川渝页岩气水井平压裂中试油监督工作分析浅谈

王仁仕，张刚锋

中国石油西南油气田分公司工程技术监督中心（四川 成都 610017）

0 引言

川渝深层页岩气压裂施工作业模式进入高速发展应用阶段。西南油气田公司持续加大探索页岩气新层系、新领域，新工艺技术，创新地质认识，强化工程技术攻关，开辟了四川盆地页岩气规模上产新阵地，对推动我国页岩气勘探开发，保障我国能源安全具有战略性意义[1]。持续深化断层、微幅构造、地应力等地质工程特征认识，持续优化工程设计，不断完善学习曲线，保障优质储层钻遇率，降低井筒套变和压窜风险，确保开发指标实现；充分发挥运行—地质—工程一体化优势，克服地层高应力、高抗压强度、强塑性特征、加砂难度大、形成复杂缝网的难度大等难题，不断研究探索新技术、创新改善压裂工艺，优化压裂施工规模，才能实现页岩气资源高效开发，推进产量平稳持续增长。

西南油气田工程技术监督中心已逐步成为油公司模式下井工程技术决策、支撑、实施“三位一体”的重要支撑单位，在工程技术监督中心的领导下，现场驻井监督支撑现场技术，排除现场隐患，为川渝页岩气压裂现场提供了坚实的“工程监督力量”。

1 川渝页岩气水平井压裂施工工程技术现状

随着科技的进步，人们日益丰富的能源消耗水平和需求在一步步提高，水平井分段水力压裂技术已成为川渝页岩气井压裂开发的主导技术，被大规模应用在页岩气井开发现场。川渝页岩气水平井一般段数多、水平段长、地层压力高，相较于封隔器分段技术、水力喷砂射孔分段技术，可溶桥塞/射孔联作+套管压裂的工艺更适合页岩气水平井压裂施工现场应用，可减少施工时间，减少操作步骤，降低井控风险[2]。目前川渝页岩气水平井压裂主要采用连续油管对首段第①簇传输射孔，进行诊断压裂注入测试（DFIT），再补射首段其余簇，加砂压裂第1 段，其余段采用可溶桥塞/射孔联作+套管压裂的工艺对页岩气井进行分段射孔、加砂压裂。在施工过程中如因套变导致泵送可溶桥塞/射孔联作遇阻，则使用连续油管对遇阻段下可溶桥塞/射孔联作。

2 川渝深层页岩气压裂中的难点

2.1 压裂期间超压砂堵

工程技术监督思路：立即停泵，开2～3 mm油嘴放喷，现场监督要提示现场施工队伍不能猛开猛放，要以保护地层及套管为原则，避免猛开造成套管应力压差剧变引起套变，避免猛放导致地层大量出砂，加剧井筒内砂堵，待压力逐渐降至安全压力时，逐渐加大油嘴，排出井筒内余砂，小排量试挤验证通道，监督要提示施工队伍提排量要小，避免通道未打开，造成井筒内快速高压及套管变形。若试挤不通则继续循环放喷排砂程序，直至验证通道恢复后加大排量继续压裂施工。

2.2 套管变形，泵送桥塞射孔枪遇阻卡

工程技术监督思路：监督同射孔队技术人员一起判断是否为硬遇阻，发生硬遇阻后，则上提桥塞，若接近电缆弱点安全范围临界值仍遇卡，则请示建设方原地坐封桥塞，射孔枪不点火，提出射孔枪。然后进行融塞，监督在融塞作业前组织召开技术交底会，核对施工参数、液量、排量，保证酸液融塞效果，准确顶酸至桥塞位置泡酸后大排量洗井将桥塞推至井底。换小一号桥塞及射孔枪入井，若还遇阻，则重复上面步骤，起出射孔枪后，上连油用多臂测井仪测井径，分析井径数据，根据测井径数据确定下步桥塞、射孔枪大小及后续工序。

2.3 压串层，导致B、C环空或邻井带压

压裂期间高压压串层，监督要检查压裂时B、C环空砸门必须敞开，要提示施工队伍重点监测B、C环空及邻井压力，若邻井起压，则邻井压裂深度需与此井基本同步，以免本井压裂后，导致邻井套管变形[3]，无法下桥塞及射孔工具串。

2.4 排液大量出砂造成井口及流程砂堵

监督同试油队技术人员对现场实际情况分析，判断是加大油嘴放喷还是调小油嘴放喷控制出砂量，若无法解堵则上泵车将管汇流程冲洗干净，换油嘴继续排砂，井口砂堵未松动，则用泵车对井筒小排量注入少量清水，然后倒放喷流程，井口附近砂子会松动后，经管汇流程放喷管线排出，排尽后即可恢复正常生产。在此过程，监督提示除必要操作人员外，其他人撤离至安全地带，避免管线因高压刺漏伤人。

2.5 预防套管变形

工程技术监督分析：在压裂过程中，经过数据比对，发现当压裂施工最高压力大于或等于110 MPa时容易发生套变（表1）。

表1 自225井压裂施工部分数据表

工程技术监督建议：破裂压裂高的井段，可通过控制施工排量，从而控制施工压力，减小压裂过程引起套变的概率[4]。

在出现以上难点时，监督要根据现场实际情况，分析判断，做好提示工作，请示建设方和油公司监督中心，为现场生产提供强有力的技术支撑。

3 川渝页岩气水平井压裂过程中的监督管理

3.1 井口保障

川渝页岩气水平压裂施工过程中，压裂施工压力高，液量大，水平段数多，容易发生井口和管线刺露，给现场安全生产带来风险[5]。试油监督在压裂前对到场的压裂井口、采油树，查验有效合格证和检测报告，并建立台账。压裂作业期间旁站监督井口厂家及施工方安排的专人在每段主压裂施工完后，对压裂大闸门、油管头及其侧翼阀门上的所有螺栓、螺纹等连接部位进行巡检，确保完整无渗漏；每压完三段对所有螺栓、螺纹等连接部位进行检查和紧固；每压完六段对井口装置闸阀进行维护保养，保养时应活动闸阀，确保闸阀开关灵活。压裂开工前检查油管头四通5、6号阀门外侧两翼均可放喷泄压，且无相互干扰。确保油管头四通2、3、5、6号阀门无遮挡，方井中应保持清洁，杜绝方井内积水，确保阀门方便操作。压裂井口油管头四通2 号与5 号阀门，3 号与6 号阀门之间不应安装仪表法兰，确保施工安全。发现不符合，现场工程监督应立即要求施工方进行整改直至合格。

3.2 加强对井控的监督管理

针对于川渝页岩气水平井压裂施工井控工作的监督管理，可以分别从开工验收、全过程跟踪监督、日常巡井3个方面着手。首先，现场试油监督要加强对资质的核查验收，陪同建设方开工验收，检查人员证件齐全，设备设施正常运转，符合设计要求，保证施工现场的井控安全环保[6]。第一，在工作生活中监督要认真地学习井控细则、实施细则、安全生产法以及相关的标准规范；第二，在进行陪同建设方开工验收的时候，检查现场“六个评估”落实情况，按照相关的表格要求来对井场现场施工的人员、设备设施等进行相关检查，并且做好资料存档；第三，加强对施工井控安全隐患的检查，一旦发现施工现场存在井控安全隐患，就应该下发整改通知单，并且督促施工单位按时完成整改，及时闭环销项，保证之后的施工井控安全；第四，在施工过程中，必须严格地遵守相关的作业标准及法律法规，进行动态的巡检，确保早发现、早整改、早闭环。最后，加强对现场施工人员的安全培训和演练，提高施工人员的安全施工的技能与意识，提高施工人员处置能力[7]，保证川渝页岩气水平井压裂施工现场安全有序平稳运行。

3.3 加强全过程管控，提升管理标准

每天定时组织各单位相关人员参加压裂现场协调会议，明确各作业中存在的问题、作业风险及可能出现的复杂情况，做好相应的作业风险提示，要求相关单位要提前做好技术交底，做好监督日志的写实工作，包括施工情况、监督检查内容、存在问题、处理结果、需要协调处理的事情、会议记录及汇报记录。加强全过程管控，提升管理标准[8]。工程监督在现场不能抱有侥幸心理，枯燥的驻井生活不能影响到工作状态，要高标准要求自己，严格按照井控细则及油公司规范标准执行，确保现场各项工作不打折扣。应重点对是否严格执行设计及相关规范、人员是否持证上岗、工作是否到位、材料和工序严格把关。工程监督在页岩气水平井压裂施工过程中对以下环节进行旁站监督：①入井工具、短节的检测、丈量、清洗、组装；②射孔枪、封隔器等工具检查、连接、吊装、入井；③工具出井；④井控装置及井筒试压；⑤压裂井口的检查、紧固、保养。并且对采气井口、接头短接、井下工具和射孔器材检查进行确认。

努力做到“工作过硬、高标准、严要求、多沟通”，不仅要做到主动地向监督中心和建设方汇报工作，还需要做到准确无误地向井场施工单位传递工作指示，要时刻将高质量高标准安全管理理念贯穿到压裂生产的每个过程，采取批评和鼓励的双向沟通方法，调动现场施工单位积极性，对各项工作真正高度重视。将高标准施工的态度传递到井场各施工人员[9]。

3.4 监督资料管理

试油资料的准确性，能够直接反映出整个施工的过程。试油监督通过专业知识和丰富经验，及时辨别录取资料的错误、遗漏、真伪，分析其产生的根本原因，对不符合标准的资料，需要施工方采取整改措施[10]。现场试油监督要按时完成资料收集、对生产资料进行审核，确保数据准确无误。详实记录生产情况及复杂处理情况，形成复杂专报留存，方便以后查找查阅。监督需要收集整理的资料很多，专业性强，此时需要采取一定的方法，建议上井之后建立资料目录，将所需的电子版资料和纸质版资料分别建立目录，建立对应的文件夹。电子版资料要将资料放入文件夹，每新增一个资料则在目录里面添加，到时后不管是做资料还是查找资料都一目了然。纸质版资料亦是如此。监督保证资料齐全，不遗漏，方便查阅提交。

4 结束语

研究了川渝页岩气水平井压裂工程技术研究，总结施工过程中的经验，分析介绍了常见压裂技术措施的应用概况。各类施工技术措施在页岩气开发过程中互补发展逐步成熟，施工过程中规模调整逐步成熟。经验的积累、技术的不断提升，在川渝页岩气开发施工的提速提效、减少复杂情况发生等方面均取得了良好效果。工程监督通过专业能力和丰富经验，按照油公司各项规定，对页岩气压裂现场进行监督检查与技术支撑，严格遵守各项规章制度，结合现代化科学化管理方式，为页岩气压裂现场安全有序、达质达标、顺利进行贡献力量。