全國產化重建井筒重復壓裂技術日益成熟，有效支撐國內頁巖氣田老區開發增儲上產!

7月17日，焦頁21-3HF井圓滿完成重建井筒和儲層改造施工，試獲11.28萬立方米/日高產氣流，標志著全國產化重建井筒重復壓裂技術日益成熟，有效支撐國內頁巖氣田老區開發增儲上產。

重建井筒重復壓裂技術是提高涪陵頁巖氣田老區采收率的重要手段。江漢油田積極突破技術瓶頸，實現該技術全面國產化，推動國內石油行業重復壓裂技術迎來新突破。

步履維艱，從“卡脖子”到國產化

經過近幾年實踐探索，重建井筒重復壓裂技術已日趨成熟，但說起該技術從無到有、從全進口到全國產化的歷程，江漢油田油氣產能建設管理中心技術人員深知其中艱難。

“我們最初采取投暫堵劑和暫堵球的方式進行重復壓裂，效果都不好。”該中心完井管理室主任趙昆介紹。2017年，他們試驗了3口井，但日產量都不穩定，可采儲量提升也不明顯，重復壓裂只能暫時擱置。3年后，重建井筒重復壓裂技術再次進入大家的視野。

重建井筒重復壓裂技術是在原有套管中下入尺寸更小的套管，完井后進行再次壓裂。該技術的關鍵點和難點是前期重建井筒，當時國內沒有企業進行過此類試驗，只有國外某知名油服公司掌握這項技術。于是，江漢油田與該公司合作，率先在國內展開探索實踐。

在此背景下，焦頁4HF井進行重建井筒重復壓裂，工藝、工具和方案都由國外公司主導。全進口不僅費用高，關鍵技術還被握在別人手里。為此，技術人員全程跟進每口井施工，努力掌握作業工序、了解使用工具及特點，通過自主鉆研，設計工具、展開試驗，不斷提升技術水平。

跟了3口井以后，重建井筒技術研發和試驗都見到了成效，大家覺得時機已經成熟了。“今年上半年，我們和國外公司在焦頁5號平臺同臺競技——我們負責焦頁5-1HF井，國外公司負責焦頁5-2HF井，兩口井同時開展重建井筒重復壓裂。”趙昆說。這口井能否成功，關系著能不能擺脫國外的技術依賴，把重建井筒重復壓裂技術掌握在自己手中。

作為首口國產化重建井筒重復壓裂試驗井，焦頁5-1HF井備受關注。“從設計到方案，再到每一個工具、液體的選擇，全由我們主導。大大小小的問題不少，好在最后收獲是巨大的。”趙昆說，“焦頁5-1HF井試獲14.2萬立方米/日高產氣流，高于國外公司主導的焦頁5-2HF井，這說明我們已很好地掌握了這項技術，再不用受制于人。”

聯合作戰，地質工程一體化科學選井

到底哪些井適合重建井筒重復壓裂？“找剩余儲量比較多、壓裂工藝改造不充分的低產井。”該中心技術管理室主任崔志恒介紹。根據地質工程一體化考量，焦石壩一期低產井最適合開展重復壓裂。

早期受制于地質認識和工程工藝技術的局限性，一些井壓裂后產量較低。“開發初期對頁巖氣認識不精準，一口井只知道有氣，但沒法精準預測有多少氣，再加上做不到精細壓裂，有些層段改造不充分。”該中心完井管理室副主任師吳魏說。如今，通過建模數模一體化、產氣剖面測試等技術，技術人員可精準預測每口井可采儲量、剩余儲量，評價初次儲層改造效果。

把資源“吃干榨凈”，也是老區提高采收率的迫切需求。由于頁巖高度致密，水平井分段壓裂是打開頁巖氣流動通道的主要手段，改造充分與否直接關系試氣產量。隨著地質認識加深和精細壓裂技術創新，重復壓裂逐漸提上日程。哪口井適合重復壓裂、重點改造哪些層段，技術人員也有了方向。

有了方向，怎么選井是關鍵。為了選好井，技術人員建立選井流程，對焦石壩一期低產井進行復查，通過“好中選差”“差中選好”的方式篩選。所謂“好中選差”，就是在頁巖原生品質好的區域，通過對比，選取測試產量和累產較低、壓裂改造強度和規模較差的一類井作為優選潛力井；“差中選好”，則是在一批低產井中，優選地質潛力大的井。

據此，技術人員優選了焦頁21-3HF井進行重復壓裂。“通過和鄰井、高產井對比測井解釋結果，該井測井解釋TOC（總有機碳）、孔隙度等地質指標與高產井相當。”崔志恒說，“在分析每一段壓裂曲線后，發現該井部分分段加砂強度偏低，具備較大重復壓裂潛力。”最終，試氣結果證實這套潛力井篩選方法是正確的，也為后續開展重建井筒重復壓裂提供了有益借鑒。

技術創新，突破瓶頸助力提效降本

7月7日，焦頁29-1HF井重建井筒完井，用時僅20天，比計劃提前了12天。相比第一口國產化重復壓裂井的40多天工期，該井工程提速顯著。“在技術逐漸成熟的前提下，我們優化生產運行，讓各工序銜接更順暢，收到了提速效果。”崔志恒說。

工程提速之外，施工成本大幅降低也是重建井筒重復壓裂國產化的亮點。據吳魏介紹，前期進口材料費用貴、服務費高，一口井的成本要超過3000萬元，現在能控制在2500萬元以內。

技術、工具的國產化是降本的關鍵。江漢油田油氣產能建設管理中心以工具材料國產化為切入點，探索重復壓裂提效降本。因為是套管中再下套管，在兩個套管狹小的環空中用固化水固定，被稱為“套中固套”技術。內部小套管外徑只有65毫米，原本適用于105毫米的井下工具顯然不合適。技術人員根據實際需求重新設計，找廠家定制材料，專門研發了適合小套管的井下工具。“現在連續油管鉆塞、螺桿馬達等井下工具，都適合小尺寸的套管。”趙昆說。同時，一體化變黏減阻水、固化水、固井水泥漿體系等攻關成果，也為重建井筒重復壓裂國產化降本提供了技術支撐。

在已經改造過的儲層再次精準壓裂，并非易事。“以往壓裂分段比較粗放，更沒有密切割的概念，層段之間改造不充分。我們開展雙暫堵密切割精細化壓裂，將目的層段切得非常細，全部壓碎，形成通暢的氣體流動通道。”吳魏說。精細壓裂的前提是了解水平井分段壓裂每一段改造情況和剩余氣分布，通過產氣剖面測試，技術人員可精準刻畫壓裂改造縫網分布情況，指導精細壓裂。

作為國內第一家成功應用重建井筒重復壓裂技術的企業，江漢油田將持續提高重復壓裂技術適用面，針對老區高累產井開展試驗，通過精細刻畫立體井組下復雜縫網體系，把剩余資源“吃干榨凈”，確保涪陵頁巖氣田持續穩產上產。（夏梅 駱洪鋒）

頁巖氣水平井重建井筒重復壓裂技術

■ 頁巖氣水平井重建井筒重復壓裂技術是指對前期產量貢獻較低的老井，通過井筒重建，在原有套管中下入尺寸更小的套管，封堵原改造層段，精準挖潛段簇間剩余儲量，提高單井采收率的壓裂工藝技術。

與傳統的全井暫堵轉向重復壓裂技術相比，該技術可解決投球封堵的次序和位置不準確，以及液體走向規律不明確等問題，能有效提高儲量動用率和氣藏采收率。

主要創新點

■ 以提高單井可采儲量為目標，結合實際地質條件及生產特征規律認識，首次建立了具有綜合地質、工程、生產指標為基礎的動靜態結合的重復壓裂選井標準。

■ 利用裂縫模擬、數值模擬與監測相結合的技術手段，明確了重復壓裂前地應力場變化特征及頁巖重復壓裂裂縫起裂擴展規律，對重復壓裂工藝參數進行優化。

■ 針對材料、工具“卡脖子”難題，通過系統性技術攻關，解決了固井施工中小套管居中難度大、水泥漿固化水性能要求高、小套管施工摩阻高等一系列問題，研發出全套國產材料工具體系。

重建井筒助力頁巖氣老井“重生”

自2013年大規模商業開發至今，涪陵頁巖氣田累計探明儲量近7000億立方米，投產氣井700余口。部分壓裂井歷經穩產、間開和增壓間開多個階段，進入低產期。為了讓這些老井重獲新生，江漢石油工程井下測試公司一體化開展重復壓裂增產技術研究和應用，通過兩年攻關實現了重建井筒重復壓裂技術自主化，成為涪陵頁巖氣田穩產的重要支撐。

重建井筒重復壓裂好比“房屋改造”，是在已射孔產出的原井筒中下入小尺寸套管，經過二次固井封堵原有油氣通道，然后在未改造的井段進行精準射孔分段壓裂，再次改造地層，使老井“重獲新生”。

2020年底，江漢石油工程井下測試公司與江漢油田、國外公司聯合，率先在涪陵頁巖氣田開展技術論證與現場試驗。“重建井筒重復壓裂完全顛覆了以往的重復壓裂理念，在國內也沒有任何經驗可參考借鑒，施工難點很多。我們反復論證、驗證方案可行性，開展多次試驗，最終，首口試驗井獲得日產超18萬立方米的高產氣流。”井下測試公司工程技術研究所所長豆瑞杰介紹，但由于工藝技術復雜、關鍵工具國內空白、施工費用高及周期長等問題，急需開展自主攻關，打通技術應用“最后一公里”。

在推進重建井筒重復壓裂關鍵技術國產化進程中，該公司與江漢油田建立了高效協同機制，合作組建了多專業國產化工具材料攻關小組，立足涪陵頁巖氣田地質條件，通過系統分析、重新認識，形成了以動用簇間剩余儲量為核心的重復壓裂工藝優化設計技術。

重復壓裂“干得成”的關鍵，就是要確保井筒重建成功。套中固套是在5.5寸的原井筒內下入3.5寸重建井的井筒套，套管間隙小，扶正器是其中的一套關鍵裝置，相當于在小套管上安裝了可移動的“方向盤”。“現有扶正器主要靠機械支撐，套管下入階段摩阻大、遇阻風險高，均不具備小間隙作業中小套管居中度高、摩阻系數小的技術需求。”江漢石油工程試油測試首席專家兼井下測試公司經理袁發勇說。為此，該公司成立直翼式樹脂套管扶正器及其制作工藝科研攻關組，研究解決了重建井筒重復壓裂施工中現有的套管扶正器技術問題，提供了一種粘貼穩定性好、居中度高、摩阻低、射孔彈穿透性好的直翼式樹脂套管扶正器及安裝方法，為延長頁巖氣井生命周期、有效提高氣藏采收率提供了保障。

經過持續實踐，聯合攻關小組系統開展井筒重建、重復壓裂工藝、入井工具材料國產化等研究，形成了9項關鍵技術，突破了8項關鍵工具及材料，全面實現了重建井筒壓裂工藝自主化、關鍵工具和材料國產化，并獲得了多項國家發明專利。目前，該公司已逐步完成了所有技術的攻關和成果轉化，具備了自主創新的重復壓裂一體化服務能力。

2022年12月9日，我國首口采用全自主化工藝技術和工具材料的重建井筒重復壓裂氣井——焦頁5-1HF井成功試獲14.2萬立方米/日高產氣流，測試產量恢復到初次壓裂的75.1%，達到國際先進水平，為國內頁巖氣田老區開發增儲上產提供了有效借鑒。江漢石油工程井下測試公司也成為國內唯一擁有這項技術的企業。

7月19日，該公司自研重建井筒重復壓裂施工的第二口井——焦頁21-3HF井圓滿完成施工，試獲11.28萬立方米/日高產氣流。同月，第三口井焦頁29-1HF井各項指標一次成功率100%，施工周期從32天縮短到20天，全國產化重建井筒重復壓裂技術更加成熟。（李晴 吳麗萍 高婷）

新型環保壓裂液體系為地層增能

伴隨國內頁巖氣勘探開發技術進步，有助于提高儲量動用率和氣藏采收率的新技術——重建井筒重復壓裂技術逐漸成為“香餑餑”。涪陵氣田開發初期，由于技術限制，儲層的儲量動用率僅有12%左右，而重建井重復壓裂技術可把儲層的儲量動用率提高到40%以上。

江漢石油工程技術發展部經理向少華介紹，重建井開發的難點主要有兩個：一是重建井本身是已投產老井，長年生產，地層壓力虧空，投產能力下降；二是重建井套管尺寸較常規油氣井縮減了近30%，壓裂液通過套管下入井底的阻力更大。

“重建井筒就像一個底部被阻塞的注射器，壓裂液就像注射液，注射器越細，推動注射桿所使用的力就越大。”江漢石油工程頁巖氣開采技術服務公司技術人員鐘濤介紹。

地層壓力可將油氣通過井筒輸送至地表，就像地層的“鈣”元素。當地層老化、壓力減弱，就像“鈣”流失。要想實現在重建井筒內重復壓裂，首先就要為地層“補鈣”。只有先提高地層的“代謝水平”，才能讓更多的“氣寶寶”躥出地層，走進千家萬戶。

給地層“補鈣”需要用到膠液，其作用類似心臟搭橋手術用到的支架，支撐人造地層裂縫不閉合。加量大、交聯時間過快、殘渣含量高等問題，導致普通壓裂液無法在重建井筒中使用。“不傷害地層、綠色環保、返排率高，是我們為重復壓裂技術研發配套壓裂液體系最為重要的先決條件。”鐘濤強調。

從瓜爾豆中提取的膠狀物質，被稱為瓜爾豆膠或胍膠，具有膠凝、增稠、乳化、穩定分散等優良特性。“就像雞胸肉是純天然蛋白質，相比蛋白粉，人體吸收更充分。這也是胍膠優于其他膠液體系最顯著的特點。”鐘濤說。

找到了突破口，很快，鐘濤帶領團隊研發了SKAM交聯可控低傷害胍膠壓裂液。除了綠色環保、無須大量添加等優勢，這款產品的另一大優勢就是交聯可控，研究人員只需改變交聯劑及pH調節劑用量，就可精準控制交聯時間。“過去凝膠的化學反應是在膠液進入井筒的過程中緩慢發生，我們無法得知凝膠情況，等膠液凝膠后堵塞井筒就晚了?，F在膠液到達了射孔簇后，我們再通過人為干預凝膠化學反應，可有效避免膠液凝膠堵塞井筒。”參與焦頁29-1HF井重建井筒重復壓裂施工的技術員嚴詩婷說。

有了地層“鈣片”，如何克服阻力，順利將其送到目標地層很關鍵。為此，該公司科研人員對聚合物減阻劑分子進行了改良，引用分子片段設計理念、采用靶向聚合手段實現了超分子聚集，研發出了FLICK-2S超分子低摩阻連續攜砂一體化壓裂液體系。

“通常情況下，減阻劑包裹著壓裂砂，就像包餃子一樣，一張面皮兒裹著餡兒。而分子片段設計理念是對減阻劑分子結構進行改良，讓單分子間呈現串型排列，每個分子都能包裹壓裂砂。”鐘濤說。分子片段設計理念的引入，讓壓裂液既像糖葫蘆又像元宵，體系減阻率絲毫不受影響且高達75%，指標在行業內名列前茅。

不僅如此，為適應“深地工程”需要，科研人員還將體系的耐溫范圍由常規的45~105攝氏度擴大為30~160攝氏度，適用井溫范圍更廣。最高10萬ppm（百萬分比濃度）的耐鹽礦化度，即便含油泥量再高的返排廢水，也能實現重復再利用，特別適合嚴重缺水地區油氣資源開發。

當前，該公司自主研發的環保低傷害壓裂液體系已在國內3口重建井筒重復壓裂施工中成功應用，節省成本約30%，最高日產達14.2萬立方米。（王冰 李澎）

——新聞會客廳——

一體化攻關加快重復壓裂工藝規?；瘧?/strong>