北美页岩气水平井重复压裂技术进展与启示

董 莎， 荆 晨， 宋雯静， 杨 蕾, 罗昱暄， 段 洋

中国石油西南油气田分公司页岩气研究院

0 引言

近十年来，北美各页岩区块纷纷通过重复压裂提高老井产量，根据2012年～2019年活跃页岩区块130 000口井的生产数据显示，Eagle Ford区块重复压裂后提高的产量最多，增加了174%，其次是Bakken (160%)、 Marcellus (133%)、 Barnett (46%)、 Niobrara (43%)、Haynesville (34%)、Permian (32%)等区块[1]，为石油公司带来巨大收益，同时将新钻井数量降至最低，缩减了支出。重复压裂的费用只占新钻井费用的25%～40%，还可以避免新钻加密井产生的相关风险。目前，面对页岩气单井产量快速下降的形势，对现有生产井进行重复压裂是非常规储层提高产量的有效方法。

1 重复压裂增产机理及难点

页岩气独特的赋存状态以及连续成藏的聚集模式，决定了其储层特征有别于常规天然气储层[2]。页岩气水平井重复压裂技术在选井、工艺、工具等方面也有别于常规压裂技术。

1.1 重复压裂增产机理

目前，页岩气水平井重复压裂的增产机理主要是通过扩展裂缝尺寸、恢复裂缝导流能力、增加横向裂缝数量、提高水平段与产层的接触面积以及改造初次未能改造到的区域。

1.2 初次压裂效果欠佳原因

在进行重复压裂前需要从初次完井参数、井下复杂、井位是否在甜点区、生产期间的伤害、储层压力损耗等方面分析初次压裂效果欠佳的原因。

首先，分析井下复杂情况，确定套管完整性、井筒清洁度、下倾型井积液和射孔孔眼堵塞等因素对初次产量的影响；其次，分析储层品质对生产效果的影响。地质力学特征和储层性质的非均匀性致使水平段射孔簇产量贡献通常呈非均匀分布，这是影响气井产量的主要原因[3]。从完井效果来看，相邻裂缝之间的应力阴影会导致液体和支撑剂在簇间呈非均匀分布，若压裂液和支撑剂随裂缝进入非产层区域也会严重影响压裂效果。支撑剂铺置量不足、支撑剂嵌入和地层失稳都会导致缝网发生过早不均匀闭合，从而降低气井产量。

1.3 重复压裂难点

初次压裂后的井筒强度及完整性是重复压裂成功的保障。钻完井期间井筒历经多次压力加载与卸载，加上压裂初期注入的酸液，套管强度可能会受到破坏。重复压裂前使用连续油管洗井时，部分碎屑会沉降到水平段跟部。重复压裂期间转向剂在井筒变形处容易发生堆积，阻碍携砂液流动。此外，井筒质量欠佳将导致小尺寸衬管嵌入套管[4]。以上情况均会导致重复压裂施工条件更加复杂。

重复压裂时裂缝倾向于往初次改造后的应力薄弱区域优先延伸，非均匀扩展无法重新动用储层，导致增产效果不佳。这种情况是由储层孔隙压力、应力分布和井筒流体力学以及流体、支撑剂在井筒中的运移情况共同作用的结果。

2 重复压裂时机与选井

重复压裂时机的选择对老井生产率的提升有重要影响。经过一段时间的生产，初次压裂井储层条件、完井情况变得更加复杂，重复压裂选井需要可靠的方案。

2.1 重复压裂时机

确定页岩气储层重复压裂的时机主要依赖储层应力状态的改变。理论上，生产一段时间后储层应力发生偏转，可促使新缝沿预定方向扩展。詹耀华等[5]引入多孔弹性应力转向系数，可以预判重复压裂过程中人工裂缝是否转向。生产时间越长，孔隙压力衰竭程度越大，重复压裂时裂缝越容易向原有裂缝扩展。

根据Barnett页岩区块水平井6年生产数据显示，日产量递减率下降到15%以下时，可实施重复压裂[6]。Xia等基于孔弹性理论建立了精细产层数值模型，分析水力压裂和生产过程中的应力变化，评估重复压裂时间窗口。当最大与最小水平主应力之差可以产生新缝时，是重复压裂时机选择的下限，上限由产量递减速率决定。Midland basin开展水力压裂现场试验(HFTS)，发现储层压力衰竭临界点微地震显示指标(MDD)可作为重复压裂的时机参考。

2.2 重复压裂选井

过去十年来，页岩气储层水力压裂段间距缩短，簇间距更小，每米所用液量和砂量更大。北美页岩气水平井第一代完井设计支撑剂强度为0.6～0.9 t/m，第二代为1.2～1.8 t/m，第三、四代分别为1.9～2.5 t/m和3.6 4 t/m，而第五代支撑剂强度已经达到4.7 t/m。储层欠改造的老井是重复压裂的首选目标[4]。

页岩气水平井重复压裂选井时，需要考虑的主要因素是储层品质和储层压力，地质储量和储层体积，还应考虑井间距、累产量/预计最终采收率(EUR)、现产量、单井EUR与区域平均EUR差值、井筒完整性等因素。同一产层的井间距小于150 m时，会出现井间压力干扰。若水平段超过50%没有在产层内，通常重复压裂效果不太理想。此外，井筒积液导致产量陡降时，也可以通过重复压裂的方法恢复产能。

示踪剂监测结果可以作为重复压裂目标区域的参考指标。示踪剂显示大部分没有改造到的区域可以作为重复改造的目标。无示踪剂时，需要通过生产分析判断产量贡献区域、泄流区域以及泄流区域的体积来进行重复压裂选井。

Mahmood等[7]提出油井在产量递减分析中表现为线性流动时，说明水力裂缝间距偏大，可实施重复压裂。若没有出现线性瞬态流，表明水力裂缝或天然裂缝之间存在干扰，应避免重复压裂。典型Agarwal-Gardner曲线在生产初期呈非线性，或无因次压力曲线斜率为负的井，实施重复压裂可能会取得效益。

3 重复压裂工艺优选及设计

重复压裂可分为机会重复压裂和防御性重复压裂。前者的基本目标是使压裂液和支撑剂在近井地带实现转向，从而扩大水平段改造区域。后者可以保护母井在邻井增产过程中免受压窜的伤害。

3.1 重复压裂工艺优选

重复压裂工艺主要包括机械转向法和化学转向法。

机械转向法采用滑套和跨式双封隔器等工具，在压后需要钻取工具，具有一定施工风险。下衬管重复压裂法较为复杂，需将衬管下入现有生产套管，对衬管/生产套管进行固井后，再进行桥塞与射孔联作作业，施工成本和作业风险更高[4]。Black Hawk油田于2019年启动了规模化下衬管重复压裂，大多数井生产套管为Ø139.7 mm,下入衬管为Ø101.6 mm或者Ø88.9 mm，为避免桥塞钻磨风险，选用了聚乙醇酸可降解桥塞[8]。Eagle Ford页岩区块六口井下衬管固井采用乳胶基固井液，具有优异的滤失性和悬浮性，可满足狭隘的环空要求。Enventure GT公司提出将可膨胀衬管只下放到水平井跟端，以保证跟端有足够压力产生裂缝。Eagle Ford使用连续油管进行重复压裂，第一年产量提高了35%[9]。2021年，涪陵气田在中国首次成功实施了页岩气井“套中固套”重复压裂，在实验井Ø139.7 mm井筒套管中下入小尺寸Ø88.9 mm套管实现井筒重建，在剩余潜力大的原簇间位置进行簇间补孔，在原簇未动用或低动用位置进行原位补孔，并针对两种不同补孔类型的压裂段进行差异化设计，实现新、老簇重新改造的工艺目的，达到最大化挖潜水平段剩余气的效果[10]。

为避免机械转向法的风险，近年来引入了化学转向法。化学转向剂可按颗粒类型(如颗粒状、纤维状)和溶解度分类[4]，需要根据储层和井筒条件对转向剂进行工程化设计来确保施工成功率。北美Zapadno-Erginskoye区块在四口水平井分两阶段实施转向剂压裂，第一阶段充填储层的裂缝体系，并在结束时注入高浓度砂塞，隔离初次注入层段;第二阶段在新的区域开启裂缝或使裂缝发生转向[11]。

3.2 重复压裂模型

由于储层的复杂性和井下环境的不确定性，重复压裂建模面临巨大挑战。为了解重复压裂时裂缝在跟端优先延伸的机制，使用耦合的油藏地质力学模拟软件，可以计算生产过程中储层孔隙弹性应力的变化。CMG商业油藏模拟器可进行重复压裂敏感性分析，主控因素是储层基质渗透率和孔隙度。

Loehken等[12]利用计算流体力学(CFD)模型研究了双层套管中呈径向对齐的射孔孔眼内的复杂流动情况，评估两层套管的孔径对近井筒地带压降的影响。

转向剂重复压裂模拟时，需要考虑储层压力衰减后应力场发生的变化。三维油藏模拟压力与地质力学有限元模型(FEM)耦合，可以量化生产引起的地应力大小和方向的变化。CFD-DEM模型与LIGGGHTS软件耦合可模拟携砂液在井筒中的流动过程以及转向剂在近井地带的桥接过程，但无法考虑缝内情况。CFRAC模型可以对现场规模水力压裂的多物理过程进行建模。

针对连续油管重复压裂，Piyush等[9]将储层模拟结果与井内流体流动剖面测量结果相结合可指导布孔。

3.3 重复压裂设计

页岩气井重复压裂设计前应该确定沿水平段的低压或枯竭区、同一区域新老井产量差异和转向阶段。

3.3.1 施工参数设计

在初次改造时产生的裂缝间布孔，需要保证较低的破裂压力和较小的射孔孔眼弯曲度。喷砂射孔产生的孔眼最完整且破裂压力最低，但价格昂贵。聚能弹射孔快速经济，但是会产生应力笼和弯曲度。选用射孔弹时应该选择低重量炸药(7～9 g)，产生的射孔孔眼直径为6.35～8.13 mm。孔眼应允许20/40目支撑剂通过，且不会产生桥接。限流法可促进流体在簇间均匀分布，但初次压裂后已经存在大量孔眼和裂缝，因此，重复压裂不适合使用极限限流射孔工艺。射孔密度不应超过10孔/m，相位角可采用180°，簇长为0.61～0.91 m[3]。在初次改造的主水力裂缝中间区域布缝，压后气产量可以达到最大[13]。

在考虑重复压裂支撑剂和压裂液设计时，支撑剂粒径应近似或大于初次压裂的支撑剂粒径，支撑剂用量和浓度应大于初次压裂的参数，快速提高支撑剂浓度有助于增强支撑剂的输送能力[14]。在近井筒地带铺置高强度支撑剂有助于提高裂缝支撑长度[6]。Eagle Ford页岩区块在开展首次重复压裂时，最大砂浓度达到了600 kg/m3，平均加砂强度不低于1.5 t/m。携砂液选用添加了可溶性纤维的低瓜胶浓度交联液，使支撑剂在低速流动条件下保持悬浮状态。若初次压裂采用滑溜水，重复压裂可以采用冻胶提高缝高，从而增加储层接触体积。较大的支撑剂量配合冻胶或混合压裂液体系，可以提高转向剂效率和近井地带的导流能力。

此外，还应该考虑施工井和所有邻井的孔隙压力剖面，重复压裂前可能需要关井一段时间以恢复部分储层压力直到趋于稳定。为控制缝高以及防止压穿附近水层，应限制前置液用量及压裂单段液量。

3.3.2 转向剂设计

要克服转向剂笼统重复压裂的缺点，应对颗粒的粒径、形状、比例、浓度和自降解能力进行工程化设计。使用热降解或自分解材料，降低对压后生产的影响[3]。对于裂缝较宽的储层，重复压裂时需要提高颗粒转向剂用量。重复改造水平段超过1 800 m时，化学转向剂效果有限。重复压裂前以非常低的排量缓慢注液并持续很长一段时间，有助于增加整个水平段的孔隙压力和应力，压裂液会更均匀地流入新老裂缝中，并改善水平段转向剂分布状态。缩短段长频繁的投注转向剂，可以提高裂缝均匀延伸程度。

3.4 监测方式

了解页岩气水平井重复压裂改造效果，可以通过放射性示踪剂、井径测井、化学示踪剂、微地震检测、光纤监测、高频压力监测(在邻井或施工井)等方法加以监测。

低放射性伽马示踪剂铱-192、钪-46和锑-124和流体示踪剂可识别有产量贡献的改造段和射孔簇。监测瞬时停泵压力(ISIP)成本较低，可以判断有效改造区域，还可实时评估转向剂效率。高频压力监测(HFPM)可以确认重复压裂过程中是否发生了井间干扰。微注测试(DFIT)、微地震监测、井壁崩落分析、微差井径分析和井下成像测井可用于确定原始和当前的应力差。

4 重复压裂经济性评价

尽管部分油气公司对重复压裂的经济效益持乐观态度，但重复压裂的长期经济效益仍然存在不确定性。Oruganti等[15]建立了基于重复压裂井EUR数据的经济模型，计算井的增量净现值。Lindsay等对比了重复压裂的预期收益率与钻新井的经济性，分析了Haynesville等6个非常规页岩区块重复压裂的经济性差异。老井重复压裂可最大限度开采气井产量，在提高经济收益的同时，也能防止邻井压窜对长期产能造成的伤害[16]。Kiselica等[17]通过概率建模，量化了重复压裂对气井经济性的影响，同时该模型可以识别出经济指标风险性较高的井。

5 建议

5.1 通过技术合作开展重复压裂试验

目前可借鉴北美页岩气水平井重复压裂的工艺技术与研究成果，结合国内地质工程特征，实施页岩气水平井重复压裂现场试验，为以后四川盆地页岩气水平井开展大规模重复压裂提供借鉴与指导。

5.2 避免笼统压裂实现精准改造

页岩气水平井重复压裂改造大多都通过转向剂实现转向，主要缺点是采用笼统注入方式，对储层改造部位和裂缝的控制程度低，容易偏向跟端及储层压力较低的井段。为了避免无效改造和经济损失，在采用转向剂进行重复压裂时，应建立综合模型，进行地质力学分析，模拟压裂过程中的多物理过程，实现转向剂精细设计，从而达到精确改造的效果。对于井筒结构完整的候选井，可以尝试使用下衬管和连续油管进行重复压裂改造。

5.3 超临界CO2无水压裂

超临界CO2具有易扩散、低黏度及易溶解的特性，采用超临界CO2进行无水重复压裂，起裂压力低于液体CO2和常规水基压裂液，对地层伤害小，形成的裂缝网络更为复杂。因此，在开展重复压裂试验的同时，可以尝试采用超临界CO2代替水基压裂液进行重复压裂，以提高页岩气采收率。

重复压裂工艺可加快页岩气井开采速度，提高页岩气采收率，在保障页岩气田增产稳产和提升页岩气田经济效益方面展现出极大的潜力。页岩气老井改造也是降本增效的重要途径，势必成为非常规能源开发的一个新常态、新趋势。