北美頁(yè)巖油氣重復(fù)壓裂關(guān)鍵技術(shù)及建議

光新軍 王敏生

中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院

在國(guó)際油價(jià)持續(xù)處于低位震蕩的背景下，為應(yīng)對(duì)頁(yè)巖油氣井單井產(chǎn)量遞減快、加密井鉆井作業(yè)成本高的難題，北美頁(yè)巖油氣作業(yè)者開(kāi)始嘗試采用重復(fù)壓裂技術(shù)來(lái)改善頁(yè)巖油氣井的生產(chǎn)狀態(tài)，重新激活低產(chǎn)井，改善水平井段油藏接觸面積，提高油氣產(chǎn)量。與鉆新井相比，重復(fù)壓裂施工流程相對(duì)簡(jiǎn)單，成本低，正逐漸成為北美頁(yè)巖油氣降本增效的重要手段［1-3］。通過(guò)分析北美頁(yè)巖油氣重復(fù)壓裂現(xiàn)狀，研究提高重復(fù)壓裂成功率所采取的關(guān)鍵技術(shù)，結(jié)合頁(yè)巖油氣重復(fù)壓裂面臨的挑戰(zhàn)及我國(guó)頁(yè)巖油氣開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀，提出頁(yè)巖油氣重復(fù)壓裂技術(shù)攻關(guān)建議，為頁(yè)巖油氣降本增效和工程技術(shù)攻關(guān)提供借鑒。

1 頁(yè)巖油氣重復(fù)壓裂現(xiàn)狀

20世紀(jì)70年代以來(lái)，重復(fù)壓裂技術(shù)在垂直井中應(yīng)用取得了較好的效果，但水平井重復(fù)壓裂相對(duì)較少。2011年以來(lái)，水平井重復(fù)壓裂在美國(guó)開(kāi)始規(guī)模應(yīng)用，2016年北美水平井重復(fù)壓裂數(shù)量約占總水平井的1%～2%，據(jù)IHS預(yù)測(cè)，2020年北美水平井重復(fù)壓裂井?dāng)?shù)將占水平井總數(shù)的11%［4］。

北美頁(yè)巖油氣重復(fù)壓裂主要集中在巴肯(Bakken)、巴奈特(Barnett)、海因斯維(Haynesville)、伊格爾福特(Eagle ford)和伍德福特(Woodford)等5個(gè)頁(yè)巖油氣區(qū)。IHS對(duì)北美2000年以來(lái)實(shí)施的600口重復(fù)壓裂井進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)，重復(fù)壓裂后初始年度遞減約為56%，要低于新井64%的初始年度遞減率。大部分重復(fù)壓裂井的壓后初始產(chǎn)能低于首次壓裂初始產(chǎn)能，只有Bakken頁(yè)巖區(qū)壓后30 d初始產(chǎn)量高于首次壓裂初始產(chǎn)能，主要是由于該地區(qū)開(kāi)發(fā)較早，鉆完井設(shè)計(jì)不夠優(yōu)化。Eagle ford頁(yè)巖區(qū)重復(fù)壓裂單井30 d平均初產(chǎn)已達(dá)到首次壓裂初產(chǎn)的74%［5］。重復(fù)壓裂后的最終可采資源量(EUR)均有不同程度的提高。在作業(yè)成本方面，重復(fù)壓裂單井成本平均約200萬(wàn)美元，相當(dāng)于新井鉆完井成本的30%～40%。

重復(fù)壓裂主要采用3種改造方式來(lái)恢復(fù)、改善和提升原井產(chǎn)能：(1)原有裂縫改造。通過(guò)清除原裂縫內(nèi)的污染或恢復(fù)已閉合的裂縫，并利用壓裂砂提供有效支撐，提高裂縫導(dǎo)流能力，適用于原始裂縫網(wǎng)絡(luò)所波及的巖石壓裂體積內(nèi)仍有足夠剩余可采儲(chǔ)量的情況；(2)壓開(kāi)新裂縫。通過(guò)化學(xué)暫堵或機(jī)械隔離等技術(shù)打開(kāi)首次壓裂未充分打開(kāi)的生產(chǎn)段，將井筒周圍復(fù)雜縫網(wǎng)擴(kuò)展至首次壓裂未波及到的儲(chǔ)層，如圖1所示；(3)轉(zhuǎn)向壓裂。借助老井近井地帶發(fā)生的水平應(yīng)力變化來(lái)產(chǎn)生近井地帶復(fù)雜縫網(wǎng)，提高近井地帶裂縫與井筒的連通性［6］。

圖1 重復(fù)壓裂前（左圖）壓裂后（右圖）裂縫網(wǎng)絡(luò)對(duì)比Fig.1 Comparison of fracture network before (left)and after(right)the re-fracturing

2 頁(yè)巖油氣重復(fù)壓裂關(guān)鍵技術(shù)

2.1 重復(fù)壓裂選井原則

選取合理的候選井可以提高重復(fù)壓裂的成功率。經(jīng)過(guò)不斷探索，北美頁(yè)巖油氣重復(fù)壓裂選井原則包括：(1)候選井周邊有足夠的剩余儲(chǔ)量，具有較高初始產(chǎn)量。(2)井身結(jié)構(gòu)符合重復(fù)壓裂施工要求，井筒通徑允許壓裂工具的下入，生產(chǎn)套管固井質(zhì)量能保證層間隔離。泵送橋塞射孔完井方式由于具有水平段的全通徑和環(huán)空水泥隔離，是重復(fù)壓裂候選井的最佳完井方式。(3)由于初始?jí)毫言O(shè)計(jì)、施工工藝等非油藏因素導(dǎo)致候選井初始產(chǎn)能低于預(yù)期，如壓裂液體系不完善、壓裂加砂量少、壓裂段間距和簇間距過(guò)大等。(4)由于生產(chǎn)過(guò)程中油嘴尺寸選擇不當(dāng)，產(chǎn)量遞減過(guò)快，導(dǎo)致地層裂縫過(guò)早閉合。(5)由于生產(chǎn)過(guò)程中井筒出砂結(jié)垢，導(dǎo)致后續(xù)產(chǎn)能低于預(yù)期。(6)候選井與鄰井具有合理間距，沒(méi)有與鄰井發(fā)生嚴(yán)重的壓力串通，水平段也沒(méi)有穿過(guò)斷層。(7)加密井已完鉆但尚未壓裂前，先對(duì)母井進(jìn)行重復(fù)壓裂，恢復(fù)母井周圍的地層壓力，再對(duì)加密井進(jìn)行壓裂，減少由于母井壓力虧空而導(dǎo)致加密井裂縫呈現(xiàn)出向母井眼一側(cè)不對(duì)稱擴(kuò)展的現(xiàn)象，既提高了加密井產(chǎn)量，也保護(hù)了母井產(chǎn)量［7］。

不同頁(yè)巖油氣區(qū)作業(yè)者根據(jù)油藏地質(zhì)條件和完井情況依據(jù)上述原則選擇候選井。如圖2所示是北美主要頁(yè)巖油氣區(qū)根據(jù)首次壓裂初始產(chǎn)量的候選井構(gòu)成，圖中深藍(lán)、淺藍(lán)、橙、紅、綠5 種顏色分別代表首次壓裂初始產(chǎn)量在該盆地同類井的排序：高產(chǎn)井，中高產(chǎn)井，中產(chǎn)井，中低產(chǎn)井和低產(chǎn)井?？梢钥闯?，Bakken頁(yè)巖區(qū)絕大多數(shù)候選井都屬于該地區(qū)低產(chǎn)井 (綠色)，而 Barnett、Haynesville 和 Eagle ford 頁(yè)巖區(qū)大多數(shù)候選井都屬于該地區(qū)高產(chǎn)井(深藍(lán))，這主要是由于Bakken油田開(kāi)發(fā)較早，采用的完井技術(shù)不夠優(yōu)化，導(dǎo)致首次壓裂初始產(chǎn)量較低［4］。

圖2 北美主要頁(yè)巖區(qū)根據(jù)首次壓裂初始產(chǎn)量的候選井構(gòu)成Fig.2 Compositions of candidate well based on the initial production rate of first fracturing in the main shale areas of the North America

2.2 候選井壓裂時(shí)機(jī)的選擇

北美頁(yè)巖油氣重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)一般選擇投產(chǎn)1年以后的油氣井，以保證足夠時(shí)間評(píng)估首次壓裂效果。表1為Eagle Ford頁(yè)巖油氣區(qū)21口油氣井重復(fù)壓裂的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，其中井號(hào)1-16為凝析油井，井號(hào)17-21為凝析氣井［8］。這些井的重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)選擇在生產(chǎn)9～45月后，大部分在1～2年。在21口壓裂井中，壓后初始產(chǎn)量恢復(fù)至首次壓裂初始產(chǎn)量的26%～160%，平均恢復(fù)至初始產(chǎn)量的74%。壓后產(chǎn)量遞減率約為壓前遞減率的65%～127%，平均遞減率比為93.4%。重復(fù)壓裂后的預(yù)計(jì)最終累計(jì)采出量(EUR)約為首次壓裂預(yù)計(jì)最終累計(jì)采出量的0.71～2.85倍，平均EUR 比為1.53。除 2 口凝析氣井的EUR出現(xiàn)負(fù)增長(zhǎng)外，其余19 口井的EUR均有明顯提高。通過(guò)分析發(fā)現(xiàn)，隨著生產(chǎn)時(shí)間的增加，重復(fù)壓裂后的初始產(chǎn)量和預(yù)計(jì)最終累計(jì)采出量提高倍數(shù)呈現(xiàn)一定的下降趨勢(shì)。這主要是生產(chǎn)時(shí)間越長(zhǎng)，地層壓力逐步衰竭，重復(fù)壓裂效果變差。作業(yè)者一般選擇進(jìn)入生產(chǎn)周期約1/2的候選井進(jìn)行重復(fù)壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)，探索總結(jié)出成功經(jīng)驗(yàn)，等待技術(shù)成熟再逐步推廣至生產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)的低產(chǎn)低效井。

2.3 重復(fù)壓裂技術(shù)

重復(fù)壓裂技術(shù)主要有暫堵轉(zhuǎn)向、機(jī)械封隔和連續(xù)油管重復(fù)壓裂。

2.3.1 暫堵轉(zhuǎn)向

暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)是目前主流的重復(fù)壓裂技術(shù)，采用先暫堵再轉(zhuǎn)向分流的原理，按地層開(kāi)啟壓力的順序?qū)?chǔ)層依次進(jìn)行壓裂。在壓裂過(guò)程中，壓裂液攜帶暫堵劑進(jìn)入主裂縫，然后可降解顆粒在裂縫入口建立暫堵，使壓裂液轉(zhuǎn)向到未壓裂區(qū)域，形成新的裂縫，增大巖石破碎體積。最后，可降解顆粒逐步降解，解除對(duì)裂縫的暫堵。暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)可實(shí)現(xiàn)多次轉(zhuǎn)向，提高重復(fù)壓裂效果［9］。該方法實(shí)施成本低、工藝簡(jiǎn)單、風(fēng)險(xiǎn)小，但井筒內(nèi)分流過(guò)程不易控制，需要根據(jù)不同地層和井筒特征來(lái)篩選和優(yōu)化暫堵劑配方和泵入程序［10］。

表1 Eagle Ford 頁(yè)巖油氣區(qū) 21 口油氣井重復(fù)壓裂的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)Table 1 Statistical re-fracturing data of 21 oil/gas wells in Eagle Ford shale oil/gas area

暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)的發(fā)展方向是在同一個(gè)暫堵體系下，既能實(shí)現(xiàn)縫間近井地帶暫堵分流，又能在縫內(nèi)實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)井地帶暫堵分流［11］。如圖3所示，在一個(gè)壓裂段內(nèi)的實(shí)現(xiàn)步驟為：(a)初始攜砂壓裂液進(jìn)入射孔孔眼，壓開(kāi)地層形成主裂縫，此時(shí)主裂縫周圍尚未建立分支縫網(wǎng)；(b)泵入細(xì)顆粒暫堵劑(可降解聚合物顆粒+輕質(zhì)支撐劑細(xì)砂)，在遠(yuǎn)井地帶主裂縫末端建立橋堵，導(dǎo)致主裂縫末端脫砂停止延伸；(c)在更高泵壓下進(jìn)入的下一段壓裂液在縫內(nèi)更高凈壓作用下，克服地層應(yīng)力，在主裂縫兩側(cè)形成多條次生裂縫；(d)泵入粗顆粒暫堵劑在主裂縫入口處形成橋堵，實(shí)現(xiàn)對(duì)主裂縫的封堵；(e)壓裂液被分流至其他射孔簇，形成新的主裂縫及其次生裂縫；(f)所有射孔簇壓裂結(jié)束后，暫堵劑在井筒溫度、壓力條件下自然降解，隨返排液排出，實(shí)現(xiàn)縫間近井地帶和縫內(nèi)遠(yuǎn)井地帶解堵。該工藝通過(guò)在縫間和縫內(nèi)實(shí)現(xiàn)暫堵分流來(lái)最大程度實(shí)現(xiàn)近井和遠(yuǎn)井地帶儲(chǔ)層巖石的破碎，形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，提高油氣產(chǎn)量。

圖3 縫間與縫內(nèi)暫堵技術(shù)Fig.3 Inter-fracture and intra-fracture temporary plugging technique

2.3.2 機(jī)械封隔

機(jī)械封隔技術(shù)采用尾管或膨脹式襯管對(duì)生產(chǎn)段的射孔簇進(jìn)行永久隔離，以獲得1口新井眼，再通過(guò)重新射孔進(jìn)行重復(fù)壓裂。該方法封隔效果好，能實(shí)現(xiàn)對(duì)虧空段射孔簇的完全封隔，缺點(diǎn)是成本較高、工藝復(fù)雜、作業(yè)難度大。

(1)套管內(nèi)置尾管封隔技術(shù)。在水平井段生產(chǎn)套管內(nèi)下入小尺寸套管至井底并固井，永久性隔離已射孔的原有生產(chǎn)套管，再?gòu)乃骄翰康礁诉M(jìn)行泵送橋塞射孔壓裂作業(yè)，通常在?114.3～?139.7 mm 生產(chǎn)套管內(nèi)下入?88.9 mm 套管［12-13］。作業(yè)步驟為：下入?88.9 mm套管串+端部啟動(dòng)閥至井底，采用水泥固井，由于水平段虧空，采用低黏度、低濾失水泥漿以降低漏失。?88.9 mm端部啟動(dòng)閥裝有內(nèi)置射孔槍，加壓后可以射穿外層套管和兩層水泥環(huán)。電纜測(cè)井測(cè)出兩層套管間環(huán)空水泥返高，在返高以上倒扣或切割，起出?88.9 mm套管串，形成?88.9 mm尾管。按照新井壓裂設(shè)計(jì)進(jìn)行分段射孔和壓裂。受?88.9 mm尾管尺寸小、以及雙層套管和雙層水泥環(huán)厚度大的限制，導(dǎo)致射孔有效孔眼直徑較小，水力摩阻限制了最大壓裂排量。為彌補(bǔ)排量不足帶來(lái)簇間壓裂不均，設(shè)計(jì)時(shí)減少段內(nèi)簇?cái)?shù)，增加壓裂級(jí)數(shù)。

(2)膨脹式襯管封隔技術(shù)。膨脹式襯管封隔技術(shù)的施工步驟為：在下入膨脹襯管前，用孔內(nèi)管柱銑刀銑削生產(chǎn)套管，再將可膨脹襯管下至井底；將膨脹錐體從井底部向上泵送，從而將可膨脹襯管膨脹至其最大直徑，并將襯管固定在適當(dāng)位置；襯管膨脹后，原有的射孔孔眼被完全封堵，重建井筒內(nèi)壓完整性，進(jìn)行重新射孔和水力壓裂。

膨脹式襯管封隔技術(shù)采用的管柱強(qiáng)度特性類似于L80鋼，但膨脹特性更強(qiáng)，在?139.7 mm的套管管柱內(nèi)使用?107.95 mm膨脹管柱，?177.8mm的套管管柱內(nèi)使用?139.7 mm膨脹管柱。膨脹后內(nèi)徑會(huì)增大20%以上，管柱壁厚會(huì)降低，但一般少于4%。如表2所示為?107.95 mm膨脹管柱膨脹前后的參數(shù)，其中管柱鋼級(jí)為EX-80，膨脹率為12.3%，屈服強(qiáng)度為 551.2 MPa，膨脹水壓為 27 MPa。膨脹后采用分段壓裂形式開(kāi)展壓裂，可以避開(kāi)前期的射孔孔眼，實(shí)現(xiàn)新的壓裂改造，如圖4所示［14］。該技術(shù)在美國(guó)Barnett等幾個(gè)頁(yè)巖地區(qū)實(shí)現(xiàn)了應(yīng)用，具有較好的適應(yīng)性。

表2 ?107.95 mm 膨脹管柱膨脹前后參數(shù)變化Table 2 Change of parameters before and after the expansion of ?107.95 mm expanded pipe string

為了減少該技術(shù)在長(zhǎng)水平段水平井中的施工難度，同時(shí)考慮暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)容易在水平井跟端發(fā)生漏失，可將膨脹襯管只下放到水平井的跟端進(jìn)行機(jī)械封隔技術(shù)，水平段其他位置采用暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)，該復(fù)合重復(fù)壓裂技術(shù)可以減少暫堵劑的使用量，同時(shí)能夠?yàn)樗骄烁玫貍鬟f產(chǎn)生裂縫的壓力。

2.3.3 連續(xù)油管重復(fù)壓裂

連續(xù)油管重復(fù)壓裂技術(shù)采用噴砂射孔從環(huán)空加砂壓裂地層，可實(shí)現(xiàn)精確定位和精細(xì)壓裂。通過(guò)采用連續(xù)油管+跨式雙封隔器可以在裸眼滑套壓裂完井中進(jìn)行過(guò)滑套分段重復(fù)壓裂，也可在橋塞射孔完井中對(duì)水平段固井套管局部進(jìn)行噴砂射孔增加新的壓裂點(diǎn)。連續(xù)油管重復(fù)壓裂排量小，需要?65.3～?66.67 mm大尺寸連續(xù)油管，泵砂量小，存在工具遇卡風(fēng)險(xiǎn)，因此該技術(shù)僅在Bakken油田早期的裸眼套管投球滑套井中應(yīng)用。

圖4 重復(fù)壓裂膨脹式襯管封隔示意圖Fig.4 Schematic isolation of expanded liner during the re-fracturing

3 頁(yè)巖油氣重復(fù)壓裂面臨的挑戰(zhàn)

雖然重復(fù)壓裂在部分頁(yè)巖油氣區(qū)部分井中獲得了較好的應(yīng)用效果，但總體處于探索試驗(yàn)階段，還面臨技術(shù)適應(yīng)性、成本敏感性和作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)高的挑戰(zhàn)。

(1)成本敏感性。重復(fù)壓裂只在部分頁(yè)巖油氣區(qū)塊部分井中取得成功，在開(kāi)發(fā)較早的Bakken區(qū)塊，由于早期壓裂設(shè)計(jì)不夠優(yōu)化，通過(guò)補(bǔ)孔和改進(jìn)壓裂液配方，增加砂量等方法取得了較好經(jīng)濟(jì)效果。而在其他開(kāi)發(fā)較晚的頁(yè)巖油氣區(qū)塊，壓裂設(shè)計(jì)在段間距、簇間距、加砂量等方面都進(jìn)行了優(yōu)化，經(jīng)濟(jì)性相對(duì)較差。同時(shí)，在同一區(qū)塊，井與井之間的壓裂效果差異也較大［15-16］。

(2)技術(shù)適應(yīng)性。暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)、機(jī)械隔離技術(shù)和連續(xù)管重復(fù)壓裂技術(shù)各有優(yōu)勢(shì)和局限性。暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)施工成本低、工藝簡(jiǎn)單、風(fēng)險(xiǎn)小，但井筒內(nèi)分流過(guò)程不易控制，難以保證裂縫轉(zhuǎn)向的效果。機(jī)械隔離技術(shù)封隔效果好，但成本較高、工藝復(fù)雜、作業(yè)難度大。連續(xù)管技術(shù)能實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)壓裂，工藝簡(jiǎn)單，但泵砂量小，效果差。

(3)作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)高。重復(fù)壓裂技術(shù)尚不成熟，很難控制壓裂裂縫的延伸，在生產(chǎn)井高度集中的區(qū)域，如果對(duì)一口井進(jìn)行重復(fù)壓裂時(shí)不能很好地控制裂縫發(fā)育，可能會(huì)使壓裂液竄通至鄰井，導(dǎo)致2口井開(kāi)始產(chǎn)水或自然壓力逐漸消散，最終報(bào)廢［17-18］。

4 結(jié)論與建議

我國(guó)在涪陵、長(zhǎng)寧-威遠(yuǎn)、昭通等地實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖氣商業(yè)開(kāi)發(fā)，隨著開(kāi)發(fā)生產(chǎn)時(shí)間遞增，部分頁(yè)巖氣老井產(chǎn)量遞減嚴(yán)重，井口壓力接近輸壓，亟待采取重復(fù)壓裂技術(shù)恢復(fù)產(chǎn)能。針對(duì)頁(yè)巖油氣重復(fù)壓裂面臨的挑戰(zhàn)，建議加快重復(fù)壓裂關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)研究，提升整體開(kāi)發(fā)效益。

(1)三維地質(zhì)建模及精細(xì)油氣藏描述技術(shù)。重復(fù)壓裂經(jīng)濟(jì)上成功的最重要因素在于選井，需要掌握候選井地質(zhì)油藏特性，包括候選井剩余儲(chǔ)量、水平段地應(yīng)力大小和方向、地層壓力分布、油藏構(gòu)造特征、井網(wǎng)分布等，結(jié)合初始完井設(shè)計(jì)和歷史生產(chǎn)狀況，建立針對(duì)目標(biāo)區(qū)塊的選井標(biāo)準(zhǔn)。利用油藏?cái)?shù)值模擬，裂縫數(shù)值建模等多種手段對(duì)候選井制定合理的壓裂時(shí)機(jī)和進(jìn)行重復(fù)壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)。

(2)重復(fù)壓裂工藝。開(kāi)展水平井近井縫間和縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)、可降解暫堵劑、長(zhǎng)水平段小井眼固井技術(shù)、低黏度低濾失水泥漿體系、高強(qiáng)度膨脹式尾管技術(shù)、趾端滑套+橋塞射孔分段壓裂技術(shù)、連續(xù)管單封雙卡管柱技術(shù)、新型壓裂支撐劑等技術(shù)的攻關(guān)研究，提升重復(fù)壓裂技術(shù)的有效性，并降低作業(yè)成本。

(3)重復(fù)壓裂監(jiān)測(cè)及后評(píng)估技術(shù)。對(duì)試驗(yàn)井的重復(fù)壓裂施工輔以壓裂監(jiān)測(cè)評(píng)價(jià)手段，包括壓裂液示蹤劑、支撐劑示蹤劑、微地震監(jiān)測(cè)、連續(xù)油管光纖診斷等，并對(duì)壓后經(jīng)濟(jì)效果進(jìn)行評(píng)估，為目標(biāo)區(qū)塊的重復(fù)壓裂設(shè)計(jì)和施工工藝的優(yōu)化提供經(jīng)驗(yàn)。

致謝：在文章撰寫過(guò)程中，在資料收集方面得到了中石化休斯頓研發(fā)中心趙金海和程亮的幫助，在此表示感謝。