井筒听诊器技术在川南页岩气田的应用研究

胡俊杰，周小金，周拿云，王怡亭，黄永智，徐颖洁

中国石油西南油气田分公司页岩气研究院

0 引言

压裂实时监测技术是压裂配套技术的前沿研究之一，目前常见的有微地震监测技术、广域电磁法监测技术、分布式光纤监测技术等。这些技术可实时监测水力裂缝的延伸轨迹，对压后裂缝改造效果进行评估，但同样面临一些难题，例如工艺造价高且处在阶段试验阶段、未能实时指导决策、数据采集和处理耗时相对较长等。因此，目前亟需一种可实时解释且精度较高的井下诊断技术[1- 3]。

2018年至今，井筒听诊器工艺已在国内外多个常规、非常规油气田推广应用，国内鄂尔多斯盆地致密油、致密气区块累计应用超过250井次，四川盆地页岩气井累计应用超过30井次。井筒听诊器技术是利用高频压力信号采集系统及倒频谱解释算法，通过监测停泵或降排量下的水击压力波动，可以现场快速采样拾取并解释压裂过程进液点位置，从而确定射孔簇的改造情况。通过现场应用，论证了井筒听诊器技术在川南页岩气水平井压裂改造工艺评价、设计优化与改进等方面均取得较好的应用效果。

1 井筒听诊器工作原理

井筒听诊器技术是一种非干扰的实时监测技术，通过采集压裂施工过程中水击震荡变化而产生的压力波信号，对高频压力信号作去噪处理，然后基于贝叶斯统计的管路波速模型的识别信号源激发的波的频率与波速，从而有效定位信号源深度[4- 5]。压裂施工过程中压力是持续记录的数据，停泵后被记录下的压力震荡被称为水击现象。水击现象是由管路中的压力波从井底到井口来回往复形成，通常在压力震荡全部衰减前，压力计能够采集到部分周期性的压力震荡产生的压力信号，则可以对这段水击压力信号进行反算，从而获取进液点深度，即“倒频谱分析”[6- 7]。通过进液点深度数据，可以在不同工程应用场景判断未充分改造井段是否需要进行二次封隔措施或者调整改造规模，从而实现压裂资源的有效配置。

井筒听诊器利用地面压力计采集高频压力波信号，过滤噪音获得有用信号，有用信号可分为压力源脉冲信号和井筒反射波信号，通过逆频分析抽取出反射信号，只要知道水击周期与波速，就可以计算出进液点的位置。再采用优化算法及对历史数据进行修正，缩小频域的不确定性。最后将实际与预测数据结果进行比较，并迭代校正全部波速与频率计算结果，保证评价结果与进液点位置的准确性。

图1 井筒听诊器工作原理示意图

井筒听诊器技术处理流程：

(1)信号采集：通过高频压力信号采集器获取超200点/s的数据，保证分析结果的精确度。

(2)信号过滤：采集的高频原始压力信号进行时域噪声过滤及频域不确定性处理，进而获得有用信号。

(3)信号处理：根据流体性质、压力、温度及井筒参数，通过优化算法迭代获取准确的压力信号。

(4)解释与评价：通过快速的数据采集与计算实现实时解释，通过嵌入Techlog平台的WWS插件进行解释结果可视化呈现，帮助快速现场决策。

2 现场试验过程

2.1 现场监测方案设计

对于常规页岩气水平井压裂，井筒听诊器技术采用四次停泵监测方案；对于页岩气改造监测，由于排量、加砂量等施工参数和作业规模不同，该方案已不再适用。页岩气改造监测的主要风险点在于多次大排量急停泵可能对套管产生强冲击作用、多次停泵影响施工效率、井筒承压挑战较大等[8]。

针对川南页岩气水平井改造方式的特点，按照不同的施工设计进行差异化设计，避免多次停泵对套管产生冲击作用，同时确保对段间封隔、暂堵效果的逐级评价；优化停泵方式，采用二段式停泵，避免大排量急停的冲击。为保证水击数据质量，停泵时排量逐步降低至4 m3/min，持续3 min后瞬时停泵，测水击并监测压降3 min。

对于无暂堵压裂段，在前置液阶段增加停泵一次，用于评价桥塞段间封堵效果以及加砂阶段是否会发生进液位置改变；对于单次暂堵压裂段，两次顶替停泵各采集一次水击压力信号，用于评价暂堵前后的改造进液位置是否改变；对于两次暂堵压裂段，采集三次停泵水击压力信号，依次评价各次暂堵前后的改造段是否改变。

2.2 监测数据采集情况

应用井筒听诊器技术对川南5口页岩气水平井压裂获得的进液点覆盖程度进行监测，结果显示完井改造取得了较好的效果，暂堵之后目的段均取得了较高的进液点覆盖率。试验过程中共采集停泵压力信号229次，其中有效水击信号214次。水击数据信息情况汇总见表1。实际监测过程中，随工况的不同，监测井顶替停泵后得到不同的水击曲线图，其中图2(a)为超压停泵后的无水击现象，图2(b)为电驱压裂泵停泵后排量滞留导致信号噪音干扰的水击现象，图2(c)为质量良好的水击现象。

表1 页岩气水平井压裂停泵水击信号采集

图2 停泵后水击现象示意图

3 现场试验效果评价

3.1 常规页岩气水平井压裂工程方案评价

以N30- 1、N30- 3、Y4- 3井为例，根据常规页岩气水平井压裂工程方案设计要求，平均压裂段长65～75 m，主体每段11簇射孔，簇长0.5 m，孔密8 孔/m，总孔数44孔，主体施工排量14～16 m3/min，设计单孔流量约0.32～0.36 m3/孔。待完成压裂后，通过监测的工程参数与测井数据对比可知，在地质方面，水平主应力仍是影响起裂位置及覆盖率的主要控制因素。在其他工程参数相同情况下，低应力甜点位置优先起裂。各簇应力差距较小时，倾向于发生多簇起裂，形成较好改造覆盖度与储层动用。结合最大和最小水平主应力成果解释发现，每口井段内应力差距较大时，即使进行多次暂堵压裂，进液位置始终集中于低应力地区，高应力区并未得到有效改造。因此，应力差距较大时，通过提高排量、暂堵等工程手段，可能也较难实现全段有效改造。

基于此种认识，在应用水平井应力计算成果时，除岩性因素外，应结合地质认识，综合考虑构造因素影响产生的应力变化，并在施工压裂时结合施工压力、停泵压力等因素相互验证并实时调整。

在水平井分段时，除考虑储层物性外，应重视完井质量，将应力条件接近的储层合并分段，有利于提高改造覆盖度。段长较短的局部极低应力、极高应力的潜力储层段可采取单段加密改造，避免因段内应力差较大而造成加砂困难。

在分段优化之后，通过提高实际单孔流量至0.38～0.41 m3/孔，并应用暂堵多段压裂，根据监测结果显示目的段均取得了较高的进液点覆盖率。当单孔流量远低于0.3 m3/min时，监测结果发现开启簇数明显较少，应该进行多次暂堵压裂，确保射孔簇开启率。当单孔流量远高于0.4 m3/min时，井底流压显示较高，应注意选用合适的桥塞封隔工具，避免高负荷承载下发生桥塞滑脱的情况。因此，压裂设计单孔流量应在0.3～0.4 m3/min，同时综合考虑段长适用设计二次、三次暂堵压裂，能够提高起裂簇数与储层覆盖度。

3.2 套变页岩气水平井压裂工程方案评价

基于2口套变页岩气水平井成果解释，当发生套变，导致常规桥塞工艺实施较为困难时，使用连油填砂+暂堵压裂改造方案能兼顾套变井改造效果与降低施工风险的目的。以Y3- 6井为例，根据井筒听诊器监测成果图3可以看出，进液点位置(蓝色云图)发生改变，表示成功暂堵后新簇起裂。第7段、第8段填砂+暂堵压裂能够起到较好的压裂改造效果，投注暂堵球和暂堵剂后，整体改造覆盖度较高。但第9段、第10段合压段长较长时，经过多次改造后，仍然监测到未动用储层段。第9段设计段长450 m，射孔46簇，总孔数138孔，施工排量14 m3/min，而第2次改造暂堵停泵后并未采集到进液信号，疑似未充分改造。测井资料显示第9段段内应力差距较高，说明在长段进液簇数较多的前提下，少量暂堵虽可以改变簇间排量分布，并不足以形成足够压差克服地层应力差。同时，长段多簇压裂的较长作业时间，也对可溶暂堵材料的耐温性能和长时间封堵性能带来了挑战。第10段优化增加了不同次改造之间的暂堵球数量，长段多簇合并改造获得了预期效果。

图3 Y3- 6井长段合压井筒听诊器监测成果图

H1- 1井实施套变页岩气井合并改造工艺，井筒听诊器监测成果见图4，第7段由于砂塞浓度较低，导致封隔不严，第8段进液点深度位置仍在前一段，证明第8段压裂改造疑似串通第7段。所以，在段间填砂阶段，应尽量提高砂塞浓度，确保填砂对前一段的封堵效果，避免出现段间封隔失效。

3.3 暂堵方案与工程工序评价

由于页岩气井压裂改造规模大、排量高，经过压裂改造后，主缝孔眼磨蚀情况较为严重，因此仅凭小粒径的暂堵剂颗粒无法对磨蚀后的射孔孔眼进行填充封堵。在该种情况下，需要通过大直径暂堵球与暂堵颗粒联合使用的方式，才能取得较好的暂堵效果，其技术逻辑为大直径暂堵球在磨蚀后的射孔眼内进行填隙，然后暂堵剂颗粒在暂堵球周边进行充填桥堵，实现对射孔孔眼的暂堵效果[9- 10]。因此，在压裂施工过程中，采用大直径暂堵球先入井，暂堵颗粒尾追的形式进行暂堵，监测结果发现整体覆盖度较高。

同时，当前泵送暂堵剂颗粒的主要方式为混砂车投料，由于页岩气施工排量较高，在该工艺形式下，入井的暂堵剂总体积较大，浓度较低，不利于形成有效的暂堵，而且当暂堵剂总体积过大时，旧裂缝被封堵后，井筒中仍然有大量暂堵剂，可能会影响新裂缝起裂，甚至堵死新裂缝，不利于暂堵工艺目的的实现。针对这一情况，现场选用高压管线预装暂堵剂，提高浓度缩小体积，降低推送排量，加强暂堵封堵的针对性。

图4 H1- 1井长段合压井筒听诊器监测成果图

在暂堵材料筛选方面，优化暂堵颗粒的粒径配比设计，从几种单一粒径的暂堵颗粒向多种颗粒级配的暂堵材料升级，能够有效提升暂堵颗粒本身的桥堵与封堵性能，也在试验过程中得到有效验证。

4 结论

(1)井筒听诊器技术丰富了页岩气压裂的评价手段，通过实现段内进液点位置的实时监测和定量测量，对段内多簇起裂效果进行有效评估，为现场提供辅助决策，在川南页岩气井区具有较强的适应性和经济性。

(2)针对常规页岩气水平井，建议设计单孔流量在0.3～0.4 m3/min，同时综合考虑段长、优化暂堵次数，压裂即可实现较高的开孔率。单孔流量远高于0.4 m3/min，应注意选用合适的桥塞封隔工具，避免高负荷承载下发生桥塞滑脱的情况。针对套变页岩气井长段合并改造时，尽量提高单孔流量并配合多次暂堵。单孔流量低于0.3 m3/min时，开启簇数较少，建议配合多次暂堵和现场实时调整。由于地应力差限制因素，合并改造段长度应控制，并通过填砂、砂堵等形式确保段间封隔。

(3)单孔流量越大，孔眼冲蚀越严重，先投入暂堵球，再跟投注入暂堵剂，能够提高暂堵材料本身的封堵效果。与单一粒径材料相比，暂堵剂具有更高的堆积效率，封堵效果也更好。同时，建议改变注入方式，提高暂堵剂浓度，并且降低暂堵剂入地阶段排量，提升暂堵剂的完整性与堆积效率。