北美頁巖油氣重復壓裂關鍵技術及建議

光新軍 王敏生

中國石化石油工程技術研究院

在國際油價持續處于低位震蕩的背景下，為應對頁巖油氣井單井產量遞減快、加密井鉆井作業成本高的難題，北美頁巖油氣作業者開始嘗試采用重復壓裂技術來改善頁巖油氣井的生產狀態，重新激活低產井，改善水平井段油藏接觸面積，提高油氣產量。與鉆新井相比，重復壓裂施工流程相對簡單，成本低，正逐漸成為北美頁巖油氣降本增效的重要手段［1-3］。通過分析北美頁巖油氣重復壓裂現狀，研究提高重復壓裂成功率所采取的關鍵技術，結合頁巖油氣重復壓裂面臨的挑戰及我國頁巖油氣開發現狀，提出頁巖油氣重復壓裂技術攻關建議，為頁巖油氣降本增效和工程技術攻關提供借鑒。

1 頁巖油氣重復壓裂現狀

20世紀70年代以來，重復壓裂技術在垂直井中應用取得了較好的效果，但水平井重復壓裂相對較少。2011年以來，水平井重復壓裂在美國開始規模應用，2016年北美水平井重復壓裂數量約占總水平井的1%～2%，據IHS預測，2020年北美水平井重復壓裂井數將占水平井總數的11%［4］。

北美頁巖油氣重復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個頁巖油氣區。IHS對北美2000年以來實施的600口重復壓裂井進行分析發現，重復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。大部分重復壓裂井的壓后初始產能低于首次壓裂初始產能，只有Bakken頁巖區壓后30 d初始產量高于首次壓裂初始產能，主要是由于該地區開發較早，鉆完井設計不夠優化。Eagle ford頁巖區重復壓裂單井30 d平均初產已達到首次壓裂初產的74%［5］。重復壓裂后的最終可采資源量(EUR)均有不同程度的提高。在作業成本方面，重復壓裂單井成本平均約200萬美元，相當于新井鉆完井成本的30%～40%。

重復壓裂主要采用3種改造方式來恢復、改善和提升原井產能：(1)原有裂縫改造。通過清除原裂縫內的污染或恢復已閉合的裂縫，并利用壓裂砂提供有效支撐，提高裂縫導流能力，適用于原始裂縫網絡所波及的巖石壓裂體積內仍有足夠剩余可采儲量的情況；(2)壓開新裂縫。通過化學暫堵或機械隔離等技術打開首次壓裂未充分打開的生產段，將井筒周圍復雜縫網擴展至首次壓裂未波及到的儲層，如圖1所示；(3)轉向壓裂。借助老井近井地帶發生的水平應力變化來產生近井地帶復雜縫網，提高近井地帶裂縫與井筒的連通性［6］。

圖1 重復壓裂前（左圖）壓裂后（右圖）裂縫網絡對比Fig.1 Comparison of fracture network before (left)and after(right)the re-fracturing

2 頁巖油氣重復壓裂關鍵技術

2.1 重復壓裂選井原則

選取合理的候選井可以提高重復壓裂的成功率。經過不斷探索，北美頁巖油氣重復壓裂選井原則包括：(1)候選井周邊有足夠的剩余儲量，具有較高初始產量。(2)井身結構符合重復壓裂施工要求，井筒通徑允許壓裂工具的下入，生產套管固井質量能保證層間隔離。泵送橋塞射孔完井方式由于具有水平段的全通徑和環空水泥隔離，是重復壓裂候選井的最佳完井方式。(3)由于初始壓裂設計、施工工藝等非油藏因素導致候選井初始產能低于預期，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大等。(4)由于生產過程中油嘴尺寸選擇不當，產量遞減過快，導致地層裂縫過早閉合。(5)由于生產過程中井筒出砂結垢，導致后續產能低于預期。(6)候選井與鄰井具有合理間距，沒有與鄰井發生嚴重的壓力串通，水平段也沒有穿過斷層。(7)加密井已完鉆但尚未壓裂前，先對母井進行重復壓裂，恢復母井周圍的地層壓力，再對加密井進行壓裂，減少由于母井壓力虧空而導致加密井裂縫呈現出向母井眼一側不對稱擴展的現象，既提高了加密井產量，也保護了母井產量［7］。

不同頁巖油氣區作業者根據油藏地質條件和完井情況依據上述原則選擇候選井。如圖2所示是北美主要頁巖油氣區根據首次壓裂初始產量的候選井構成，圖中深藍、淺藍、橙、紅、綠5 種顏色分別代表首次壓裂初始產量在該盆地同類井的排序：高產井，中高產井，中產井，中低產井和低產井。可以看出，Bakken頁巖區絕大多數候選井都屬于該地區低產井 (綠色)，而 Barnett、Haynesville 和 Eagle ford 頁巖區大多數候選井都屬于該地區高產井(深藍)，這主要是由于Bakken油田開發較早，采用的完井技術不夠優化，導致首次壓裂初始產量較低［4］。

圖2 北美主要頁巖區根據首次壓裂初始產量的候選井構成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 候選井壓裂時機的選擇

北美頁巖油氣重復壓裂時機一般選擇投產1年以后的油氣井，以保證足夠時間評估首次壓裂效果。表1為Eagle Ford頁巖油氣區21口油氣井重復壓裂的統計數據，其中井號1-16為凝析油井，井號17-21為凝析氣井［8］。這些井的重復壓裂時機選擇在生產9～45月后，大部分在1～2年。在21口壓裂井中，壓后初始產量恢復至首次壓裂初始產量的26%～160%，平均恢復至初始產量的74%。壓后產量遞減率約為壓前遞減率的65%～127%，平均遞減率比為93.4%。重復壓裂后的預計最終累計采出量(EUR)約為首次壓裂預計最終累計采出量的0.71～2.85倍，平均EUR 比為1.53。除 2 口凝析氣井的EUR出現負增長外，其余19 口井的EUR均有明顯提高。通過分析發現，隨著生產時間的增加，重復壓裂后的初始產量和預計最終累計采出量提高倍數呈現一定的下降趨勢。這主要是生產時間越長，地層壓力逐步衰竭，重復壓裂效果變差。作業者一般選擇進入生產周期約1/2的候選井進行重復壓裂先導試驗，探索總結出成功經驗，等待技術成熟再逐步推廣至生產時間較長的低產低效井。

2.3 重復壓裂技術

重復壓裂技術主要有暫堵轉向、機械封隔和連續油管重復壓裂。

2.3.1 暫堵轉向

暫堵轉向技術是目前主流的重復壓裂技術，采用先暫堵再轉向分流的原理，按地層開啟壓力的順序對儲層依次進行壓裂。在壓裂過程中，壓裂液攜帶暫堵劑進入主裂縫，然后可降解顆粒在裂縫入口建立暫堵，使壓裂液轉向到未壓裂區域，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，解除對裂縫的暫堵。暫堵轉向技術可實現多次轉向，提高重復壓裂效果［9］。該方法實施成本低、工藝簡單、風險小，但井筒內分流過程不易控制，需要根據不同地層和井筒特征來篩選和優化暫堵劑配方和泵入程序［10］。

表1 Eagle Ford 頁巖油氣區 21 口油氣井重復壓裂的統計數據Table 1 Statistical re-fracturing data of 21 oil/gas wells in Eagle Ford shale oil/gas area

暫堵轉向技術的發展方向是在同一個暫堵體系下，既能實現縫間近井地帶暫堵分流，又能在縫內實現遠井地帶暫堵分流［11］。如圖3所示，在一個壓裂段內的實現步驟為：(a)初始攜砂壓裂液進入射孔孔眼，壓開地層形成主裂縫，此時主裂縫周圍尚未建立分支縫網；(b)泵入細顆粒暫堵劑(可降解聚合物顆粒+輕質支撐劑細砂)，在遠井地帶主裂縫末端建立橋堵，導致主裂縫末端脫砂停止延伸；(c)在更高泵壓下進入的下一段壓裂液在縫內更高凈壓作用下，克服地層應力，在主裂縫兩側形成多條次生裂縫；(d)泵入粗顆粒暫堵劑在主裂縫入口處形成橋堵，實現對主裂縫的封堵；(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，實現縫間近井地帶和縫內遠井地帶解堵。該工藝通過在縫間和縫內實現暫堵分流來最大程度實現近井和遠井地帶儲層巖石的破碎，形成復雜裂縫網絡，提高油氣產量。

圖3 縫間與縫內暫堵技術Fig.3 Inter-fracture and intra-fracture temporary plugging technique

2.3.2 機械封隔

機械封隔技術采用尾管或膨脹式襯管對生產段的射孔簇進行永久隔離，以獲得1口新井眼，再通過重新射孔進行重復壓裂。該方法封隔效果好，能實現對虧空段射孔簇的完全封隔，缺點是成本較高、工藝復雜、作業難度大。

(1)套管內置尾管封隔技術。在水平井段生產套管內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套管，再從水平井趾部到跟端進行泵送橋塞射孔壓裂作業，通常在?114.3～?139.7 mm 生產套管內下入?88.9 mm 套管［12-13］。作業步驟為：下入?88.9 mm套管串+端部啟動閥至井底，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端部啟動閥裝有內置射孔槍，加壓后可以射穿外層套管和兩層水泥環。電纜測井測出兩層套管間環空水泥返高，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。按照新井壓裂設計進行分段射孔和壓裂。受?88.9 mm尾管尺寸小、以及雙層套管和雙層水泥環厚度大的限制，導致射孔有效孔眼直徑較小，水力摩阻限制了最大壓裂排量。為彌補排量不足帶來簇間壓裂不均，設計時減少段內簇數，增加壓裂級數。

(2)膨脹式襯管封隔技術。膨脹式襯管封隔技術的施工步驟為：在下入膨脹襯管前，用孔內管柱銑刀銑削生產套管，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位置；襯管膨脹后，原有的射孔孔眼被完全封堵，重建井筒內壓完整性，進行重新射孔和水力壓裂。

膨脹式襯管封隔技術采用的管柱強度特性類似于L80鋼，但膨脹特性更強，在?139.7 mm的套管管柱內使用?107.95 mm膨脹管柱，?177.8mm的套管管柱內使用?139.7 mm膨脹管柱。膨脹后內徑會增大20%以上，管柱壁厚會降低，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，其中管柱鋼級為EX-80，膨脹率為12.3%，屈服強度為 551.2 MPa，膨脹水壓為 27 MPa。膨脹后采用分段壓裂形式開展壓裂，可以避開前期的射孔孔眼，實現新的壓裂改造，如圖4所示［14］。該技術在美國Barnett等幾個頁巖地區實現了應用，具有較好的適應性。

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

為了減少該技術在長水平段水平井中的施工難度，同時考慮暫堵轉向技術容易在水平井跟端發生漏失，可將膨脹襯管只下放到水平井的跟端進行機械封隔技術，水平段其他位置采用暫堵轉向技術，該復合重復壓裂技術可以減少暫堵劑的使用量，同時能夠為水平井跟端更好地傳遞產生裂縫的壓力。

2.3.3 連續油管重復壓裂

連續油管重復壓裂技術采用噴砂射孔從環空加砂壓裂地層，可實現精確定位和精細壓裂。通過采用連續油管+跨式雙封隔器可以在裸眼滑套壓裂完井中進行過滑套分段重復壓裂，也可在橋塞射孔完井中對水平段固井套管局部進行噴砂射孔增加新的壓裂點。連續油管重復壓裂排量小，需要?65.3～?66.67 mm大尺寸連續油管，泵砂量小，存在工具遇卡風險，因此該技術僅在Bakken油田早期的裸眼套管投球滑套井中應用。

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

3 頁巖油氣重復壓裂面臨的挑戰

雖然重復壓裂在部分頁巖油氣區部分井中獲得了較好的應用效果，但總體處于探索試驗階段，還面臨技術適應性、成本敏感性和作業風險高的挑戰。

(1)成本敏感性。重復壓裂只在部分頁巖油氣區塊部分井中取得成功，在開發較早的Bakken區塊，由于早期壓裂設計不夠優化，通過補孔和改進壓裂液配方，增加砂量等方法取得了較好經濟效果。而在其他開發較晚的頁巖油氣區塊，壓裂設計在段間距、簇間距、加砂量等方面都進行了優化，經濟性相對較差。同時，在同一區塊，井與井之間的壓裂效果差異也較大［15-16］。

(2)技術適應性。暫堵轉向技術、機械隔離技術和連續管重復壓裂技術各有優勢和局限性。暫堵轉向技術施工成本低、工藝簡單、風險小，但井筒內分流過程不易控制，難以保證裂縫轉向的效果。機械隔離技術封隔效果好，但成本較高、工藝復雜、作業難度大。連續管技術能實現精準壓裂，工藝簡單，但泵砂量小，效果差。

(3)作業風險高。重復壓裂技術尚不成熟，很難控制壓裂裂縫的延伸，在生產井高度集中的區域，如果對一口井進行重復壓裂時不能很好地控制裂縫發育，可能會使壓裂液竄通至鄰井，導致2口井開始產水或自然壓力逐漸消散，最終報廢［17-18］。

4 結論與建議

我國在涪陵、長寧-威遠、昭通等地實現了頁巖氣商業開發，隨著開發生產時間遞增，部分頁巖氣老井產量遞減嚴重，井口壓力接近輸壓，亟待采取重復壓裂技術恢復產能。針對頁巖油氣重復壓裂面臨的挑戰，建議加快重復壓裂關鍵技術攻關研究，提升整體開發效益。

(1)三維地質建模及精細油氣藏描述技術。重復壓裂經濟上成功的最重要因素在于選井，需要掌握候選井地質油藏特性，包括候選井剩余儲量、水平段地應力大小和方向、地層壓力分布、油藏構造特征、井網分布等，結合初始完井設計和歷史生產狀況，建立針對目標區塊的選井標準。利用油藏數值模擬，裂縫數值建模等多種手段對候選井制定合理的壓裂時機和進行重復壓裂優化設計。

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

(3)重復壓裂監測及后評估技術。對試驗井的重復壓裂施工輔以壓裂監測評價手段，包括壓裂液示蹤劑、支撐劑示蹤劑、微地震監測、連續油管光纖診斷等，并對壓后經濟效果進行評估，為目標區塊的重復壓裂設計和施工工藝的優化提供經驗。

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