页岩重复压裂工艺技术研究及应用

曾凌翔, 郑云川, 蒲祖凤

(川庆钻探工程有限公司井下作业公司)

全球页岩气地质储量达623×1012m3，可采储量达163×1012m3，中国页岩气可采储量达36×1012m3，具有广阔的开发前景[1]。页岩层具有展布广、规模大、储量大，但同时又具有渗透率低、连通性差、孔隙度小等特点,页岩油气藏的采收率约为10%～16%，远远低于常规油气藏。

页岩油气井具有产量衰减幅度大、递减速度快等特点，目前油价处于低迷环境中，采用增加新井数量，提高产量的模式，已经不能达到经济开采目的，页岩重复压裂技术应运而生。一口新井成本是800～1 600万美元，而重复压裂成本是100～300万美元。

从2002～2010年，国外页岩重复压裂井数量急速上升。Marcellus, Haynesville, the Barnett等区块已证明在富含页岩油气地区页岩重复压裂技术可以成功应用。

一、页岩井重复压裂原因分析

(1)地质方面因素。蠕变是页岩产量降低原因之一。黏土含量越高，蠕变速度越快。蠕变速度：Barnett

(2)目前有效解决方法。适当调整生产制度，控制页岩油气井产量；重复改造同一层位，尽可能减缓变形。

(3)工程方面因素。裂缝复杂程度较低，压裂覆盖率低；由于支撑剂嵌入、破碎；碎屑堵塞，盐矿沉积等原因，导致储层导流能力降低；压裂过程中，改造不充分；邻井压裂影响，导致单井丧失产能或降产；生产评价已证实，只有64%的射孔簇对生产有显著贡献，还可以对剩余36%进行压裂改善。

二、重复压裂工艺技术理论

根据力学理论研究，人工裂缝总是沿最大水平主应力方向；由于邻井裂缝、初次裂缝、长期生产、地层参数各项异性等因素对应力场大小与方向的影响，产生应力重定向，因此，重复压裂的新裂缝也会重新定向，即沿着不同的方向起裂、延伸。孔隙压力变化诱导了局部剪切应力改变，导致新裂缝近似垂直于前次裂缝，或与前次裂缝成一锐角。

重复压裂作用机制主要有以下情况：①开启新的裂缝，使产量大幅度增加；②重新开启原来的裂缝，或延伸原来的裂缝，增加改造体积；③解堵通道，裂缝面，增加导流能力；④充填有效支撑剂，建立有效导流能力。

根据应力分析结果得到重复压裂产生新缝的条件为:σHmin+σH诱导>σHmax+σH诱导。

三、重复压裂工艺技术对比分析

(1)用连续油管可控封隔器工艺管柱, 本工艺管柱能通过连续油管带压拖动一次性完成多段射孔，利用双封单卡封隔方式从连续油管加砂压裂，依次完成分层段改造。

国外主要运用井下工具或可降解暂堵材料[2-3]进行重复压裂。

(2)采用Eseal工具[4]，封堵产能无贡献段，重建井筒内的完整性，进行重复压裂如图1所示。截止目前，利用Eseal工具在Barnett、Marcellus、Eagle Ford等完成了多口井的重复压裂作业，效果显著。

(3)采用可降解暂堵材料对页岩井进行重复压裂，属于最常用、最方便的方法。根据压裂设计,暂堵已射孔眼，重新射孔，进行压裂改造如图2所示。每孔需2.3 kg暂堵材料进行封堵，可承压69 MPa。

图1 Eseal工具重复压裂工艺流程图

图2 暂堵材料及重复压裂工艺流程图

各种重复压裂工艺对比分析见表1。

表1 重复压裂工艺对比分析

四、页岩重复压裂选井标准及时机选择

通过国外多个页岩区块统计获得以下几个标准(可不同时满足)：①裂缝间距大于152 m；②30%或更多没有有效支撑；③未射孔储层；④拥有高的总有机碳，孔隙度、渗透率等；⑤天然气地质储量高和储层压力高；⑥日产2×104m3以下。或者根据储层物性可进行选择重复压裂的井(见表2)。

表2 基于物性选井标准表

在井周围或者初始裂缝缝长方向上某点处发生应力重定向，重复压裂就会产生新的裂缝，利用某点处应力重定向发生的时间就能确定重复压裂最佳时间:

σHmin(x，0)+σH诱导(x，0，t)=σHmax(x，0)+σH诱导(x，0，t)

(1)

式中若x=0，求解的t则表示重复压裂在井眼处起裂产生新裂缝的最佳时机;x≠ 0，t表示原裂缝方向上x处起裂的最佳时机。

产气下降速率(V)低于10%～15%时，建议采用重复压裂技术。

V=(qn-1-qn)/qn-1

(2)

式中：q—日产气量;n—时间，年。

累计产气量斜率=(Qn-1-Qn)/Qn-1

(3)

式中：Q—累计产气量;n—时间，年。

五、页岩油气田现场应用

1. 页岩直井重复压裂技术应用[5-6]

从施工参数分析,初始压裂支撑剂为20/40或40/70目；重复压裂采用支撑剂为70/140目；重复压裂支撑剂用量为初始压裂的1.4倍；重复压裂规模为初始压裂的2倍；重复压裂前置液体积为初始压裂的16%，体积明显减少。

从压后效果分析,大多数压后产量为初始产量的50%～70%；大部分井重复压裂前后对比，产量增加300%左右。

2. 页岩水平井重复压裂技术应用[7]

B井，水平段长496 m。前期施工参数：施工压力44.8～48.3 MPa，最高压力55.2 MPa，排量14～16 m3/min，其中100目粉砂34 t，40/70目陶粒181.6 t，最高砂浓度280 kg/m3，滑溜水1 800 m3。采用复合桥塞分5段改造。

重复压裂工艺先采用暂堵颗粒封堵前期射孔孔眼，然后分3段进行重复压裂,见表3。每段分别下入连续油管清洗井筒，然后补射孔，第1级与第2级压裂完毕后分别投放暂堵材料，第3级压裂完成后泵桥塞(或暂堵材料)进行封隔。每次投放暂堵材料后施工压力响应明显。后面几段重复上述操作。

表3 B井重复压裂部分施工参数统计

图3 重复压裂封堵原射孔孔眼施工曲线

采用分批次投暂堵剂进行暂堵已射孔眼，由图3可以看出，暂堵剂到位后，压力有明显上升趋势，封堵效果明显。封堵之后，依次重新射孔，1段中分3级重复压裂，从图4中可知，重复压裂过程中，每级每次投暂堵剂后，在相同排量下条件压力有显著上升，说明开启了新的裂缝，暂堵效果明显。

Marcellus区块页岩井B-H井：EUR(30年)重复压裂前后产量对比，增长率达65%～123%。

采用微震监测的能够更好地了解重复压裂的覆盖率，裂缝几何形状以及有效的导流机制。E井经过分析处理后的微震数据表明，重复压裂的覆盖率约92%，同时也表明机械隔离不是必需的手段。

六、结论及建议

(1)国外Barnett、Marcellus、Eagle Ford等现场应用已证明重复压裂技术能够提高单井产量，EUR增长率最高达123%。

(2)页岩油气藏采收率仅为10%～16%，由于岩石蠕变，压裂不完善，裂缝导流能力降低等地质、工程因素导致低产，运用重复压裂技术能够实现增产。

(3)运用Eseal或暂堵材料可以实现高效重复压裂。暂堵工艺由于操作简单方便且价格合理，推广程度更高，目前国内还需要加强暂堵材料的研发，支撑页岩重复压裂技术的发展。

图4 重复压裂1段压裂施工曲线

(4)国外多个页岩区块开展页岩重复压裂工艺技术现场应用，某些区块已形成重复压裂选井标准；当产气下降速率低于10%～15%时，可以考虑采用重复压裂技术提高产量。

(5)国际油价处于低迷阶段，技术突破才是可持续发展方向。国内外页岩储层差异明显，不能照搬国外技术，适时开展页岩重复压裂改造技术研究对我国页岩气开发具有积极意义。