页岩储层多级压裂中暂堵剂转向机理与优化设计研究

暂堵剂转向机理是物理封堵与压力传导的协同作用，物理封堵通过颗粒架桥、纤维缠绕或凝胶填充形成致密封堵层，压力传导通过积聚、传导、起裂过程驱动新裂缝形成，二者共同决定转向效果。暂堵剂优化设计需实现三维匹配，材料性能需匹配裂缝宽度与施工压力，参数用量需匹配裂缝体积与储层特征，施工工艺需匹配压力控制与段簇设计，三者协同可以提升转向效率。

1、暂堵剂转向机理

1.1 物理封堵机理

暂堵剂通过在已压开裂缝或高渗通道内形成稳定封堵层，阻断压裂液的继续流入，是转向的前提条件。其具体分为以下三类。

（1）颗粒型暂堵剂架桥封堵。颗粒型暂堵剂比如核桃壳、 树脂颗粒随压裂液进入已压裂缝后，在裂缝喉道或狭窄段发生架桥效应，当颗粒直径为 裂缝宽度的1/3 喉道，逐渐堆积形成初始架桥，后续颗粒不断附着在初始架桥上，形成致密的封堵层，其封堵强 粒堆积厚度与颗粒硬度的增加而提升，可承受30-50MPa 的施工压力。

（2）纤维型暂堵剂缠绕封堵。纤维型暂堵剂比如可降解纤维、玻璃纤维在压裂液中呈分散状态，进入裂缝后因流动阻力增加而相互缠绕，形成三维网状结构；该结构可捕获压裂液中的支撑剂或颗粒型暂堵剂，进一步增强封堵层的致密性，尤其适用于宽度较小 <1mm 的微裂缝封堵，封堵效率可达85%以上[1]。

（3）化学凝胶暂堵剂填充封堵。化学凝胶类暂堵剂比如丙烯酰胺类凝胶具有良好的流动性，可注入微小裂缝或孔隙中。通过温度、pH 值或化学引发剂触发凝胶交联反应，形成高黏度、高弹性的凝胶体，完全填充裂缝空间，实现无间隙封堵，适用于高渗透储层或天然裂缝发育区。

1.2 压力传导机理

物理封堵形成后，后续注入的压裂液无法继续沿原裂缝流动，导致储层内压力重新分布，其过程可分为三个阶段。

（1）压力积聚阶段。封堵层形成后，压裂液在封堵段前端持续注入，压力逐渐升高，此阶段压力主要消耗于封堵层的压实与储层基质的压缩，压力上升速率较慢，直至压力达到储层转向临界压力。

（2）压力传导阶段。当压力超过转向临界压力，通常为原裂缝起裂压力的1.2 倍后，压力开始向未改造区域传导。由于未改造区域储层应力较高、渗透率低，压力在该区域快速积聚，形成局部高压区。

（3）新裂缝起裂阶段。当局部高压区的压力超过未改造区域的最小水平主应力时，在储层薄弱部位，比如天然裂缝尖端、岩性界面起裂新裂缝。新裂缝的延伸方向受地应力差控制，当地应力差较小时 <5MPa ，容易形成复杂裂缝网络。

2、暂堵剂优化设计

2.1 暂堵剂材料性能优化

（1）粒径与裂缝宽度匹配性。颗粒型暂堵剂的粒径需根据裂缝宽度进行设计，通过测井或前置压裂测试获取裂缝宽度分布，通常为0.5-5mm，选择多粒径级配的颗粒组合，比如0.5-1mm、1-2mm、2-3mm，形成“粗颗粒架桥、细颗粒填充”的封堵结构，提升封堵层致密性，避免粒径过小导致暂堵剂随压裂液流失，或粒径过大无法进入裂缝。

（2）抗压强度与施工压力适配性。暂堵剂的抗压强度需高于施工压力的 1.2 倍，防止封堵层在压力积聚过程中被压溃。对于深层页岩储层埋深 >3000m ，施工压力可达60-80MPa，需选择高强度暂堵剂比如树脂包覆颗粒、陶瓷颗粒，其抗压强度不低于80MPa，浅层储层埋深 <2000m 可选用低成本的核桃壳颗粒，抗压强度满足40MPa 即可。

（3）降解性能与储层保护需求。暂堵剂需具备可控的降解性能，在实现裂缝转向后，可通过温度、时间或化学剂触发降解，避免残留封堵层影响后期油气渗流。对于高温储层＞120℃，可选用热降解型暂堵剂，比如聚己内酯类颗粒，降解时间控制在72-120h，常温储层 <80^∘C 可选用水降解型纤维，降解时间控制在24-48h，确保降解产物无残渣、不伤害储层。

2.2 暂堵剂参数匹配优化

暂堵剂的用量、注入时机等参数需与储层条件、施工参数精准匹配，避免用量不足导致封堵失效或用量过多增加成本[2]。

（1）暂堵剂用量计算：用量需根据裂缝体积与封堵层厚度确定，公式为：



式（1）中， V 为暂堵剂用量， D 为裂缝平均宽度， L 为裂缝长度， 为封堵层孔隙度，实际应用中需考虑储层天然裂缝发育程度，天然裂缝发育区需增加 20% -30%的用量，确保完全封堵。例如，某页岩储层裂缝宽度 1-2mm、长度100m，暂堵剂用量需达到 0.12-0.25m³ 。

（2）注入时机选择。注入时机需结合压裂曲线特征确定，通常在第一簇裂缝压裂结束、压力下降至稳定值后注入暂堵剂，此时已压裂缝已形成稳定通道，暂堵剂可快速进入并形成封堵层，避免过早注导致封堵不彻底，或过晚注入压力过低导致暂堵剂无法有效运移，现场可通过实时监测压裂压力曲线，当压力从峰值下降 10%15% 时，启动暂堵剂注入程序。

2.3 施工工艺协同优化

结合暂堵剂转向半径通常为 30-50m，优化压裂段簇间距。对于暂堵效果较好的区域，段簇间距可缩小至30-40m，实现储层的密集改造。对于天然裂缝发育、暂堵难度大的区域，段簇间距需扩大至50-60m，避免相邻簇裂缝相互干扰。

3、现场应用案例

以某盆地某页岩气井为例，该井储层埋深2800-3200m，地应力差6-8MPa，天然裂缝发育，前期常规多级压裂后，单井产量仅为 1.2x104m³/d。基于暂堵剂转向机理与优化设计方法，对该井进行了如下优化。

暂堵剂材料选择采用颗粒和纤维复合暂堵体系，颗粒选用1-2mm 树脂包覆颗粒，抗压强度85MPa，纤维选用可降解聚丙烯纤维，降解时间72h，二者体积比为3:1，兼顾封堵强度与储层保护。参数匹配优化是根据裂缝监测结果，裂缝宽度1.5-2.5mm、长度 120m，暂堵剂用量设计为 0.3m³ ，额外增加 25%用量，注入时机选择在第一簇压裂结束、压力从75MPa 下降至 65MPa 时启动。施工工艺优化则是暂堵剂注入排量控制在2.5m³/min，注入完成后采用阶梯式升压，从65MPa 逐步升至90MPa，转向临界压力，压力突降后保持90MPa 稳定30min[3]。优化后，该井压裂曲线显示压力成功实现两次转向，形成3 条新裂缝，投产测试单井产量提升至2.8x104m³/d，较优化前提升 133% ，验证了暂堵剂优化设计方法的有效性。

4、结语

综上，现场应用表明，暂堵剂设计方法可扩大页岩储层改造体积，提升单井产量。未来暂堵剂转向技术的研究可向以下方向发展，一是开发智能响应型暂堵剂，通过储层温度、压力等信号自动调节降解时间与封堵强度。二探索暂堵剂与非常规压裂技术的协同应用，进一步提升储层改造效果。

参考文献：

[1]郭天魁.郝彤.张跃龙.等.井筒-射孔-裂缝全耦合双暂堵压裂实验装置研发与应用[J].实验技术与管理, 202542(1):161-168.

[2]樊庆军.常润钊.曾志林.多级暂堵重复压裂技术在致密油水平井的应用[J].中外能源, 2025, 30(1):71-77.

[3]李常兴.何新兵.石敏.等.基于微地震监测技术的常压页岩气井体积压裂效果评价新方法[J].石化技术, 2024.31(5):219-221.