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编译 | 二丫 周诗雨
据估计，页岩水力压裂作业中有多达一半以上的射孔簇没有得到有效压裂，导致井的产能不足。而以现在的技术水平，若想更好地设计裂缝压裂位置，作业者还需要进行额外的测井作业，花费更多钻井时间。
目前出现了一种新的作业流程，能够根据已搜集的数据进行压裂施工设计。由于美国页岩气的开发已经比较成熟，钻井人员进行的测井作业也越来越少，导致水平段的数据较少。
“过去完井工程师在进行完井时，总是面临着缺少水平段信息的问题。他们没有足够的信息来指导他们进行布缝，”Drill2Frac公司的销售和运营副总裁Bill Katon说，“因此，最终的完井效果也不是最理想的。”
如果设计采用的是呈几何形态分布的裂缝，那么每级压裂簇之间的间距都是相等的；而基于地质力学设计的压裂簇位置则会根据岩性进行布设，达到提产的目的。
Drill2Frac基于用户提供的几何压裂设计，将原来设计的压裂簇移动到岩性类似的段中，实现了原设计的优化。Drill2Frac首席技术官Kevin Wutherich表示，“这样能够给整个作业团队提供他们原来没有的数据，从而做出可行的决策。”
Katon表示，对比采用几何形态压裂井，和完全基于录井记录、根据岩性设计的压裂井可以看出，其中根据岩性布设的压裂井，产量明显更高。
“我们（给油公司）找到了一种方法、一个指南、一个工具，并且只需要他们提供已有的钻井数据。”
——Drill2Frac销售和运营副总裁Bill Katon
工程师们在做压裂设计的时候，手上基本都没有什么数据，这就产生了压裂簇几何形态设计的概念。如果要做数据搜集，则需要进行额外的测井作业，而这既不经济，也会耽误完井进程。
为了解决该问题，2014年Drill2Frac公司成立。公司的联合创始人Sridhar Srinivasan说，公司采取了一种“激进”的方法，将钻井数据转换成了一种可进行优化压裂设计的格式。
公司表示，这种方法通过分析钻井过程中常能获得的数据，提高了非均值岩石的压裂有效性。因此油公司避免了额外的测井作业、工具或钻机时间。此外，“我们不再需要依赖经验，现在可以基于井本身的性质进行所有的完井设计。”Wutherich说。
Drill2Frac工艺采用地面和井下信息，如穿透率、钻压、扭矩、立管压力、差压、每分钟的转数，以及每日的钻井报告及其他可用数据，例如伽马射线、随钻测井和井斜数据。录井中出现的异常，例如即将失效的马达，可在数据编辑和验证过程中被去除。
“我们在对岩石的特征进行描述。”Drill2Frac使用整理后的数据计算岩石的机械比能（MSE），这是一种表征岩石硬度的量值，数十年来工程师一直都使用它来优化钻井作业。
根据公司的说法，油藏中钻井效率的改变会导致机械比能的改变。因此识别、纠正钻井效率的这些变化非常重要，这样机械比能才能反映岩石性质，而不是钻井过程。“我们想确保用于计算机械比能的数据表征的是岩石性质。”Srinivasan说。
成熟的技术
岩石强度是压裂设计时所需的重要数据 。Drill2Frac并不会对岩石强度或应力剖面进行计算。相反，它使用机械比能来表征这些值。Katon表示：“Drill2Frac公司利用最终的机械比能，将压裂簇布设在相似岩性的岩石中，这样这些部位就可以同时发生破碎。如果有空间移动，则移动裂缝簇，或改变压裂级数的长度，以便可以将尽可能多的裂缝簇布设在相似岩性的岩石中。”
Katon说：“在Drill2Frac公司成立之初，人们所采用的压裂簇间距更宽，通常在30~75英尺之间。而现在常用的间距为15~25英尺之间。这样留给工程师挪动裂缝簇，避免非均质岩石的空间就非常有限了，这意味着只有一部分岩石可能被压裂。”
该公司在力争适应油公司的完井理念。据Katon介绍，在过去几年中，页岩气的开采方法已经发生了变化。“我们在不断改变，以便能够助他们一臂之力。”
Drill2Frac目前正在开发和测试其工艺的适应性，以提高高密度压裂完井中的裂缝簇压裂效率。而类似的公司有些则选择了减少压裂级数，有些则把目光投向了暂堵剂，希望能够在非均质岩石中取得更均质的压裂效果。
暂堵剂能够将先爆炸的射孔处进行暂时封堵，从而实现岩石其余部位的压裂。Peregrine石油公司便是使用Drill2Frac公司技术的其中一家。该公司完井工程师Benjamin Ackley表示，据估计，与原来设计的几何形态裂缝分布相比，三口使用了该技术的井压裂效率提高了10~30％。
“当我们在泵压裂液时，可以看到Drill2Frac技术和暂堵剂的结合使用确实在所有的井中实现了很好的暂堵作用。”Ackley说，“这项技术的成本相当低，而且它可以提高你的压裂效率，因此是能发挥作用的。”
一旦Drill2Frac计算出了沿整个水平段的机械比能，下一步就是为该储层设计一个符合操作者完井理念的完井方案。总来的来说，方案的目标是将裂缝簇布设在能够穿透类似硬度的岩石中。“我们尽力使压裂发生在相似岩石中。”Srinivasan说。
Drill2Frac技术能应对岩石硬度为HD13和HD14的油井，但大多数井中的岩石硬度多在HD1到HD8之间。Katon表示，如果采用油公司默认的几何形态压裂设计，则80个压裂簇中的只有36个将有助于井的生产，成功率仅为45％，效果差强人意。
而针对同一口井，如果采用Drill2Frac的设计，那么则意味着80个压裂簇中将有73个压裂簇对产能有贡献，成功率可达到91％。“我们看到，几何形态裂缝分布的成功率通常在45~65%之间；而在我们的优化设计中，我们相信射孔效率，或压裂效率的成功率能够接近90％。”，Katon说。
“行业没有理由不采纳这一项技术。它不仅有用还很便宜。”
——Drill2Frac首席技术官Kevin Wutherich
当Wutherich还在为油公司工作时，第一次了解到Drill2Frac的技术。他需要评估是否能够在井上尝试该公司的技术。
“我发现，有超过100篇文献提到过，这种工程设计完井如何改善了井的产能。”Wutherich说，“这项技术绝对有上升的潜力。它有一点非常好的是，它所应用的是你已经拥有的数据，所以成本很低。即使是一口中等产能的井，如果产能能够提高1％，都可以支付四个月的服务成本。”
Wutherich表示，Drill2Frac工艺的关键步骤之一是将压裂深度与钻工记录关联起来。 “根据我的经验，以前尝试进行工程设计完井的人们之所以失败，是因为他们需要通过随钻测井完成数据搜集。”
因此即使进行了工程设计完井，产能上的差异也不大。“10次中有9次，他们都没有将完井深度与钻井深度相关联。也许他们是想要在10000英尺进行射孔，但实际爆破在了10050英尺处。如果你不去做关联，那么你所有的工作都是徒劳的。”
“在水平钻井中，一切的问题都是围绕着钻工记录的深度进行的。如果你不与钻工记录的深度相关联，那个在这个过程中则可能会出现错误。这种疏忽会使油公司对设计感到不满，并且不太可能在未来的项目中使用它们。”Wutherich说。“就算你有世界上最好的数据，但如果在错误的深度上进行了射孔，那也是没有什么用的。”
目前在美国和加拿大，Drill2Frac工艺已经被50余家油公司采用，在超过300口井中得到应用。“我们对自己的技术相当有信心，”Srinivasan说。使用Drill2Frac技术的第一口井于2014年9月完成完井。
公司吸取了其他领域中的经验，找到了一种新的方法来解决完井靶向不准确的问题。他们必须弄清楚如何量化对产能有贡献的压裂簇，并制定相应的转向策略。“利用光纤数据，通过生产情况和与其他测井曲线的对比，我们向我们的用户们证明了我们技术的有效性。”
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