北美頁巖氣水平井重復壓裂技術(shù)進展與啟示

董 莎， 荊 晨， 宋雯靜， 楊 蕾, 羅昱暄， 段 洋

中國石油西南油氣田分公司頁巖氣研究院

0 引言

近十年來，北美各頁巖區(qū)塊紛紛通過重復壓裂提高老井產(chǎn)量，根據(jù)2012年～2019年活躍頁巖區(qū)塊130 000口井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示，Eagle Ford區(qū)塊重復壓裂后提高的產(chǎn)量最多，增加了174%，其次是Bakken (160%)、 Marcellus (133%)、 Barnett (46%)、 Niobrara (43%)、Haynesville (34%)、Permian (32%)等區(qū)塊[1]，為石油公司帶來巨大收益，同時將新鉆井數(shù)量降至最低，縮減了支出。重復壓裂的費用只占新鉆井費用的25%～40%，還可以避免新鉆加密井產(chǎn)生的相關(guān)風險。目前，面對頁巖氣單井產(chǎn)量快速下降的形勢，對現(xiàn)有生產(chǎn)井進行重復壓裂是非常規(guī)儲層提高產(chǎn)量的有效方法。

1 重復壓裂增產(chǎn)機理及難點

頁巖氣獨特的賦存狀態(tài)以及連續(xù)成藏的聚集模式，決定了其儲層特征有別于常規(guī)天然氣儲層[2]。頁巖氣水平井重復壓裂技術(shù)在選井、工藝、工具等方面也有別于常規(guī)壓裂技術(shù)。

1.1 重復壓裂增產(chǎn)機理

目前，頁巖氣水平井重復壓裂的增產(chǎn)機理主要是通過擴展裂縫尺寸、恢復裂縫導流能力、增加橫向裂縫數(shù)量、提高水平段與產(chǎn)層的接觸面積以及改造初次未能改造到的區(qū)域。

1.2 初次壓裂效果欠佳原因

在進行重復壓裂前需要從初次完井參數(shù)、井下復雜、井位是否在甜點區(qū)、生產(chǎn)期間的傷害、儲層壓力損耗等方面分析初次壓裂效果欠佳的原因。

首先，分析井下復雜情況，確定套管完整性、井筒清潔度、下傾型井積液和射孔孔眼堵塞等因素對初次產(chǎn)量的影響；其次，分析儲層品質(zhì)對生產(chǎn)效果的影響。地質(zhì)力學特征和儲層性質(zhì)的非均勻性致使水平段射孔簇產(chǎn)量貢獻通常呈非均勻分布，這是影響氣井產(chǎn)量的主要原因[3]。從完井效果來看，相鄰裂縫之間的應力陰影會導致液體和支撐劑在簇間呈非均勻分布，若壓裂液和支撐劑隨裂縫進入非產(chǎn)層區(qū)域也會嚴重影響壓裂效果。支撐劑鋪置量不足、支撐劑嵌入和地層失穩(wěn)都會導致縫網(wǎng)發(fā)生過早不均勻閉合，從而降低氣井產(chǎn)量。

1.3 重復壓裂難點

初次壓裂后的井筒強度及完整性是重復壓裂成功的保障。鉆完井期間井筒歷經(jīng)多次壓力加載與卸載，加上壓裂初期注入的酸液，套管強度可能會受到破壞。重復壓裂前使用連續(xù)油管洗井時，部分碎屑會沉降到水平段跟部。重復壓裂期間轉(zhuǎn)向劑在井筒變形處容易發(fā)生堆積，阻礙攜砂液流動。此外，井筒質(zhì)量欠佳將導致小尺寸襯管嵌入套管[4]。以上情況均會導致重復壓裂施工條件更加復雜。

重復壓裂時裂縫傾向于往初次改造后的應力薄弱區(qū)域優(yōu)先延伸，非均勻擴展無法重新動用儲層，導致增產(chǎn)效果不佳。這種情況是由儲層孔隙壓力、應力分布和井筒流體力學以及流體、支撐劑在井筒中的運移情況共同作用的結(jié)果。

2 重復壓裂時機與選井

重復壓裂時機的選擇對老井生產(chǎn)率的提升有重要影響。經(jīng)過一段時間的生產(chǎn)，初次壓裂井儲層條件、完井情況變得更加復雜，重復壓裂選井需要可靠的方案。

2.1 重復壓裂時機

確定頁巖氣儲層重復壓裂的時機主要依賴儲層應力狀態(tài)的改變。理論上，生產(chǎn)一段時間后儲層應力發(fā)生偏轉(zhuǎn)，可促使新縫沿預定方向擴展。詹耀華等[5]引入多孔彈性應力轉(zhuǎn)向系數(shù)，可以預判重復壓裂過程中人工裂縫是否轉(zhuǎn)向。生產(chǎn)時間越長，孔隙壓力衰竭程度越大，重復壓裂時裂縫越容易向原有裂縫擴展。

根據(jù)Barnett頁巖區(qū)塊水平井6年生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示，日產(chǎn)量遞減率下降到15%以下時，可實施重復壓裂[6]。Xia等基于孔彈性理論建立了精細產(chǎn)層數(shù)值模型，分析水力壓裂和生產(chǎn)過程中的應力變化，評估重復壓裂時間窗口。當最大與最小水平主應力之差可以產(chǎn)生新縫時，是重復壓裂時機選擇的下限，上限由產(chǎn)量遞減速率決定。Midland basin開展水力壓裂現(xiàn)場試驗(HFTS)，發(fā)現(xiàn)儲層壓力衰竭臨界點微地震顯示指標(MDD)可作為重復壓裂的時機參考。

2.2 重復壓裂選井

過去十年來，頁巖氣儲層水力壓裂段間距縮短，簇間距更小，每米所用液量和砂量更大。北美頁巖氣水平井第一代完井設計支撐劑強度為0.6～0.9 t/m，第二代為1.2～1.8 t/m，第三、四代分別為1.9～2.5 t/m和3.6 4 t/m，而第五代支撐劑強度已經(jīng)達到4.7 t/m。儲層欠改造的老井是重復壓裂的首選目標[4]。

頁巖氣水平井重復壓裂選井時，需要考慮的主要因素是儲層品質(zhì)和儲層壓力，地質(zhì)儲量和儲層體積，還應考慮井間距、累產(chǎn)量/預計最終采收率(EUR)、現(xiàn)產(chǎn)量、單井EUR與區(qū)域平均EUR差值、井筒完整性等因素。同一產(chǎn)層的井間距小于150 m時，會出現(xiàn)井間壓力干擾。若水平段超過50%沒有在產(chǎn)層內(nèi)，通常重復壓裂效果不太理想。此外，井筒積液導致產(chǎn)量陡降時，也可以通過重復壓裂的方法恢復產(chǎn)能。

示蹤劑監(jiān)測結(jié)果可以作為重復壓裂目標區(qū)域的參考指標。示蹤劑顯示大部分沒有改造到的區(qū)域可以作為重復改造的目標。無示蹤劑時，需要通過生產(chǎn)分析判斷產(chǎn)量貢獻區(qū)域、泄流區(qū)域以及泄流區(qū)域的體積來進行重復壓裂選井。

Mahmood等[7]提出油井在產(chǎn)量遞減分析中表現(xiàn)為線性流動時，說明水力裂縫間距偏大，可實施重復壓裂。若沒有出現(xiàn)線性瞬態(tài)流，表明水力裂縫或天然裂縫之間存在干擾，應避免重復壓裂。典型Agarwal-Gardner曲線在生產(chǎn)初期呈非線性，或無因次壓力曲線斜率為負的井，實施重復壓裂可能會取得效益。

3 重復壓裂工藝優(yōu)選及設計

重復壓裂可分為機會重復壓裂和防御性重復壓裂。前者的基本目標是使壓裂液和支撐劑在近井地帶實現(xiàn)轉(zhuǎn)向，從而擴大水平段改造區(qū)域。后者可以保護母井在鄰井增產(chǎn)過程中免受壓竄的傷害。

3.1 重復壓裂工藝優(yōu)選

重復壓裂工藝主要包括機械轉(zhuǎn)向法和化學轉(zhuǎn)向法。

機械轉(zhuǎn)向法采用滑套和跨式雙封隔器等工具，在壓后需要鉆取工具，具有一定施工風險。下襯管重復壓裂法較為復雜，需將襯管下入現(xiàn)有生產(chǎn)套管，對襯管/生產(chǎn)套管進行固井后，再進行橋塞與射孔聯(lián)作作業(yè)，施工成本和作業(yè)風險更高[4]。Black Hawk油田于2019年啟動了規(guī)?；乱r管重復壓裂，大多數(shù)井生產(chǎn)套管為?139.7 mm,下入襯管為?101.6 mm或者?88.9 mm，為避免橋塞鉆磨風險，選用了聚乙醇酸可降解橋塞[8]。Eagle Ford頁巖區(qū)塊六口井下襯管固井采用乳膠基固井液，具有優(yōu)異的濾失性和懸浮性，可滿足狹隘的環(huán)空要求。Enventure GT公司提出將可膨脹襯管只下放到水平井跟端，以保證跟端有足夠壓力產(chǎn)生裂縫。Eagle Ford使用連續(xù)油管進行重復壓裂，第一年產(chǎn)量提高了35%[9]。2021年，涪陵氣田在中國首次成功實施了頁巖氣井“套中固套”重復壓裂，在實驗井?139.7 mm井筒套管中下入小尺寸?88.9 mm套管實現(xiàn)井筒重建，在剩余潛力大的原簇間位置進行簇間補孔，在原簇未動用或低動用位置進行原位補孔，并針對兩種不同補孔類型的壓裂段進行差異化設計，實現(xiàn)新、老簇重新改造的工藝目的，達到最大化挖潛水平段剩余氣的效果[10]。

為避免機械轉(zhuǎn)向法的風險，近年來引入了化學轉(zhuǎn)向法?；瘜W轉(zhuǎn)向劑可按顆粒類型(如顆粒狀、纖維狀)和溶解度分類[4]，需要根據(jù)儲層和井筒條件對轉(zhuǎn)向劑進行工程化設計來確保施工成功率。北美Zapadno-Erginskoye區(qū)塊在四口水平井分兩階段實施轉(zhuǎn)向劑壓裂，第一階段充填儲層的裂縫體系，并在結(jié)束時注入高濃度砂塞，隔離初次注入層段;第二階段在新的區(qū)域開啟裂縫或使裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向[11]。

3.2 重復壓裂模型

由于儲層的復雜性和井下環(huán)境的不確定性，重復壓裂建模面臨巨大挑戰(zhàn)。為了解重復壓裂時裂縫在跟端優(yōu)先延伸的機制，使用耦合的油藏地質(zhì)力學模擬軟件，可以計算生產(chǎn)過程中儲層孔隙彈性應力的變化。CMG商業(yè)油藏模擬器可進行重復壓裂敏感性分析，主控因素是儲層基質(zhì)滲透率和孔隙度。

Loehken等[12]利用計算流體力學(CFD)模型研究了雙層套管中呈徑向?qū)R的射孔孔眼內(nèi)的復雜流動情況，評估兩層套管的孔徑對近井筒地帶壓降的影響。

轉(zhuǎn)向劑重復壓裂模擬時，需要考慮儲層壓力衰減后應力場發(fā)生的變化。三維油藏模擬壓力與地質(zhì)力學有限元模型(FEM)耦合，可以量化生產(chǎn)引起的地應力大小和方向的變化。CFD-DEM模型與LIGGGHTS軟件耦合可模擬攜砂液在井筒中的流動過程以及轉(zhuǎn)向劑在近井地帶的橋接過程，但無法考慮縫內(nèi)情況。CFRAC模型可以對現(xiàn)場規(guī)模水力壓裂的多物理過程進行建模。

針對連續(xù)油管重復壓裂，Piyush等[9]將儲層模擬結(jié)果與井內(nèi)流體流動剖面測量結(jié)果相結(jié)合可指導布孔。

3.3 重復壓裂設計

頁巖氣井重復壓裂設計前應該確定沿水平段的低壓或枯竭區(qū)、同一區(qū)域新老井產(chǎn)量差異和轉(zhuǎn)向階段。

3.3.1 施工參數(shù)設計

在初次改造時產(chǎn)生的裂縫間布孔，需要保證較低的破裂壓力和較小的射孔孔眼彎曲度。噴砂射孔產(chǎn)生的孔眼最完整且破裂壓力最低，但價格昂貴。聚能彈射孔快速經(jīng)濟，但是會產(chǎn)生應力籠和彎曲度。選用射孔彈時應該選擇低重量炸藥(7～9 g)，產(chǎn)生的射孔孔眼直徑為6.35～8.13 mm?？籽蹜试S20/40目支撐劑通過，且不會產(chǎn)生橋接。限流法可促進流體在簇間均勻分布，但初次壓裂后已經(jīng)存在大量孔眼和裂縫，因此，重復壓裂不適合使用極限限流射孔工藝。射孔密度不應超過10孔/m，相位角可采用180°，簇長為0.61～0.91 m[3]。在初次改造的主水力裂縫中間區(qū)域布縫，壓后氣產(chǎn)量可以達到最大[13]。

在考慮重復壓裂支撐劑和壓裂液設計時，支撐劑粒徑應近似或大于初次壓裂的支撐劑粒徑，支撐劑用量和濃度應大于初次壓裂的參數(shù)，快速提高支撐劑濃度有助于增強支撐劑的輸送能力[14]。在近井筒地帶鋪置高強度支撐劑有助于提高裂縫支撐長度[6]。Eagle Ford頁巖區(qū)塊在開展首次重復壓裂時，最大砂濃度達到了600 kg/m3，平均加砂強度不低于1.5 t/m。攜砂液選用添加了可溶性纖維的低瓜膠濃度交聯(lián)液，使支撐劑在低速流動條件下保持懸浮狀態(tài)。若初次壓裂采用滑溜水，重復壓裂可以采用凍膠提高縫高，從而增加儲層接觸體積。較大的支撐劑量配合凍膠或混合壓裂液體系，可以提高轉(zhuǎn)向劑效率和近井地帶的導流能力。

此外，還應該考慮施工井和所有鄰井的孔隙壓力剖面，重復壓裂前可能需要關(guān)井一段時間以恢復部分儲層壓力直到趨于穩(wěn)定。為控制縫高以及防止壓穿附近水層，應限制前置液用量及壓裂單段液量。

3.3.2 轉(zhuǎn)向劑設計

要克服轉(zhuǎn)向劑籠統(tǒng)重復壓裂的缺點，應對顆粒的粒徑、形狀、比例、濃度和自降解能力進行工程化設計。使用熱降解或自分解材料，降低對壓后生產(chǎn)的影響[3]。對于裂縫較寬的儲層，重復壓裂時需要提高顆粒轉(zhuǎn)向劑用量。重復改造水平段超過1 800 m時，化學轉(zhuǎn)向劑效果有限。重復壓裂前以非常低的排量緩慢注液并持續(xù)很長一段時間，有助于增加整個水平段的孔隙壓力和應力，壓裂液會更均勻地流入新老裂縫中，并改善水平段轉(zhuǎn)向劑分布狀態(tài)。縮短段長頻繁的投注轉(zhuǎn)向劑，可以提高裂縫均勻延伸程度。

3.4 監(jiān)測方式

了解頁巖氣水平井重復壓裂改造效果，可以通過放射性示蹤劑、井徑測井、化學示蹤劑、微地震檢測、光纖監(jiān)測、高頻壓力監(jiān)測(在鄰井或施工井)等方法加以監(jiān)測。

低放射性伽馬示蹤劑銥-192、鈧-46和銻-124和流體示蹤劑可識別有產(chǎn)量貢獻的改造段和射孔簇。監(jiān)測瞬時停泵壓力(ISIP)成本較低，可以判斷有效改造區(qū)域，還可實時評估轉(zhuǎn)向劑效率。高頻壓力監(jiān)測(HFPM)可以確認重復壓裂過程中是否發(fā)生了井間干擾。微注測試(DFIT)、微地震監(jiān)測、井壁崩落分析、微差井徑分析和井下成像測井可用于確定原始和當前的應力差。

4 重復壓裂經(jīng)濟性評價

盡管部分油氣公司對重復壓裂的經(jīng)濟效益持樂觀態(tài)度，但重復壓裂的長期經(jīng)濟效益仍然存在不確定性。Oruganti等[15]建立了基于重復壓裂井EUR數(shù)據(jù)的經(jīng)濟模型，計算井的增量凈現(xiàn)值。Lindsay等對比了重復壓裂的預期收益率與鉆新井的經(jīng)濟性，分析了Haynesville等6個非常規(guī)頁巖區(qū)塊重復壓裂的經(jīng)濟性差異。老井重復壓裂可最大限度開采氣井產(chǎn)量，在提高經(jīng)濟收益的同時，也能防止鄰井壓竄對長期產(chǎn)能造成的傷害[16]。Kiselica等[17]通過概率建模，量化了重復壓裂對氣井經(jīng)濟性的影響，同時該模型可以識別出經(jīng)濟指標風險性較高的井。

5 建議

5.1 通過技術(shù)合作開展重復壓裂試驗

目前可借鑒北美頁巖氣水平井重復壓裂的工藝技術(shù)與研究成果，結(jié)合國內(nèi)地質(zhì)工程特征，實施頁巖氣水平井重復壓裂現(xiàn)場試驗，為以后四川盆地頁巖氣水平井開展大規(guī)模重復壓裂提供借鑒與指導。

5.2 避免籠統(tǒng)壓裂實現(xiàn)精準改造

頁巖氣水平井重復壓裂改造大多都通過轉(zhuǎn)向劑實現(xiàn)轉(zhuǎn)向，主要缺點是采用籠統(tǒng)注入方式，對儲層改造部位和裂縫的控制程度低，容易偏向跟端及儲層壓力較低的井段。為了避免無效改造和經(jīng)濟損失，在采用轉(zhuǎn)向劑進行重復壓裂時，應建立綜合模型，進行地質(zhì)力學分析，模擬壓裂過程中的多物理過程，實現(xiàn)轉(zhuǎn)向劑精細設計，從而達到精確改造的效果。對于井筒結(jié)構(gòu)完整的候選井，可以嘗試使用下襯管和連續(xù)油管進行重復壓裂改造。

5.3 超臨界CO2無水壓裂

超臨界CO2具有易擴散、低黏度及易溶解的特性，采用超臨界CO2進行無水重復壓裂，起裂壓力低于液體CO2和常規(guī)水基壓裂液，對地層傷害小，形成的裂縫網(wǎng)絡更為復雜。因此，在開展重復壓裂試驗的同時，可以嘗試采用超臨界CO2代替水基壓裂液進行重復壓裂，以提高頁巖氣采收率。

重復壓裂工藝可加快頁巖氣井開采速度，提高頁巖氣采收率，在保障頁巖氣田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)和提升頁巖氣田經(jīng)濟效益方面展現(xiàn)出極大的潛力。頁巖氣老井改造也是降本增效的重要途徑，勢必成為非常規(guī)能源開發(fā)的一個新常態(tài)、新趨勢。