引言

凭借着“页岩气革命”的成功，美国从天然气进口大国正迈向能源独立之路，尽管处在油价动荡时期，仍然实现了页岩气产量的持续增长。分析页岩气的生产曲线，在生产一两年过后呈现指数型的下降，接着便是长达20年甚至更长时间的低产量生产，产量衰减幅度大、速度快成为了页岩气水平井典型的生产特征^[1]。油价比较乐观时，为了应对页岩气开发中单井产量递减快的难题，页岩气生产商采取了增加钻井作业量、钻加密井等一系列提高产量和采收率的方法^[2]。近年来油价在低位徘徊，之前的盈利模式被打破，为了降低成本一些页岩气运营商将注意力转移到提高老井的单井产量，寻求更加经济的增产改造措施——水平井重复压裂^[3]。

页岩气水平井在早期开发时其井身位置可能错过或绕过了大量储层资源，而且由于初始完井和储层性质的原因，生产井没有发挥出真实潜力。通过很多油气服务公司的生产评估分析显示，页岩气水平井至少有40%的射孔簇对生产没有贡献^[4]，这些不足就留给了重复压裂非常多的机会。重复压裂本身并不是一项新技术，20世纪50年代重复压裂技术最早出现在美国，20世纪60年代国内也开始进行重复压裂^[5]。随着技术与认识水平的不断进步和页岩气资源开发的快速发展，页岩气水平井重复压裂是近年来页岩气行业重点关注的技术之一。重复压裂在改善页岩油气井生产特征和增加单井估算最终储量方面已经取得了不错的效果，在目前的石油背景下，不仅恢复了美国页岩气的整体经济复苏，而且还能保证开发商获利^[6]。除此之外重复压裂措施能保护生产井免于邻井诱导裂缝穿透的负面影响，增加更多的利益^[7]。

目前，关于页岩气水平井重复压裂技术的研究热点主要围绕在如何建立适合作业区的选井标准、发展新的施工工艺技术和工程效果评估等方面。中国的页岩气开发与美国、加拿大等发达国家相比尚属于起步阶段，没有涉及太多的页岩气重复压裂内容。本文主要调研美国及一些大型石油公司在页岩气水平井重复压裂技术上的研究现状，按照重复压裂的工作流程分成优化选井、关键工艺和监测分析3个部分进行综述，对未来页岩气水平井重复压裂技术的研究方向进行展望，希望能够对今后中国国内页岩气开发增产降本起到一定的建设性作用。

1 优化选井

重复压裂对象的选择是页岩气水平井重复压裂施工成功的关键，是施工流程的第一步也是最重要的一步。早期有关致密砂岩气藏研究显示，重复压裂可以显著提高可增采收率，但是大多数增产改造潜力(85%)往往被限制在少数(15%)的井中^[8]，非常需要好的识别方法来改善重复压裂的经济性。对于页岩气重复压裂水平井的选择，首先要确定导致候选井生产效果不好的原因；其次识别出储层剩余油气资源以及初始增产措施改造效果差的区域。这是一个复杂的过程因为每口井的情况都不相同，选择依据与候选井的储层性质、初始增产效果、生产情况和获得额外储量的潜力直接相关^[9]。

1.1 储层性质

页岩气水平井所在的储层性质对于重复压裂来说非常重要，储层具有较高的渗透率、较大的产层厚度和较低的含水饱和度说明储层物性好，更有利于提高产量。如果水平井所在储层保持较高的压力也是可以成功实现重复压裂的有力指标^[10]，储层压力较高直接关系到更多的可采储量，能够帮助压裂液顺利返排，恢复初次压裂缝的生产。

那些具有较大储层伤害的页岩气水平井也是重复压裂较好的候选对象。凭借重复压裂可以解除近井眼储层的伤害，改进压裂缝和井眼之间的连通从而获得更高的产气量^[10]。Mirzaei等提出了一种由水相滞留造成的储层伤害^[11]。这种伤害发生在初始含水饱和度小于束缚水饱和度的储层，当初次压裂采用水基压裂液时，压裂液与储层接触造成乳剂阻塞，同时增加了水相和储层岩石之间的界面张力。对于水相滞留伤害，可以使用二氧化碳作为重复压裂压裂液，减少界面张力并结合毛细管力帮助清除截留在页岩基质中的压裂液、原生水相和乳剂阻塞^[12]。压力瞬态分析能够用来帮助判定储层伤害和剩余油藏压力^[13-14]。

1.2 完井效果

Vincent在2010年总结了超过100个已经实施重复压裂的现场研究^[15]，并且总结了导致重复压裂成功的主要因素，以及造成大部分重复压裂失败的原因。在初次压裂施工过程中，如果很多压裂段出现了脱砂，那么这些区域可以用重新定向射孔进行重复压裂^[16]。

不正确的射孔设计将导致失败的压裂施工，不充足的射孔数量将妨碍裂缝和井眼之间的连通，过多的射孔又会引起压裂液不能平均分流进所有的射孔孔眼中^[17-18]。压裂液不同程度的流进射孔中，这将导致一些射孔中没有充足的压裂液进行造缝，这样的水平井就适合进行重复压裂，重复压裂前先进行重新射孔，可以提高重复压裂施工的成功率。

对于压裂簇间距较大，初始产量高，产量快速递减的水平井，同样适合于重新射孔减小簇间距来进行重复压裂。套管完整性对于选择重复压裂水平井来说也是重要的因素。如果套管的机械性能测试达不到重复压裂的施工压力要求，重复压裂施工对于提高产量没有任何实际意义^[18]。

1.3 生产情况

高产井相比于低产井更适合作为页岩气重复压裂候选井。在选择重复压裂对象时，工程师往往更倾向于选择生产表现较差的水平井进行作业，但是已经有大量的学者研究得出，在生产作业时表现效果好的水平井，其作为重复压裂对象更能够获得较高的经济效益^{[15, 19-20]}。

Ahmad等提出了一种采用传统改良异质性指数(MHI)的方法评估完井和油藏质量^[21]，该研究方法可以主动地筛选重复压裂候选井，并预测和评估邻井之间压力连通的可能性。将生产井的产气量和产水量与同一地区其他水平井的平均产量进行比较，比较的结果可以作为选择重复压裂施工对象的依据。French等用此方法来筛选重复压裂候选井，图 1显示了5口水平井的产水和产气MHI^[16]。

F-1井在早期生产期间的产气量高于平均水平，但之后页岩气生产以及气体MHI值递减迅速。与其他井相比，M-1井和D-1井产气水平较好，但递减率也较高。B-1井显示产气量低于平均产量，表明在井中存在未增产的改造区。H-1井高于平均产水量，低于平均产气量，表明了产水存在问题。最后，H-1井被选为重复压裂的施工井，以增加页岩产气量。

1.4 其他因素

在页岩气水平井生产的过程中，会在压裂改造储层位置形成压降区，压力的下降会导致井身附近岩石水平主应力减小，为后续压裂缝提供最小阻力通道^[22]。在同一井区内如果有多口水平井生产，对其中一口水平井进行重复压裂，施工期间重复压裂产生的水力裂缝会沿着最小阻力通道向相邻井已有裂缝扩展。这种现象叫做裂缝干扰，会对相临井的生产造成不利影响^{[16, 18]}，所以井场单独存在一口水平井更适合于进行重复压裂。

基于生产数据分析来选择重复压裂候选井不是非常有效^[19]。Mohaghegh等提出了使用人工神经网络和模糊逻辑工具来识别出取得成功重复压裂施工的影响因素^[23]。Barba和Shook提出了完井效率的概念^[24]，用于分析多层压裂施工。Sinha和Ramakrishnan提出了完井指数的概念来选择重复压裂对象^[25]，完井指数是结合了完井数据和初次增产施工参数，包括压裂液类型、支撑剂类型及浓度、压裂段数和压裂段长及段间距。Sinha和Ramakrishnan同时提出了生产指数的概念^[25]，时间归一化生产指标代表了长期生产或预期最终采收率。Shayan等提出了“长期重复压裂效率”的术语^[26]，是基于油藏特征和初次压裂属性来确定生产提高率，其定义为进行重复压裂后的累积产气量与未进行重复压裂的累积产气量在年限为30 a时长的比值。Nicolas在2013年提出了一种新的系统方法^[27]，允许现场工程师从有限的生产数据和其他通常可用的储层数据的分析中评估井的重复压裂潜力。通过对比发现，由系统决策算法选择的井的采收率比随机选择的高出35%，并且该方法采用的无因次公式可以用于其他任何油藏储层，量化估计增加的采收率。Shayan等同时利用数值模拟的方法开发出选井的模型^[26]，并研究出重复压裂的最佳时间。通过模型的敏感性分析总结出适合页岩油气井重复压裂的储层特点，建议在产气量下降到初始产量的10%~15%时进行重复压裂效果更好。Shahab等在2016年提出了基于大数据分析的独特选井工作流程^[28]，使用了非常先进的预测分析技术。该研究展示了如何将预测分析应用于页岩，并且实践于有着数百口页岩油气井的Marcellus页岩区块，证明了在初始开发过程中产生的数据可以成为用于重复压裂选井时的信息库。

同样，对于选井，国外的一些油气服务公司会形成一个多学科、多功能的专家团队，针对自己负责的区块，制定适合作业区的选井标准，从所有生产井中分析识别出最佳的候选井。2014年斯伦贝谢公司组成了一个经验丰富的包括水力压裂和油藏地下学科的地球科学家团队，以确定出识别候选重复压裂井的一套工作流程和标准^[29]。2015年贝克休斯公司的“Next Wave”增产改造服务计划，采用数据挖掘和分析技术处理区块大量的井数据，识别出候选井并且将其分成不同等级以方便有针对性的制定改造计划^[2]。目前，关于页岩气水平井重复压裂现场实践的资料不是很多，但也有一些公司将其公开，并总结出针对作业区块特点的选井经验和准则^{[4, 16, 30]}。

2 关键施工工艺

页岩气重复压裂施工设计主要取决于初始井筒完井情况和气藏性质，气藏性质主要考虑岩石力学、地质学、气藏流体和裂缝形状。总结页岩气重复压裂施工设计可分为4个部分：压裂液选择、支撑剂选择、暂堵转向方式选择和施工阶段设计^[18]。施工设计前再对储层岩石性质和初始压裂施工数据的分析评价也非常必要，储层岩石性质主要考虑储层岩石类型、相邻层岩石类型、应力各向异性、岩石强度和脆性；初始施工压裂施工数据主要考虑压裂液和支撑剂类型、初始裂缝形状、裂缝复杂程度、滤失数据、射孔设计，铺砂浓度以及射孔簇产气效率。同时还要注意井身相邻位置天然裂缝和含水层的存在，以上内容需在重复压裂施工设计前明确清楚。压裂液的选择不在本文内详述，主要将暂堵转向内容作主要的介绍。

2.1 支撑剂选择

支撑剂的选择包括支撑剂材料、强度、尺寸和粒径分布，铺置浓度和类型合适的支撑剂为储层流体流动到井眼提供高导通道。选择支撑剂同样主要取决于储层性质，还有所使用的压裂液类型和预期裂缝形状。如果重复压裂后预期获得平面裂缝，那么较高的支撑裂缝宽度对于提高裂缝导流能力至关重要。选择高浓度大尺寸支撑剂对于形成足够的支撑裂缝宽度更为合适，同时要求线性或交联冻胶作为铺砂的液体载体。当重复压裂后期望获得复杂裂缝网络或微裂缝，那么就要选择较小的支撑剂尺寸。

Wang等研究了Barnett页岩区块大约200口井的重复压裂施工^[31]，总结出当初始压裂施工使用20/40或40/70目尺寸的支撑剂时，重复压裂则通常选择100目尺寸的支撑剂用于施工。Dahl等提出了使用微支撑剂(尺寸小于100目)来提高次级裂缝对产量增加的作用^[32]。高流量携砂液和小尺寸的支撑剂可以降低支撑剂在射孔孔眼和裂缝内的沉降率，因此，较高流量的低黏流体或滑溜水能够容易的将较小或微支撑剂输送进次级裂缝网络，从而提高裂缝网络对产量增加的作用。

2.2 暂堵转向方式选择

在压裂施工期间的水平井水平段内，流体从水平井跟部流经井筒和射孔簇到趾部，会发生压力的损失。Grieser等解释了在水平段内有多个射孔簇进行射孔时^[18]，只要射孔内摩阻高于井筒内摩阻，负载支撑剂的泥浆将能够流经射孔簇间隔继续流动；当射孔内摩阻和井筒内摩阻保持平衡时，泥浆的速度变为零，将不会在井筒中进一步流动；当射孔内摩阻小于井筒内摩阻时，泥浆会进入射孔孔眼内。除了摩擦阻力以外，流体在跟部位置会漏失进原有裂缝或新造的裂缝中去，所以跟部到趾部流体流动的速率会发生降低。因此，在水平段内压力梯度会变大，跟部位置的注入压力和注入速率要高于趾部位置，这也造成了跟部位置相比于趾部有更多的支撑裂缝。以上就是造成水平井水平段内，不同射孔簇压裂改造程度不同的原因。

页岩气水平井重复压裂是在重复压裂对象生产一段时间之后进行的，油藏压力会随着生产而逐渐下降。初次压裂增产改造过的支撑裂缝区相比于未改造的区域，压力下降的更加明显，因此，在进行重复压裂时，已经存在支撑裂缝的位置储层压力小，大部分的泥浆会进入已经生产的裂缝位置^[33-34]。所以，有必要对已经增产改造的区域或高生产带进行暂堵隔离，使压裂液体转向到未开发改造的储层位置。暂堵方式可以分为机械式和化学颗粒式，机械式暂堵方法是通过安装井下工具例如：带有跨接封隔器组件的连续油管、投球滑套、封堵球和可膨胀衬管等；化学颗粒式暂堵方法主要包括岩盐、苯甲酸薄片、聚乳酸、聚酰亚胺等用于暂堵分离。

2.2.1 可膨胀衬管

Enventure GT公司研制开发的Eseal固体可膨胀重复压裂衬管能够实现对原有无产能射孔位置的封堵，并重建井筒内压的完整性，如图 2所示。可膨胀衬管重复压裂技术的施工步骤如下。(1)在下入膨胀衬管前，用孔内管柱铣刀铣削生产套管，再将可膨胀衬管下至井底。(2)将可膨胀锥体从井底泵送至井口，从而将可膨胀衬管膨胀至其最大直径，并将衬管固定在适当位置；(3)衬管膨胀后，原有的射孔孔眼就会被完全封堵，井筒内压的完整性也得以重建，这时就可以射新孔和进行水力压裂了^[35-38]。该技术已在Barnett、Marcellus和Eagle Ford页岩区的15口井中进行了测试，效果不错，但成本较高，该公司正研究将此方法与化学封堵剂结合使用或通过可膨胀衬管的重复使用以降低成本。

2.2.2 化学颗粒

化学转向剂工艺方法，基本流程是先将由特定化学物质和颗粒组成的转向剂泵入井下靶区，再按照设计方案射新孔或利用原来的射孔进行水力压裂。化学颗粒将射孔通道封堵，增加了孔眼摩擦阻力，如图 3所示^[33]。

Kraemer等介绍了使用带有颗粒的可降解纤维^[33]，当它们被泵入井下时，颗粒保持在一起，并且当颗粒在水平井筒内运移时保持其悬浮。使用转向剂可以帮助施工获得复杂裂缝网络，增加裂缝与储层的接触面积^[39]。当重复压裂施工结束后，需要将生产井段的射孔位置解除封堵。大部分的实践证明，重复压裂后仅有较小的油藏压力可以使得转向剂颗粒返排，这对施工后清除转向剂提出了挑战。如果化学转向剂颗粒在重复压裂施工后可以自行降解，这就可以解决清除井筒内转向剂的问题。但是使用化学颗粒转向剂方法最大的缺点是无法控制颗粒的接入点，不能控制水平井段的哪一部份可以被重复压裂。

化学颗粒转向剂还可以用于段内转向压裂，它能依次封堵已压开的裂缝，确保段内每一簇都被有效改造且贡献产量。Shahri等介绍了流体转向要遵循的步骤^[34]，Allison等介绍了一口位于Barnett页岩区块的水平井^[40]，使用可降解颗粒转向剂进行的重复压裂施工。该水平井水平段长约520 m，垂直于最大水平主应力方向挖钻，以便于形成横向和复杂裂缝网络，并设计了5个射孔簇以获得更好的水平段储层缝网覆盖(图 4，其中，1 psi = 6.895 kPa；1 bbl=159 L；1 lbm/USgal = 119.826 kg/m³)。

如图 4所示^[40]，施工过程分为4个阶段，每个阶段中间被转向剂投放操作关联。从图 4中可以明显地观察到，在加入转向剂后，施工压力和排量有明显的波动变化。这说明了加入的转向剂有效的封堵住前一阶段形成的裂缝，使得随后的压裂阶段，裂缝可以沿着其他方向进行起裂和扩展，形成次级裂缝和复杂裂缝网络。

Zhou等在2009年提出了一种新的纤维辅助转向酸压技术^[41]。该技术将裂缝重新定向和流体转向相结合，通过纤维转向剂使人工裂缝转向，提高深部碳酸盐岩储层裂缝和洞穴的连接机会，纤维转向剂表现出高堵塞强度，自动且完全降解，对地层的破坏可忽略不计等优势。

在2011年，Allison等开发了可以自动降解和变形的颗粒用作转向剂^[40]。转向剂系统由两种不同尺寸的颗粒组成，具有较低的密度，并且成功用于Barnett重复压裂现场试验。同年，Loiseau等对一般的转向剂做出研究^[42]，如细陶瓷、黏土和油溶性树脂等，指出它们对地层渗透性造成很大的损害，并且仅可以在有限的温度范围内使用。

Dave等在2014年总结了常用的页岩气水平井转向技术^[43]，并对比分析了不同方法的优势和缺陷。主要包括两种暂堵方式分为机械式方法和颗粒式方法。机械式方法缺点明显，施工成本高、耗时长、操作复杂且存在风险，所以一般选用颗粒式暂堵方法。选择最多的是环保型可降解暂堵球(EFSRDP)，优势在于成本低、可桥堵不同几何形状孔眼和裂缝而且可自行降解，但是缺点在于受井底温度限制，对进行暂堵的接入点顺序无法控制。

2.2.3 应力重新定向

参考传统意义上的重复压裂内容^{[5, 44-45]}，目前页岩气水平井重复压裂的作业方式主要分为以下两种。

(1) 同层压新缝，即通过补射优质水平段改善油气井产量。

(2) 原有裂缝改造，即通过重新压入支撑剂、延伸原有裂缝等措施使原来失去作用的裂缝重新开启，达到改善生产动态的目的。

针对不同的作业方式，要满足不同的内容，同时决定着所采用的工艺方法。目前，随着转向技术的不断开发和使用，已经大大减小了水平井执行重复压裂操作的不确定性范围^[9]。所谓“转向”即施工时要涉及到裂缝的重新定位，包括传统意义上的“堵旧缝，压新缝”^[46]和基于应力场变化的“缝内二次转向”^[47-48]，即凭借重复压裂使得裂缝的起裂位置或延伸的方向发生改变，其目的都是为了改造新的岩石储层，增加储层改造体积。

2.3 施工阶段设计

施工设计包括不同阶段部分的设计，例如：前置液阶段、铺砂阶段、暂堵转向阶段和返排阶段。设计每个施工阶段主要包括：液体类型的选择、流体的流变性、添加剂类型、泵注液体的体积和注入排量等。支撑剂阶段施工设计包括：井口支撑剂浓度、不同阶段支撑剂台阶式增加的浓度、携砂泥浆注入速率。对于重复压裂施工同样需要估计泵的使用数量及其功率等级。对于重复压裂施工的各种参数，没有现成的算法供精确选择，所有参数的选择都要依靠现场实践作为基础，来帮助工程师进行施工设计。

3 监测分析

目前最常用的裂缝监测技术是微地震监测技术^[49-52]，基于声发射和地震学原理，通过检波器采集数据再对采集的地震数据进行解释。近两年，有研究学者指出微地震监测技术存在不准确性，进而提出电磁监测技术手段^[53]，可以弥补微地震监测的准确度不足，但是电磁监测技术目前还没有被广泛的认可，仍有不完善之处，需要进一步的研究工作。

除了裂缝监测技术，近几年还发展了有支撑剂追踪技术^[54]，化学追踪剂技术^[55]，分布式温度光纤传感诊断技术^[56-57]等裂缝评价工艺方法，当重复压裂施工结束后要对压裂效果进行评价，这些技术即可用来识别油气藏中没有泄流的区域是否被改造成功，评估裂缝转向效果，判断支撑剂是否导进新的目标裂缝，确定裂缝的延伸轨迹，清楚压裂效果。

3.1 微地震监测

现场进行重复压裂施工时，可以使用微地震绘图技术(MSM)作为施工实时监测工具。通过观察微地震事件位置的分布，就可以确定出增产改造了的水平段储层，同理，还可以帮助检查转向剂的有效性。微地震事件的发生随着重复压裂段数呈线性增加，MSM技术可以确定出不同压裂段的微地震事件数量或者程度，从而估计出裂缝的几何形状。Potapenko等介绍了在Barnett页岩区块应用MSM技术^[58]，分析每个泵注阶段来自新旧射孔的流体流动路径(图 5，其中，1 ft = 30.48 cm)。

四川盆地涪陵页岩气田通过利用地面及井中微地震联合监测技术^[59]，对焦石坝区块平台“井工厂”压裂裂缝进行实时监测，了解“井工厂”压裂模式下的人工裂缝几何尺寸、展布方向，对于后期压裂参数的优化具有重要的指导意义。

3.2 温度传感监测

因为压裂液的温度要比储层的温度低，因此通过对温度的监测，可以探测出施工过程中流体的流动路径。如果在给定的区域观察到有较大的温度冷却效果，那么可以说明该区域有大量的流体流进。Holley等介绍了分布式温度光纤传感诊断技术(DTS)^[56]，结合MSM技术来获取重复压裂施工过程中的实时压裂结果。介绍中选取了一口位于Barnett页岩区块的水平井，采用套管完井，水平段中由段塞阀隔离，每个压裂施工段分别由MSM和DTS方法获取实时数据。图 6^[56]分别显示了水平段的微地震发生事件和第三段压裂施工期间射孔位置观察到的DTS传感器结果。图 6a所示的微地震监测结果说明第三阶段压裂形成了对称裂缝，而第一、二阶段压裂形成了非对称的裂缝形态，其中第二、三阶段压裂产生的微地震事件较大程度的重叠。图 6显示的近井眼DTS监测数据说明在第三段压裂施工期间，有部分液体进入了第二压裂段内，表明二、三两段间的封隔效果不好。如果没有DTS监测的帮助，很难识别出微地震事件重叠的原因，MSM结果只能误导性地建议该问题是与储层或射孔间距有关。

Holley等还介绍了应用由DTS方法获得的段位回温数据^[56]，段位回温数据是在一段压裂施工结束，下一段施工开始后记录的。被压裂储层的温度会因为工作液的注入而下降，当施工结束后又会恢复到地层温度，温度回到地层温度的时间取决于施工期间注进储层的液体体积。注入的液体体积越大，所需要的时间就会越长，通过观察获取的回温数据，如果在前次压裂段发现有温度的下降，那么说明水平段间的封隔效果不好。

3.3 支撑剂追踪监测

同位素锑，钪和铱可以作为放射性示踪剂加入支撑剂携砂泥浆中，用来监测压裂施工过程。目前常用的支撑剂追踪监测是应用光谱伽马射线录井来探测放射性示踪剂，检查水平段井眼的工作范围、转向剂的使用效果以及是否有效改造储层。不同类型的追踪剂可以分别在不同的压裂段使用，用来检查不同施工段的压力效果。Leonard等介绍了一口位于Eagle Ford页岩区块的水平井如何使用支撑剂追踪监测技术^[60]。

4 发展趋势

页岩气水平井重复压裂依靠完钻新井的部分成本，则可以继续实现单井产量的持续增长。目前，随着有效转向技术和选井方法的不断开发和使用，已经大大提高了页岩气水平井执行重复压裂操作的成功性，这些技术和方法上的进步降低了经济风险，并进一步激励石油开发商将投资组合策略转向重复压裂。考虑到大量页岩气水平井的产量急剧下滑，以及目前开钻新井的紧张预算，页岩气水平井重复压裂一定会变成一个值得更多研究的重要技术。

每口执行页岩气重复压裂的水平井都是一个独立的试验，其中会有新技术的使用，工艺上的进展和材料上的改进发生。基于目前页岩气水平井重复压裂技术的研究状况，对未来的发展方向提出一些建议。

4.1 结合“大数据”和经验分析选择重复压裂候选井

从调研的文献中可以看出，许多因素控制了重复压裂的成功，这正是为什么不可能将成功的重复压裂操作复制于其他候选井的原因，这也导致要对每口井进行具体考察，需要考虑的内容容量是具有挑战性的。随着油气智能化时代的到来，学会使用“大数据”技术在选井时可以为专家提供帮助，面对成百上千不同程度和情况的生产井，快速的分析所有可以得到的参数，通过数据做出判断，弥补人为上的不足，并对导致生产下降的各种原因进行识别和分类，实现有效、经济和可靠的开发具有重复压裂潜力的水平井。另一方面，经验仍是识别良好重复压裂候选井的有价值工具，利用专家和现场工程师的经验分析，可以弥补初始完井时的方法和重复压裂改造时的方法之间的不足。所以结合“大数据”和经验分析选择重复压裂候选井，可以减少人为失误，提高选井准确性和覆盖率，得到作业区内最优候选井。

4.2 套损变形井柔性修复工艺

结合目前大量的页岩气水平井压裂现场施工总结，一定数量的水平井压裂施工未能按照压裂设计完成，主要原因是作业过程中套管发生变形或损伤，导致井下工具入井困难，压裂液体漏失，无法继续后期的施工作业。对此，以高分子材料科学为基础，研发柔性固化材料作为封堵剂，形成水平井柔性修复工艺。目标是弥补类似可膨胀衬管等机械暂堵方法的不足，在页岩气井高温高压环境下，有效封堵目的层段，继续完成后期的段簇压裂，并且达到环保、操作简便和低伤害等条件。针对因套损变形不能继续机械方式施工的水平井，新工艺可以成为很好的补救措施。

4.3 基于损伤力学的裂缝监测技术

基于声发射和地震学原理的微地震监测技术，其准确性目前仍受到行业内的质疑，其他不同类型的裂缝监测方法也还无法达到准确的定量评价储层改造体积。近年来，基于损伤力学与断裂力学相结合的方法，通过传感器信号对裂缝损伤发展状况进行监测，这种技术逐渐引起学者们的注意。相对于微地震监测，该技术可以过滤无效的噪点，还可以对水力压裂三维裂缝形态及裂缝延伸进行预测。该技术一旦发展成熟，作为裂缝预测和裂缝评价都是可靠和准确的技术手段。

4.4 建立基于地层评价的预测模型

在重复压裂施工前，已经收集了大量的数据资料，可以利用岩芯分析、伽马射线测井和微地震监测，以及结合邻井和候选井的生产数据来建立井的数模模型，通过模型做参数敏感性分析测试。通过模型工具，对裂缝的延伸和压后产量进行预测，这两点非常重要。初次压裂改造后，包括地应力、渗透率、页岩蠕变性和孔隙压力等在内的地层条件发生变化，通过模型做裂缝延伸预测，可以帮助判断施工参数大小以及所选改造方法的适用性。目前，对未来产量的预计和最终可采储量的估算都是根据初次压裂的模型计算的，重复压裂项目的经济评价有很大的不确定性，如何建立适合重复压裂井使用的精确产量预测模型是未来需要解决的一个重要问题，也是重要的发展趋势之一。难点在于水平井应力场测量，现有的试井方法准确率较低，仍要结合微地震和储层数值模拟数据，结果才有说服力。目前，对于重复压裂增产改造运用“地质-工程-油藏”一体化技术来建立准确地预测模型，进行方案优选、经济评价和产量预测必将成为主流趋势。

4.5 新型材料的压裂液和支撑剂

初次压裂很可能引起井筒周围应力场、储层润湿性等方面的变化，如果重复压裂中使用与初次压裂相同或相似的压裂液和支撑剂，很难再取得更大的生产突破。而且重复压裂对压裂液和支撑剂的性能要求一般比初次压裂更高，低固相残渣或无固相残渣、低滤失、易返排、低成本、易操作是总体目标。未来的重复压裂液体系需要既能改变相渗又达到环保要求，与新材料技术的结合是必然趋势。考虑到中国页岩气区块的地质基础，水资源匮乏，以及“十三五”能源结构低碳化要求，可以开展CO₂携砂的体积改造技术研究，形成水平井无水重复压裂改造技术，气体作为携砂液进入储集层，有效补充地层能量，同时有效促进甲烷解吸，提高页岩气采收率。

目前，随着油价处于低迷时期，石油与天然气行业被迫削减对未来石油供给的投资，完钻新井等手段不再适合当前的形式，再加上中国页岩气产业逐渐走向成熟，会有相当数量的生产井面临产量下降的问题，这些都将给页岩气水平井重复压裂提供巨大的发展机会。然而，中国页岩气行业虽然稍有成效但与美国为首的西方国家相比，还缺少一定的开发经验。对于页岩气水平井重复压裂技术，建议国家石油企业等有关部门给予支持。目前，四川宜宾的页岩气水平井长宁H3-6井已经迈出中国页岩气水平井重复压裂的第一步，希望在更多有条件的地区先进行小区块的先导性试验，推动中国非常规油气资源的发展。

5 结论

(1) 页岩气水平井重复压裂可以通过实现不同的目标，极大地提高页岩气的可采储量，主要目标包括：提高裂缝的导流能力、增大裂缝与储层的接触面积、裂缝转向和连通绕过产层。

(2) 导致重复压裂施工失败的主要原因有：油藏质量低、完井状况差、没有一致的改造水平压裂段以及接触含水层或断层。

(3) 对于所有页岩气区块的重复压裂施工设计，没有直接可用的候选井选择算法，也无法直接准确地确定施工参数。算法只能针对特定的区块，参数的设计也必须基于现场实际情况。

(4) 暂堵转向工艺是页岩气水平井重复压裂成功的重要因素之一，基于目前的研究现状，环保型可降解颗粒选择较多，其作为转向剂优势在于成本低、可桥堵不同几何形状孔眼和裂缝而且可自行降解。

(5) 对于施工监测方法，目前比较前沿且使用较多的技术有：微地震监测技术、支撑剂追踪技术，化学追踪剂技术，分布式温度光纤传感诊断技术等。