页岩重复压裂，颠覆性技术还是大难题的一部分？

据报道，北达科他州巴肯页岩的运营商拥有400口裸眼井，如果重新压裂，在油价60美元/桶的情况下，将产生超过20亿美元的收益，而今年的平均油价接近90美元/桶。但是，尽管取得了明显的进展和这么大的规模收益，美国页岩油气生产商并没有比5年前更多的大规模重复压裂。

来自Rystad Energy公司公开数据，截至今年9月，在美国所有的水平井增产作业中，重复压裂井占比略高于2%。该数据中确定，从2022年1月到9月共进行了8900口增产作业，其中大约有200口井是重复压裂井。

这些重复压裂井大多位于横跨德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地，涉及2018年或更早年份的井。在Rystad Energy报告期间，该区域的大多数作业人员仅完成1-4次重复压裂。

该咨询公司预计，随着越来越多的采集到的数据，到今年年底，这一数字将达到400 次重复压裂左右。这可能会比总完井数的3%多一点，与去年409重复压裂井的最终记录大致一致。从百分比上看，2022年可能与2018年570次重复压裂的峰值相似，也就是当年17000个完井量的3.3%。

Rystad页岩研究高级分析师Justin Mayorga表示，数据反映出压裂空间存在健康的活动水平，但2018年的记录在短时间内被打破的可能性很小。

“这是一个非常小众的市场，”他说。“目前从事这一业务的公司很可能会继续这样做，但我认为明年重复压裂井的数量不会激增。我认为稳定的生产活动与今年2-3%的完井量非常相似。”

重复压裂井在整个完井市场中只占一小部分的原因之一是，在这个仍然专注于开发新井的行业，他们只能建立有限的商业案例。为此，许多活跃于重复压裂的作业者表示，他们使用该技术不是为了提高老井的产量，而是为了保护共享同一区块的新子井的产量。

但根据Rystad和其他分析师的说法，美国增产作业面临的最大障碍是缺乏备用泵送马力。

Primary Vision公司的首席执行官Matt Johnson表示，“短期内，没有足够的设备”，无法在现有基础上增加重复压裂数量。 Primary Vision公司一直在跟踪美国的压裂队伍。

他补充说，目前美国约有290支车队在运行，压力泵市场距离充分利用只有约20支车队。Johnson还表示，明年美国市场可能不会有太多(如果有的话)新增马力。

两年前，由于大流行导致的人员流失，压裂公司要求签订长期合同，这加剧了进入壁垒。这种合同被认为是禁止开展小规模试验和专门的重复压裂活动的，而这些活动是获得新参与者所必需的。

尽管支持者承认，要实现更广泛的开发，仍存在许多挑战，但他们认为，美国大型陆上盆地有大量的候选油田，可能已经到了重复压裂的成熟阶段。最终，正如他们所看到的，行业将以一种更加协调一致的方式来恢复库存，这可能会增加到数万口井。

Armor Energy和Integrated Energy Services公司参与了德克萨斯州南部Eagle Ford页岩的重复压裂案例研究。来源:URTeC 3724057

长期担任完井顾问、休斯顿Integrated Energy Services公司(IES)首席执行官的Robert Barba是对重复压裂前景非常乐观的人之一。

在总结他的乐观理由时，他说:“我们发现，与新井相比，重复压裂产生了更高的采收率——累计产油量加上估计的重复压裂最终采收率(EUR)。”

这一结论来自Barba与小型私营运营商Armor Energy合作撰写的一篇论文，并在今年的非常规资源技术会议(URTeC)上发表。

在URTeC 3724057中，Barba等人分享了德克萨斯州南部Eagle Ford页岩的一个案例研究，其中有5口压裂井，压裂后的综合平均EUR为13.2%。相比之下，有7口新填井采用现代完井设计，初始平均采收率为7.4%。

这张由 Devon Energy 在 Eagle Ford 页岩中运营的井位的炮筒视图提供了一个示例，说明如何将重复压裂与称为预加载的较小注入（即再加压井）集成到加密完井计划中。Devon 是那些一直在研究重复压裂以确定在矩阵内产生多少新表面积的人之一。 资料来源：SPE 204140

Barba强调，重复压裂的出色表现是“我们可能看到裂缝重新定向的标志”。

并非所有业内人士都认同这一概念的影响，但它可以归结为:随着储层枯竭和孔隙压力下降，压裂裂缝将向新的方向生长，并触及以前难以触及的岩石部分。

IES和Armor公司的研究人员提出的一个问题是，尽管现代完井技术具有公认的优势，但裂缝重新定向意味着压裂会增加压裂储层体积，“超过新的完井技术所能达到的”。

虽然没有直接解决裂缝重定向的问题，但在URTeC会议上，Devon能源公司提供了更多的支持，即 重复压裂正在进入未触及到的岩石 这一最重要的想法。

这家俄克拉荷马城的生产商研究了Eagle Ford重复压裂的有效性，证实了该方法可以生成新的裂缝网络，而不是简单地在最初的增产措施中打开旧裂缝。这项研究得到了美国能源部和天然气技术研究所的资助。

这是一个重要的研究领域，因为重新激活现有的裂缝网络被认为没有什么好处。在会议上的非论文演示中，Devon的工作人员强调了该案例研究，报告称 重复压裂将采收率从17%提高到了25% 。（Devon的研究团队特别注意到，这么高的采收率，使得这部分是 Eagle Ford区块里最高产的单位之一。)

这项工作得益于光纤和其他技术的使用，这些技术能够区分一次完井过程中产生的裂缝和随后的重复压裂产生的裂缝。

该公司在今年收购规模较小的Validus Energy公司的交易中指出，该公司将获得约300个新的钻井地点和150个重复压裂候选地点，这暗示了Devon公司对重复压裂的信心正在增长。后一项数据在页岩气收购公告中并不常见。

由于重复压裂的未来取决于许多因素，其中最重要的是技术前景。在这个问题上，近年来已经采取了一些改进措施，为运营商提供了大量的选择。

就像生活中的任何事情一样，重复压裂也是一分钱一分货。最小的投资包括牛头式压裂（bullhead refrac），根据位置、整体压裂效率和化学暂堵剂用量的不同，投资额在50万至150万美元之间。

对牛头式(也被称为“pump-and-pray”方法)，最常见的抱怨是，这种方法往往无法达到较差的射孔隔离效果，甚至根本无法达到射孔隔离效果，这导致了局部的、非常偏向于边缘的刺激。

越来越多的人认为，成功进入之前未破碎的岩石的最可靠方法是使用衬管和封隔器的机械隔离重复压裂。

IES和Primary Vision今年发表的一项联合研究发现，衬管压裂的利润往往是牛头式的两倍，同时其亲子防御能力也远远优于基于转流器的bullheads压裂.

Barba直言不讳地说:“如果你想最大化净现值，你显然需要使用眼衬管。”然而，他强调，牛头重复压裂井仍能带来积极的经济效益，因为它们更便宜，可能是资金较少的运营商的首选。

这种更复杂的衬管重压作业方式，由于需要在井下运行工具并且每口井的驱动成本高达约 300万 至 400 万美元。因此风险更大。

总部位于休斯顿的Vertice Oil Tools公司是美国各地重复压裂中使用的refrac衬管和其他工具的开发商。近几个月来，有越来越多的作业公司与该公司接洽，以完成对衬管重压井的尽职调查。

Vertice的销售和市场总监Alex Goodwin表示，高油价推动了人们对重复压裂的兴趣。

这种紧凑的重复衬管易于安装，使修井机在固井作业完成后能够快速回收。 来源:Vertice Oil Tools

一种无水泥重复压裂封隔器，设计成金属对金属密封(带有应急橡胶密封)。 来源:MorphPa cke rs

Vertice 是家庭手工业的代表，该行业已经兴起，重复压裂生产衬管和桥塞。

“压裂领域的许多人都试图采用现有的衬管系统，他们可能会遇到新井并对其进行调整或修改以进行压裂，”Goodwin 解释说。“但最大的挑战是油井架构并没有足够的空间将工具放回传统油井中。

他补充说，美国页岩区常用的直径为 5.5 英寸的套管柱表明很少有公司指望重新进入这些井进行第二次尝试。

这就决定了重复压裂衬管制造商的目标，即使其外径足够小，以适合狭窄的套管，但内径要足够大，以下入桥塞、射孔枪，并以高速率泵送流体和砂。这就是我们为这些非标准套管直径为 4 英寸和 3.5 英寸的井专门建造衬管的原因。”Goodwin分享道。

一般来说，这样的直径是避免太大的管道摩擦和达到50 bbl/min以上的泵送速率所需的最小直径。

Goodwin说，除了提供高度的隔离性(因为它们几乎覆盖了整个外侧)外，衬管重压还具有操作一致性的优势。

他说:“一旦你建立了这个过程，就不会有太多的复杂性。”他指出，学习曲线中最大的部分是如何正确地清理老井，在某些情况下，这些老井已经有10年没有进入了。Goodwin补充说，需要特别注意安装，以确保从底部到衬管顶部实现完全隔离。

所有这些都是为了提醒人们，重复压裂所需的流程与最初的水力压裂作业不同，作业公司和技术开发人员都必须经历这些步骤。

据报道，下入尾管的挑战之一是必须将固井作业挤进旧套管和新套管之间的狭小空间。水泥裂缝可能会降低压裂效率，因为压裂液会从一个压裂段流回之前的压裂段。

这个问题为MorphPackers的创新创造了机会。这家英国公司在休斯顿地区设有办事处，生产用于固井重复压裂衬管的尾管悬挂器，但它也向作业者提供不使用水泥的可膨胀钢封隔器。相反，这些封隔器在套管内部形成金属对金属密封，在重复压裂过程中提供隔离。

MorphPackers的封隔器内径(ID)为4.5英寸，这是一个众所周知的主题。配合衬管，外径为5.5英寸。适合于现有的套管。

“这种纤细的设计使我们能够最大限度地提高残余内径——因此我们牺牲的内径比其他一些技术要少，这使得操作员能够以更高的速度进行折射，这对于获得更好的折射后结果至关重要，” MorphPackers 首席执行官 Alfredo Sanchez 说。

Sanchez补充说，典型的封隔器重压作业可能需要30-40个单元才能覆盖现有的所有压裂段。尽管这意味着要在井下下入大量封隔器，但他表示，这比下从尾到尾的衬管成本更低，而且操作简单。

当所有封隔器下至井深并覆盖裸眼射孔后，下入一个球并泵入尾管底部的一个座位。Sanchez说:“然后我们向它加压，所有的封隔器都将在一个单一的压力事件中同时膨胀和坐封。”“没有其他移动部件，没有任何东西在移动。”

人们越来越了解什么是好的重复压裂，人们对压裂再定向概念的接受程度在慢慢提高。这突出了重复压裂技术的一个关键问题，即另一个障碍涉及页岩行业在技术和经验上的不对称。 涉及到地质力学，它有助于正确选择重复压裂技术并知道在哪些井中使用它们。

为了帮助解决这个问题，Barba的IES公司最近与Primary Vision公司合作，从Eagle Ford的几十个其他重复压裂项目中收集数据。

两家公司今年早些时候发布的联合报告显示，Barba等人对URTeC案例的研究结果在整个油田范围内具有广泛的可重复性，并已成为两家公司寻求很快启动的新联合产业项目(JIP)的基础。

尽管Primary Vision的Johnson公开表示了泵注市场的局限性，但他仍然希望， 越来越多地通过井库存运行的运营商可以重新审视压裂作业。

他还说，根据他看到的早期筛选数据，与在二叠纪西北仅几百英里处发现的机会相比，Eagle Ford的机会可能相形见绌。

他说:“在二叠纪，可能有数万口井有重复压裂的机会。”

但要发现并利用这种巨大的潜力，就需要做大量的功课，才能找到最强的候选者。JIP（新联合产业项目）希望帮助在美国主要盆地运营的公司解决这一问题。

再回到Eagle Ford, IES和Primary Vision指出，今年早些时候，该地区86家运营商中有53家全年都没有下过钻机。对于这些运营商来说， 重复压裂可能是一种在保持无钻机的情况下提高产量的资本效率高的方法。

Johnson表示，潜在的JIP（新联合产业项目）可能会研究运营商如何优化完井计划，以使更多的重复压裂适应停机时间。或者，开辟一个单独的单元，专门从事重复压裂是否更有意义?这是目前的问题之一。”

他还指出，在提醒投资者采取更大规模的行动之前，公开上市的运营商可能需要对重复测试结果更有信心。联合项目可以在这方面提供帮助，使参与者能够汇集数据，并根据结果加速学习。

Johnson指出，虽然生产数据是公开的，但完井设计数据往往缺乏细节。他说:“完井数据和生产数据同样重要，因此我们必须能够对其进行评估。”

虽然德克萨斯州仍然是大多数重复压裂活动的中心，但研究人员已经在北达科他州的巴肯页岩发现了一些非常有价值的、非常容易实现的目标。

在URTeC 3723732中，北达科他州大学能源与环境研究中心(EERC)的作者回顾了截至2019年Bakken地区约270口重压裂井的生产结果。在利用这些数据寻找未来的候选井时，该研究最大的发现之一是，Bakken地区约有400口早期水平井，这些井都是潜在的重复压裂井。虽然这只是基于初步筛选，而不是建议，但EERC估计所有这些井的重复压裂价值总计超过20亿美元。

这个数字包括了特许权使用费和税收的扣除，是基于60美元/桶的油价计算的，反映了论文撰写时的情况。

当然，由于油价在90美元/桶左右，理论上这400口井的价值现在要高得多。此外，EERC的保守假设是，这些井现有产量的2%可能会因失败的重复压裂作业而损失，这始终是一个风险。

论文作者、EERC研究员Chantsalmaa Dalkhaa表示，早期井通常被定义为单段压裂的裸眼井。

她解释说:“这些井大多还没有真正枯竭。”“所以，如果你重新改造这些井，你可以增加更多的压裂段，生产更多的石油，这反映在经济估算中。”

与套管井相比，裸眼井具有更大的潜力，因此备受关注。EERC的报告显示，裸眼井重复压裂平均增加了34万桶储备桶的产量，而套管井重复压裂后平均增加了17.5万桶。

此外，裸眼井折射后的3个月内，气油比(GOR)平均下降了10%。在套管井重复压裂井中，GOR几乎没有下降，这表明Bakken地区的裸眼折射井在未开发的储层岩层中更成功。

EERC的论文还提出了其他一些有趣的观点，包括重复压裂波似乎对邻井有有益的影响。Bakken和Three Forks地层被认为是高度连通的，这可能有助于解释为什么在其他致密盆地很难获得如此有利的结果。

EERC的研究人员将这种相互作用称为“二手重复压裂”，他们发现，在靠近重复压裂井的邻井中，约70%的邻井产量都出现了提高。这是基于Bakken油田产量最高的50口折射井附近161口邻井的压裂后结果得出的结论。

EERC进行重建研究的原因之一是促进国家资源的最大化——这是其研究任务的一部分。

该论文的合著者Nick Azzolina也是EERC应用AI/ML的助理主任，他强调，除了所有这些细微差别之外，总体情况是，到目前为止，Bakken的水平井群中只有一小部分被重压裂。

究其原因，还是因为很少有东西能像一口新井那样竞争资本。

Azzolina说:“我认为，钻出一个新的钻井段的结果比回钻和重复压裂的结果更有确定性。“但我认为，这里的论点是，地面上有2万个洞，这可以被视为一个机会。”

EERC的研究人员正在寻找的一个变化是，Bakken油田的作业者从主要考虑在填充垫上重复压裂母井，转向完全由母井组成的垫层。

他说:“这是最佳DSU(钻井间距单位)的组成部分，即通过重复压裂可以从整个DSU中挤出多少石油。”他补充说，“根据DSU的不同，一口井可能只是6口至16口井中的1口。”