李宗田 ，肖勇 ，李寧 ，李鳳霞

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.成都北方石油勘探開發(fā)技術(shù)有限公司，四川 成都 610051）

0 引言

北美地區(qū)和中國非常規(guī)頁巖油氣商業(yè)開發(fā)成功，證明了非常規(guī)油氣資源豐富，且具有廣闊的開發(fā)前景，對解決未來人類能源問題具有重要意義。近年來，水平井鉆井和體積壓裂技術(shù)得到不斷的創(chuàng)新與發(fā)展［1-2］，有助于非常規(guī)油氣資源的開發(fā)動用。就全球而言，這場非常規(guī)頁巖油氣革命并沒有結(jié)束，它在延長石油工業(yè)生命周期的同時，也完成了石油天然氣工業(yè)從常規(guī)到非常規(guī)的轉(zhuǎn)換升級，以及從尋找油氣藏—評價目的層—直井式開發(fā)到尋找甜點區(qū)—評價甜點段—水平井平臺開發(fā)的新跨越。目前，全球化石能源結(jié)構(gòu)中非常規(guī)油氣已成為油氣產(chǎn)量增長的重要部分。以2018年為例，全球石油年產(chǎn)量 44.5×108t，天然氣年產(chǎn)量 3.97×1012m3。其中：非常規(guī)油占比14%，非常規(guī)氣占比25%。在美國，非常規(guī)油年產(chǎn)量占石油年產(chǎn)量的60%，非常規(guī)氣年產(chǎn)量占天然氣年產(chǎn)量的58%，該國已實現(xiàn)天然氣凈出口 1 085×108m3［3］的目標。 可見，非常規(guī)頁巖油氣革命重塑了全球能源版圖，影響了各國能源戰(zhàn)略格局。

2014年油價暴跌，并持續(xù)低位運行至今，全球石油行業(yè)遭受了重創(chuàng)［4-5］。世界各大石油公司和油服公司共同致力于提高單井產(chǎn)量和降低建井成本，引發(fā)了北美地區(qū)非常規(guī)頁巖油氣的第2次革命。油氣勘探開發(fā)技術(shù)的革新，降低了非常規(guī)油氣資源開發(fā)成本，在一定程度上緩解了石油經(jīng)濟危機。以美國East Eagle Ford盆地為例，頁巖油開發(fā)的完全成本由2018年的251.6$/m3下降至 2019 年的 188.7$/m3左右［6］。目前，美國陸上頁巖油水平井開發(fā)的鉆完井成本仍占勘探開發(fā)總成本的2/3左右。其中：水平井單井鉆井成本在180×104～ 260×104$；單井完井成本在 290×104～ 560×104$［7］。相比較而言，我國的頁巖油氣單井鉆完井成本高于美國，約在4 000×104～ 6 000×104元。因此，針對非常規(guī)油氣資源，如何解決高投資、高風(fēng)險與低回報之間的矛盾，仍是石油勘探開發(fā)領(lǐng)域面臨的一項嚴峻挑戰(zhàn)。本文通過調(diào)研國內(nèi)外超長水平段水平井建造技術(shù)、長水平井段密切割和工廠化壓裂技術(shù)、快速連續(xù)壓裂核心設(shè)備、壓裂液體系等方面的新進展，提出了當(dāng)前低油價下頁巖油氣開發(fā)工程技術(shù)的新進展及未來發(fā)展趨勢。

1 超長水平段水平井建造技術(shù)

以美國Barnett頁巖氣區(qū)為例，2009年該區(qū)新鉆井中，有超過95%的井為水平井［8］，水平段的長度也在逐漸增加。長水平段能夠提高油藏的動用程度，其核心是增加單井控制儲量和經(jīng)濟性［9］。在非常規(guī)油氣開發(fā)過程中，采用井眼軌跡評價、鉆頭選擇、鉆井液優(yōu)選、鉆井參數(shù)優(yōu)化等措施，已經(jīng)滿足超長水平段水平井的鉆井需求，且增加了目的層控制儲量，達到單井最終可采儲量最大化目的。隨著地質(zhì)-工程一體化的研究與建設(shè)，在地質(zhì)條件和經(jīng)濟評價允許的情況下，盡可能增加水平段的長度，已經(jīng)成為頁巖油氣有效開發(fā)的基礎(chǔ)。

近年來，通過應(yīng)用長水平段水平井建造技術(shù)，北美地區(qū)實現(xiàn)了頁巖油氣開發(fā)增產(chǎn)增效的目標。長水平段水平井開發(fā)開始過渡為超長水平段水平井的壓裂開發(fā)，在重點非常規(guī)油氣開發(fā)盆地，新鉆井水平段長度大于2 400 m的井?dāng)?shù)超過總井?dāng)?shù)的40%。特別是在Bakken和Permian盆地，致密油超長水平段水平井的新鉆井?dāng)?shù)占比高達70%以上，Bakken盆地頁巖油水平井的水平段長度大多超過了3 000 m。Eclipse公司已在Permian和East Eagle Ford盆地的頁巖油區(qū)推廣應(yīng)用5 000 m以上的超長水平段水平井［9］。在地質(zhì)-工程一體化研究評價的基礎(chǔ)上，加拿大Duvernay油氣田新鉆水平井的水平段平均長度達到3 000 m以上。6 a的評價與開發(fā)期間，新鉆水平段的有效長度至少增加1倍以上，完井井深從5 000 m增加至7 000 m以上（見圖1）。針對超長水平段水平井的儲量控制程度研究表明，單井控制儲量達到了21.5×104t油當(dāng)量，與初期相比增加了 2～3 倍［10］。

圖1 Duvernay油氣田水平井完井深度和水平段長度統(tǒng)計

1.1 鉆機快速換代升級

高性能的鉆井設(shè)備是保證超長水平段水平井安全高效鉆完井和實現(xiàn)其經(jīng)濟性的關(guān)鍵要素之一。選擇鉆井設(shè)備時，需要綜合考慮大鉤載荷、扭矩、井眼清潔程度和井下故障的處理能力等因素。鉆井過程中，需利用軟件分析目標井的大鉤載荷、扭矩、循環(huán)壓耗和井眼清潔效果等關(guān)鍵參數(shù)的變化規(guī)律，作為優(yōu)選鉆井設(shè)備的重要參考依據(jù)［11］。

目前，北美地區(qū)鉆井公司的鉆井設(shè)備與工具自動化程度高，其AC鉆機在非常規(guī)盆地的占比達到70%以上，AC鉆機具有參數(shù)調(diào)整范圍更靈活的特征，能夠滿足鉆完井期間的各種工序要求。以北美地區(qū)目前運用廣泛的AC70鉆機為例，井架立柱從3個單根優(yōu)化為2個單根，從而使得鉆桿長度從9.55 m增加至14.30 m，更大程度上節(jié)約了鉆井過程的接單根和甩單根時間。在完成一系列的鉆井設(shè)備升級和鉆井工藝優(yōu)化后，起下鉆時間由4.6 min/柱減少至2.7 min/柱，下套管時間由5.1 min/根壓縮至1.9 min/根，極大地縮短了鉆井周期，降低了鉆井成本。此外，AC70鉆機所有設(shè)備以模塊撬裝為主，搬家和安裝時間也由原來的4 d減少至2 d，節(jié)省了50%的時間［11］。通過現(xiàn)代鉆井設(shè)備的自動化升級和鉆井參數(shù)的評價與優(yōu)化靈活配置，實現(xiàn)了非常規(guī)油氣超長水平段水平井鉆井；同時，通過提高鉆井效率、控制鉆井人工成本，也實現(xiàn)了鉆井過程的降本增效。英國Strachan and Henshaw公司［12］的RAD鉆機是一款針對深井海洋鉆井設(shè)計的輕型自動化鉆機，鉆深可達6 100 m。該鉆機通過采用一系列自動化技術(shù)，節(jié)約了人力。英國石油公司與美國Phoenix Alaska Technology公司［13-14］共同研發(fā)了一款輕型自動化鉆機，與常規(guī)鉆機相比，該鉆機具有質(zhì)量輕、易移運、靈活性高、復(fù)雜環(huán)境適應(yīng)性強等特點，且該鉆機的所有功能僅僅需要1人操作完成。德國Bentec公司［15］推出的Oseberg Sor自動化鉆機通過現(xiàn)代化的鉆井控制數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，實現(xiàn)了對所有鉆井施工作業(yè)過程的管理控制和作業(yè)環(huán)節(jié)的高速安全進行，同時節(jié)約鉆工人力20%；Group公司［16］的智能化鉆機采用2套提升系統(tǒng)實現(xiàn)了交替式的起下鉆作業(yè)，從而大大縮短了鉆井周期，降低鉆井施工成本40%～ 45%。我國寶雞石油機械有限責(zé)任公司［17］在管柱自動化處理系統(tǒng)研發(fā)、井口機械化工具研發(fā)等方面開展了技術(shù)攻關(guān)，改變了以往依靠人力完成管柱更換和井口作業(yè)的情況，節(jié)約了人力。該公司研制的國內(nèi)首款9000型同升式高鉆臺鉆機，將提升效率提高了50%?？傮w來看，國內(nèi)已初步形成了一些適用于陸地和海洋鉆井的鉆機系列。

1.2 智能化鉆井技術(shù)

常規(guī)鉆井技術(shù)在頁巖油氣、超深層、海洋深水等復(fù)雜油氣資源環(huán)境勘探開發(fā)過程中的問題日益凸顯，尋求鉆井技術(shù)的突破已經(jīng)迫在眉睫。近年來，隨著人工智能、大數(shù)據(jù)、云計算等智能技術(shù)的突飛猛進，大大推動了鉆井作業(yè)由自動化向智能化的技術(shù)變革［18-20］。智能化鉆井技術(shù)是通過數(shù)據(jù)測量系統(tǒng)實時獲取地層信息、鉆井參數(shù)與鉆頭工況等井下數(shù)據(jù)，由數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)反饋至地面，借助智能決策控制系統(tǒng)對數(shù)據(jù)進行解釋分析，再根據(jù)工況優(yōu)化調(diào)整需求發(fā)出對應(yīng)指令，井下智能鉆井工具接收并執(zhí)行指令，從而實現(xiàn)整個鉆井過程的智能化閉環(huán)控制及鉆井作業(yè)的安全性、高效性和實效性。NeoSteer近鉆頭旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)［21］是由斯倫貝謝公司推出的一款水平井1趟鉆鉆頭導(dǎo)向系統(tǒng)。該系統(tǒng)在北美地區(qū)及阿根廷的多個非常規(guī)油氣田開展現(xiàn)場應(yīng)用，累計達到500井次以上，鉆井總進尺超過1.22×106m，最快的一口井平均機械鉆速達到159.4 m/h，提速效果顯著。馬來西亞國家石油公司［22］通過機器學(xué)習(xí)方法對鉆井?dāng)?shù)據(jù)進行學(xué)習(xí)訓(xùn)練和分析預(yù)測，進而優(yōu)化了鉆井參數(shù)，大大提高了復(fù)雜環(huán)境下的機械鉆速。該方法在伊拉克南部復(fù)雜巖性油藏4口井中應(yīng)用，采用預(yù)測的最優(yōu)鉆井參數(shù)，使得機械鉆速提高了50%以上，降低了施工時間與鉆井成本。我國智能化鉆井技術(shù)的研發(fā)起步較晚，目前仍處于前期攻關(guān)階段，雖然部分技術(shù)已進入現(xiàn)場試驗階段，但整體上與國外仍有很大差距。

1.3 鉆頭及鉆井參數(shù)優(yōu)選

隨著機械鉆速的提高，單位時間的排屑量也隨之增加，且鉆頭主切削齒直徑增加，巖屑直徑隨之增大。與同類鉆頭比較，匹配性地優(yōu)化鉆頭的流道結(jié)構(gòu)（由彈道式流道結(jié)構(gòu)優(yōu)化為開放式流道結(jié)構(gòu)），流道面積增加了 13.5%，有效提高了攜巖能力［23］。

目前，北美地區(qū)頁巖油氣的復(fù)雜地層鉆井全部采用PDC鉆頭。一開鉆井時，通過斜型刀翼及螺旋結(jié)構(gòu)布齒優(yōu)化，可實現(xiàn)在礫石夾層、軟硬互層、研磨性強等地層條件下1個PDC鉆井完鉆，節(jié)約了更換鉆頭時間。二開鉆井過程中，針對鉆遇地層的研磨性進行鉆頭優(yōu)化，即1個PDC鉆頭完鉆低研磨性地層，2～3個PDC鉆頭完鉆高研磨性地層。因此，在水平段造斜點之前，通過鉆頭優(yōu)化，PDC鉆頭在滿足定向鉆井的同時，也最大程度地鉆穿了不同研磨性的復(fù)雜地層，減少了以硬石膏層和白云巖地層為代表的復(fù)雜巖性對鉆頭的損害。三開目的層鉆井時，以軸向效率高、導(dǎo)向能力強、漂移趨勢小為評價指標進行鉆頭的優(yōu)選，滿足并實現(xiàn)了單個鉆頭3 000～3 500 m的進尺要求。以不同開次螺桿尺寸和螺桿參數(shù)最大化指標為基礎(chǔ)的鉆井參數(shù)優(yōu)化結(jié)果和現(xiàn)場鉆井實踐結(jié)果表明：超長水平段水平井的泵壓由27 MPa提高至41 MPa，轉(zhuǎn)速由50 r/min提高至100 r/min，鉆壓由78.4 kN提高至137.2 kN，循環(huán)排量由0.9 m3/min提高至1.2 m3/min。通過一系列的鉆頭與鉆井參數(shù)優(yōu)化，北美地區(qū)頁巖油氣的超長水平段水平井鉆井鉆速由15 m/h提高到49 m/h，提高了鉆井全過程的循環(huán)排量和攜砂能力，全面保障了安全快速鉆井，大大縮短了鉆井周期［3］。

2 長水平井段密切割與工廠化壓裂

從全球能源革命的發(fā)展歷程來看，大規(guī)模水平井分段壓裂技術(shù)是推動頁巖油氣效益開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)。為了縮短完井周期和控制作業(yè)投入成本，加拿大能源公司［24］最早提出了工廠化的作業(yè)模式（“井工廠”），并在Horn Rivee頁巖氣區(qū)進行現(xiàn)場試驗?！熬S”［25］即在同一個井場鉆多口水平井，并集中壓裂改造和生產(chǎn)。這不僅實現(xiàn)了儲層的立體改造，同時大大縮減了投資成本和施工周期。目前，立體化井網(wǎng)、超長水平段水平井及密切割壓裂技術(shù)已經(jīng)逐漸成為頁巖油氣開發(fā)的技術(shù)系列［26］。在全球低油價下，工廠化壓裂技術(shù)已成為提高頁巖油氣開發(fā)經(jīng)濟效益的關(guān)鍵技術(shù)。

2.1 長水平井段密切割壓裂技術(shù)

長水平井段密切割壓裂的目的是盡可能地打碎儲層，增大井筒與地層之間的接觸面積，從而縮短油氣在基質(zhì)中的滲流距離，降低油氣流動所需驅(qū)動壓差［27-28］。在水平井壓裂設(shè)計的早期［29］，通常認為最優(yōu)的裂縫間距在20～ 30 m；然而，在后期開發(fā)實踐中，裂縫間距過大，造成基質(zhì)到裂縫的油氣滲流距離較遠，井后期的產(chǎn)量遞減較快。尤其在天然裂縫不發(fā)育或欠發(fā)育、水平應(yīng)力差較大等難以形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的儲層中，過大的裂縫間距更是無法滿足油氣生產(chǎn)的需求。因此，需要不斷嘗試減小分段多簇壓裂的段間距和簇間距［30］，以保證儲層得到充分改造，從而提高油氣井的最終采收率。

截至2018年，加拿大Duvernay油氣田的水平井段間距已由2012年的89 m縮短至49 m，單段壓裂簇數(shù)由3～ 4簇增加至7簇，簇間距由15 m縮短至7 m［10］。美國Haynesville頁巖氣區(qū)水平井壓裂段長也由過去幾年的45～ 105 m縮短至30～ 60 m，單段射孔簇數(shù)采用5～ 12簇的多簇模式，簇間距由10～ 30 m縮短至6～ 15 m［27］。 Pioneer公司在 Spraberry，Wolfcamp 區(qū)塊通過技術(shù)攻關(guān)和現(xiàn)場試驗，段間距和簇間距分別由2013年的73.2，18.3 m 逐漸縮短至 2018 年的 30.5，4.6 m［9］。 我國長寧、威遠、昭通等頁巖氣區(qū)塊壓裂以3簇/段為主，簇間距為16～ 22 m［31-32］，但長寧、昭通頁巖氣區(qū)已分別開展了6～ 8簇和5～ 11簇條件下的多簇壓裂現(xiàn)場試驗，使得簇間距逐年減小（見圖 2［33］）。

圖2 長寧頁巖氣區(qū)水平井壓裂簇間距變化

采用密切割壓裂工藝時，壓裂裂縫的誘導(dǎo)應(yīng)力會改變裂縫之間區(qū)域內(nèi)的應(yīng)力場分布，降低兩向水平應(yīng)力的差值，使得儲層更容易產(chǎn)生復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)［34-35］。但裂縫之間的應(yīng)力干擾也使水平井分段多簇壓裂出現(xiàn)多裂縫擴展不均勻的問題。由于中間簇裂縫受到兩側(cè)裂縫的共同擠壓，起裂和擴展難度增大；同時，儲層應(yīng)力和巖石力學(xué)的非均質(zhì)特性也會加劇裂縫的非均勻擴展，導(dǎo)致部分射孔簇?zé)o效。因此，研究多簇裂縫的競爭擴展機制、尋求促進多裂縫均衡擴展的工程控制方法，已成為密切割壓裂的熱點研究問題［36-38］。目前，還采取投球暫堵限流壓裂來提高多簇射孔孔眼的開啟效率，主要工藝技術(shù)方法有限流壓裂、暫堵轉(zhuǎn)向壓裂等。

限流壓裂技術(shù)［39-40］最早是針對直井壓裂多個不同應(yīng)力層段時，各層裂縫擴展不均勻的問題提出的。該技術(shù)是根據(jù)各層的應(yīng)力情況布置非均勻的射孔數(shù)量，調(diào)節(jié)壓裂施工中各層的射孔摩阻，先被壓開或優(yōu)先進液的儲層進液量大，產(chǎn)生較高的射孔摩阻，從而提高井底壓力，迫使壓裂液重新分配，壓開未被壓開的或流向進液困難的儲層，進而改善多簇裂縫的非均勻擴展情況。針對水平井多簇壓裂的情況，學(xué)者們研究了不同射孔參數(shù)對裂縫擴展規(guī)律的影響，結(jié)果表明：在均勻布孔條件下，采用低密度射孔或小孔徑射孔可以促進多裂縫的均衡擴展（見圖3［41］。圖中x為水平井井筒方向的位移，y為垂直水平井井筒方向的位移，紅色粗線段表示裂縫）。

圖3 不同射孔參數(shù)下的裂縫形態(tài)及誘導(dǎo)應(yīng)力分布

由圖3可看出6條裂縫擴展的均衡程度，且4孔/簇條件下的裂縫均衡程度要好于8孔/簇；在非均勻射孔條件下，增加中間簇射孔數(shù)量、降低兩側(cè)射孔數(shù)有利于調(diào)節(jié)各簇進液量，實現(xiàn)裂縫均衡擴展。對于單段射孔簇數(shù)較多的情況，除了限流壓裂技術(shù)以外，段內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)也是一種提高有效射孔簇數(shù)的輔助手段。通過1次或多次投入一定數(shù)量和直徑的暫堵球?qū)σ哑鹆焉淇状氐目籽圻M行封堵，迫使壓裂液進入未起裂的射孔簇，提高多簇射孔的開啟效率。

2.2 工廠化壓裂技術(shù)

工廠化作業(yè)的實質(zhì)是通過對位于同一個井場的水平井組進行批量化作業(yè)，從而實現(xiàn)頁巖油氣的低成本開發(fā)。按照不同的壓裂施工模式［41］，工廠化壓裂技術(shù)可分為同步壓裂技術(shù)、拉鏈式壓裂技術(shù)和改進的拉鏈式壓裂技術(shù)（見圖4。圖中序號為壓裂施工順序編號）。以2口水平井為例，水平井同步壓裂技術(shù)［42-43］是對相鄰的2口水平井同時壓裂改造，施工前需準備好井?dāng)?shù)相對應(yīng)的壓裂設(shè)備、管線等。該技術(shù)對現(xiàn)場連續(xù)配液能力及相應(yīng)的配套設(shè)備要求較高（見圖4a）。拉鏈式壓裂技術(shù)［44-46］是指對相鄰的2口水平井一次性交替進行壓裂施工，需要1套壓裂車組進行不間斷作業(yè)（見圖4b）；盡管拉鏈式壓裂技術(shù)對于設(shè)備數(shù)量和場地的要求相對降低，但對于設(shè)備的持續(xù)作業(yè)能力和施工人員的操作能力都提出了更高的要求，而且施工周期要遠高于同步壓裂技術(shù)。相比較而言，改進的拉鏈式壓裂［47-48］施工時，2口井壓裂段交錯布置（見圖4c），可更好地發(fā)揮先壓開裂縫的誘導(dǎo)應(yīng)力作用，降低后壓開裂縫擴展路徑上的應(yīng)力各向異性，大大增加了壓裂裂縫的復(fù)雜程度。

圖4 3種工廠化壓裂技術(shù)

美國頁巖氣區(qū)現(xiàn)場試驗結(jié)果表明：相比于單獨進行壓裂施工的井，采用同步壓裂和拉鏈式壓裂技術(shù)，單井產(chǎn)能都得到大幅度的提高。目前，拉鏈式壓裂技術(shù)仍是美國主要的工廠化壓裂完井模式，但同步壓裂的平均作業(yè)速度要比拉鏈式壓裂快了60%。2006年，美國Ft.Worth盆地的Barnett頁巖氣區(qū)［49-50］對2口水平井同步壓裂施工，并獲得了良好的產(chǎn)氣效果。在此之后，同步壓裂技術(shù)也在Woodford和Marcellus等頁巖氣區(qū)相繼開展現(xiàn)場應(yīng)用。近幾年，低油價下，美國Marcellus頁巖氣區(qū)接近80%的井采用“井工廠”壓裂模式，完井施工周期由早期的每口井60 d縮短至4 d，同時完井成本下降了約60%。相比2019年，2020年同步壓裂井?dāng)?shù)量又增加了15%。

在充分借鑒國外實踐經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，我國也積極開展了工廠化壓裂技術(shù)攻關(guān)。2013年，川慶鉆探公司對長寧H3平臺2口水平井進行了拉鏈式壓裂施工，此項技術(shù)在該區(qū)首次應(yīng)用；2014年3月，又對長寧H2平臺進行了國內(nèi)首次的4口井同步拉鏈式壓裂作業(yè)，使用32臺壓裂車完成共計56段的壓裂改造［51］，其中，長寧H2-4井和H2-2井壓后日產(chǎn)氣量分別為20×104，15×104m3。此外，涪陵、威遠、勝利、大慶、長慶、新疆吉木薩爾等主要頁巖油氣區(qū)通過工廠化壓裂技術(shù)取得了顯著的產(chǎn)量突破［52-54］。 截至2018年底，在涪陵頁巖氣區(qū)已經(jīng)累計應(yīng)用拉鏈式壓裂技術(shù)200余口井4 000余段［55］。工廠化壓裂技術(shù)可滿足低油價下頁巖油氣降本增效開發(fā)的技術(shù)需求，具有廣闊的推廣應(yīng)用前景。

2.3 大通徑橋塞與可溶橋塞

橋塞是非常規(guī)油氣儲層實現(xiàn)分段壓裂改造的重要井下工具［56-58］。相比于傳統(tǒng)可鉆式橋塞，大通徑橋塞和可溶橋塞都具有在一定條件下自行溶解、無需鉆磨的特點；同時，可以實現(xiàn)套管的大通徑或全通徑生產(chǎn)，減少壓裂施工成本、縮短投產(chǎn)時間。橋塞工藝已成為一項比較成熟的分段壓裂配套工藝技術(shù)［59-62］。

2.3.1 大通徑橋塞

大通徑橋塞的構(gòu)成主要包括上下接頭、可溶球、復(fù)合片、組合膠筒、錐體和卡瓦等（見圖 5［61］）。 該橋塞通過投入不同尺寸的可溶球，實現(xiàn)了壓裂段的逐級封隔。目前，典型的大通徑橋塞主要有貝克休斯的SHADOW橋塞、Tryton的MAXFRAC橋塞及LodeStar的LB PnP橋塞等，耐壓等級普遍在70 MPa，耐溫達170℃以上。

圖5 大通徑橋塞結(jié)構(gòu)示意

2.3.2 可溶橋塞

目前，國外典型的可溶橋塞 （例如貝克休斯的SPECTRE可溶橋塞）主要適用于地層溫度70～ 155℃的井下條件，即使在37℃低溫環(huán)境下仍具有較強的適應(yīng)性。在Permian地區(qū)一口井的現(xiàn)場應(yīng)用中，共下入SPECTRE可溶橋塞49個，其中的46個在壓裂施工結(jié)束后的第1天就已溶解，節(jié)約掃塞時間近27 h。哈里伯頓I LLUSION可溶橋塞于2015年推出，具有下入方便快捷、安裝簡單、坐封高效等特點，在北美多個區(qū)塊均已成功應(yīng)用。Magnum公司的MVP可溶橋塞溶解率可達98%，碎屑顆粒易被攜帶至地面。斯倫貝謝公司的INFINITY可溶橋塞結(jié)構(gòu)小巧，可保證順利安全入井，耐溫高達177℃，耐壓可達69 MPa，在不同巖性儲層中均有較好的適用性，該橋塞需通過下入坐封短節(jié)實現(xiàn)坐封。國內(nèi)各大油田和研究機構(gòu)相繼開展了可溶橋塞的技術(shù)攻關(guān)，并研制了一系列國產(chǎn)可溶橋塞，在頁巖油氣區(qū)現(xiàn)場試驗，取得良好效果。由長城鉆探壓裂公司研發(fā)的全可溶橋塞已相繼在威遠、昭通等多個頁巖氣區(qū)開展現(xiàn)場試驗50多井次（700多個壓裂段），成功率100%；江漢油田研發(fā)的全可溶橋塞已經(jīng)在涪陵頁巖氣區(qū)現(xiàn)場試驗300多個壓裂段，施工成功率100%。盡管可溶橋塞技術(shù)日漸成熟，但在現(xiàn)場應(yīng)用中仍存在諸多問題。需進一步研發(fā)適用于不同復(fù)雜工況的可溶橋塞，結(jié)合壓裂套管規(guī)格形成規(guī)范化技術(shù)序列，攻關(guān)可溶橋塞工作實效控制方法，滿足現(xiàn)場不同壓裂施工的需求。

3 快速連續(xù)壓裂核心設(shè)備

壓裂核心設(shè)備是實現(xiàn)“井工廠”和超長水平段水平井持續(xù)、高效、快速體積壓裂改造和頁巖油氣低成本完井戰(zhàn)略的關(guān)鍵。近幾年，在連續(xù)泵注和輸砂系統(tǒng)、動力方式、存儲罐具和快速連續(xù)混配系統(tǒng)等方面取得多項技術(shù)創(chuàng)新，縮短了完井周期，降低了完井成本。

3.1 快速連續(xù)泵注與輸砂系統(tǒng)

快速連續(xù)泵注系統(tǒng)由壓裂泵車、混砂車、高低壓管匯、儀表車及控制閥組等設(shè)備組成。壓裂泵車為工廠化壓裂的核心設(shè)備，目前國外廣泛使用的壓裂泵車額定功率為1 679～ 2 238 kW，實際工作功率一般低于額定功率，最大壓力為70～ 140 MPa；而國內(nèi)已研制出世界超大功率7000型電驅(qū)壓裂撬，功率高達5 222 kW，可替代3臺常規(guī)2500型柴驅(qū)壓裂車?；焐败囍饕晒┮合到y(tǒng)、輸砂系統(tǒng)及傳動系統(tǒng)3個部分組成，一般用運載汽車的發(fā)動機作動力。其作用是根據(jù)施工設(shè)計要求，將壓裂液和支撐劑按一定比例混合后連續(xù)供給壓裂車，泵入井內(nèi)。混砂車可實現(xiàn)精確混配，并為壓裂液增壓，輸出排量為12～ 40 m3/min，輸砂量一般為30.0～ 50.0 t/h。為解決高低壓管匯的輸配動力問題，壓裂現(xiàn)場采用獨立柴油機為管匯提供增壓動力，有效解決了混砂車與泵車的長距離輸配沿程摩阻問題。威頁24-7HF井加砂強度達到1.96 m3/m，從而威榮氣田壓裂工藝達到最高加砂強度?？焖龠B續(xù)輸砂系統(tǒng)由巨型砂罐、壓裂砂輸送車、封閉式運砂車和除塵器等設(shè)備組成。其中：巨型砂罐可實現(xiàn)車載運輸，砂罐輸送皮帶、泄砂閘門等均由柴油動力液壓系統(tǒng)驅(qū)動，單罐容積可存儲約160 t支撐劑；壓裂砂輸送車配備有雙輸送帶和獨立發(fā)動機，輸砂量超過405 t/h，利用風(fēng)能將輸砂車與巨型砂罐連接，達到大砂量的有效運輸與儲存；同時，配合巨型砂罐的頂部除塵風(fēng)口（除塵器），可去除支撐劑中混入的粉塵，降低支撐劑雜質(zhì)對井內(nèi)有效支撐和液體性能的影響。

3.2 快速連續(xù)混配系統(tǒng)

快速連續(xù)混配系統(tǒng)是頁巖油氣井現(xiàn)場大型水力壓裂連續(xù)作業(yè)的基礎(chǔ)保障［24］。該系統(tǒng)由增稠劑水化、液體添加劑/穩(wěn)定劑單元、胍膠溶脹與配制單元、化學(xué)品傳輸、酸罐/酸泵和巨型壓裂砂罐/水罐等輔助設(shè)備構(gòu)成，各設(shè)備之間利用輸配系統(tǒng)和輸配動力系統(tǒng)進行連接。增稠劑水化車最大吸入排量超過700 m3/min，能夠快速將溶脹完成的胍膠液與各類化學(xué)添加劑進行混合、溶解；胍膠溶脹與配制單元能夠快速精準地實現(xiàn)濃縮稠化劑與壓裂水的水化作用；液體添加劑/穩(wěn)定劑單元能夠同步完成6種不同化學(xué)劑的添加；巨型壓裂水罐主要用于壓裂施工，常規(guī)水罐容積僅為45 m3，難以滿足工廠化壓裂需要。目前，國內(nèi)已研發(fā)出世界先進的柔性水罐，其單罐容積為180 m3，水罐整體占地面積僅為常規(guī)水罐的一半，且柔性水罐管線連接少，可靠性大大提高［25］。并且，采用液液混配為主、干液混配為輔的思路，研制了SPY20Q大型壓裂液連續(xù)混配裝置，該系統(tǒng)裝置由混合罐、干添噴射系統(tǒng)、液添系統(tǒng)和自動控制系統(tǒng)組成，可實現(xiàn)最高20 m3/min的配液能力，并在焦石壩區(qū)塊試驗成功。

4 壓裂液體系與返排液處理利用技術(shù)

4.1 新型滑溜水壓裂液體系

滑溜水壓裂液體系是專門針對頁巖油氣儲層改造研發(fā)的新型壓裂液體系。目前，在國外滑溜水壓裂液已取代傳統(tǒng)的凝膠壓裂液，成為最受歡迎的壓裂液，獲得顯著的經(jīng)濟效益。國外的頁巖油氣壓裂中使用的滑溜水成分主要為水和支撐劑，其質(zhì)量分數(shù)超過99%；而其他添加劑質(zhì)量分數(shù)較低，約為1%。盡管添加劑占比較低，但卻發(fā)揮重要作用（見表1［63-64］）。滑溜水作為低黏造縫液體，相對于傳統(tǒng)胍膠壓裂液攜砂能力較弱，主要通過提高泵注排量進行速率攜砂，以防止提前沉降。若在滑溜水中加入交聯(lián)劑和線性凝膠，可以達到緩解支撐劑沉淀的目的，卻不利于提高裂縫復(fù)雜程度［65-66］。

表1 北美地區(qū)非常規(guī)油氣滑溜水壓裂液的主要添加劑

為了消除添加劑與減阻劑之間的相互作用，根據(jù)頁巖油氣壓裂開發(fā)的需求，Sun研究團隊研發(fā)并驗證了一種新型易降解的減阻劑［67］。該產(chǎn)品的特點及作用是：1）減阻劑為水劑產(chǎn)品，便于運輸和礦場作業(yè)；2）減阻劑與各類流體具有較強的配伍性，在高濃度鹽水、清水、KCl溶液中不會引起地層滲透率降低，在模擬剪切條件下同樣保持較強的穩(wěn)定性；3）泵入過程中各種添加劑兼容性極好；4）由于該產(chǎn)品對氧化型破膠劑十分敏感，使得其降解更加容易；5）大大減少了現(xiàn)場聚合物的用量。為了改進減阻水壓裂液中支撐劑的傳輸效果，2010年，Kostenuk研究團隊提出流動剪切狀態(tài)下的支撐劑沉降理論，以形成保持支撐劑粒徑與密度條件下的支撐劑輸送優(yōu)化技術(shù)（PTM）［68］。該技術(shù)的理論機理為改變支撐劑表面的潤濕性，使得支撐劑表面具有更好的親氣性，通過支撐劑界面的微氣泡效應(yīng)改變受到的浮力，支撐劑沉降速度降低，其受到的流動剪切效應(yīng)減弱，流動性能增強。PTM技術(shù)的現(xiàn)場實踐表明：人工裂縫及縫網(wǎng)的充填導(dǎo)流能力和綜合滲透率分別提高了9.3%，18.1%；壓后產(chǎn)量評價顯示，測試產(chǎn)量比鄰井增加約25%。

4.2 壓裂返排液地面處理及再利用技術(shù)

根據(jù)北美地區(qū)頁巖油氣鉆完井及大型水力壓裂中水資源的消耗量統(tǒng)計結(jié)果［65，69-70］，單井的鉆井液和水力壓裂平均耗水量為7 500～ 15 000 m3。其中，10%～ 30%的作業(yè)水和返排液通過凈化后，再重復(fù)用于礦場的水力壓裂。在節(jié)約水資源的同時，也一定程度上解決了大型水力壓裂的水資源短缺問題。通過對返排液進行地面處理并重復(fù)利用，可減少約25%的水資源成本［71］。由于壓裂液中添加劑種類繁多，且壓裂液進入地層后，與地層水及地層的礦物組分混合，發(fā)生復(fù)雜的物理化學(xué)反應(yīng)，因而凈化處理工藝極為復(fù)雜。為節(jié)約淡水資源，減少新鮮水用量，降低成本，美國IWT公司［72］采用廢水處理或重復(fù)利用技術(shù)，推出FracPure水處理技術(shù)，創(chuàng)新解決方案。該技術(shù)首先通過預(yù)處理系統(tǒng)，采用ClO2氧化法消除返排液中的重金屬和溶解的固體顆粒；然后，通過過濾的方法去除有機物和懸浮固體物；最后，經(jīng)過處理，一部分返排液達到回收利用的水質(zhì)條件，進入到熱蒸餾裝置，回輸至水池進行循環(huán)利用，其余高濃度鹵水可運輸至鹽場進行結(jié)晶提純。該技術(shù)在Barnett頁巖區(qū)進行了現(xiàn)場試驗，結(jié)果表明：Barnett地區(qū)頁巖油氣井壓裂過程中泵入的20%～ 30%的清水，在壓裂后投產(chǎn)的2～ 3周內(nèi)便可產(chǎn)出，產(chǎn)出水經(jīng)過預(yù)處理、沉淀、過濾后循環(huán)利用，每天可處理477 m3返出液。

5 結(jié)論

1）超長水平段水平井建造、工廠化壓裂、壓裂液新體系和快速連續(xù)壓裂核心設(shè)備等系列開發(fā)工程技術(shù)已成為提高頁巖油氣井產(chǎn)量、降低開發(fā)成本的利器。人工智能、大數(shù)據(jù)、云計算等智能技術(shù)的進步和應(yīng)用，已實現(xiàn)了頁巖油氣儲層高效低成本鉆井、鉆頭與鉆井參數(shù)的優(yōu)化。國內(nèi)應(yīng)加快自動化鉆井技術(shù)、高性能PDC鉆頭和地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)的研究。

2）大功率電動壓裂機組、快速連續(xù)輸砂輸液及混配設(shè)備是實現(xiàn)超長水平段水平井長時間大型壓裂作業(yè)的關(guān)鍵，特別適合于“井工廠”平臺同步壓裂或拉鏈式水平井體積壓裂施工。以地質(zhì)-工程一體化為基礎(chǔ)的工藝及集成裝備優(yōu)化技術(shù)，已成為提高作業(yè)速度、作業(yè)質(zhì)量及降低非常規(guī)油氣作業(yè)成本的系列核心技術(shù)。長水平井段密切割體積壓裂技術(shù)是由一般分段壓裂邁向細密化體積壓裂改造的二次技術(shù)創(chuàng)新，是實現(xiàn)單井高產(chǎn)高效及應(yīng)對低油價生存的核心。但地質(zhì)條件、壓裂施工參數(shù)、單井產(chǎn)量、經(jīng)濟效益與密切割的關(guān)系是十分復(fù)雜、相互關(guān)聯(lián)的，需建立能量化的表達式，開展大量的研究工作。

3）大通徑橋塞和可溶橋塞能滿足超長水平段水平井精細分段壓裂的要求；新型滑溜水壓裂液體系、返排液處理及再利用等技術(shù)的應(yīng)用實現(xiàn)了大規(guī)模改造低成本和降本增效目標。這些技術(shù)都是近幾年在低油價下研究創(chuàng)新的，一系列入井工具與入井液體系推動了國內(nèi)頁巖油氣的規(guī)?；_發(fā)。