页岩气分段压裂填砂暂堵控制因素室内模拟实验
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relation analysis also demonstrate, the main factor impacting on temporary-plugging stable time is the proppant concentra⁃
tion. To improve this concentration is favorable for stabilizing the structure of temporary-plugging horizons. For smooth ce⁃
30 ／Natural Gas Technology and Economy
度，将关联度计算结果绘制成柱状图（图 2）。
并形成足够的压差。其关联度计算结果显示：对暂
堵压力峰值影响最大的参数是支撑剂 D50，之后依次
是 D10、D10/D90、D90、裂缝出口宽度、支撑剂浓
度，而支撑剂类型对暂堵压力峰值影响最小。分析
standards designed for the sand-filling temporary-plugging technology, the minimum concentration to block fracture open⁃
ing under the given grading of proppant particle can be calculated. It ’ s deemed that these results are conducive to opti⁃
ramisite particle, its bridge structure and the formed temporary-plugging horizons are easier to collapse or cause instability
than those for quartz sand. Therefore, quartz sand is more suitable to sand-filling temporary plugging; and (3) via certain
滑套等新工具研发与应用”（编号：2018E-2105）、中国石油集团川庆钻探工程有限公司科技项目“复杂水平井选择性分段压裂
工艺技术研究”（编号：CQ2019B-24-1-4）。
作者简介：张俊成（1982－），硕士，高级工程师，从事油气储层增产改造技术研究工作。E-mail：zhangjc_jx@。
staged fracturing in shale-gas reservoirs
ZHANG Juncheng, ZHU Juhui, SHI Xiaozhi
(Downhole Operation Company, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, Chengdu, Sichuan 610000, China)
Abstract: In southern Sichuan Basin, it ’ s hard to implement staged fracturing in some shale-gas wells after casing de⁃
formation. So, one technology of sand-filling temporary plugging was designed and optimized, and many indoor intra-frac⁃
结果表明，提高裂缝暂堵压力峰值主要应当优化支
第 15 卷
第3期
天然气技术与经济·天然气开发
表1
填砂暂堵实验结果数据表
编号 D10／mm D50／mm D90／mm D10／D90 支撑剂类型 支撑剂浓度
裂缝出口宽度／mm 暂堵压力峰值／MPa 暂堵持续时间／s
high-concentration sand plugging inside fractures were discussed. Results show that (1) not only indoor simulation experi⁃
ment but also grey relation analysis illustrate, the main factor affecting fracture temporary-plugging pressure peak value is
实施该工艺时，首先采用连续油管等小尺寸工具进
行多簇射孔，并在压裂后期阶段泵入高浓度支撑剂
颗粒。高浓度支撑剂会在已压裂完成的裂缝缝口及
要因素，运用灰色关联分析法能够分析填砂暂堵参
数对暂堵效果的影响。
2.1
近井地带形成人工砂塞，代替常规机械桥塞的封隔
分段功能，确保下一段压裂作业的顺利实施。关于
填砂暂堵工艺实验研究，国外尚无相关研究报道；
开展了室内支撑剂颗粒的缝内暂堵实验，研究了填砂暂堵时高浓度支撑剂在狭窄缝口的堵塞行为，结合统计分析探
究了缝内高浓度砂塞形成的主控因素。研究结果表明：① 室内模拟实验结果及灰色关联分析显示，裂缝暂堵压力峰
值的主控因素是支撑剂颗粒配级，在大尺寸支撑剂作为骨架的基础上，补充足量小尺寸支撑剂颗粒能够有效提高暂
造 ［5-8］。但由于四川盆地海相古生界地层经受过强造
山运动的构造改造，地应力结构相对复杂，受到地
层错动、构造力和应力阴影等多因素的综合影响，
分段水力平井段无法实施压裂 ［9-11］。目前，川南页岩气示范
区中近三分之一气井存在不同程度的套管变形，已
中，实验装置能够监测记录压裂液流量和暂堵层所
赖经验实施填砂暂堵，分段效果并不稳定。研究暂
堵填砂时支撑剂在缝口的运移堵塞行为，认识其控
制因素，对优化完善工艺具有重要作用。因此拟通
过室内暂堵实验，结合统计分析探究缝内高浓度砂
标 ， 将 支 撑 剂 的 粒 径 特 征 参 数（包 括 D10、 D50、
D90、D10／D90）、支撑剂浓度、裂缝出口宽度、支
修订回稿日期：2021－05－24
基 金 项 目 ： 国 家 自 然 科 学 基 金 联 合 基 金 项 目 “ 四 川 深 层 页 岩 气 水 平 井 缝 网 压 裂 填 砂 暂 堵 物 理 机 制 研 究 ”（编 号 ：
U19A2043）、中国石油天然气集团有限公司重大专项“重大工程关键技术装备研究与应用（二期）-FrSmart 压裂系统软件与趾端
堵压力；② 室内模拟实验结果及灰色关联分析显示，暂堵稳定时间的主控因素是支撑剂浓度，提高浓度（砂比）有利
于稳定暂堵层结构，较之于石英砂，表面光滑的陶粒颗粒其桥接结构更容易崩塌，形成的暂堵层更易失稳，因而石
英砂更适用于填砂暂堵；③ 研究初步拟合出填砂暂堵工艺的设计准则，能够量化计算出给定支撑剂颗粒级配条件下
1
填砂暂堵模拟实验
填砂暂堵的模拟实验装置由模拟裂缝缝口的夹
型作为 7 个相关的影响因素。
2.2
暂堵压力峰值的影响因素分析
基于表 1 的 29 组数据，按照灰色关联法的计算
板槽、输送压裂液的泵与管线和流量压力监测传感
步骤求出 7 个影响因素对暂堵压力峰值的灰色关联
置可以模拟不同宽度和角度的裂缝入口。开始实验
撑剂类型作为相关的 7 个影响因素。② 暂堵结构越
稳定，暂堵持续时间越长。将暂堵持续时间作为暂堵
塞的控制因素，并给出定量化的填砂暂堵设计准
效果的第二个定量化评价指标，同样将支撑剂的粒径
则，为填砂浓度、支撑剂粒径等关键参数的设计进
特征参数、支撑剂浓度、裂缝出口宽度、支撑剂类
行指导，也对川南地区以外的页岩气开发提供借鉴。
形成的压力差。
2
填砂暂堵实验灰色关联分析
灰色关联分析是用于判断系统动态发展趋势的
成为制约页岩气高效开发的瓶颈问题之一，迫切需
量化分析方法 ［15］，能够得出各影响因素与实验结果
要开展针对性研究。现场实验探索发现，填砂暂堵
之间的联系紧密程度，进而掌握影响系统发展的主
工艺能有效解决套变后无法机械分段的难题 ［12- 14］。
暂堵峰值压力表征了支撑剂颗粒是否成功桥接
器三部分共同组成（图 1）。通过调节螺栓和夹板，装
时，恒流泵吸取储水罐内清水并将之排入容器下
端，形成驱替压力。容器内的压裂液被驱入夹板槽
构成的楔形裂缝时，支撑剂颗粒会在楔形裂缝内封
堵。实验参数基于几何相似和流动相似设计，模仿
楔形水力裂缝内支撑剂的运移与堵塞。在封堵过程
ture temporary-plugging experiments on proppant particle were carried on. Then, a few plugging behaviors on high-concen⁃
tration proppant at narrow fracture opening were investigated. Moreover, combined with statistics, the main factors affecting
影响因素分析
基于 29 组实验的暂堵压力峰值及暂堵持续时间
得到测试结果（表 1），采用灰色关联分析法设置两种
定量化的评价指标来研究影响填砂暂堵效果的因素
国内报道主要集中在现场应用分析，而缺乏对高浓
相关性：① 暂堵效果越好，暂堵压力峰值越高。将
度支撑剂缝口堵塞的机理研究，导致工程师只能依
暂堵压力峰值作为暂堵效果的第一个定量化评价指
2021 年
第 15 卷·第 3 期
Vol.15，No.3
Jun.2021
天然气技术与经济
Natural Gas Technology and Economy
页岩气分段压裂填砂暂堵控制因素室内模拟实验
张俊成 朱炬辉 石孝志
（中国石油集团川庆钻探工程有限公司井下作业公司，四川
摘
要
成都
610000）
为了解决四川盆地南部页岩气井套管变形后难以分段压裂的问题，针对填砂暂堵技术开展优化设计，
堵塞裂缝缝口所需要的最低浓度。结论认为，该研究结果有助于优化川南页岩气开发中填砂浓度、支撑剂粒径等关
键工程参数设计。
关键词
页岩气 分段压裂 流体转向
填砂暂堵
四川盆地南部
工程参数优化设计
DOI：10. 3969 /j. issn. 2095-1132. 2021. 03. 005
Simulation experiments on the factors affecting sand-filling temporary plugging during
天然气技术与经济／
29
总第 87 期
0
张俊成，等：页岩气分段压裂填砂暂堵控制因素实验研究
2021 年
引言
近年来页岩气成为了非常规油气资源的勘探开
发热点 ［1-4］，四川南部长宁、威远和昭通等页岩气田
顺利建成，使整体产能逐年攀升。目前，国内普遍
采用密集射孔配合分段水力压裂等工艺实施储层改
图 1 填砂暂堵实验装置图
the grading of proppant particle. Especially based on large- sized proppant as framework, adding to enough small- sized
proppant particle may effectively increase the temporary-plugging pressure; (2) both indoor simulation experiment and grey
Keywords: Shale gas; Staged fracturing; Fluid diversion; Sand-filling temporary plugging; Southern Sichuan Basin; Opti⁃
mal design of engineering parameter
mizing the design of key engineering parameters in the development of shale gas in southern Sichuan Basin, such as sandfilling concentration and proppant particle size.
tion. To improve this concentration is favorable for stabilizing the structure of temporary-plugging horizons. For smooth ce⁃
30 ／Natural Gas Technology and Economy
度，将关联度计算结果绘制成柱状图（图 2）。
并形成足够的压差。其关联度计算结果显示：对暂
堵压力峰值影响最大的参数是支撑剂 D50，之后依次
是 D10、D10/D90、D90、裂缝出口宽度、支撑剂浓
度，而支撑剂类型对暂堵压力峰值影响最小。分析
standards designed for the sand-filling temporary-plugging technology, the minimum concentration to block fracture open⁃
ing under the given grading of proppant particle can be calculated. It ’ s deemed that these results are conducive to opti⁃
ramisite particle, its bridge structure and the formed temporary-plugging horizons are easier to collapse or cause instability
than those for quartz sand. Therefore, quartz sand is more suitable to sand-filling temporary plugging; and (3) via certain
滑套等新工具研发与应用”（编号：2018E-2105）、中国石油集团川庆钻探工程有限公司科技项目“复杂水平井选择性分段压裂
工艺技术研究”（编号：CQ2019B-24-1-4）。
作者简介：张俊成（1982－），硕士，高级工程师，从事油气储层增产改造技术研究工作。E-mail：zhangjc_jx@。
staged fracturing in shale-gas reservoirs
ZHANG Juncheng, ZHU Juhui, SHI Xiaozhi
(Downhole Operation Company, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, Chengdu, Sichuan 610000, China)
Abstract: In southern Sichuan Basin, it ’ s hard to implement staged fracturing in some shale-gas wells after casing de⁃
formation. So, one technology of sand-filling temporary plugging was designed and optimized, and many indoor intra-frac⁃
结果表明，提高裂缝暂堵压力峰值主要应当优化支
第 15 卷
第3期
天然气技术与经济·天然气开发
表1
填砂暂堵实验结果数据表
编号 D10／mm D50／mm D90／mm D10／D90 支撑剂类型 支撑剂浓度
裂缝出口宽度／mm 暂堵压力峰值／MPa 暂堵持续时间／s
high-concentration sand plugging inside fractures were discussed. Results show that (1) not only indoor simulation experi⁃
ment but also grey relation analysis illustrate, the main factor affecting fracture temporary-plugging pressure peak value is
实施该工艺时，首先采用连续油管等小尺寸工具进
行多簇射孔，并在压裂后期阶段泵入高浓度支撑剂
颗粒。高浓度支撑剂会在已压裂完成的裂缝缝口及
要因素，运用灰色关联分析法能够分析填砂暂堵参
数对暂堵效果的影响。
2.1
近井地带形成人工砂塞，代替常规机械桥塞的封隔
分段功能，确保下一段压裂作业的顺利实施。关于
填砂暂堵工艺实验研究，国外尚无相关研究报道；
开展了室内支撑剂颗粒的缝内暂堵实验，研究了填砂暂堵时高浓度支撑剂在狭窄缝口的堵塞行为，结合统计分析探
究了缝内高浓度砂塞形成的主控因素。研究结果表明：① 室内模拟实验结果及灰色关联分析显示，裂缝暂堵压力峰
值的主控因素是支撑剂颗粒配级，在大尺寸支撑剂作为骨架的基础上，补充足量小尺寸支撑剂颗粒能够有效提高暂
造 ［5-8］。但由于四川盆地海相古生界地层经受过强造
山运动的构造改造，地应力结构相对复杂，受到地
层错动、构造力和应力阴影等多因素的综合影响，
分段水力平井段无法实施压裂 ［9-11］。目前，川南页岩气示范
区中近三分之一气井存在不同程度的套管变形，已
中，实验装置能够监测记录压裂液流量和暂堵层所
赖经验实施填砂暂堵，分段效果并不稳定。研究暂
堵填砂时支撑剂在缝口的运移堵塞行为，认识其控
制因素，对优化完善工艺具有重要作用。因此拟通
过室内暂堵实验，结合统计分析探究缝内高浓度砂
标 ， 将 支 撑 剂 的 粒 径 特 征 参 数（包 括 D10、 D50、
D90、D10／D90）、支撑剂浓度、裂缝出口宽度、支
修订回稿日期：2021－05－24
基 金 项 目 ： 国 家 自 然 科 学 基 金 联 合 基 金 项 目 “ 四 川 深 层 页 岩 气 水 平 井 缝 网 压 裂 填 砂 暂 堵 物 理 机 制 研 究 ”（编 号 ：
U19A2043）、中国石油天然气集团有限公司重大专项“重大工程关键技术装备研究与应用（二期）-FrSmart 压裂系统软件与趾端
堵压力；② 室内模拟实验结果及灰色关联分析显示，暂堵稳定时间的主控因素是支撑剂浓度，提高浓度（砂比）有利
于稳定暂堵层结构，较之于石英砂，表面光滑的陶粒颗粒其桥接结构更容易崩塌，形成的暂堵层更易失稳，因而石
英砂更适用于填砂暂堵；③ 研究初步拟合出填砂暂堵工艺的设计准则，能够量化计算出给定支撑剂颗粒级配条件下
1
填砂暂堵模拟实验
填砂暂堵的模拟实验装置由模拟裂缝缝口的夹
型作为 7 个相关的影响因素。
2.2
暂堵压力峰值的影响因素分析
基于表 1 的 29 组数据，按照灰色关联法的计算
板槽、输送压裂液的泵与管线和流量压力监测传感
步骤求出 7 个影响因素对暂堵压力峰值的灰色关联
置可以模拟不同宽度和角度的裂缝入口。开始实验
撑剂类型作为相关的 7 个影响因素。② 暂堵结构越
稳定，暂堵持续时间越长。将暂堵持续时间作为暂堵
塞的控制因素，并给出定量化的填砂暂堵设计准
效果的第二个定量化评价指标，同样将支撑剂的粒径
则，为填砂浓度、支撑剂粒径等关键参数的设计进
特征参数、支撑剂浓度、裂缝出口宽度、支撑剂类
行指导，也对川南地区以外的页岩气开发提供借鉴。
形成的压力差。
2
填砂暂堵实验灰色关联分析
灰色关联分析是用于判断系统动态发展趋势的
成为制约页岩气高效开发的瓶颈问题之一，迫切需
量化分析方法 ［15］，能够得出各影响因素与实验结果
要开展针对性研究。现场实验探索发现，填砂暂堵
之间的联系紧密程度，进而掌握影响系统发展的主
工艺能有效解决套变后无法机械分段的难题 ［12- 14］。
暂堵峰值压力表征了支撑剂颗粒是否成功桥接
器三部分共同组成（图 1）。通过调节螺栓和夹板，装
时，恒流泵吸取储水罐内清水并将之排入容器下
端，形成驱替压力。容器内的压裂液被驱入夹板槽
构成的楔形裂缝时，支撑剂颗粒会在楔形裂缝内封
堵。实验参数基于几何相似和流动相似设计，模仿
楔形水力裂缝内支撑剂的运移与堵塞。在封堵过程
ture temporary-plugging experiments on proppant particle were carried on. Then, a few plugging behaviors on high-concen⁃
tration proppant at narrow fracture opening were investigated. Moreover, combined with statistics, the main factors affecting
影响因素分析
基于 29 组实验的暂堵压力峰值及暂堵持续时间
得到测试结果（表 1），采用灰色关联分析法设置两种
定量化的评价指标来研究影响填砂暂堵效果的因素
国内报道主要集中在现场应用分析，而缺乏对高浓
相关性：① 暂堵效果越好，暂堵压力峰值越高。将
度支撑剂缝口堵塞的机理研究，导致工程师只能依
暂堵压力峰值作为暂堵效果的第一个定量化评价指
2021 年
第 15 卷·第 3 期
Vol.15，No.3
Jun.2021
天然气技术与经济
Natural Gas Technology and Economy
页岩气分段压裂填砂暂堵控制因素室内模拟实验
张俊成 朱炬辉 石孝志
（中国石油集团川庆钻探工程有限公司井下作业公司，四川
摘
要
成都
610000）
为了解决四川盆地南部页岩气井套管变形后难以分段压裂的问题，针对填砂暂堵技术开展优化设计，
堵塞裂缝缝口所需要的最低浓度。结论认为，该研究结果有助于优化川南页岩气开发中填砂浓度、支撑剂粒径等关
键工程参数设计。
关键词
页岩气 分段压裂 流体转向
填砂暂堵
四川盆地南部
工程参数优化设计
DOI：10. 3969 /j. issn. 2095-1132. 2021. 03. 005
Simulation experiments on the factors affecting sand-filling temporary plugging during
天然气技术与经济／
29
总第 87 期
0
张俊成，等：页岩气分段压裂填砂暂堵控制因素实验研究
2021 年
引言
近年来页岩气成为了非常规油气资源的勘探开
发热点 ［1-4］，四川南部长宁、威远和昭通等页岩气田
顺利建成，使整体产能逐年攀升。目前，国内普遍
采用密集射孔配合分段水力压裂等工艺实施储层改
图 1 填砂暂堵实验装置图
the grading of proppant particle. Especially based on large- sized proppant as framework, adding to enough small- sized
proppant particle may effectively increase the temporary-plugging pressure; (2) both indoor simulation experiment and grey
Keywords: Shale gas; Staged fracturing; Fluid diversion; Sand-filling temporary plugging; Southern Sichuan Basin; Opti⁃
mal design of engineering parameter
mizing the design of key engineering parameters in the development of shale gas in southern Sichuan Basin, such as sandfilling concentration and proppant particle size.