CN106845043A - 一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法，其包括重复压裂选区定井、重复压裂工程设计、重复压裂现场实施及重复压裂监测与压后评估。本发明所提供的页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法可以保证施工后合理准确的评估分析，同时还可以成功改善页岩气藏压裂增产作业效果，提高气井产能和采收率，进一步加快页岩气开采进程。

Description

一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法

技术领域

本发明涉及非常规石油天然气增产技术领域，特别涉及一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法。

背景技术

页岩气藏是典型的低渗透率、低孔隙度的非常规天然气藏，该资源在我国油气资源里占有很大比重。水力压裂技术作为非常规油气井增产、增注的主要措施，已广泛应用在页岩气田的开发中。然而，实际页岩气水平井改造后，由于钻井作业钻遇不佳，或目标改造层位选择不当，或井筒受损出现套管异常导致丢段，或受限于当时压裂工艺、施工材料及设备工具功率等作业方面的诸多因素影响，某些页岩气水平井未能实现全井筒范围内的有效改造，致使施工规模较小，完井指数较差；也有部分页岩气水平井则是在后期排采时，生产制度选择或调整不当，导致储层裂缝因导流能力大幅降低而逐渐失效。

为促使这类页岩气水平井老井重获高产，实现良好的经济开采效益，必须对这类老井进行重复压裂，在这项页岩气水平井老井重复压裂作业实施可行性的研究中发现，在国内页岩领域实现完成这类井的重复压裂改造仍需要克服诸多难点，重复压裂选井需要在储层品质、钻遇甜点、完井指数、生产指数、现场材料及设备、井筒完整性和邻井干扰等条件上实施综合考虑，故亟需设计一种页岩气水平井暂堵转向重复压裂工艺方法。

页岩气水平井重复压裂技术是指对于那些随着生产周期的延长，初始压裂后的气体产量不佳或大幅下降，但具备经济价值的页岩气井进行二次压裂增产的工艺，其可行性在于：排采生产时储层内部与初始裂缝平行的水平应力分量比垂直分量下降得快，孔隙压力重新分布，如果诱导应力变化足够大，克服初始水平偏应力，则在井筒和裂缝周围的椭圆形区域内，最小水平应力的方向变成最大水平应力的方向，重复压裂能够重新压裂裂缝或使裂缝重新取向，使页岩气井产能恢复到初始状态甚至更高。目前国内外已经衍生出多种相关解决技术，大致分为机械式和暂堵式两类：

(1)机械式重复压裂工艺

工艺一：通过挤注水泥封堵原有射孔段，重新射孔后再次实施压裂施工作业。该工艺能最佳的复制初始完井情况，亦可使用射孔桥塞联作技术，但实施该方法最昂贵、最费时间，且操作复杂，对水泥性能要求也高，原来有产气贡献的孔眼也会被堵死。

工艺二：使用连油和井下封隔器实现连续油管跨隔***操作。该方法利用井筒当前状态进行施工，封隔个别的改造段，有效控制需要增产的改造段，但施工排量受限，长水平井施工风险大，管柱存在卡住的风险。

工艺三：采用管柱铣刀铣削生产套管，下入可膨胀衬管至井底，再将可膨胀锥体从井底部上提至井口，将可膨胀衬管膨胀至其最大直径，并通过高弹体将该衬管固定在适当位置，衬管膨胀可实现有效的密封原有射孔孔眼，重新射新孔后再进行重复压裂精确改造，该方法同时可安装多级衬管实现井筒重建。但对井筒质量要求高，作业周期长，需要精确定位无产量贡献的井段，存在有产气贡献孔眼被堵死的可能。

工艺四：根据现有井眼条件，下入小外径套管后重新固井，并用小外径桥塞封隔处理，该小桥塞工艺与常规分段射孔类似，能够有效分段压裂，但对固井质量要求高，作业周期长，且原有孔眼会被全部封死。

工艺五：结合压裂滑套与水力喷射射孔，使用封隔器封隔，投球打开滑套，水力喷射补孔的方式有效封隔，实现精准控制，但应用该工艺时施工排量会受限。

(2)暂堵重复压裂工艺

工艺一：使用岩盐来封堵不同压裂段的射孔，其耗费低，可在连续泵注的同时封堵射孔或裂缝未知的几何结构部分，其缺点是不能按指定顺序封堵射孔段，需要饱和盐水顶替液顶替，且需要用连续油管移除未溶解的盐，同时存在移除剖面未知的缺陷。

工艺二：使用暂堵球来封堵不同压裂段的射孔，该工艺不仅实现了降低耗费、连续泵注、封堵孔眼的目的，暂堵球还能通过返排排出或者自降解，但已存在不能按指定顺序封堵射孔段的缺点，且对地层温度条件有一定要求，另外当支撑剂经过通道时会发生侵蚀作用，如果孔眼非圆形则不能被封堵，除此以外当泵注停止时，暂堵球也会脱离孔眼。

工艺三：使用暂堵颗粒来封堵不同压裂段的射孔，该工艺也能实现降低耗费、连续泵注、封堵孔眼和裂缝未知的几何结构部分的目的，还可以通过调整井筒pH值加速降解，其缺点则是仅能临时性的井筒修复和密封转层，通过地层本身弱点进行分层，不能实现精准的压裂，且该工艺亦不能按指定顺序封堵射孔段。

工艺四：使用胶凝体系来封堵不同压裂段的炮眼或井筒，其可实现从炮眼到井筒的整个密封，相对准确实现重复压裂，但压裂后需泵注酸液洗井，可能存在地层污染问题。

目前，国内外在该方向的研究重点均投向暂堵材料及暂堵重复压裂工艺的研发、应用上，但页岩气水平井暂堵转向重复压裂仍面临着较大的风险和挑战：(1)已投产候选井的初始储层压力枯竭，需要对压裂衰竭去进行预处理，以此降低裂缝诱导效应，促使重复压裂施工难度增加；(2)储层横向裂缝发育，压裂液携支撑剂在水平井段运移过程中发生严重液体滤失，导致井筒及孔眼摩阻、支撑剂沉降速率、液体和支撑剂动力等变化，施工难度变大；(3)因缺乏对水平井段内裂缝延伸走向控制及对原有射孔簇的封堵，加剧重复压裂改造与施工难度；(4)重复压裂过程中，因施工井与邻井沟通，而对产量造成不利影响。以上所述前三项(油气井枯竭、液体滤失、射孔簇封堵)是影响老井重复压裂储层改造效果好坏的关键点，而且并非所有暂堵转向重复压裂都是有效的。

具体到国内页岩领域，实现完成这类井的重复压裂改造需要克服诸多难点列举如下：(1)水平段长，大多水平井长度在1500-2000m，水平段长，级数多，措施规模大，施工周期相对长，要求暂堵转向材料封堵的性能提出了更高的要求，而连续油管跨隔***对连油提出了更高的要求，同时水平段过长，孔眼较多，液体滤失大，初期可能起压困难；(2)由于套管可能存在变形和钻塞碎屑造成复杂的井筒条件，迫使挤注水泥和二次固井成本高和作业周期长，而采取机械工具实现跨隔的手段存在安全风险，且初压没有遇到井筒复杂的井，后期生产也可能发生变形；(3)天然裂缝带或压力衰竭区可能对重复压裂裂缝产生强诱导，故对于衰竭区和天然裂缝的处理和转向问题对暂堵材料性能提出了更高的要求；(4)水平段本身的非均质性强，应力差异大，可能导致裂缝转向的难度增加，暂堵转向工艺参数优化难度大；(5)必须准确表征水平段产气剖面，确定产气贡献井段和无效孔眼，落实补孔井段和重点改造井段等。

发明内容

为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法，针对性解决所遇难点，实现压裂区域的高效隔离和压裂局段的有效转向，改造初压未进液局段、新补孔局段以及初压改造程度不够的局段，或是在原有水力裂缝的基础上实现老缝新生，开启闭合裂缝、二次延伸、增强导流能力等措施以提高泄气面积，或是在初压填砂缝的存在和长期的生产后扩展新缝，利用孔隙压力重新分布，在其附近出现两个水平应力大小的换位及应力场的换向，新缝的倾角及方位角不同程度地偏离了老缝的机会，在未改造区扩展新缝，增加泄气面积，或是通过补孔方式或者压开初压未进液的炮眼，增加新的压裂层段，提高储层动用程度，增加产能。

为达到上述目的，本发明提供一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法，其包括以下步骤：

(一)重复压裂选区定井：基于施工前期综合性评价理念，以页岩气水平井储层质量指数、完井指数、生产指数为重要分析参数，同时考虑包括井身条件、井间间距与地层裂缝沟通在内的情况的影响，选定目标油气井区块内储层质量指数相对高、完井指数相对低、生产指数相对较高，井身条件完整且井间影响小，具备重复压裂潜力的页岩气水平井作为暂堵转向重复压裂的对象；

(二)重复压裂工程设计：定井后做好施工前期拟合分析，建立重复压裂模型，识别重点改造区域，选择补孔方案和工艺、优选包括压裂液、支撑剂及暂堵材料在内的压裂用产品材料，合理选择包括封隔方式、实时监测及生产分析诊断方式在内的压裂用工具或措施，优化施工参数和泵注模式，并做好井筒准备、补射孔、封堵措施、跨隔工具下入、转向材料的投入及泵注工艺调整预案；

(三)、重复压裂现场实施：现场施工时，应尽量按照既定设计方案进行施工，亦需要结合现场实际优化压裂方案设计，应用包括暂堵球和暂堵剂、暂堵颗粒和暂堵粉末、暂堵纤维和暂堵剂在内的可降解暂堵材料封堵已压裂孔眼或裂缝，实现压裂区域的高效隔离和压裂局段的有效转向，改造初压未进液局段、新补孔局段以及初压改造程度不够的局段，进而实现转向分流和水平井筒均匀改造，达到转向分流的目的；

(四)重复压裂监测与压后评估：进行重复压裂施工实时监测，以便实时指导重复压裂的实时调整和分析，在后期评估阶段完成包括压后实时裂缝监测结果、压后返排测试监测结果、生产数据监测结果在内的各项数据指标的评估与预测，将压后实时裂缝监测资料与包括连续生产测井在内的资料结合分析，达到更准确地了解井下产气贡献情况的目的。

在所述的方法中，优选地，步骤(一)中所述储层质量指数较高的判断方法为：

对包括总有机碳含量、孔隙度及渗透率在内，或者对包括含气量、储层压力在内的目标油气井区块内相关参数较高的储层进行地质数据统计分析，以包括最终采收率在内的参数为依据，给予高于平均最终采收率的区域更高权重，以弥补压裂失败的储层和打通未经动用的油藏区域，同时结合平面与纵向上轨迹穿行层位在甜点区域的页岩气水平井的储层分布情况，选取目标油气井区块内碳氢化合物在给定深度储层相对丰度较高的油气井，并参考邻井改造后是否具备有较好的稳定初始产量和累计产量情况，最终确定储层质量指数较高目标井。

在所述的方法中，优选地，步骤(一)中所述完井指数较低的判断方法为：

根据包括完井类型、压裂液体积、支撑剂体积、压裂长度、压裂段数、射孔参数及施工排量在内的相关完井参数、增产措施参数，分析完井参数、生产动态与重复压裂工艺和参数间的关系，优选出存在未改造井段、加砂强度在目标油气井区块内偏低的完井指数较低的页岩气藏水平井。

在所述的方法中，优选地，步骤(一)中所述生产指数较高的判断方法为：

根据包括生产测井、产气产水剖面测试，评估不同时期、不同生产制度、不同井口压力下的产出贡献在内的参数，优选产出贡献段、簇严重不均的井，或是针对油气井排采生产时极具代表性的井，以其生产数据为基础数据，用以替代长期生产数据进行分析，优选因后期生产制度不当引起当量生产指数不高，但预测产能较好的油气井，最终对优选出的目标井进行最终采收率及生产潜力预测和原因分析，将初期产量高、累计产量低的井作为生产指数较高的水平井。

在所述的方法中，优选地，所述生产数据包括生产制度、气油比及井口压力。

在所述的方法中，优选地，步骤(三)中重复压裂现场实施包括以下步骤：

1)根据所施工页岩气藏水平井的实际情况完成井筒通、刮、洗井作业、射孔作业；

2)挤注测试，若压力低于前次施工压力的60-70％，则先采用暂堵材料对压力衰竭区进行封堵，利用实时裂缝监测结果判断暂堵材料的封堵效果，并根据施工压力的提高情况决定封堵次数，重复投送材料作业；

3)待施工压力逐渐提升至接近前次施工压力时，便停止压力衰竭区封堵作业，开始进行正式的加砂作业，同时实时裂缝监测结果，并根据该监测结果判断裂缝走向，指导现场实时调整；

加砂作业期间，若微地震裂缝监测结果判断裂缝走向单翼发育或重复覆盖微地震事件点，则重复步骤2)的投送暂堵材料流程，投送后继续施工，观察实时裂缝监测结果判断暂堵材料封堵效果直至裂缝走向发展正常，继续步骤3)；

加砂作业期间，前期采取段塞式加砂，若现场施工压力稳定且压力窗口充足可控制，则调整加砂模式，后期尽量采取连续加砂方式为主；

4)尾追暂堵材料封堵压裂阶段为下一段施工做准备或重复上述步骤1)中射孔作业；

5)重复上述步骤2)至步骤4)的作业流程依次完成压重复压裂工程设计中所述压裂作业内容。

在所述的方法中，优选地，所述重复压裂施工实时监测采用的方法包括微地震压裂监测法、光纤生产井测井法及示踪剂监测法。

在所述的方法中，优选地，所述微地震压裂监测法采用的设备包括井下或地面微地震设备。

根据本发明具体的实施方案，在所述方法中，重复压裂选区定井具体包括以下步骤：数据收集→初始诊断分析(初选)→深入分析(精选)→选出重复井。

(1)数据收集包括：收集完井基本信息、产能数据、生产压力和产量、措施数据、压裂施工、压后报告、微地震结果、岩石物理数据、测井、特殊测井、测井解释、地质物理特性、地质力学数据等其它相关数据，明确该目标油气区块的储层质量指数、完井指数、生产能力指数的判定标准。对于这些要求的数据必须尽可能地收集齐全，且需要对邻井进行分析时，亦可按照以上数据类型进行收集。

(2)初始诊断分析(初选)：侧重于分析该目标油气区块内油气井完井指数与生产指数情况，主要有实施风险分析、潜在增产潜力评价两个方面。在分析实施风险时需要对固井和套管的整体性、完井局限性加以关注，其原因在于好的固井质量和套管条件能够为重复压裂提供安全保证，而套管和油管内径则限制工具和再完井工具的下入实施；在评价潜在的增产潜力时则需要根据运行分析模型、生产拟合曲线(线性流和双对数曲线)等评价收益率，明确平均产量，生产指数和流态等参数。另外，根据油气井与邻井间井间距、地层裂缝沟通等情况，剔除存在或潜在井间影响大的油气井。

(3)深入分析(精选)：侧重于分析该目标油气区块内油气井储层质量指数、完井指数情况，主要有储层评价、产量分析、地质力学分析、敏感性分析、产量预测分析、净现值计算分析等，清楚有效裂缝面积大小、应力剖面分布、最大主应力方向等地质方面参数，同时分析支撑剂和液体体系类型、支撑剂密度和浓度、初始起裂位置及施工排量等敏感参数进行匹配和优化研究，尽可能做到精准分析。

由于造成页岩气井产能不佳的原因跟储集岩的生产潜力及钻井、完井、生产制度相关，故在重复压裂选井优化及设计时，必须精细描述井筒钻遇储层情况，识别井筒内重复压裂重点加砂改造区域，综合考虑补孔方案等，即：从经济性角度分析选井的要点应为选取储层品质良好(储层质量指数高于判定标准)，完井指数低于判定标准，而预测生产指数高于判定标准的页岩气藏水平井，同时避免存在邻井干扰的井增加施工难度。其中，其中，储层质量指数、完井指数、生产指数好坏的判定标准根据选定油气井区域内储层质量、完井和生产的具体情况而定，判定方法为本领域技术人员公知。

具体的选井原则如下：

(1)储层质量指数主要围绕目标油气井区块内总有机碳含量、孔隙度、渗透率等参数较高，或是含气量、储层压力等参数较高的储层进行地质数据统计分析，并以最终采收率等所得参数为依据，给予高于平均最终采收率的区域更高权重，以弥补压裂失败的储层和打通未经动用的油藏区域，同时结合平面与纵向上轨迹穿行层位在甜点区域的页岩气水平井的储层分布情况，选取目标油气井区块内碳氢化合物在给定深度储层相对丰度较高的油气井，并参考邻井改造后是否具备有较好的稳定初始产量和累计产量情况，最终确定储层质量指数较高目标井。

(2)完井指数决定重复压裂工艺和参数，旨在分析完井参数、生产动态以及它们之间的关系，与完井参数、增产措施参数的数据相关，比如完井类型、压裂液体积、支撑剂体积、压裂长度、压裂段数、射孔参数、施工排量等参数，有未改造井段、加砂强度偏低的井是好的目标井。

压裂改造工艺技术处于相对前期的页岩气水平井，由于前期认识和改造工艺受限，很大程度上存在优选工艺、分段、施工材料与规模，套变或邻井压窜，后期返排、钻塞、出砂等情况处理的缺陷，导致设计和现场施工参数上低于平均改造强度；若施工过程中有明显压窜邻井的井，重复压裂井的选择上需要慎重，必须综合考虑对邻井的影响和重复压裂裂缝诱导可能影响重复压裂的预期效果。

就国内目前的页岩气水平井水平而言，以可钻桥塞分段压裂完井的页岩气水平井，其钻塞情况良好、井筒井况相对较好的可作为目标井的首选；对于使用大通径桥塞坐封的页岩气水平井，由于井下情况相对复杂，建议不作为页岩气水平井重复压裂的目标井；对于页岩气水平井老井中，实施可钻桥塞分段压裂的某些井，由于无法泵送射孔而放弃的井段，或是实施大通径桥塞分段压裂的某些井，由于无法坐封桥塞实现机械封隔而放弃的井段，均可以作为重复压裂的目标井。

(3)生产指数说明初压结果的好坏，初期产量高、累计产量低的井是好的目标井，其分析是结合生产测井、产气产水剖面测试，评估不同时期、不同生产制度、不同井口压力下的产出贡献，优先考虑进行过生产情况评估和分析的井，优选那些产出贡献段、簇严重不均的井，或是针对那些油气井排采生产时极具代表性的井，以其生产数据为基础数据(包括生产制度、气油比、井口压力等参数)，用以替代长期生产数据进行分析，优选因后期生产制度不当引起当量生产指数不高，但预测产能较好的油气井，最终对优选出的目标井进行最终采收率及生产潜力预测和原因分析，将初期产量高、累计产量低的井作为生产指数较高的水平井。

在综合评估基础上，建立页岩气水平井储层质量指数、完井指数、生产指数的三元综合评估方法，对于高储层质量指数、低完井指数、高生产指数的井，作为重复压裂井的首选目标。对于岩石特征相对均匀的储层，完井指数越高，产能越高，若油气井已得到充分压裂，那么产能较高，而产能较低，完井指数也低的油气井则可作为重复压裂潜在目标井，其施工成功几率较大。

在所述方法中，重复压裂工程设计具体包括以下步骤：

(1)选区定井后，必须对目标井进行分析，收集压裂设计前数据，实施重复压裂方案设计，循序做好以下工作内容：

1)前期认识有限、地质模型更新，即：

钻遇储层的重新定位→刻画井筒附近现今应力模型→建立重复压裂模型→模拟重复压裂改造、优化压裂设计及产能预测。

2)初压规模不足、有未改造区域，即：

对井筒进行精细描述→重复压裂甜点选择、识别重点改造区域→补射孔工艺方案设计→增加改造规模→有效的转向工艺及参数优化。

3)原裂缝导流能力不足或丧失，即：

支撑剂类型和组合优化→提高支撑剂用量和铺砂浓度→促进裂缝转向，提高裂缝复杂程度→液体组合、泵注模式优化。

(2)方案设计时的各项方案选择类别

1)选择重复压裂模型，实施优化与预测：这项工作集岩石物理、地质力学、水力压裂和油藏模型为一体，目的是为了理解初次完井与储层损耗程度之间的关系和其对重复压裂的影响。最终的目标是确认重复压裂后产能增加的基线，用于优选和评价重复压裂目标井。

2)储层特性分析，选择补孔方案：主要分析储层的岩石力学、地质、裂缝形态和油藏流体特性，以此选择合适的压裂液、支撑剂和射孔方案。若确定了重复压裂候选井或邻井，则可结合其井壁成像和岩芯分析深入了解油气井地质特点，包含储层岩性、复杂性及储层岩石特性。通过声波测井数据评估水平井段储层的各向异性和岩石脆性，根据岩性好坏实现射孔定位，补孔主要在高电位区域。

3)选择压裂液类型，优化液体组合：通过无量纲裂缝导流能力和裂缝的复杂性分析，基于储层特性和最大限度地提高产能的要求来选择重复压裂类型。储层塑性越强，其应力的各向异性越明显，压裂时越容易形成主缝，而这些主缝则是烃类生产的重要通道，故为了增加改造时的铺砂范围，使用交联压裂液显得十分必要；储层脆性越强，其应力的各向异性越弱，压裂时越有利于形成复杂缝，应使用低粘压裂液携砂来促进二次压裂缝网的形成。目前，普遍的共识是交联或高粘度压裂液会抑制裂缝的复杂程度。对于中等至高等脆性和复杂性的大多数非常规油气藏，大多数重复压裂均采用滑溜水携砂提高二次压裂裂缝的复杂程度。

3)选择支撑剂类型，优化泵注模式：重复压裂方案和支撑剂的选择均需要在储层物性的基础上进行优化，适用较小的100目或70/140目支撑剂。储层塑性越强越有利于形成平面缝，越是需要高浓度大颗粒支撑剂参与储层改造，要想在塑性地层中形成微裂缝缝网，则要求占主导优势的主裂缝具备一定的导流能力，同时需要大颗粒支撑剂和高浓度支撑剂辅助作用，所用的压裂液则必须是线性或交联凝胶。

4)选择封隔方式，优化暂堵组合：水平井段全井筒重复压裂改造即可用机械封隔(即：筛管、封隔器和滑套封隔)，也可用暂堵材料(暂堵球+暂堵剂、暂堵颗粒+暂堵粉末、暂堵纤维+暂堵剂等)封堵。由于支撑剂沉降和储层枯竭等原因，若采用滑溜水和大颗粒支撑剂实施重复压裂储层改造，应用机械封隔能够增加储层的有效改造面积。由于大部分重复压裂的老井已经能源枯竭后会形成最小阻力通道区域，若不妥善处理，多数重复压裂改造便会主要集中在这些区域，导致重复压裂失败。使用密封性能良好的暂堵材料，完全能够封堵这些低压区域，提高重复压裂的改造范围，其具体的暂堵材料的使用量、组合方式等必须根据实际情况，结合室内物模评价结果和数模模拟结果综合制定。

5)选择实时监测及生产分析诊断方式：页岩气水平井开发时越来越注重对施工压力和排量的监测，以微地震监测(MSM)为例，可通过接收重复压裂时反馈的地震波，分析裂缝形态和封堵效果，进一步获悉储层改造程度和分布情况；或与分布式温度传感(DTS)***监测结合使用，分布式温度传感(DTS)***使用的光纤电缆传输，用以监测井筒附近区域的温度变化，两者相结合使用能更好评价裂缝延伸情况，同时明确影响裂缝延伸的储层物性参数；通过该分析能够获得最准确的SRV值、裂缝半长及沿水平井段上的进液簇数；或采用示踪剂监测技术，在分段压裂过程中选择特征各异的液体示踪剂，与压裂液一同泵入地层，返排时则被地层流体携带至地面，利用不同液体中示踪剂光强度值不同的特性，对产出流体中所含示踪剂进行分类、化验分析和计算，通常示踪剂的光强度值与产液的产出量成正比，且在产出液中的物理化学性质是稳定的，故示踪剂在返排液中的浓度变化(光强度值)是判断各层段产出情况及贡献大小的重要依据，也为体积压裂试采效果评价提供帮助。

(3)主要内容及具体改造思路

在本发明具体实施方式中，所述压裂改造具体包括以下步骤：

1)对井筒进行通、刮、洗井作业后，落实补孔井段、射孔参数，明确重点改造区域，总体采取暂堵转向重复压裂工艺，对于套管已经变形的页岩气水平井，采用连续油管先进行补孔作业，一次性射完补孔井段；

2)挤注测试，若压力偏低，则先采用暂堵材料对压力衰竭区进行封堵，根据施工压力决定封堵次数，待压力逐渐上升后，开始进行加砂作业，尾追暂堵材料封堵压裂局段；

3)主体施工通常采用低粘滑溜水进行加砂，胶液作为施工前期的造缝处理，每次压裂分两段，中间投送暂堵材料转向，单段液量控制1000-1500方，单段支撑剂(100目、40/70目、30/50目)控制100-120t，具体所用规格及砂量分配须根据可根据具体调节；

4)使用暂堵球+暂堵剂、暂堵颗粒+暂堵粉末、暂堵纤维+暂堵剂等暂堵转向材料组合，用量需要进行井筒模拟和软件拟合计算后，结合暂堵经验数据，确定使用浓度和用量；

5)加砂模式根据现场施工压力情况，前期采取段塞式加砂，后期尽量采取连续加砂方式为主(判断为新缝以段塞加砂为主)；

6)根据实时裂缝监测结果，判断暂堵材料封堵效果和裂缝走向，指导现场实时调整。压前试挤若无法起压，则可用暂堵球封堵压力衰竭区或低压区，后期可实现低压区的重复改造。

在所述方法中，重复压裂现场实施包括以下步骤：

1)根据所施工页岩气藏水平井的实际情况完成井筒通、刮、洗井作业、射孔作业；

2)挤注测试，若压力低于前次施工压力的60-70％及其以下则先采用暂堵材料对压力衰竭区进行封堵，利用实时裂缝监测结果判断暂堵材料的封堵效果，并根据施工压力的提高情况决定封堵次数，重复投送材料作业；

3)待施工压力逐渐提升至接近前次施工压力时，便停止压力衰竭区封堵作业后，开始进行正式的加砂作业，同时实时裂缝监测结果，并根据该监测结果判断裂缝走向，指导现场实时调整；

加砂作业期间，若微地震裂缝监测结果判断裂缝走向单翼发育或重复覆盖微地震事件点，则重复步骤2)的投送暂堵材料流程，投送后继续施工，观察实时裂缝监测结果判断暂堵材料封堵效果直至裂缝走向发展正常，继续步骤3)；

加砂作业期间，前期采取段塞式加砂，若现场施工压力稳定且压力窗口充足可控制调整加砂模式，后期尽量采取连续加砂方式为主；

4)尾追暂堵材料封堵压裂阶段为下一段施工做准备或重复上述步骤1)中射孔作业；

5)重复上述步骤2)至步骤4)的作业流程依次完成压重复压裂工程设计中所述压裂作业内容。

在本发明一具体实施方式中，该重复压裂现场实施包括：某井采用SRFR笼统密封+SRFR笼统转层，施工步骤为泵注SRFR密封所有老孔眼→射孔所有新的局位→开始第一次压裂泵注作业→泵注SRFR封堵该局→重复3和4直到完成所有措施→泵注顶替→等待降解，返排→投产。

在本发明一具体实施方式中，该重复压裂现场实施包括：某井采用SRFR笼统密封+分级转层，施工步骤为泵注SRFR密封所有老孔眼→用油管传输或者喷砂射孔射开第一局→压裂该局→泵注SRFR封堵→用油管传输或者喷砂射孔下一级→压裂该局→重复4和5完成所有措施→泵注顶替→等待降解，返排→投产。

在本发明一具体实施方式中，该重复压裂现场实施包括：某井采用SRFR笼统转层，施工步骤为一次性射孔所有补孔局位→进行第一次压裂作业→泵注SRFR封堵该局→重复步骤2和3完成所有压裂→泵注顶替→等待降解，返排→投产。

其中，所用SRFR为东方宝麟科技发展(北京)有限公司专利产品代号(相关专利申请号201410049875.0)，其不存在任何特殊意义。

在所述方法中，重复压裂监测与压后评估包括以下步骤：

重复压裂监测与压后评估用于分析重复压裂前后的压裂效果的监测与分析，主要包括压后实时裂缝监测、压后返排测试监测、生产数据监测等，并结合重复压裂完井数据，对重复压裂施工井进行准确、***的认识、评估与预测。该部分所涉及的主要技术与设备工具有：

(1)微地震压裂监测技术主要有井下微地震裂缝监测、浅井(地面)微地震裂缝监测以及倾斜监测技术，均用于实时监测压裂后所获裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息，评估作业效果。微地震监测结果不能完全表征储层真实改造程度，连续生产测井可以更准确了解井下产气贡献情况，压前可进一步评估重点改造区域。

(2)光纤生产井测井技术，主要设备为分布式声学传感(DAS)和分布式温度传感(DTS)。生产测井技术能够得出产气产液剖面，评估压裂效果。该技术优势在于能够实现连续不间断监测，得出连续产出剖面。适用于下入大通径桥塞的井筒以及普通阵列生产井测井仪器无法应对的复杂井筒情况。

(3)示踪剂监测技术，是在分段压裂过程中选择特征各异的液体示踪剂，与压裂液一同泵入地层，返排时则被地层流体携带至地面，利用不同液体中示踪剂光强度值不同的特性，对产出流体中所含示踪剂进行分类、化验分析和计算。通常，示踪剂的光强度值与产液的产出量成正比，且在产出液中的物理化学性质是稳定的，故示踪剂在返排液中的浓度变化(光强度值)是判断各层段产出情况及贡献大小的重要依据，也为体积压裂试采效果评价提供帮助。

本发明提供了一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法，其成功实施的关键在于重复压裂选区定井、暂堵转向重复压裂技术，并辅助微地震实时监测与调整；该方法可以实现压裂区域的高效隔离和压裂局段的有效转向，改造初压未进液局段、新补孔局段以及初压改造程度不够的局段，或是在原有水力裂缝的基础上实现老缝新生，开启闭合裂缝、二次延伸、增强导流能力等措施以提高泄气面积；或是在初压填砂缝的存在和长期的生产后扩展新缝，利用孔隙压力重新分布，在其附近出现两个水平应力大小的换位及应力场的换向，新缝的倾角及方位角不同程度地偏离了老缝的机会，在未改造区扩展新缝，增加泄气面积；或是通过补孔方式或者压开初压未进液的炮眼，增加新的压裂层段，提高储层动用程度，增加产能；

此外，该方法可以保证施工后合理准确的评估分析，同时成功改善页岩气藏压裂增产作业效果，提高气井产能和采收率，进一步加快页岩气开采进程。

附图说明

图1为本发明实施例所提供的页岩气藏水平井暂堵转向重复压裂工艺流程及设计方法流程图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例及说明书附图对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法，其流程图如图1所示，从图1中可以看出，该工艺流程及设计方法包括以下步骤：

(一)页岩气水平井重复压裂选区定井步骤

(1)数据收集：在某目标油气井区块收集所有页岩气水平井老井的完井基本信息、产能数据、生产压力和产量、措施数据、压裂施工、压后报告、微地震结果、岩石物理数据、测井、特殊测井、测井解释、地质物理特性、地质力学数据等其它相关数据，明确该目标油气区块的储层质量指数、完井指数、生产能力指数的判定标准，同时收集相关邻井的信息资料；

(2)初始诊断：根据以上获取的数据对所有井进行实施风险分析，初选出套管固井质量和套管完整性好，能够承受重复压裂作业，且油、套管内径允许下入压裂工具或再完井工具的油气井，然后根据运行分析模型、生产拟合曲线(线性流和双对数曲线)等，评价油气井的收益率，对筛选井进行潜在增产潜力评价分析，明确每口井的平均产量，生产指数和流态等参数，即按照以上方式粗选出完井指数低于判定标准，而生产指数高于判定标准的页岩气水平井，并根据油气井与邻井间井间距、地层裂缝沟通等情况，剔除存在或潜在井间影响大的油气井；

(3)深入分析：对于通过初始诊断的油气井，根据已有完井类型、压裂液体积、支撑剂体积、压裂长度、压裂段数、射孔参数、施工排量等参数进行首次压裂施工敏感参数匹配和优化研究，优选出存在未改造井段、加砂强度偏低等情况的油气井，同时对这些油气井所在储层区域内总有机碳含量、孔隙度、渗透率等参数较高，或是含气量、储层压力等参数较高的储层进行地质数据统计分析以及储层评价、产量分析、地质力学分析、敏感性分析、产量预测分析、净现值计算分析等，清楚有效裂缝面积大小、应力剖面分布、最大主应力方向等地质方面参数，并以最终采收率等所得参数为依据，给予高于平均最终采收率的区域更高权重，以弥补压裂失败的储层和打通未经动用的油藏区域，同时结合平面与纵向上轨迹穿行层位在甜点区域的页岩气水平井的储层分布情况，选取目标油气井区块内碳氢化合物在给定深度储层相对丰度较高的油气井，并参考邻井改造后是否具备有较好的稳定初始产量和累计产量情况，即按照以上方式优选出完井指数低于判定标准，而储层质量指数高于该区块判定标准的油气井。

(二)页岩气水平井重复压裂工程设计步骤：

(1)在前期有限认识的基础上，对钻遇储层的重新定位，更新地质模型，刻画井筒附近现今应力模型，建立重复压裂模型，模拟重复压裂改造、优化压裂设计及产能预测，并确认重复压裂后产能增加的基线；

(2)对于初压规模不足，有未改造区域，须对井筒进行精细描述，根据井壁成像和岩芯分析深入了解储层岩性、复杂性及储层岩石等油气井地质特点，分析储层的岩石力学、地质、裂缝形态和油藏流体特性，明确重复压裂甜点选择，识别重点改造区域，并通过声波测井数据评估水平井段储层的各向异性和岩石脆性，根据岩性好坏实现射孔定位，补孔主要在高电位区域，完成补射孔工艺方案设计，增加改造规模，有效的优化转向工艺及参数；

(3)对于原裂缝导流能力不足或丧失的情况，选择合适的压裂液、支撑剂类型、组合和用量以及泵注模式优化，提高支撑剂用量和铺砂浓度，促进裂缝转向，提高裂缝复杂程度。主体施工通常采用低粘滑溜水进行加砂，胶液作为施工前期的造缝处理，单段液量控制1000-1500方，单段支撑剂(100目、40/70目、30/50目)控制100-120t，具体所用规格及砂量分配须根据可根据具体调节，加砂模式根据现场施工压力情况，前期采取段塞式加砂，后期尽量采取连续加砂方式为主(判断为新缝以段塞加砂为主)；

(4)选择密封性能良好的暂堵材料封隔方式，完全能够封堵低压区域，提高重复压裂的改造范围，其具体的暂堵材料的使用量、组合方式等必须根据实际情况，结合室内物模评价结果和数模模拟结果综合制定，主要以暂堵球+暂堵剂、暂堵颗粒+暂堵粉末、暂堵纤维+暂堵剂等暂堵转向材料组合为主(上述暂堵转向材料为本领域使用的专用材料，可商购)，本次案例选用暂堵颗粒+暂堵粉末组合进行说明，其相关设计参数表如表1所示。

表1暂堵转向材料设计参数表

(5)页岩气水平井开发时，实时监测及生产分析诊断方式主要以微地震监测(MSM)实时裂缝监测结果，判断暂堵材料封堵效果和裂缝走向，指导现场实时调整，压前试挤若无法起压，则可用暂堵球封堵压力衰竭区或低压区，后期可实现低压区的重复改造，同时与分布式温度传感(DTS)***监测结合评价裂缝延伸情况，同时明确影响裂缝延伸的储层物性参数，通过该分析能够获得最准确的SRV值、裂缝半长及沿水平井段上的进液簇数。

(三)页岩气水平井重复压裂现场实施步骤：

(1)根据所施工页岩气藏水平井的实际情况完成井筒通、刮、洗井作业、射孔作业；

(2)在阶段一挤注测试时，施工压力低于前次施工压力的60-70％及其以下，采用使用100目+7目暂堵材料分6次重复进行投送完成压力衰竭区进行封堵；

(3)利用实时裂缝监测结果判断暂堵材料的封堵效果，同时观察待施工压力逐渐提升至接近前次施工压力时，便停止压力衰竭区封堵作业；

(4)阶段二实施正常重复压裂施工加砂作业，加砂作业施工期间，微地震裂缝监测结果判断裂缝走向发生单翼发育微地震事件点，及时调整补充100目+7目暂堵材料对单翼开启裂缝进行封堵；

(5)继续重复压裂施工加砂作业，观察微地震裂缝监测结果判断裂缝走向未发生单翼发育或重复覆盖微地震事件点，说明实时裂缝监测结果判断暂堵材料封堵效果良好，继续加砂施工，尾追投送100目+7目暂堵材料封堵压裂阶段为下一段施工做准备；

(6)阶段三至阶段八为以上序号(5)的重复操作，具体数据详见下表2所示，页岩气水平井重复压裂作业施工结束。

表2暂堵转向材料实际施工作业参数表

(四)页岩气水平井重复压裂监测与压后评估

在后期评估阶段，收集分析压后实时裂缝监测、压后返排测试监测、生产数据监测的数据资料，并分别评估与预测，将压后实时裂缝监测资料与连续生产测井等资料结合分析，明确井下产气贡献情况的目的。

Claims (6)

1.一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法，其包括以下步骤：

(一)重复压裂选区定井：基于施工前期综合性评价理念，以页岩气水平井储层质量指数、完井指数、生产指数为重要分析参数，同时考虑包括井身条件、井间间距与地层裂缝沟通在内的情况的影响，选定目标油气井区块内储层质量指数相对高、完井指数相对低、生产指数相对较高，井身条件完整且井间影响小，具备重复压裂潜力的页岩气水平井作为暂堵转向重复压裂的对象；

(二)重复压裂工程设计：定井后做好施工前期拟合分析，建立重复压裂模型，识别重点改造区域，选择补孔方案和工艺、优选包括压裂液、支撑剂及暂堵材料在内的压裂用产品材料，合理选择包括封隔方式、实时监测及生产分析诊断方式在内的压裂用工具或措施，优化施工参数和泵注模式，并做好井筒准备、补射孔、封堵措施、跨隔工具下入、转向材料的投入及泵注工艺调整预案；

(三)、重复压裂现场实施：现场施工时，应尽量按照既定设计方案进行施工，亦需要结合现场实际优化压裂方案设计，应用包括暂堵球和暂堵剂、暂堵颗粒和暂堵粉末、暂堵纤维和暂堵剂在内的可降解暂堵材料封堵已压裂孔眼或裂缝，实现压裂区域的高效隔离和压裂局段的有效转向，改造初压未进液局段、新补孔局段以及初压改造程度不够的局段，进而实现转向分流和水平井筒均匀改造，达到转向分流的目的；

(四)重复压裂监测与压后评估：进行重复压裂施工实时监测，以便实时指导重复压裂的实时调整和分析，在后期评估阶段完成包括压后实时裂缝监测结果、压后返排测试监测结果、生产数据监测结果在内的各项数据指标的评估与预测，将压后实时裂缝监测资料与包括连续生产测井在内的资料结合分析，达到更准确地了解井下产气贡献情况的目的。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述储层质量指数较高的判断方法为：

对包括总有机碳含量、孔隙度及渗透率在内，或者对包括含气量、储层压力在内的目标油气井区块内相关参数较高的储层进行地质数据统计分析，以包括最终采收率在内的参数为依据，给予高于平均最终采收率的区域更高权重，以弥补压裂失败的储层和打通未经动用的油藏区域，同时结合平面与纵向上轨迹穿行层位在甜点区域的页岩气水平井的储层分布情况，选取目标油气井区块内碳氢化合物在给定深度储层相对丰度较高的油气井，并参考邻井改造后是否具备有较好的稳定初始产量和累计产量情况，最终确定储层质量指数较高目标井。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述完井指数较低的判断方法为：

根据包括完井类型、压裂液体积、支撑剂体积、压裂长度、压裂段数、射孔参数及施工排量在内的相关完井参数、增产措施参数，分析完井参数、生产动态与重复压裂工艺和参数间的关系，优选出存在未改造井段、加砂强度在目标油气井区块内偏低的完井指数较低的页岩气藏水平井。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述生产指数较高的判断方法为：

根据包括生产测井、产气产水剖面测试，评估不同时期、不同生产制度、不同井口压力下的产出贡献在内的参数，优选产出贡献段、簇严重不均的井，或是针对油气井排采生产时极具代表性的井，以其生产数据为基础数据，用以替代长期生产数据进行分析，优选因后期生产制度不当引起当量生产指数不高，但预测产能较好的油气井，最终对优选出的目标井进行最终采收率及生产潜力预测和原因分析，将初期产量高、累计产量低的井作为生产指数较高的水平井。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(三)中重复压裂现场实施包括以下步骤：

1)根据所施工页岩气藏水平井的实际情况完成井筒通、刮、洗井作业、射孔作业；

2)挤注测试，若压力低于前次施工压力的60-70％，则先采用暂堵材料对压力衰竭区进行封堵，利用实时裂缝监测结果判断暂堵材料的封堵效果，并根据施工压力的提高情况决定封堵次数，重复投送材料作业；

3)待施工压力逐渐提升至接近前次施工压力时，便停止压力衰竭区封堵作业，开始进行正式的加砂作业，同时实时裂缝监测结果，并根据该监测结果判断裂缝走向，指导现场实时调整；

加砂作业期间，若微地震裂缝监测结果判断裂缝走向单翼发育或重复覆盖微地震事件点，则重复步骤2)的投送暂堵材料流程，投送后继续施工，观察实时裂缝监测结果判断暂堵材料封堵效果直至裂缝走向发展正常，继续步骤3)；

加砂作业期间，前期采取段塞式加砂，若现场施工压力稳定且压力窗口充足可控制，则调整加砂模式，后期尽量采取连续加砂方式为主；

4)尾追暂堵材料封堵压裂阶段为下一段施工做准备或重复上述步骤1)中射孔作业；

5)重复上述步骤2)至步骤4)的作业流程依次完成压重复压裂工程设计中所述压裂作业内容。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述重复压裂施工实时监测采用的方法包括微地震压裂监测法、光纤生产井测井法及示踪剂监测法。