行为，在低浓度下以单颗粒架桥为主，而在高浓度下以双颗粒架桥为主；④裂缝粗糙性：裂缝越粗糙，在裂缝中形成暂堵层的概率越大[69]；⑤裂缝宽度：裂缝宽度越大，形成暂堵层越困难[69]。目前的研究能够从一定程度上重现暂堵层的形成过程，但其选取的试验参数仍然与现场实际有较大出入。
2）暂堵层封堵能力。利用可视化装置或CFD-DEM研究封堵过程，能够确定封堵层形成条件，但可视化装置中的裂缝系统并不能承压，难以测试封堵层的封堵能力，因此目前主要通过承压装置研究封堵层的封堵能力。制作耐高压的夹持器，将岩心或岩板作为裂缝系统，将暂堵剂预制进入裂缝，或者使用中间容器动态驱替暂堵剂进入裂缝系统，通过测试封堵层的渗透率或封堵压力反映暂堵层的封堵能力。目前学者主要从以下2方面研究暂堵层封堵能力的影响因素：
①颗粒的粒径和分选性。一般认为，颗粒粒径越小，形成的封堵层越致密，但粒径应与裂缝尺寸相匹配。因此，目前最常用的方式是通过不同粒径颗粒复配来提高暂堵层的承压能力。A. M. Gomaa等人[70]利用自研的桥接装置，研究了封堵层的渗透率，结果表明粒径双峰分布的颗粒和较高浓度的小颗粒比粒径三峰分布的颗粒渗透率更低。
②暂堵剂浓度。暂堵剂浓度越大，形成的封堵层的封堵压力越高，但需要根据地层开启新缝所需破裂压力优化暂堵剂浓度，以控制成本。H. Xu等人[71]利用导流装置研究了浓度为12，18和24 kg/m3的颗粒在裂缝中的封堵压力，随着浓度逐渐增大，其封堵压力升高，最高可达20 MPa以上。关于裂缝宽度和粗糙性对暂堵层承压能力影响的研究较少，研究人员重点关注其对暂堵层形成的影响。目前对封堵层封堵压力的研究，主要是从宏观上分析不同材料或工况条件下的封堵压力，但未能从微观角度建立封堵层结构特征与封堵压力之间的联系。
2.2.3 暂堵裂缝扩展机理
1）缝口暂堵裂缝
由于储层非均质性、缝间应力干扰和射孔孔眼磨蚀等因素的影响，多簇水力裂缝难以同步起裂和均衡扩展。缝口暂堵工艺，是通过投放暂堵球、暂堵颗粒、暂堵绳结等材料，封堵优势孔眼，限制优势扩展裂缝的孔眼流量，迫使弱势孔眼起裂扩展，通过重新分配各孔眼流量实现多簇水力裂缝均衡扩展。因此，明确缝口暂堵前后各孔眼流量变化，是研究缝口暂堵裂缝扩展规律、调控缝口暂堵工艺的关键。
数值模拟是目前研究缝口暂堵裂缝扩展规律的主要手段。周彤等人[72]根据各簇裂缝流量差异分配暂堵球数量，研究了非均质应力场下投球数量、时机及次数对多簇裂缝扩展的影响；唐瑄赫等人[73]、李奎东等人[74]、J. Li等人[75]、B. Wang等人[76]通过调整优势射孔簇的流量，研究了暂堵射孔簇位置、暂堵时机及次数对缝口暂堵后多裂缝竞争扩展过程的影响；胡东风等人[77]将暂堵球封堵概率和数量方程植入簇间流量分配方程，研究了投球数量、时机及次数对三维多簇裂缝扩展形态的影响。上述研究可以归为根据簇间流量差异分配暂堵球、模拟缝口暂堵的研究方法，发现适量增大暂堵球数量和暂堵次数，并根据应力和天然裂缝特征选择合适的暂堵时机（数值模拟的暂堵时机一般选择大于1/3注液总时长），有利于促进各簇裂缝均衡扩展。但是，这些方法假设暂堵球总会优先封堵优势孔眼，在均质地层内模拟缝口暂堵时可能会出现水平段A、B靶点附近射孔簇裂缝同时被封堵的现象，暂不能考虑暂堵球、暂堵颗粒和暂堵绳结等在水平井筒内的运移坐封规律对各簇流量变化及后续裂缝扩展的影响。
2）缝内暂堵裂缝
早期，为了实现低渗透油气藏未动用区的挖潜，提出了缝内暂堵重复压裂技术，通过投放纤维、凝胶、聚合物等暂堵材料限制新水力裂缝的缝内流量及压力向旧水力裂缝前端传递，提升新水力裂缝的缝内净压力，改变封堵位置附近的应力场分布，新裂缝沿周围岩石弱面或新的最大水平主应力方向发生裂缝转向[78-79]。目前，为了防止发生页岩气压裂井间压窜，采用了缝内暂堵工艺，通过在裂缝发育的压裂段投放暂堵颗粒等材料封堵过度扩展或与大型天然裂缝沟通的水力裂缝，限制优势裂缝的缝内流量及压力向裂缝前端传递，抑制优势裂缝过度扩展[80]。因此，明确缝内暂堵前后优势裂缝缝内流场及应力场变化，是研究缝内暂堵裂缝扩展规律、调控缝内暂堵工艺的关键。
王博[80-81]、S. Shi等人[82]通过求解缝内暂堵前后流场及应力场，总结了3种数学假说：①应力笼模型——假设暂堵剂在缝内形成封堵段塞，段塞前端的流体逐渐滤失到周围岩体，缝内压力降低，裂缝逐渐闭合，暂堵剂受到周围岩体的压实作用后产生了附近应力场，导致裂缝发生转向或很难继续扩展；②裂缝闭合应力模型——假设暂堵剂在缝内逐渐形成封堵层，不断增长的封堵层受到周围岩体的压实作用后产生附加的法向应力，裂缝开度和裂缝闭合应力增加，导致裂缝很难继续扩展；③裂缝扩展阻力模型——假设暂堵剂在裂缝尖端附近形成封堵区域，阻止缝内流体及压力传递到裂缝尖端，导致裂缝很难继续扩展。
物理模拟试验和数值模拟是目前研究缝内暂堵裂缝扩展规律的主要手段。M. Li等人[83-84]、R. Zhang等人[85]基于真三轴水力压裂物理模拟装置，采用纤维、纤维和颗粒组合、水溶性暂堵剂等材料，研究了应力差、材料用量和完井方式对页岩缝内暂堵后裂缝转向扩展规律和形态的影响，发现水平应力差较大不利于暂堵后裂缝转向，暂堵剂用量影响封堵位置、裂缝转向类型和射孔簇有效性。
受限于试验条件及研究尺度，数值模拟成为开展缝内暂堵裂缝扩展转向机理研究及工程应用的主要手段。C. Lu等人[86]基于三维DDM法，研究了应力差、逼近角、天然裂缝位置、暂堵时间和暂堵段长度对单条水力裂缝暂堵后与天然裂缝的交互转向扩展形态的影响；D. Wang等人[87]基于三维CZM-FEM法，研究了天然裂缝力学强度、应力差和暂堵位置对单簇水力裂缝扩展过程的影响；Y. Zou等人[88]基于三维DEM法，研究了应力差、天然裂缝参数、暂堵点数量、暂堵位置和注入排量对单簇水力裂缝与天然裂缝的交互扩展过程及扩展形态的影响。B. Luo等人[89]考虑缝内暂堵剂在缝内运移–封堵行为，建立了KGD型裂缝尖端渐近解与暂堵剂颗粒通量运移模型的耦合模型，研究了暂堵前缝内液量、暂堵剂用量和孔眼压力损失对水平井多簇裂缝扩展过程的影响。上述研究发现，水平应力差和天然裂缝逼近角较小时，采用缝内暂堵有利于形成复杂的裂缝形态；水平应力差较大时，高排量、大液量和多次暂堵等措施有利于提高裂缝的复杂程度，但多数模型暂未考虑缝内暂堵剂在页岩复杂缝网内如何运移–封堵、缝内暂堵后流场及应力场如何变化、是否实现封堵当前优势裂缝等问题。
2.3 暂堵转向压裂技术及现场应用效果
以下主要总结四川盆地及其周缘地区页岩气开发中应用暂堵转向压裂技术的典型案例，并对比分析暂堵转向压裂在国外页岩气区块的应用情况。暂堵转向压裂施工效果评价的现场监测技术主要包括施工压力分析、高频压力监测技术、压裂示踪技术、管外光纤技术、微地震监测技术和井下电视等，大多数监测技术成本较高，且解释速度慢，高频压力监测技术等新型诊断技术有助于现场实时监测[10]。
2.3.1 威荣页岩气田
川南威荣页岩气藏埋深3 500～4 200 m，通过“密切割+高强度加砂+暂堵转向”的改造理念进行暂堵转向压裂施工，以实现有效改造体积最大化[9]。根据射孔孔眼直径，选取暂堵球直径为15.0和13.5 mm、暂堵剂粒径为60/80目，实施复合暂堵施工，同时采用更小粒径（100/200目）的颗粒封堵层理和微裂缝，实现裂缝缝内转向，增加裂缝复杂性。图6所示为其中一口水平井的暂堵转向压裂施工曲线，暂堵后施工压力增大了12.3 MPa。该区块施工后水平井单段簇数由2～3簇增至6～8簇，加砂强度由1.05 t/m升至1.95 t/m，水平段横向覆盖率高达96.4%，平均无阻流量提高了60.4%[9]。
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2.3.2 长宁区块
川南长宁区块页岩气藏水平应力差为10～16 MPa，难以形成裂缝网络，其209井区NH1和NH8平台的3口井采用“高强度加砂+缝内暂堵转向”压裂工艺（加砂强度2.8～3.1 t/m），簇间距为8.50～10.00 m，在总液量50%～60%时加入100/200目与1～3 mm粒径组合暂堵剂300～400 kg[13]。平台其余井采用常规压裂工艺，加砂强度较低（1.9～2.2 t/m），簇间距为16.40～21.60 m。同平台2口采用不同压裂工艺改造井的微地震监测数据表明，相较于常规压裂井，“高强度加砂+缝内暂堵转向”压裂后井的改造体积、微地震事件点数和裂缝复杂指数分别增加10.9%、86.3%和29.2%，180 d累计产量和预测EUR分别增加44.5%和32.1%[13]。
2.3.3 南川页岩气田
重庆南川页岩气田LQ-1HF井完钻井深6 285 m，其目的层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下部页岩储层，两水平主应力之差约7 MPa[14]。该井分25段压裂，根据储层特征，采用缝口暂堵和缝端暂堵压裂工艺的井段各5段，暂堵剂为压差聚合胶结型暂堵剂 GTF-SM（粒径1～2 mm，温度90～160 ℃）[14]。缝口暂堵单段暂堵剂用量（184～210 kg）高于缝端暂堵单段暂堵剂的用量（65～138 kg），2种暂堵工艺的施工曲线如图7所示。第20段缝端暂堵施工过程中，当注入液量达328.6 m3时，注入暂堵剂65 kg和胶液20 m3，施工压力上升2.1 MPa；第14段缝口暂堵时，注液量达590 m3后，降排量注入暂堵剂230 kg和胶液30 m3，使施工压力增加6 MPa[14]。与采用常规压裂工艺相比，平均缝长增加5.8%，SRV增加12.5%，平均产气量达
23.37×104 m3/d[14]。2.3.4 国外典型页岩气区块
暂堵转向压裂技术在北美Haynesville、Permian Basin等页岩气区块均有应用，取得了较好的增产改造效果。Haynesville页岩气区块位于美国路易斯安那州北部和得克萨斯州东部[90]，该区块一口水平井分39段压裂，单段共5簇，簇间距从该区块原来的12～30 m减至5～12 m，加砂强度达5.2 ～7.4 t/m，压后7个月累计产量提升5%[91]。Permian Basin页岩气区块位于美国得克萨斯州西部和新墨西哥州东南部[92]，该区块水平井单段簇数从3簇增至10簇，簇间距缩减至4.50 m，加砂强度提升至7.5 t/m[93]。微地震监测结果表明，Permian Basin页岩气区块暂堵转向压裂井的微地震事件点数比常规压裂井高50%，暂堵转向后初期产量增加10%～20%[94]。北美典型页岩气区块采用的簇间距与四川盆地及其周缘地区水平井的簇间距相当，且均有逐渐减小的趋势，体现出近年来“密切割”开发的发展趋势。此外，北美页岩气区块加砂强度总体上高于四川盆地页岩气区块加砂强度。国内外在施工参数、暂堵剂用量和加入时机方面仍主要通过经验判定，需进一步明确暂堵转向压裂机理，据此进行优化设计。
3. 主要挑战及发展建议
目前，施工现场主要面临暂堵材料种类选择不清楚、暂堵材料加入参数选择不明确2大关键工程问题。其中，后者主要包括暂堵剂加入时机与加量的优化，暂堵剂粒径与浓度、携带液黏度与排量的选择。可从暂堵机理研究、制定评价标准和新材料研发3方面着手解决上述工程问题。
1）加强暂堵理论研究。暂堵剂在地层中依次经过地面管线、井筒和射孔孔眼后进入裂缝，最后在裂缝中运移封堵，形成封堵层。首先，暂堵剂以怎样的加量和浓度进入各个裂缝，以及进入裂缝后在裂缝之中形成封堵层的条件、形成封堵层的过程和方式，及其主控因素是什么，目前尚缺乏深入研究，可通过可视化试验结合计算流体力学数模方法开展研究，定量分析暂堵剂进入裂缝后的状态；其次，暂堵层的封堵–承压机理不清（暂堵剂在裂缝中形成的封堵层封堵压力大小，以及该封堵压力是否导致暂堵层失效尚不明确），应根据暂堵层封堵物理过程，建立相应的试验设备，同时对暂堵层受力进行理论分析，建立封堵压力预测模型开展研究；再次，对暂堵裂缝转向扩展机理认识不够深入，而明确缝口暂堵前后各孔眼流量变化、缝内暂堵前后优势缝内流场及应力场变化是研究暂堵裂缝扩展机理的关键，因此暂堵裂缝扩展研究应结合暂堵材料在缝口或缝内的运移封堵规律，建立适配不同暂堵材料类型、可植入裂缝扩展模拟计算的孔眼流量分配、缝内暂堵后流场及应力场计算等的数学模型。
2）规范暂堵剂评价体系并形成行业标准。目前，用于页岩暂堵转向压裂施工的暂堵剂主要包括颗粒（应用最广泛）、凝胶和纤维等3大类。每一大类暂堵剂的封堵原理不同，同一大类暂堵剂的形状、密度和力学性质等也存在差异。因此，由于暂堵剂的复杂多样性，导致暂堵剂种类选择和暂堵剂加量精准优化十分困难。在目前暂堵剂品种、性能多样的情况下，未形成一套标准的评价体系。因此，需要总结当前暂堵剂的性能特点，并结合现场需求，形成一套适用于暂堵剂性能参数（溶解性、承压能力、密度和形状等）的评价体系，指导暂堵剂厂商生产。
3）加强新材料研发。随着页岩气开发进一步迈向深层，暂堵材料所面临的地层环境更加恶劣，对其工作环境提出了更高要求。对现有暂堵材料进行改性，提高耐温性、承压能力，同时保证后续溶解后的产物无污染。丰富暂堵剂的种类，提高封堵效果，例如目前已经报道的绳结暂堵剂等。
4. 结束语
四川盆地页岩气储量丰富，全省页岩气年产量已达143.4×108 m3，但在页岩气储层改造过程中，存在易发生套变、射孔簇开启不完全、井间压窜风险以及深层页岩难以形成缝网等问题，严重制约页岩气的高效开发。暂堵转向压裂技术能够通过泵入暂堵剂，产生附加阻力，达到控制人工裂缝走向和延伸的目的，从而解决上述工程难题。该技术已在威远、长宁、川南等区块应用并取得了较好的效果。但目前仍然存在暂堵材料种类选择和加入参数不明确等工程问题，其根本原因在于暂堵剂缝内运移规律、暂堵层形成条件不明，封堵压力难以预测，暂堵后裂缝延伸机理不清楚。通过对国内外文献进行总结，针对暂堵转向压裂技术，提出以下发展建议：强化暂堵理论研究，明确暂堵剂运移、封堵、暂堵层承压和裂缝转向机理，建立相应的试验装置和数学模型，支撑暂堵转向压裂技术理论体系构建；根据现场需求，建立并规范暂堵剂评价体系，形成行业标准，提升暂堵剂优选的科学性；加强新材料的研发，使暂堵剂适用于更深的地层和更复杂的地质环境，同时降低使用成本，推进暂堵转向压裂技术规模化应用；充分总结分析前期施工情况，针对不同储层特征形成与之适应的施工方案，深化暂堵转向压裂技术造缝增产的认识；加快发展暂堵转向压裂施工后评估技术，指导现场施工方案进一步优化。
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图 1 缝口暂堵转向压裂技术原理示意
Figure 1. Principle of near-wellbore temporary plugging and diverting fracturing technology
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图 2 缝端暂堵转向压裂技术原理示意
Figure 2. Principle of far-field temporary plugging and diverting fracturing technology
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图 4 暂堵球坐封机理研究方法
Figure 4. Research method for setting mechanism of temporary plugging balls
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层系 沉积环境 岩性 TOC，% Ro，% 厚度/m 面积/104 km2 下侏罗统自流井组 半深水—深水湖泊相 暗色页岩 0.40～1.60 1.00～1.87 20～240 15.2 上三叠统须家河组 湖沼—湖泊相 黑色页岩 1.00～4.50 1.01～2.20 100～800 14.0 上二叠统龙潭组 近海沼泽相 煤系页岩 1.50～5.00 1.80～3.20 20～125 18.0 上奥陶统五峰组—
下志留统龙马溪组半深水—深水陆棚相 黑色页岩、碳质页岩、
粉砂质页岩0.50～25.73 2.00～4.50 200～600 13.7 下寒武统筇竹寺组 半深水—深水陆棚相 碳质页岩、黑色页岩、
粉砂质页岩0.50～22.15 2.00～5.00 200～600 18.0 震旦统陡山沱组 半深水—深水陆棚相 黑色页岩 0.80～5.60 2.40～5.30 15～120 10.5 
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表 2 页岩气压裂改造工艺参数变化特征
Table 2 Variation characteristics of parameters for shale-gas fracturing stimulation process
阶段 段长/m 簇数 簇间距/m 工艺应用情况 页岩气压裂工艺1.0
（2014—2019年）60～70 3～5 15～25 小规模 页岩气压裂工艺2.0
（2020—2022年）90～130 12～18 4～7 大规模
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