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国内外重复压裂技术失败因素及对策研究

主要是对重复压裂失败因素及对策进行总结分析研究，进而分析国内未来研究方向。

第一节重复压裂失败因素及对策总结分析

目前重复压裂技术在国内外油气田中应用广泛，但是在现场应用过程中并非全部都能取得很好的效果。即使在重复压裂过程中采用最佳选井选层及转向方法，最终结果也是不可预测的。Craig等人（2012）提到在Barnett地区的13水平井进行重复压裂仅取得普通程度的效果，平均每口井增加0.227×108m3（0.8Bcf），开发成本为1.12美元/Mcf。因此，本章节基于国外学者的研究成果总结分析了重复压裂失败因素及对策。

一、失败因素分析

Vincent（2010）整理了历年重复压裂成功与失败的案例，发现失败的案例更多，且它们有许多共同的特点。其中一些失败因素是不可控的，如油藏物性、地质条件、注入机制等问题。但是，某些失败是可以解决的，如油井再次加压和压裂转向问题，这些是美国中部地区重复压裂失败的常见原因。

19世纪80年代的白云岩重复压裂项目，需要注入大约70%总体积的前置液去压开原始的裂缝网络以放置支撑剂。在一些地区，操作者会在压裂实施前一天使用低压离心泵注水。图5-1-1显示了压裂过程中所注入的前置液量百分比（红色=重复压裂，蓝色=初始压裂）。可以看出重复压裂需要更高的前置液量。

图1前置液百分比vs总注入量（红=重复压裂；蓝=初始压裂）

过去在大多数案例中使用了微粒转向工艺。使用的微粒是岩盐、苯甲酸片、蜡球和砂子。后来，氯丁橡胶（比重1.8）也被加入到压裂施工中。泵入转向液的原则是“强注、快注”，这是因为转向液密度大于水。随着注入速度的增加，转向液的座封效率会提高，甚至在高的泵入速度下，半数以上的重复压裂中可以观察到压力的变化。随着现在微粒转向技术的发展，以上原则发生了改变。因为转向剂密度和微粒尺度分布，需要较低的座封速度。

以下是美国中部地区大多数重复压裂失败因素的总结：（1）固井质量；（2）地面施工压力限制；（3）与底部水体和断层的沟通；（4）与裂缝的沟通；（5）剩余储量低；（6）地层能量低或井底压力低；（7）产层或目的层射孔程度低；（8）无法沿着压裂缝长传递重复压裂的能量；（9）无法提高井底压力以压开周围基岩；（10）以较高速度将转向剂注入至地层。

需要说明的是，从1980年至2000年，在直井重复压裂中1至6项是主要失败原因。随后水平井成为主要的井型，使得7至10项变得更普遍。

水平井重复压裂失败案例中：①完井的质量检测与水平井井筒未穿过产层的比例有很大关系（失败因素第7项），所以这些井不应该作为重复压裂的候选井；②在重复压裂过程中，无法沿着整个井筒长度运送压裂液，这一点已经被微地震图像（MSM）和温度检测分布图（DTS）证实（失败因素第8项），这些井对重复压裂的反映信号弱；③重新提高裂缝型油藏的压力是垂直重复压裂处理所必须的，这在水平井重复压裂中也是个问题（失败因素第9项）；④射孔层段和近井筒区域转向液的分布是重复压裂转向失败的主要原因（失败因素第10项），转向液的注入速度需要小于1.59m3/min（10bbl/min）。减小流速降低了主裂缝的宽度，迫使转向液封堵狭小的孔隙空间。

二、对策方法

基于失败因素的分析，以下内容总结了美国运营商采取的解决方法。

1、选取重复压裂井

美国中部地区的重复压裂井的一般采用较实用的方法。通过筛选某个地区的老井以确定哪些井日产量（月产量）达到了其经济极限。然后，在累计分布直方图上进行对比。累产分布图中低值的井被排除，目的是剔除低品质的油藏，累产分布图中高值的井也被排除，目的是剔除高产井，关注的是累产量平均分布的生产井。

2、油藏评价

主要基于对储层生产层段厚度、渗透率、孔隙度、含水饱和度、井底压力梯度、井底流动压力梯度等进行分析，一般目标区是核心产区而非边缘区域。参考标准如下：

（1）油藏厚度：＞30.48m（100ft）；

（2）孔隙度：＞4%；

（3）含水饱和度：＜40%；

（4）渗透率：＞0.0001md；

（5）井底流动压力梯度：＞0.0045Mpa/m（0.2psi/ft）；

（6）井底压力梯度：＞0.009Mpa/m（0.4psi/ft）。

3、井筒和完井评价

油藏评价之后，需要研究井的原始完井方式，检查关键指标。具体参考指标如下：

（1）水平段长度：＞304.8m（1000ft）；

（2）压裂级数：＜15；

（3）每一级长度：＞91.44m（300ft）；

（4）每一级压裂簇：＜5；

（5）压裂簇间距：＞30.48m（100ft）；

（6）支撑剂：＜2979kg/m（2000lbm/ft）；

（7）压裂液：＜24.84m3/m（2000gal/ft）；

（9）初始级数完井率：＜100%。

4、井