The Improvement and Application of Fracturing Technology in the Nanchuan Shale Gas Field
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摘要:
页岩储层具有低孔隙度和特低渗透性特征，必须进行大规模体积压裂改造以形成人工缝网。南川页岩气田开发已经形成相对完善的压裂工艺技术体系，但随着甜点储量规模化生产，亟需深入研究并进一步改进压裂工艺。从南川页岩气田不同井网储量动用、射孔方式、投球暂堵、加砂模式等方面提出了页岩气压裂工艺改进思路和方法，并通过现场应用效果评价了改进工艺的可行性。系统总结了压裂工艺改进措施：鉴于井网关系和开发目标的差异，对不同类型井组的压裂改造区域进行差异化控制；超深穿透射孔方式为深层高应力页岩储层压裂提供了重要的工艺基础，满足了电动压裂设备数量和压力等级的限制；借鉴重复压裂及加密井压裂工艺中的投球暂堵技术，优化了投球数量与时机，抑制了主裂缝过度延伸；精细化压裂，支撑剂体系趋于完善，形成了“初始小粒径远输前缘铺置+中段中粒径主流通道支撑+尾段大粒径缝口收尾”三级连续加砂模式。改进后的压裂工艺现场应用效果显著，在统计的现场投球暂堵中，封堵有效率79.8%，在超深穿透工艺下，为更多加砂和注液提供了压力窗口；提高了加砂强度和小粒径占比，显著提升了裂缝导流能力和支撑效果，压后日产气量从3.30×104 m3提高至8.46×104 m3。研究结果表明，通过综合应用差异化压裂设计、超深穿透射孔技术、优化投球暂堵以及精细化三级加砂模式，可显著提升南川页岩气田的压裂改造效果和经济效益，为南川页岩气田有效开发提供了技术保障。
Abstract:Due to the low porosity and extremely low permeability of shale reservoirs, they must undergo large-scale volume fracturing to create an artificial fracture network. The development of the Nanchuan Shale Gas Field has already formed a relatively mature fracturing technology system. However, with the large-scale production of sweet spot reserves, there is an urgent need for in-depth research and further improvement of fracturing technology. Improvement ideas and methods for shale gas technology were proposed for the Nanchuan Shale Gas Field. They involve the utilization of reserves in different well patterns, perforation methods, temporary plugging with ball injection, and sand addition modes. The feasibility of these improvements was evaluated through on-site application effect assessment. Fracturing technology process improvements were summarized systematically. In view of the difference in well pattern and development objectives, the fracturing modification area of different types of well groups was controlled differently. The application of an ultra-deep penetration perforation provided a crucial technological foundation for fracturing in deep and high-stress shale reservoirs, meeting limitations on the number of electric fracturing devices and pressure levels. Repeat fracturing and temporary plugging with ball injection during tight well fracturing resulted in the optimization of the quantity and timing of ball injection to suppress excessive extension of the main fracture. The fracturing process was refined, and the proppant system was improved, leading to a three-stage continuous sand addition mode featuring “long-distance transport placement of initial small particles at front edge + main flow channel support by medium particles in middle section + fracture closure by large particles in tail section.” The improved fracturing technology demonstrated significant on-site application effects. After statistically analyzing the on-site temporary plugging with ball injection, the effective plugging rate was 79.8%. The ultra-deep penetration technology provided a pressure window for more sand addition and fluid injection which increased the sand addition intensity and the proportion of small particles, the fracture conductivity and support effect were significantly enhanced. As a result, the daily production after fracturing increased from 3.30×104 m3 to 8.46×104 m3. It has demonstrated that the integrated application of differentiated fracturing design, ultra-deep penetration perforation technology, optimized temporary plugging with ball injection, and a refined three-stage sand addition mode can significantly enhance the fracturing stimulation effect and economic benefits of the Nanchuan Shale Gas Field. This provides strong technical support for the efficient development of the Nanchuan Shale Gas Field.
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经过多年开发，渤海油田已进入注水开发阶段。截至2019年1月，注水井多达800余口，分层注水率约为96%，注水开发效果关系到油田的持续稳产、增产。但是，近些年随着注水井大幅度增加以及该油田对后期调配要求的不断提高，常规分层注水工艺（空心集成、同心分注和地面分注等）存在的问题逐渐暴露出来，如常规分层注水工艺测调作业占用井口时间长，影响平台其他作业；调配效率和合格率低；管柱不具备反洗井功能[1-7]。
为解决渤海油田分层注水井存在的问题，采用了自提升式反洗井分层注水工艺、智能分层注水工艺等[8-11]，均取得了一定效果，但这些分层注水工艺的适用性、可靠性普遍较差。为此，笔者结合渤海油田注水井的地层条件、完井方式等，借鉴国内成熟的分层注水技术[12-16]，研发了可反洗测调一体分层注水工艺。现场应用表明，该分层注水工艺在大幅度提高测调效率的基础上，可实现不动管柱反洗井，应用效果良好。
1. 常规分层注水工艺存在的问题
渤海油田应用的常规分层注水工艺主要有投捞式分注（空心集成、同心分注）和地面分注等[1-7]，其中投捞式分层注水工艺是利用钢丝反复投捞井下水嘴进行分层调配，地面分层注水工艺是通过地面调节不同注入管汇的流量实现井下分层调配。这些常规分层注水工艺主要存在以下问题：
1）无反洗通道，无法实现不动管柱反洗井作业。海上油田由于受空间限制，生产水处理流程较短，停留时间短，注入水水质波动较大，长期注水容易导致井筒及近井地带堵塞。定期进行反洗井作业可以将井筒附近污染物及时冲洗至地面，既能减缓井筒及近井地带堵塞，降低注水压力，又可以防止污染物及地层出砂卡住注水管柱。但常规分层注水管柱多采用“定位密封+配水器+插入密封”的结构，尚不具备反洗井功能，无法满足海上日益迫切的不动管柱反洗井需求。
2）测调效率低，影响平台其他作业。常规投捞式分层注水工艺测调时，需要利用钢丝反复投捞水嘴，导致调配效率低，平均单井调配时间长达3～4 d；测调精度低，调配合格率仅有80%，而且测调作业时大量占用平台有限的空间和施工时间，影响了平台上其他作业。近些年，随着注水井数量增多和分层注水管理要求的不断提高，常规分层注水工艺已无法满足现场应用需求。
3）套管带压注水，不符合安全注水要求。地面分层注水工艺可以实现地面实时测调，无需井口作业，但该工艺采用的注水管柱结构复杂，需要套管带压注水，而长期带压注水容易对套管造成损伤。另外，该工艺最多只能实现3层注水，对于注水层位较多的井适应性差。
2. 可反洗测调一体分层注水工艺
2.1 工艺原理
针对常规分层注水工艺存在的问题，研发了可反洗测调一体分层注水工艺，主要通过入井电缆为测调仪供电，并传输数据、指令，其工艺原理如图1所示。
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图 1 可反洗测调一体分注工艺原理示意Figure 1. The principle of integrated reverse washing, measuring and adjusting zonal water injection process测调仪与配水器（水嘴内置）对接后，采用边测边调的方式进行流量测试与调配。通过地面仪器监测流量压力曲线，实时调节注水阀水嘴开度，无级调节，直至达到配注流量。工具一次下井即可完成所有层段测试和调配。
2.2 管柱结构
可反洗测调一体化管柱采用了分层防砂、分层注水一体化的设计理念，由外层的分层防砂管柱和内层的分层注水管柱组成，分层防砂管柱主要由顶部封隔器、隔离封隔器、筛管、盲管和油管锚组成，分层注水管柱主要由注水封隔器、测调一体配水器和反洗阀等组成（见图2）。分层防砂管柱和分层注水管柱分体设计，分层注水管柱可单独检换[5-7]。
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图 2 可反洗测调一体工艺管柱Figure 2. The integrated reverse washing, measuring and adjusting pipestring2.3 工艺参数
可反洗测调一体分层注水工艺包括分层防砂管柱下入、分层防砂管柱验封、分层注水管柱下入、分层注水管柱验封和分层注水管柱测调等工艺过程。该工艺针对海上油田ϕ177.8 mm和ϕ244.5 mm套管射孔井研制，满足渤海油田多层、大排量注水的需求。具体的工艺参数为：流量<500 m3/d，井斜角≤60°，井温<140 ℃，工作压差<35 MPa，分层数<8层，调配合格率≥90%。
3. 反循环洗井工具及管柱设计
3.1 反循环洗井工具
反循环洗井工具的关键部件是防蠕动密闭自锁封隔器，其结构如图3所示，主要包括防蠕动机构、密闭自锁机构和解封机构。防蠕动机构是由第一胶筒、液缸和活塞构成独立的密闭压力系统，注水时，水流经上液孔推动液缸上移，挤压液压油，使第一胶筒膨胀坐封，第一胶筒承受管柱的蠕动力。密闭自锁机构的工作原理为：注水时，水流经下液孔进入，挤压第二胶筒膨胀坐封，同时液压力释放单向阀；停注后，单向阀自动关闭下液孔，将液压力密闭在第二胶筒内，第二胶筒始终处于坐封状态。解封机构：反洗井时，油套环空的压力液由反洗进液孔进入，打开下液压孔，密闭在第二胶筒内的液压力释放，第二胶筒解封。
3.2 反循环洗井管柱
注水时，防蠕动密闭自锁封隔器坐封，实现分层注水。反洗井时，通过油套环空加压，使防蠕动密闭自锁封隔器解封，洗井液进入防砂层段。进入防砂层段的洗井液，一部分进入筛管与套管环空，清洗筛网与炮眼；另一部分进入注水管柱与筛管环空，清洗配水器水嘴和管壁。最后，洗井液经洗井阀进入中心油管返至地面。反循环洗井管柱如图4所示。
4. 现场应用
可反洗测调一体分注工艺自2018年开始现场应用以来，已累计应用几十井次，取得了很好的应用效果。其中，10口注入困难的井进行了不动管柱反洗井作业，反洗井后各井的注水能力均得到了不同程度的提升，延长了酸化周期（平均可延长2个月）；此外，完成了30井次的调配作业，平均单井调配工期仅需10 h，相较常规投捞式分层注水工艺2～3 d的调配工期，测调效率大幅提高。下面以A井为例具体介绍其应用情况。
渤海油田A井分6层注水，最大井斜角42.8°，部分注水层位因砂埋注不进水，决定采用“大修打捞+补射孔+分层防砂+分层注水”的方式恢复注水，后期“分层防砂+分层注水”部分采用可反洗测调一体化分层注水工艺。分层防砂管柱和分层注水管柱均顺利入井，分层防砂管柱和分层注水管柱验封均合格。分层注水初期，对A井进行了模拟测调。
4.1 测调作业
考虑A井恢复注水时间较短，地层注水还不稳定，故仅进行模拟测调，以验证测调工具的灵活性和可靠性。A井模拟测调结果见表1。
表 1 A井模拟测调结果Table 1. Simulation deployment results of Well A防砂层段 层位 配水器编号 配水器测调情况 第6防砂段 L50—L70 配6 将流量由490 m3/d调小到260 m3/d，再调大到480 m3/d，证明配水器测调正常 第5防砂段 L74—L80 配5 将流量由256 m3/d调小到188 m3/d，再调大到260 m3/d，证明配水器测调正常 第4防砂段 L82 配4 将流量由140 m3/d调小到60 m3/d，再调大到145 m3/d，证明配水器测调正常 第3防砂段 L84—L92 配3 转动配水器，调节流量不变，且电流由90 mA增大到118 mA，说明该层在此压力条件下不吸水，建议进行酸化处理 第2防砂段 L94—L96 配2 将流量由79 m3/d调小到45 m3/d，再调大到65 m3/d，证明配水器测调正常 第1防砂段 L100 配1 将流量由44 m3/d调小到15 m3/d，再调大到45 m3/d，证明配水器测调正常 现场作业中，6层模拟测调仅用时11 h，一体化配水器打开、关闭正常，大大提高了测调效率。
4.2 反洗井作业
由于A井注入水水质较差，注水3个月后地层吸水能力明显下降，判断井筒及近井地带出现了堵塞。为缓解地层堵塞问题，实施了反循环洗井作业，将井筒底部污染物携带至地面。
导通反洗井流程，环空注水排量16～25 m3/h，注水压力2.5～5.0 MPa，反洗井过程中控制注水排量，在保证地层无漏失或漏失较小的情况下，将反洗排量由小逐渐增大，待进出水水质一样时，停止反洗。洗井返出液的颜色如图5所示（从左向右按洗井作业时间的先后顺序排列）。
观察并分析图5可知，前期返出液较脏，含有大量的死油，静置后容器底部含有大量悬浮状泥质类物质；随着反洗水量增大，返出液逐渐变得清澈，说明反洗过程中携带出大量污染物。
该井于2018年9月17日后开始实施反洗作业，反洗作业前后的注水动态曲线如图6所示。
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图 6 A 井反洗作业前后的注水动态曲线Figure 6. Water injection dynamic curves before and after reverse washing in Well A从图6可以看出，反洗后该井的日注水量由之前的不足800 m3提高到了950 m3左右，注水量增加明显，说明反洗井工艺起到了解堵增注作用。
5. 结 论
1）常规分层注水工艺不具备反洗井功能，同时测调效率低，无法解决渤海油田注水开发中因注入水水质普遍较差易堵塞井筒与近井地带以及测调作业大量占用平台有限空间、影响其他作业等问题。
2）通过优化注水管柱，研制不动管柱反洗井封隔器，同时配套测调一体工具，形成了渤海油田可反洗测调一体分层注水工艺。
3）现场应用表明，渤海油田可反洗测调一体分注工艺测调效率高，平均单井调配工期仅需10 h，同时反洗井取得良好的降压增注效果，工艺优势明显，有助于推动该油田高效注水开发。
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图 1 不同改造强度下邻井套压升幅
Figure 1. Increase in casing pressure in adjacent well under different stimulation intensities
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图 2 缝网与生产压力模拟（15年）结果
Figure 2. Fracture networks and production pressure (15 years) simulation results
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图 3 加密井开发归一化生产曲线
Figure 3. Normalized production curve for development of encrypted wells
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图 4 不同加砂强度下的缝网模拟结果
Figure 4. Fracture network simulation results under different sand addition intensities
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图 5 缝网属性与改造规模的关系
Figure 5. Relationship between fracture network properties and stimulation scale
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图 8 射孔弹穿深试验井段压裂施工曲线
Figure 8. Fracturing construction curve in perforation penetration depth test
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图 9 不同球径暂堵球的升压情况对比
Figure 9. Comparison of initiation pressures for temporary plugging balls with different diameters
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图 10 不同球孔比暂堵球的升压情况对比
Figure 10. Comparison of initiation pressure for temporary plugging balls with different ball-to-hole ratios
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图 11 不同投球时机下暂堵球的升压情况对比
Figure 11. Comparison of initiation pressures for temporary plugging balls at different ball injection timings
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图 13 南川页岩气田平均加砂强度变化
Figure 13. Variation of average sand addition intensity in the Nanchuan Shale Gas Field
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图 14 部分应用井投球暂堵起裂压力情况统计结果
Figure 14. Statistical analysis of initiation pressure for some application wells during temporary plugging with ball injection
表 1 层段矿物组成与力学参数
Table 1 Mineral composition and mechanical parameters of the rock layers
井段 埋深/m 层位 小层 矿物含量，% 弹性
模量/MPa泊松比 水平主应力/MPa 硅质 钙质 泥质 石英 碳酸盐 最小 最大 SY1−1−3 4 314 五峰组—龙马溪组 ③ 55.5 2.0 22.7 35.44 10.74 58.30 0.150 90.19 102.82 SY1−2−7 4 407 五峰组—龙马溪组 ③ 48.1 8.4 32.4 39.36 7.46 54.22 0.158 89.93 102.16 SY1−3−6 4 464 五峰组—龙马溪组 ③ 48.7 14.3 24.8 45.30 6.90 55.06 0.160 91.85 103.45 SY2−1−5 4 392 五峰组—龙马溪组 ③ 44.0 6.5 34.9 50.01 7.83 56.78 0.165 90.52 101.96 SY2−2−4 4 412 五峰组—龙马溪组 ③ 46.8 7.7 30.1 50.41 5.10 50.32 0.165 90.33 102.52 SY2−3−4 4 388 五峰组—龙马溪组 ③ 46.9 11.7 31.0 44.30 16.60 54.36 0.160 89.87 101.19 
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表 2 微地震监测数据
Table 2 Microseismic monitoring data
井号 压裂段 类型 微地震
事件数量M-SRV/
104 m3E-SRV/
104 m3SY2HF 1～6，8～10，16，18～22 非暂堵 112 297 168 7，11～15，17，23～32 暂堵 107 313 174 SY3HF 1～4 非暂堵 75 300 190 5～27 暂堵 101 422 280 SY4HF 1～3，5，7，11～15 非暂堵 139 377 203 4，6，8～10，16～22 暂堵 154 480 228 SY7HF 1～4，9～14，20，21，24～26 非暂堵 85 261 127 5～8，15～19，22，23 暂堵 94 296 143
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表 3 部分应用井的压裂施工参数
Table 3 Fracturing parameters of some application wells
工艺 井号 类型 储层埋深/
m平均段长/
m射孔类型 暂堵类型 加砂强度/
（m3∙m−1）注液强度/
（m3∙m−1）小粒径
占比，%稳定测试产量/
（104m3∙d−1）常规 SY14−8HF 加密井 3 352 99 常规射孔 无暂堵 1.31 27.24 38 3.30 投球暂堵 SY14−6HF 加密井 3 363 105 常规射孔 投球暂堵 1.23 25.91 33 6.23 SY14−7HF 加密井 3 443 109 常规射孔 投球暂堵 1.17 23.94 33 6.30 深穿透+中等加砂+
小粒径高占比SY35−1HF 加密井 4 202 84 深穿透 无暂堵 2.05 20.14 76 8.20 SY35−2HF 加密井 4 071 79 深穿透 无暂堵 2.02 20.42 82 6.71 SY35−3HF 加密井 3 973 85 深穿透 无暂堵 2.04 20.44 74 8.46 SY35−4HF 加密井 3 834 87 深穿透 无暂堵 2.08 21.59 79 8.40 超深穿透+中等加砂+
小粒径高占比SY36−1HF 加密井 4 294 86 超深穿透 无暂堵 2.19 26.04 79 7.80 SY36−2HF 加密井 4 185 72 超深穿透 无暂堵 2.22 28.40 89 7.88 SY36−4HF 加密井 4 093 85 超深穿透 无暂堵 2.20 22.31 75 7.64 投球暂堵+高液强砂 SY4−1HF 扩边井 2 031 92 常规射孔 投球暂堵 4.51 33.12 15 9.76 SY4−3HF 扩边井 1 914 114 常规射孔 投球暂堵 4.02 35.06 34 9.30 SY4−4HF 扩边井 1 869 66 常规射孔 投球暂堵 3.93 31.91 35 8.60
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