岩性油气藏  2018, Vol. 30 Issue (3): 1-11       PDF    
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水平井体积压裂技术研究与应用
蒋廷学1,2, 王海涛1,2, 卞晓冰1,2, 李洪春1,2, 刘建坤1,2, 吴春方1,2, 周林波1,2    
1. 页岩油气富集规律与有效开发国家重点实验室, 北京 100101;
2. 中国石化石油工程技术研究院, 北京 100101
摘要: 水平井体积压裂技术是有效开发低渗致密油气藏的关键技术。在深层及超深层碳酸盐岩油藏、致密砂岩油气藏和页岩气等领域,持续开展了裂缝与起裂扩展规律描述方法、裂缝参数优化方法、射孔工艺参数优化、多尺度压裂工艺参数优化方法、分段压裂工具、低伤害压裂酸化工作液体系、压后同步破胶及返排优化、体积裂缝诊断及效果评估方法等研究工作。在调研水平井体积压裂技术研究与现场应用最新进展的基础上,形成了以压前储层综合评价、油藏数值模拟、体积压裂优化设计方法、高效压裂液酸液体系、分段压裂工具/裂缝监测与诊断、压后返排优化控制等为主要内容的储层改造技术链,经华北鄂尔多斯致密砂岩气藏、新疆塔河超深层油藏及四川盆地深层页岩气等试验及推广,效果显著,极大地提高了裂缝的有效改造体积和勘探开发效果。对国内类似油气藏的压裂改造和增储上产均具有重要的借鉴和指导意义。
关键词: 低渗致密油气藏      水平井      体积压裂      有效裂缝     
Volume fracturing technology for horizontal well and its application
JIANG Tingxue1,2, WANG Haitao1,2, BIAN Xiaobing1,2, LI Hongchun1,2, LIU Jiankun1,2, WU Chunfang1,2, ZHOU Linbo1,2     
1. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development, Beijing 100101, China;
2. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101, China
Abstract: The volume fracturing for horizontal well is the key technology for effective exploitation of low permeability tight reservoir. The significant progress has been made in the area of deep and ultra-deep carbonate reservoir, tight sandstone and shale reservoir etc. The research work on description of fracture initiation and propagation, optimization of fracture parameters, optimization of perforation parameters, multi-scales fracturing optimization, staged fracturing tool, low damage fracturing and acid fluids system, synchronous gel breaking and flow back optimizing and fracture monitoring and diagnosing have been carried out. The formation stimulation technical chain with proprietary intellectual property rights has been established, including comprehensive assessment of formation, numerical reservoir simulation, optimum design method of hydraulic fracturing, efficient fracturing and acid fluids system, staged fracturing tool and fracture monitoring and diagnosing and flow back control etc. The latest progress of horizontal well fracturing technic and field applications in SINOPEC were summarized, which have been tested and generalized in tight sandstone gas reservoir in Ordos in North China, ultra-deep reservoir in Tahe Xinjiang and deep shale gas reservoir in Sichuan Basin. The effective stimulation reservoir volume and enhanced production of the low permeability reservoir above were significantly improved. These latest technics are important reference and guidance for the formation stimulation and enhancement work of similar domestic reservoirs.
Key words: low permeability reservoir      horizontal well      volume fracturing      efficient fracture     
0 引言

近年来,水平井分段压裂技术的研究及应用日益普及,在低渗及致密砂岩、深层及超深层碳酸盐岩、超低渗透页岩油气藏及煤层气藏等领域都获得了广泛的应用,并取得了显著的效果,使得原先直井压裂无经济效益的大量难动用油气藏,焕发了青春。该技术由此得到了推广。

所谓水平井分段压裂技术,就是利用水力喷射、桥塞射孔联作、裸眼滑套等分段压裂方法,对水平井进行多段压裂作业,最终压后一次性返排投产,但随着储层渗透性的逐级降低,单靠水平井分段压裂技术已难以充分发挥其增产增效的潜力。因此,水平井体积压裂技术应运而生[1]。所谓水平井体积压裂技术,就是在水平井分段压裂的基础上[2],将每个裂缝的复杂性程度进一步提升,从而最大限度地提高裂缝的改造体积[3]。换言之,形成多个单一裂缝的是水平井分段压裂技术,形成多个复杂裂缝的是水平井体积压裂技术。

能否将原先的单一裂缝形成复杂裂缝,并将不同尺度的复杂裂缝进一步用不同粒径的支撑剂饱和充填,使其变为有效的裂缝改造体积,难度非常大。笔者系统研究裂缝的起裂扩展规律、裂缝参数优化方法、特殊的射孔技术、多尺度压裂工艺参数优化方法、分段压裂工具、低伤害压裂液及裂缝复杂性程度评估技术等,以期为低渗透致密储层的压裂改造和油气增储上产提供依据。

1 水平井体积压裂技术 1.1 裂缝起裂扩展规律

裂缝起裂与扩展规律是压裂工艺优化设计的前提,通过真三轴大型压裂物理模拟和数值模拟来刻画不同岩性的岩石在受压状态下的破裂方式及延伸状态,以此得到影响裂缝复杂度的控制因素,为压裂工艺参数优化设计提供依据[4-6]

针对目前页岩等非常规储层压裂改造缝难以识别与表征的技术难题,采用大型真三轴加载系统、伺服泵压系统、Disp声发射监测系统、大型工业CT扫描系统,构建了页岩水力压裂缝物理模拟试验平台(图 1),改进了以往仅依靠剖切压裂后试样进行压裂缝形态描述的不足[5],更直观、更全面地再现了页岩水力压裂过程,实现对压裂缝萌生、扩展、转向和贯通全过程物理模拟。最大加载试样尺寸可达800 mm×800 mm×800 mm,且可根据所模拟的实际工程情况,选择合适的尺寸。考虑实际水平井多簇射孔条件,设计了300 mm×300 mm×600 mm物模试验,并改进了侧钻模拟射孔装置和加载装置,压裂模拟全程采用Disp声发射监测,结合压裂后试样剖切结果表明,多簇射孔条件下的簇间应力干扰一定程度上降低了裂缝周围水平应力差异系数,可促使复杂裂缝的形成[4]图 1)。相比传统物模试验采用300 mm×300 mm×300 mm的正方体模拟试件中预制割缝衬管模拟单一射孔条件而言,更能清晰准确地刻画水平井压裂“体积”裂缝在应力干扰条件下的延伸规律。

下载eps/tif图 图 1 模拟2簇射孔条件下试样剖切及对应的声发射结果 Fig. 1 Cutting plane and acoustic emission result of the large-scale physical simulative experiment under condition of two perforation clusters

对岩石破裂失稳过程的研究,除了依赖于现场观测和相关物理试验外,目前已出现了众多岩石力学数值计算方法,使用较多的3种方法为有限单元法、边界元法和离散元法,且都有广泛应用的数值计算软件,但它们有一个共同缺陷,即不能计算岩石受力状态下的破裂全过程,这极大地限制了其工程应用,而细观力学方法是解决该缺陷的最佳选择。从细观角度出发,利用岩石细观结构的非均匀性在整体上表现出的复杂宏观力学行为,逐渐成为岩石破裂过程数值计算的研究方向。其主要理论基础为基于微元强度统计分布建立的反映岩石材料微观(细观)非均匀性与变形非线性相联系的弹性损伤模型,并将材料的非均质性及缺陷的随机性通过统计分布与有限元相结合,用有限元作为应力求解器,以弹性损伤理论及修正后的Mohr-Coulomb准则对单元进行变形及破裂处理,实现对非均匀材料破裂过程的模拟。此方法可以实现对页岩等非常规储层非线性破坏特征的准确刻画。利用该方法,详细研究了水平地应力差、层理胶结强度、簇间距等因素对裂缝形态的影响以及提及裂缝扩展过程中主压裂缝与层理弱面的沟通作用机制。结果表明,层理缝在一定程度上会阻挡裂缝在基质体内的发展,裂缝发展至层理时,会优先在层理面内扩展,层理强度会影响裂缝发展过程。相同体积内,层理密度增大,裂缝形成复杂缝网所需的压裂液排量和压裂能量越小。即相同条件下,层理强度适中,层理密度越大体积压裂效果越好。

1.2 裂缝参数优化方法 1.2.1 单井裂缝参数优化方法

兼顾到净现值和发挥水平井最大产能,先用油藏数值模拟器Eclipse建立单井模型,根据不同裂缝段数下累计产量随时间变化曲线来确定产能最优化的压裂段数;再结合压裂模拟软件开展不同压裂段数与净现值(NPV)的匹配关系[7-9]。由于水平井分段压裂须要优化的参数项目多,且每段裂缝的参数也可能不同,如:针对3种分段数对应不同的裂缝参数,用正交设计方法提出了共27种方案(表 1),这样可实现一次同步优化出多个裂缝参数。

下载CSV 表 1 分段压裂优化数值模拟的正交化方案 Table 1 Orthogonal table for optimization of multi-stage hydraulic fracturing numerical simulation
1.2.2 井工厂多井多缝协同优化方法

协同优化方法来源于机械行业复杂结构的优化设计,是多参数多目标优化的方法,追求质量、工期和成本三者的有机统一。借鉴此思路,形成了“单井”及“井工厂”压裂多参数协同优化模块。以井工厂整个平台的经济净现值为目标函数,平台的收入来源于压后产量预测结果,成本来源于钻井及压裂成本(没考虑前期勘探投入)。在模型的求解上,采取遗传变异的算法,先随机生成符合限定条件的多个井网参数、裂缝参数与施工参数,按照变异概率及适应性函数进行多代迭代计算,最终同步优化出整个平台经济效益最大化的多参数组合。

平台的经济净现值优化模型如下

$ \left\{ \begin{array}{l} NPV = \sum\limits_{i = 1}^n {\frac{{{Q_{\rm{i}}}\left( {{L_{\rm{h}}}, {D_{\rm{h}}}, {L_{\rm{f}}}, CO{N_{\rm{f}}}, {D_{\rm{f}}}} \right){P_{\rm{i}}}}}{{1 + {I_i}}}-{C_{\rm{d}}}-{C_{\rm{f}}}} \\ 1000 \le {L_{\rm{h}}} \le 2000\\ 50 \le {D_{\rm{h}}} \le 600\\ 20 \le {L_{\rm{f}}} \le 300\\ 0.5 \le CO{N_{\rm{f}}} \le 10\\ 5 \le {D_{\rm{f}}} \le 40\\ 100 \le {V_{\rm{f}}} \le 2500\\ 5 \le {V_{\rm{p}}} \le 120\\ 5 \le {Q_{\rm{p}}} \le 20 \end{array} \right. $ (1)

式中:NPV为平台的经济净现值,元;N为评价年限,一般取20,a;Qi为第i年的平台产量,m3Lh为水平井筒长度,m;Dh为与相邻水平井筒间距离,m;Lf为水力裂缝支撑半长,m;CONf为裂缝导流能力,D·cm;Df为相邻裂缝间距离,m;Pi为第i年油价,元/t;Ii为第i年贴现率,小数;CdCf分别为钻井及压裂的成本,元;VfVp分别为单井压裂液及支撑剂总量,m3Qp为注入排量,m3/min。

以涪陵页岩气藏典型的四井式和六井式井网为例,进行井工厂多参数协同优化研究,其中部分关键参数如表 2所列,通过多参数协同优化模块对主要的井网参数(水平井段长度、井间距、支撑半长、裂缝导流能力、相邻缝间距)及施工参数(单段液量、单段支撑剂量、注入排量)进行优化,模拟结果表明:以焦石坝目前的地质条件及产量条件,适当加密井间距和缝间距,并配合适当小的缝长和施工规模,有利于进一步提高裂缝改造体积,从经济上也更为可行;当气价降低时,应适当加大井间距和缝间距。

下载CSV 表 2 不同气价下井工厂参数优化结果 Table 2 Optimized parameters of the well pad with different gas price
1.3 射孔方式及参数优化

射孔方式及射孔参数对体积压裂效果的影响很大[7],既影响射孔位置处起裂压力、诱导应力、裂缝转向半径等具体参数,又直接关系到最终是否能够形成有效的多缝连通体。水平井体积压裂射孔主要选用相位角为60°、孔密为16~20孔/m、孔径为9.5~13.9 mm的枪弹组合,进行分段螺旋式布孔,而螺旋射孔有局限性,如:单孔(或局部孔)进液、簇内多裂缝起裂,诱导应力干扰严重、簇内多缝等。

为了解决这些问题,提出了一套平面周向射孔全新理念,主要目的是在减少段数的同时,增加簇数,减少排量,增加改造体积。相比螺旋式射孔(图 2),平面射孔具有以下优势:多孔进缝,裂缝扩展更充分;簇内单缝,诱导应力只存在于簇间;可实现多缝多簇;簇数不变时,设备水马力需求大幅度降低;破裂压力与延伸压力大幅度降低。

下载eps/tif图 图 2 螺旋射孔(a)与平面射孔(b)的对比 Fig. 2 Comparison between screw perforation(a)and planar perforation(b)

模拟结果表明(图 3),在总液量为2 200 m3,排量为14 m3/min,簇/段为5的条件下,采用平面射孔(4孔/周)与螺旋射孔(20孔/m)对比,平面射孔可使缝高提高6.3%,缝宽提高4.6%,缝长提高7.2%,有效改造体积提高19.8%。在这种条件下,也可有效提高作业效率[11],施工周期可降低1/3~1/2。

下载eps/tif图 图 3 平面射孔(a)与螺旋射孔(b)的造缝对比 Fig. 3 Comparison of fracture geometry between screw perforation(a)and planar perforation(b)
1.4 多尺度压裂工艺参数优化方法

多尺度缝是体积压裂改造所追求的目标。由于油气储层的非均质性、岩石力学特性差异及地应力的各向异性等“先天”因素制约,加上水平井分段多簇射孔条件下诱导应力的大小和分布不均,导致实际压裂过程中形成的裂缝尺度也有所差别。然而,压裂过程中往往由于造缝不足或支撑不够,即使压裂初期形成了复杂的多尺度缝,在闭合压力作用下最终还是以单一主缝形态为主。从提高体积压裂改造效果本身出发,须要解决两方面的问题,即:如何进行有效多尺度造缝和实现多尺度裂缝的饱和充填。为此,结合前期大量物模和数模结果,笔者提出了施工排量、压裂液黏度、支撑剂粒径与不同缝宽尺度的匹配性优化设计方法。

1.4.1 差异化变排量设计

以页岩气储层为例,选择4种前置液升排量方式:2-4-6-8-10-12-14-16 m3/min,2-6-10-14-16 m3/min,2-8-14-16 m3/min和2-10-16 m3/min,在胶液比例0~60%(以10%为间隔)的情况下,裂缝平均缝宽数据如表 3所列。优化的前置胶液用量应为总液量的30%~40%;当储层埋深为3 000~3 500 m时,宜采取小阶梯变排量1~2 m3/min的增排量方式,而当储层埋深> 3 500 m时,宜采取大阶梯变排量4~6 m3/min的增排量方式。

下载CSV 表 3 不同提排量方式和胶液比例对缝宽的影响 Table 3 Effects of displacement increase and gel ratio on fracture width
1.4.2 压裂液黏度优化

黏度的变化对改造体积也有着较大的影响。黏度越大,产生的改造体积越小,但产生的缝宽也越大,胶液黏度> 100 mPa·s时对改造体积和缝宽增幅影响变小(图 4)。因此,优选黏度 < 100 mPa·s的液体作为主体压裂液。

下载eps/tif图 图 4 黏度与缝宽和改造体积的关系 Fig. 4 Relationship of fracturing fluid viscosity with fracture width and SRV

采取3种黏度的压裂液体系,即低黏度压裂液(9~12 mPa·s)+中黏度压裂液(40~50 mPa·s)+高黏度压裂液(70~100 mPa·s)[12];设置3种压裂液占比为7:2:1,6:3:1,6:2:2,5:4:1,5:3:2,4:4:2,4:3:3。不同类型液体比例与裂缝形态的关系如图 5所示,综合考虑裂缝复杂性和改造体积的影响,优选深度 < 3 500 m时3种压裂液比例为5: 3: 2;> 3 500 m时3种压裂液比例为4:4:2。

下载eps/tif图 图 5 不同类型液体比例与缝宽和改造体积的关系 Fig. 5 Relationship of different fracturing fluid with fracture width and SRV
1.4.3 支撑剂粒径及占比优化

不同尺度的裂缝空间造出后,如何实现全尺度裂缝的饱和充填是提高ESRV的终极目标。目前通用的造缝宽度是支撑剂平均粒径的6倍,按照这个原则,计算不同深度储层压裂后不同宽度的裂缝比例,可以获得支撑剂不同粒径及占比的优化结果(图 6)。就深层页岩气压裂而言,小粒径支撑剂的比例要大幅度增加,深度越大增加的幅度也越大[1]

下载eps/tif图 图 6 不同深度支撑剂不同粒径及占比优化图版 Fig. 6 Different proppant grain sizes and proportion optimization at different well depths
1.5 分段压裂工具研制 1.5.1 水力喷射分段压裂工具

水力喷射压裂是集射孔、压裂、水力封隔为一体的新型增产改造技术,它适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造,尤其适合薄互层、纵向多层、固井质量差易窜槽井、套变井的改造[13]。水力喷射技术分为不动管柱多级喷射压裂技术与连续油管拖动喷射压裂技术。根据加砂通道不同分为油管内加砂与环空加砂2种方式。多种方式选择可以满足不用施工条件与储层条件。

水力喷射工具喷嘴的耐用性和可靠性是该技术的关键。制造喷嘴的材料主要有硬质合金、陶瓷等,自主研制的整体式防脱落高耐磨喷嘴彻底解决了喷嘴在施工中易脱落失效的问题[14]。系列水力喷射工具单井目前已达到11~20段,这满足了长水平段分段压裂需求,普通喷射工具耐压差为70 MPa,耐温为150 ℃。针对高温高压酸环境的储层,可选择耐酸耐高温的喷射工具。

1.5.2 泵送桥塞分段压裂工具

水平井多级可钻式泵送桥塞、射孔封隔一体化分段压裂技术成为非常规油气藏开发的主流技术。该技术的主要特点是套管压裂、分段分簇射孔、快速可钻式桥塞封隔[3],压后井内可实现全通径,便于后续措施干预。泵送桥塞为水平井多级分段压裂技术的关键工具。

对耐高温树脂体系做了改性,优化了后固化工艺,使得桥塞主体材料的综合性能显著提高;运用有限元方法对关键部件及整机坐封过程进行了仿真分析,优化了桥塞结构,提升了桥塞性能。形成了多个系列的产品:①易钻复合桥塞系列,耐温最高150 ℃,耐压最高85 MPa;②大通径桥塞系列,耐压70 MPa,耐温150 ℃;③可溶桥塞系列,耐压70 MPa,耐温120 ℃。

1.5.3 水平井裸眼多级滑套分段压裂工具

水平井裸眼分段压裂改造技术是国内外重要的一种水平井分段压裂技术,它已经成为提高低渗、特低渗透油藏储量动用程度和采收率的重要手段[15]。水平井采用多级滑套分段压裂技术,施工周期短,作业效率高并可以最大限度地打开储层,增加泄油面积,降低开发成本,是低渗透油藏开发的趋势[16]。关键工具由锚定式封隔器、裸眼封隔器、投球压裂滑套、压差式滑套等组成。

裸眼多级滑套分段压裂系列工具具有高分子封堵球密度小、可降解、无须反洗等特点[17-18]。相关技术优化了球座锥角,并对接触密封面进行了硬化耐磨处理,经过试验验证加砂230 m3后,密封能力仍然> 70 MPa。工具系列耐温180 ℃,球座极差为3.175 mm。在胜利、中原、华北、西南等油气田及煤层气田应用80多井次750多段。

1.6 低伤害压裂酸化工作液体系 1.6.1 超深层碳酸盐岩储层深度酸压用地面交联酸体系

针对塔河油田超深层碳酸盐岩储层酸压改造急需耐高温、深穿透的技术难题,开发了酸用稠化剂、交联剂、缓蚀剂等关键助剂,形成了耐高温的地面交联酸体系,耐温能力突破165 ℃,以此为载体打造了水平井定点酸压、靶向酸压、深穿透自支撑酸压等新工艺技术,发挥了酸液体系黏度高、反应速度低、携砂能力强等特点,使酸压裂缝穿透距离较普通稠化酸增加50%以上。目前已形成了140~160 ℃系列酸液配方与配套工艺技术,耐高温地面交联酸体系在塔河现场推广应用24口井,最高应用温度达到162.3 ℃,实现累计增油14.3万t。

1.6.2 常规砂岩油气藏用超低浓度胍胶压裂液及清洁聚合物压裂液体系

针对常规砂岩油气藏压裂须要降低胍胶伤害、降低压裂液成本等难题,开展了新型低伤害压裂液研究,一是开展了超低浓度羟丙基胍胶压裂液技术研究,研发了高效交联剂,突破了0.28%胍胶质量浓度的使用界限,在0.25%胍胶质量浓度条件下能够实现有效交联,各项压裂液性能符合行业标准,在同等条件下羟丙基胍胶使用质量浓度降低了30%。二是开展了清洁聚合物压裂液技术研究,研究出中低分子量的疏水缔合聚合物,并配套了表面活性交联剂,形成了适应50~160 ℃地层温度的系列清洁聚合物压裂液配方,该体系在170 S-1剪切2 h后尾黏可以达到50 mPa·s以上,能够实现快速破胶,破胶液黏度为1~3 mPa·s,采用弹性携砂,携砂性能比较好,无残渣,对裂缝的基质伤害小。该技术现场应用30口井次,涉及国内的致密砂岩、页岩和碳酸盐岩以及阿根廷的凝灰岩,成功率为100%,最高携砂砂液比达到52%,可增产1~2倍。

1.6.3 非常规储层体积压裂用滑溜水及胶液体系

针对页岩气、致密气、煤层气等非常规油气藏高降阻、低伤害压裂技术难题,创新研制乳液、粉末减阻剂和高分子聚合物表面活性剂,开发了高效降阻剂(SRFR)、增稠剂(SRFP)、交联剂(SRFC)、黏土稳定剂(SRCS)和助排剂(SRCA)等系列化学产品,形成了新型的滑溜水技术和胶液压裂液技术。2011年以来,在焦石坝、丁山、元坝、南川、胜利义104块、青海民和等区块水平井分段压裂现场成功推广应用,滑溜水体系溶解速度低于60 s,实现在线配液,耐温耐盐性能好,返出水可重复配制利用,现场最高温度达到145 ℃,最高现场测试减阻率达到81%,最高携砂砂液比达52% [18-20]

1.7 压后同步破胶设计与返排参数优化 1.7.1 压后同步破胶设计

水平井分段压裂由于压裂工艺不同,施工时间及施工先后顺序不同将导致不同压裂段压后破胶时间和破胶程度呈现明显差别。根据压裂液破胶实验,破胶剂浓度与破胶时间成反比,破胶时间又与环境温度成反比。压裂施工过程中由于大量泵注压裂液,使得裂缝内的温度远低于地层温度(图 7),在该温度条件下破胶时间将大幅延长,因此须要考虑对破胶剂的加入量进行调整。比如,一般页岩气单井完成15段压裂施工,正常需要5~8 d时间,然后才能开井返排,因此须要设计不同压裂段的破胶时间。为此,基于温度场变化和破胶时间要求,通过调整破胶剂的加入量来实现破胶速度的控制,以实现开井排液第一时间所有压裂段都完成破胶和同时排液。为便于现场控制,先期压裂裂缝的微胶囊破胶剂应用比例适当高些,后期压裂裂缝的过氧化物应用比例适当高些。微胶囊的过氧化物的释放机理是温度及裂缝闭合的共同作用。过氧化物在53 ℃以上时破胶作用较明显,低于53 ℃时破胶难度较大,尤其是最后压裂的裂缝,短时间内估计难以破胶,可采取关井温度恢复或加入生物酶等低温活化破胶剂等措施在低温条件下破胶。

下载eps/tif图 图 7 示例的裂缝温度场及恢复情况模拟 Fig. 7 Simulation and recoveryof fracture temperature field
1.7.2 压裂返排参数优化

为了准确地模拟水平井多段压裂施工后的排采过程,利用Eclipse数值模拟软件,从地质建模、裂缝形态描述、压力场及饱和度场初始化等3个方面进行精细建模:①采用双重介质模型给页岩的基质系统和天然裂缝系统分别赋值,包括孔隙度、渗透率、含水饱和度和相对渗透率等,对于煤层气和页岩气,应用Langmuir曲线表征气体解吸过程,同时考虑气体从基质向微裂缝的扩散;②基于主、次裂缝是否连通,把人工裂缝分为单一缝、复杂缝、网络缝等3种类型,缝高剖面在纵向上逐渐变化;③模拟压裂井注入过程,井口压力为施工压力,注入液量为施工总液量,以此来初始化压裂后的压力场和饱和度场,尽可能真实模拟压裂施工后的状态[20-21]

基于上述建模方法所建的模型共考虑了4类共13个因素:①地质参数:压力系数、束缚水饱和度、吸附气含量(页岩气和煤层气);②裂缝参数:裂缝形态(单一缝、复杂缝、网络缝)、段数(段间距)、裂缝半长、裂缝长期导流(随时间递减)、缝高剖面(沿缝长不等高分布);③压裂施工参数:单段注入量、破胶液黏度;④返排参数:返排时机、日排液量、井底流压。在考虑段间干扰和缝间干扰的情况下,全面并定性分析了各参数对水平井压后采气量和返排率的影响程度大小,采用正交方案设计进行数值模拟。结果表明,影响水平井压后累计产量的主要因素为:压力系数>缝高剖面>吸附气含量(对于页岩气)>段数>裂缝形态>导流能力>井底流压>破胶液黏度;影响压后返排率的主要因素为:破胶液黏度>压力系数>井底流压>段数>单段注入量>裂缝半长。进一步结合压后水平井实际生产动态,可优化井口压力及抽汲参数(图 8)。

下载eps/tif图 图 8 水平井压后排采参数优化工作流程 Fig. 8 Optimization workflow of flow back parameters for a post-frac horizontal well
1.8 体积裂缝诊断及效果评估

对水平井分段压裂裂缝走向、改造体积以及裂缝复杂度的诊断最直接的方式是采取地面或井下微地震监测,然而,对于探井和复杂山地环境下无法开展微地震及测斜仪监测的压裂井,分别建立了裂缝复杂性G函数诊断方法以及基于施工曲线分析的压后评估方法。

1.8.1 裂缝复杂性G函数诊断方法

G函数分析主要依据测试压裂停泵或主压裂加砂施工顶替完成后停泵一段时间内压降数据与G函数时间的关系,来定性评价地层的滤失性,进而间接反映地层裂缝的复杂性。应用G函数模型进行求解,先将现场数据时间t转换为G函数时间,得到P~G曲线,以它为基础,得到d P/d G~GISIP-G d P/d G~G曲线[18]。根据曲线形态特征可以确定出滤失是否与压力有关。同时可以解释出天然裂缝发育指数来衡量天然裂缝发育程度

$ {\beta _{{\rm{fo}}}} = \ln \left( {\frac{{{\rm{d}}P}}{{{\rm{d}}G}}{{\left| {_{P = ISIP}/\frac{{{\rm{d}}P}}{{{\rm{d}}G}}} \right|}_{P < {P_{{\rm{fo}}}}}}} \right) $ (2)

式中:βfo为天然裂缝发育指数,无因次;Pfo为微裂隙开启压力,MPa。

βfo小于一定数值时,压力与滤失系数不相关,随着βfo值的增大,表明压开了天然裂缝。βfo临界值具体要结合储层孔渗特性以及滤失特性等加以综合判断。通常在整个裂缝闭合期间,若压力与滤失相关,则ISIP-G dP/dG>Pt),且变化幅度和范围很大;若压力与滤失无关,则有ISIP-G d P/d G值近似等于Pt)。据此进一步建立起对应不同油气储层特征、不同滤失条件下的G函数诊断图版。

1.8.2 基于施工曲线分析的压后评估方法

当现场施工缺少压后停泵压降测试数据或者停泵测试时间很短时,G函数曲线解释方法的应用将受到制约,甚至无法对地层滤失、裂缝延伸状态、裂缝闭合时间、闭合压力等作出准确判断。鉴于此,提出了基于压裂施工曲线反演储层参数与定性评估压后裂缝形态的新方法,通过对己施工井资料进行充分挖掘,重新认识储层及裂缝参数(图 9)。

下载eps/tif图 图 9 水平井分段压裂裂缝示意图 Fig. 9 Sketch map of hydraulic fracture for multi-stage horizontal wells

地层脆塑性判别:统计压裂施工过程中地层发生破裂的次数、压力降幅及降速,脆性地层的这3个指标相对较大。

裂缝形态的判别:压力波动出现时间反映了复杂裂缝到井的距离;压力曲线的波数反映了形成复杂裂缝的数量;波幅大小反映了复杂裂缝的规模。

再利用Meyer等软件模拟反演出不同压力波动时间内次生缝面积的变化,以此与水力裂缝全缝长相除,得到分支裂缝的等效缝宽,该等效缝宽与水力裂缝的全缝长的比值,再乘以缝高垂向延伸因子、缝长延伸因子、应力干扰因子、缝宽非平面扩展因子等4个因素的叠加因子[4],就得到了裂缝复杂性指数

$ {F_{{\rm{CI}}}} = {I_{\rm{h}}}{I_{\rm{l}}}\left( {1 + {I_{{\rm{fi}}}}} \right)\left( {1 + {I_{\rm{w}}}} \right)\frac{A}{{{L^2}}} $ (3)

式中:A为分支裂缝波及面积,m2L为水力裂缝全缝长,m;Ih为缝高垂向延伸因子,Ih= h/HIl为缝长延伸因子,Il= l/LIfi为缝间应力干扰因子,Ifi= d/DIw为缝宽非平面扩展因子,Iw= σw/w;h为实际的造缝高度,m;H为贯穿整个页岩厚度的造缝高度,m;l为实际的造缝半长,m;L为预期的主裂缝造缝半长,m;d为水平井相邻裂缝间的诱导应力高于原始水平应力差时的传播距离(一侧裂缝算起),m;D为水平井相邻裂缝间的段间距的一半,m;σw为裂缝半缝宽的均方差,m;w为裂缝半缝宽的均值,m。

2 现场应用情况

针对不同类型油气藏水平井分段压裂酸化改造技术需求,近几年工程院以特色分段完井工具和工作液体系为载体,成功打造了适应不同储层特点的压裂酸化工艺技术系列。形成了以上述8项核心技术为主的水平井体积压裂完整的技术链,先后在四川盆地页岩气藏、塔里木盆地深层碳酸盐岩油气藏、东北薄互层凝析油气藏、鄂尔多斯盆地大牛地及鄂南致密砂岩油气藏近百口井开展了单项或成套技术应用,工艺成功率100%。

(1)深层碳酸盐岩油气藏酸压应用效果研究关键井测井资料,并结合大量岩石力学实验及地质力学理论,对托甫台等地区的地应力场分布进行预测,实现了复杂地质条件下地应力场的模拟。考虑岩石力学、地层压力、地应力差、天然裂缝以及地层温度等因素对破裂压力预测的影响,建立了全新的破裂压力预测方程,预测精度达到95%。

设计优选了裸眼封隔器(膨胀式和压缩式)+滑套大规模、大排量分段酸压方式。针对塔河碳酸盐岩储层裂缝、溶蚀孔洞发育、井径规则程度低的特征,确立了封隔器坐封位置的选择标准。

提出了自支撑酸压理论和方法,改变了常规酸蚀裂缝的支撑模式,自支撑导流能力明显优于普通酸蚀导流能力,有效支撑高度提高约为4倍,在闭合应力为50 MPa条件下,自支撑导流能力提高40%以上,在闭合应力为90 MPa条件下仍能保持有效的支撑强度。

在采用耐高温地面交联酸体系作为主体酸液体系的基础上,对于裂缝发育的储层优选了耐温140 ℃可降解纤维降低酸液滤失,进一步提高酸液作用距离,裂缝监测显示有效酸蚀缝长达到195 m。碳酸盐岩储层地面交联酸携砂酸压、纤维辅助深穿透酸压等关键技术已在塔里木塔河、托甫台、顺南、玉北等地区应用46井次,增油38.45万t。

(2)致密砂岩油气藏水平井分段压裂应用效果

为提高致密砂岩油气藏水平井分段压裂改造体积,充分利用各井间的应力干扰,形成复杂裂缝,提高施工效率,节约成本,形成了丛式水平井组分段压裂优化设计技术,建立了丛式井组正对布缝和交错布缝诱导应力计算模型、X型和平行水平井2种水平井组油藏数值模型和一套丛式井组电模拟物理模型,研究成果应用到大牛地气田的4个水平井组,压后平均单井无阻流量达到周围邻井的1.35倍以上,且缩短了压裂施工周期35%以上。

针对致密油气藏压后初产低、稳产期短等难题,提出的2级裂缝高导流复合压裂工艺技术,在保持主裂缝高导流能力的基础上,对所形成的分支缝进行有效地支撑,提高并保持分支缝的导流能力,同时利用纳米驱油压裂液的特殊优势,形成对储层油藏的充分改造。

研制的适用于149.23 mm(5 7/8″)井眼的Φ 114.3 mm(4 1/2″),215.9 mm(8 1/2″)井眼的Φ 139.7 mm(5 1/2″)压缩式裸眼封隔器,耐温130 ℃,封隔压力70 MPa。满足致密砂岩油气藏水平井分段压裂,在大牛地、杭锦旗等区块应用70多井次。

(3)页岩气水平井分段压裂应用及效果

页岩气水平井体积压裂工艺集成技术实际应用中更加注重页岩气藏品质、完井品质、压裂品质的差异化,工艺上按照“一井一案、一段一策”进行精细化设计和现场施工参数调整。形成了页岩网络压裂施工参数优化设计方法、工艺流程与现场实施控制方法,研发的“组合加砂、混合压裂、控近扩远、高导主缝、平衡顶替、快排控采” ESRV压裂技术解决了含气页岩加砂困难、工艺成功率低、施工周期长、单井产量低等难题。能够确保页岩气储层按设计“压得开、加得进、排得出”,同时能够形成有效的三维裂缝改造体积,缩短施工作业时间,降低储层伤害,从而实现对超低渗页岩储层天然气资源的有效动用。目前累计现场应用达60余井次,多数为油田“1”字号探井,工艺成功率100%,为涪陵页岩气示范区第1期50亿m3产能建设和第2期100亿m3产能建设提供了强有力的技术支撑。

针对深度> 3 500 m的涪陵页岩气田第2期丁山、威远、永川等区块构造复杂、地层破碎、埋藏深等新挑战,形成了以平面射孔、多尺度造缝及全尺度裂缝充填为核心,配套多级交替注入模式(酸、滑溜水、胶液)以及变黏度、变排量、混合粒径及小粒径支撑剂为主体的工艺方法,现场施工刷新了国内深层页岩气水平井压裂多项工程记录,永页1 HF、威页1 HF、丁页4侧钻水平井分别获得14.1万m3/d,17.5万m3/d和20.56万m3/d的压后初产。针对彭水、武隆、丁山等常压页岩产量递减快、综合成本高等难题,攻关配套了页岩甜度优选评价、一剂多效压裂液体体系、混合加砂技术、“井工厂”压裂技术等技术系列,以最大程度地实现降本增效的目标,全面支撑了中石化常压页岩气的勘探开发。

3 结论

(1)水平井体积压裂是解决目前复杂难动用油气藏低产、低效并实现经济开发的核心技术,其目标是有效裂缝改造体积(ESRV)的最大化。具体可分2个层次,一是裂缝改造体积的最大化,主要通过裂缝布局、缝间距及裂缝半长等的优化,获得最大的裂缝波及面积及波及体积,同时通过不同完井方式和工艺措施增加裂缝的复杂性程度;二是有效裂缝改造体积的最大化,即支撑剂的有效输送和铺置,优化支撑剂粒径及占比,实现不同尺度裂缝系统的饱填砂目标。

(2)通过室内研究与现场试验,初步建立了水平井体积压裂技术系统,包括井工厂压裂开发多参数协同优化方法、平面射孔技术、裂缝扩展物模及多尺度造缝技术、多尺度裂缝有效充填技术、井下分段压裂工具及低伤害压裂液体系、同步破胶剂压后返排优化技术、体积裂缝诊断及效果综合评估技术等。现场应用结果表明,该技术体系适应性、针对性、先进性及现场可操作性强,可极大提高裂缝的有效改造体积及低渗致密油气藏的整体开发水平及经济效益。

(3)“多层楼”井工厂压裂、分支井压裂、宽带压裂+缝内转向复合压裂、水平井重复压裂技术、深层与常压页岩气体积压裂技术、碳酸盐岩储层深度体积酸压技术、压裂液返排液高效回收利用、高效压裂液与酸液体系(耐210 ℃;超低浓度;超低摩阻;一剂多效;超低界面张力)、LPG及超临界CO2压裂液研制及市场化、超低密度高强度多功能支撑剂、极限条件下智能分段压裂工具、压裂改造与钻完井及三采技术等的一体化设计(大系统工程方法)等都将是下一步技术创新的关键。

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