重复压裂技术让页岩气老井“返老还童”

◎本报记者 吴纯新 通 讯 员 熊 杰 吴丽萍 李 晴

“施工效率越来越高，新技术已让三口页岩气老井‘返老还童’。”9月11日，中石化江汉石油工程有限公司（以下简称江汉石油工程公司）工程技术研究所所长豆瑞杰说。随着采用重建井筒重复压裂施工技术，焦页29-1HF井各项指标一次成功率达100%，施工周期从32天缩短到了20天。

自主创新突破技术壁垒

早在2015年，北美油气田率先应用重建井筒重复压裂技术，并取得了良好的社会经济效益。这项技术就好比旧房改造，它能再次改造地层，激发页岩气老井潜力。

豆瑞杰介绍，重建井筒重复压裂技术可对产量贡献较低的老页岩气井进行井筒重建，通过在原有套管中下入尺寸更小的套管，封堵原改造层段，精准挖潜段簇间剩余储量，提高单井采收率。与传统的全井暂堵转向重复压裂技术相比，该技术可解决投球封堵的次序和位置不准确、液体走向规律不明确等问题，能有效提高储量动用率和气藏采收率。

为了攻克这项技术，2020年底，江汉石油工程公司井下测试公司与江汉油田等单位合作，围绕涪陵页岩气田增储上产开展研究。通过两年攻关，重建井筒重复压裂技术终于实现了自主化，并在涪陵页岩气田试验成功，首口试验井获得每天18.38万立方米的高产工业气流。

试验虽取得成功，但由于工艺技术复杂、关键工具国内空白、施工费用高周期长等问题，该技术仍需通过自主创新打通应用的“最后一百米”。

为此，江汉石油工程公司井下测试公司组建“页岩气重建井筒重复压裂”创新团队，联合江汉油田建立多专业国产化工具材料攻关小组，在对标国外关键技术指标的基础上，围绕全技术链开展技术创新。立足涪陵页岩气田地质条件、水平井井筒特点、剩余储量分布规律等，团队在重建井筒的套管尺寸和管柱丢收方式上，选择了与北美重建井筒重复压裂工艺不同的方向，形成了以动用簇间剩余储量为核心的重复压裂工艺优化设计技术。

经过持续实践，上述创新团队系统开展井筒重建、重复压裂工艺、入井工具材料国产化等研究，形成了9项关键技术，突破了8项关键工具及材料研发难题，实现重建井筒压裂工艺自主化、关键工具和材料国产化，并获得多项国家发明专利。

规模应用支撑产业发展

新技术成功应用，对国内页岩气产业高质量发展具有重要支撑作用。

涪陵页岩气田从2013年进入大规模商业开发阶段，目前累计探明储量近7000亿立方米，投产气井700余口。其中，部分气井在早期压裂工艺的作用下，经历稳产、间开和增压间开多个阶段，已进入低产期。

2022年12月9日，我国首口采用全自主化工艺技术和工具材料的重建井筒重复压裂气井——焦页5-1HF井，成功试获每天14.2万立方米的高产工业气流，测试产量恢复到初次压裂的75.1%，达到国际先进水平，为国内页岩气田老区开发增储上产提供了借鉴。

今年7月，江汉石油工程公司井下测试公司重建井筒重复压裂施工的第二口井——焦页21-3HF井圆满完成施工，试获每天11.28万立方米的高产工业气流，进一步促进了重建井筒重复压裂关键技术国产化进程和规模化应用。

“页岩气井提高采收率的手段还有井网加密、排水采气工艺等。”豆瑞杰介绍，井网加密即在页岩气老井周边重新打一口水平井，但打新井的成本远高于老井重复压裂。排水采气工艺主要是对老井进行机械排采、泡沫排水采气、注气举升等，该工艺对于地层压力充足的井效果较好，但对衰竭严重的井难以起到作用，因此重复压裂技术是当前老井复产最经济有效的手段。

目前，重建井筒重复压裂国产化技术及工具已基本成熟，涪陵气田也已完成低产井重复压裂技术推广和复杂构造区效果评价。下一步，江汉石油工程公司将开展高累采区现场试验，预计2024年将在涪陵区块开展重建井筒重复压裂技术的规模化应用。此外，中石化武隆、中石油长宁等页岩气区块也普遍投产超过5年，该技术在这些区块同样拥有较大市场。