脉冲柱塞加砂压裂新工艺及其在川西地区的先导试验
戚斌, 杨衍东, 任山, 刘林, 黄禹忠, 黄小军
中国石化西南油气分公司工程技术研究院

作者简介:戚斌,1967年生,教授级高级工程师;从事油气井增产改造、完井测试领域的科研和管理工作。地址:(618000)四川省德阳市龙泉山北路298号。电话:(0838)2551298。E-mail:276743440@qq.com

摘要

加砂压裂一直在追求支撑剂的更好铺置,从而形成更长的有效裂缝和更高的导流能力,但是常规工艺总是难以令人满意。在理论分析、PT软件模拟、基础实验及创新性物模实验研究的基础上,通过特殊的泵注程序及纤维、液体等辅助工程手段,研发了一种脉冲柱塞加砂新工艺。该新工艺形成的开放性渗流通道铺砂剖面较之常规工艺在有效缝长和导流能力上具有明显优势,开放性渗流通道有助于改善裂缝清洁度、降低人工裂缝的压降,从而达到延长单井采油气寿命、提高产能效益的目的。在完成原理研究及新工艺优化设计的基础上,进行了现场先导应用与详细的压后评估。结果表明:该工艺可操作性强、实施可行,与地质条件相当的邻井相比,支撑剂成本降低44%~47%、有效缝长与支撑缝长的比值提高约16%,测试18 h返排率高达63%、归一化产量是邻井的1.9~2.3倍,降本增效、提高产量效果明显。该技术在四川盆地川西地区浅中层砂岩气藏及页岩气藏的开发中具有推广价值。

关键词: 四川盆地; 西; 加砂压裂; 支撑剂; 渗流通道; 脉冲柱塞加砂; 导流能力; 成本; 效率
A new technology in impulse-stage sand fracturing and its pilot application in western Sichuan Basin
Qi Bin, Yang Yandong, Ren Shan, Liu Lin, Huang Yuzhong, Huang Xiaojun
Engineering Technology Research Institute of Sinopec Southwest Branch Company, Deyang, Sichuan 618000, China
Abstract

A better laying of proppants has been always pursued for sand fracturing to form longer effective fractures and higher flow conductivity. However it is always difficult to achieve satisfactory effects by the conventional process. On the basis of theoretical analysis and the simulation by PT software, basic experiments, and innovative physical model experiments, a new impulse-stage fracturing technology was invented through a special pumping process as well as fiber, liquid and other auxiliary engineering means. Compared with conventional fracturing, the open seepage channel created by the new fracturing technology has more advantages with an eye to effective fracture length and flow conductivity. Moreover, the open seepage channel can also improve fracture cleanliness and reduce the pressure loss within artificial fractures in order to prolong the single-well production time and maximize productivity benefits. Upon the completion of the research on principles and the optimal design of this new technology, on-site pilot application and detailed post-fracturing evaluation were conducted. The results indicated that (1) the new technology is highly applicable and feasible, (2) compared with the adjacent wells with similar geological conditions, the proppant cost is reduced by 44% to 47%, the ratio of effective fracture length to propped fracture length is increased by about 16%, the fracturing fluid recovery rate is up to 63% after 18 h in the test, and the normalized yield is improved by 1.9 to 2.3 times, and (3) the new technology significantly lowers the cost and enhances efficiency and yield. The technology has preferable prospect of application in shallow-middle sand gas and shale gas reservoirs in western Sichuan Basin.

Keyword: Sichuan Basin; West; Sand fracturing; Proppant; Seepage channel; Impulse-stage sand fracturing; Flow conductivity; Cost benefit

在20世纪60年代, 从油气藏到井眼增产的需要催生了提高裂缝导流能力的切实措施。前期工作的焦点集中在提高支撑剂填充层(事实上的多孔介质层)的流速, 以压力降的形式表现出来的流动阻力主要是以下这些因素的复合表现[1]:低质量的压裂液返排时造成的残渣伤害、细小颗粒的运移、多相流、流体动能的损失(β 系数)、阻力(节流阻力)、毛细管力以及支撑剂的破碎和嵌入等。为了克服这些不利影响, 逐步采取了一系列的改进措施:比如加入压裂液破胶剂、使用润湿剂、使用增能压裂液、使用清洁压裂液(无聚合物)、降低稠化剂加入浓度、增加支撑剂的强度和圆球度、优化裂缝参数设计, 从而得到更大的缝宽以及很多其他的措施; 所有这些优化措施都是围绕着使均一的支撑剂填充层取得理论上的最大导流能力为目标。然而一些压后评估的测试手段表明, 施工实际产生的裂缝导流能力比设计值要低或者说有效缝长要短。

笔者研发的脉冲柱塞加砂压裂新工艺基于在裂缝内创建一张开放性的流动通道网, 从而大幅度地提高裂缝导流能力, 使得支撑缝填充层更干净、清洁; 油气在缝内流动时压力降更低; 有效缝半长更长; 这有助于提高油气井短期和长期的产量。

1 新工艺的原理
1.1 新工艺的理论依据[2]

开放性裂缝通道的渗透率理论上是否比传统的支撑剂填充层要高?这是笔者首先关注的问题。在传统的水力压裂中, 通过支撑剂填充层的渗流可以由达西公式描述, 产量与流体的黏度和压降相关, 即

q= KfwμΔpL(1)

式中q为单位裂缝高度上的体积流量; Kf为裂缝渗透率; w为支撑剂填充层的宽度; μ 为流体的黏度; Δ p/L为单位压降。

裂缝渗透率和裂缝宽度的乘积常常用来表征前面提及的裂缝导流能力。在这种情况下, 裂缝的渗透率往往是所用的支撑剂及所用支撑剂所处的闭合应力的一种表现。

在考虑流体流过没有支撑剂的开放性通道的情况下, 纳维— 斯托克斯方程可以应用; 研究证明在典型的生产情况下纳维— 斯托克斯方程中非线性的部分可以忽略, 因此只考虑方程的线性部分; 如果考虑纳维— 斯托克斯方程中的一维部分并积分, 就会得到如下的流量方程:

q= w212μΔpL(2)

式(2)描述了在开放性的通道中层流流量和压力降之间的相关性; 对比方程(1)和(2), 可以这样定义在开放性裂缝通道中的有效渗透率, 即

Kfeff= w212(3)

从式(3)可以看出, 即使是一条相对较窄的渗流通道也能够提供比支撑剂填充层高得多的渗透率。例如, 1 mm宽的渗流通道其有效渗透率是83 300 D, 相对而言, 20/40目砂的支撑剂填充层在闭合应力为27~35 MPa下提供的导流能力是400~500 D, 开放通道的有效渗透率要高两个数量级。

1.2 开放性渗流通道导流能力的实验

1.2.1 实验仪器及方法

实验采用裂缝导流能力测试分析系统进行(图1), 该系统配置了符合API标准(API RP 61, 1989)的导流室及相关附属设备。

图1 实验设备图

实验的方法是根据导流室的面积, 计算出单层铺置所需要的支撑剂量, 分两种铺置形态— — 常规均匀铺置和开放性渗流通道铺置(图2), 对其分别测定在不同闭合应力下的导流能力和渗透率。

图2 不同铺置形态实验前对比图

1.2.2 结果讨论

如果形成开放性渗流通道的非均匀支撑剂砂团在闭合应力作用下, 出现滑移滚动, 填满了整个间隔空间(为了使结果更具有说服力, 实验用光滑的钢板模拟粗糙的水力裂缝面, 实验条件比实际应用更为苛刻), 则在相同应力下测出的导流能力、渗透率是相同或者接近的。实验结果图3的所示。

图3 不同铺置形态下渗透率及导流能力对比图

闭合应力在10~50 MPa的条件下进行, 建立了开放性渗流通道的支撑剂团状铺置方式, 其渗透率和导流能力是对应的支撑剂均匀铺置方式的3~8倍和4~9倍。实验结果同时说明, 在10~50 MPa的闭合应力范围内, 创建了开放性渗透通道的支撑剂砂团并没有被完全压成单层铺置, 砂团在裂缝面闭合的过程中能够保持一定的高度, 这对于保持渗流阻力很小的开放性通道非常有利。实验后的支撑剂铺置形态如图4所示, 实验后多层叠置的局部显微镜放大如图5所示。

图4 单层团状铺置实验后支撑剂形态图

图5 局部显微镜放大图

1.3 开放性渗流通道形成过程实验及PT软件剖面模拟

1.3.1 开放性渗流通道形成的物模实验

通过设计透明的裂缝物模装置, 在携砂液和纯冻胶间隔注入的情况下, 使用调速泵将不同的模拟液体以不同的速度注入透明裂缝模型中, 从而模拟现场施工中脉冲柱塞加砂的过程, 通过模型上的透明玻璃即可观察携砂液和冻胶在模拟裂缝中相互推进的流态以及流体对支撑剂的冲刷携带性能、堆积分布情况以及破胶后形成的铺砂剖面。实验装置如图6所示。

图6 脉冲柱塞加砂流态物模示意图

经模拟计算, 当排量为3.0~3.5 m3/min、缝高20~30 m时, 携砂液在地层中的推进速度介于5~8 m/min, 依据进口管的内径为6 mm, 折算泵注的排量为40~80 mL/min; 设计模拟裂缝总体积1 800 mL。泵、管线、模拟裂缝面的尺寸相互配套。携砂液和冻胶交替注入模拟裂缝中的流态及破胶后支撑剖面如图7所示。

图7 脉冲柱塞加砂流态及破胶后支撑剂剖面实物图

在模拟裂缝中, 携砂液及冻胶破胶返排以后, 从支撑剂的铺置形态看, 能够形成沟壑状的渗流通道(图7), 这就是所需要的油气高速渗流通道。

1.3.2 PT软件的支撑剂铺砂剖面模拟

在完井参数、储层性质、支撑剂和压裂液性能均相同的前提下, 运用PT软件, 对常规加砂工艺及脉冲柱塞加砂工艺所形成的铺砂剖面进行了对比模拟, 其结果如图8图9所示。

图8 常规加砂剖面图

图9 低前置脉冲加砂剖面图

通过PT软件模拟, 从另一个角度说明脉冲柱塞加砂泵注程序能够在裂缝中形成非均匀砂团铺砂剖面。

1.4 纤维在脉冲柱塞加砂新工艺中的作用

纤维在纵向上有大大减缓支撑剂沉降速度的作用, 支撑剂颗粒在流体中的沉降速度正比于颗粒粒径和密度, 反比于流体黏度。加入纤维后, 支撑剂颗粒的沉降就不再遵循斯托克斯定律, 则纤维在压裂液中与支撑剂颗粒相互作用形成网状结构(图10)[3], 阻止微粒下沉从而在缝高方向上改善铺砂剖面。

图10 纤维网络结构携带支撑剂图

在横向缝长方向上, 为了研究在携砂液和冻胶相互推进过程中纤维阻止砂团分散从而降低砂浓度的作用, 用0.76 cm割缝的半透明容器做支撑剂的铺置实验, 不同支撑剂浓度的携砂液在容器的顶部注入。砂团随时间的铺置情况被监测到并且通过可视化设备量化评估。图11-a显示了开始时支撑剂砂团的位置, 通过相同的注入时间以后, 图11-b显示了有纤维的砂团的位置, 图11-c显示了无纤维砂团的位置。

图11 支撑剂砂团在铺置和固化过程中纤维的影响图

图10、11可见, 含有纤维的支撑剂砂团样品展示出了较小的支撑剂沉降率以及维持了较好的样品完整性。此实验结果显示出:纤维不仅能够纵向上减少支撑剂的沉降率(这一特征对于保持支撑剂柱塞的沿缝高方向的分布相当关键), 而且能够在横向上减少砂团的分散, 这使开放性渗流通道的体积最大化, 从而增加了裂缝闭合后的渗透率。另外加纤维压裂在防止支撑剂回流的同时, 可大大降低由于出砂对井口设备的损毁情况[4]

2 现场先导试验

先导实验井— — 新N井是中国石化西南油气分公司在新场构造 T21地震反射层构造北翼的1口定向开发井, 前期分别对F1层(2 557.0~2 567.0 m井段)和F2层(2 685.0~2 690.0 m井段)进行了分层加砂压裂改造及压裂后混合对比测试, 证实其为低产工业气层; 后优选F3层(2 341~2 347 m井段)进行加砂压裂挖潜改造, 依据本井储层岩石力学特征、厚度及物性参数并结合邻井改造情况, 判断适合进行脉冲柱塞加砂新工艺。

2.1 储层评价

目的层F3垂厚20 m, 岩性属中粒岩屑长石砂岩。录井显示:钻时21 min/m􀲒3 min/m; 钻井液密度:1.67 g/cm3􀲒1.60 g/cm3。黏度:40 s􀲐45 s; 井口显示:15%尖状气泡; 气测∑ Cn:0.17%􀲐19.89%。录井评价为气层。曲线特征:自然伽马平均值为42 API; 深浅侧向电阻率略具正差异, 测值分别为26 Ω · m、24 Ω · m; 声波时差均值为81 μ s/ft(1 ft=0.304 8 m, 下同); 补偿中子为12%; 岩性密度为2.34 g/cm3。测井曲线及处理成果如图12所示。测井曲线特征反映该层岩性纯, 物性较好, POR=13.5%, Sw=35%, PERM=0.25 mD, 综合评价为气层。

图12 新N井2 320.0~2 370.0 m井段测井曲线及处理成果图(1 in=25.4 mm, 1 ft=0.304 8 m, 下同)

2.2 优化设计

根据储层的品质、结合邻井改造情况、并考虑脉冲柱塞加砂新工艺技术的特点优化设计加砂规模、前置比、平均砂比、最高砂浓度、砂浓度梯度、液氮、纤维、脉冲加砂间隔等工艺参数, 运用压裂设计软件进行裂缝模拟计算, 其结果为:水力裂缝半长136.6 m, 通道长度121.5 m, 裂缝导流能力5 736 mD/m, 无因次导流能力123.6, 裂缝高度39.8 m。裂缝形态如图13所示。

图13 压裂裂缝形态及支撑剂分布图

2.3 脉冲柱塞加砂新工艺施工及测试情况

2013年5月11日本井采用油管注入的方式顺利完成了该井F3层( 2341~2 347 m井段)加砂压裂, 施工过程未出现脱砂、砂堵、设备堵塞等复杂情况, 各施工参数与设计参数吻合一致, 施工曲线如图14所示。

图14 新N井F3层脉冲柱塞加砂新工艺施工曲线图

施工结束以后, 该井的测试返排表现出见气早、返排迅速(18 h返排率63%)、最终返排率高(69%)、未出砂等理想工程现象, 本井施工结束36 h后采用临界流量计以3 mm× 8 mm制度试求产, 井口油压14 MPa, 套压16.5 MPa, 求得天然气产量24 562m3/d。

2.4 压后评估及增产效果对比分析

本井施工时未下封隔器(图14), 全程有监测压力, 利用PT软件及Fekete FAST软件对本井进行了施工曲线净压力拟合与生产曲线动态拟合, 结果如图15所示。净压力拟合结果为:动态缝长130.8 m, 支撑缝长130.8 m, 支撑缝高31.2 m, 平均裂缝宽度1.05 cm, 平均支撑剂浓度3.41 kg/m2, 无因次导流能力20.145。生产动态拟合结果为:加砂规模20 m3, 地层压力23.5 MPa, 表皮系数0, 渗透率(x)3.5× 10-3mD, 渗透率(y)3.1× 10-3mD, 渗透率(z)0.01 mD, 有效裂缝半长65.6 m, 已采出产量147.9× 104 m3, 预计采出总量283.8× 104 m3, 预计气体回收率80%。

图15 净压力拟合及生产曲线动态拟合图

有效缝长是低孔、低渗、致密砂岩增产改造的核心指标之一。由以上拟合结果可见:本井支撑缝长130.8 m, 有效裂缝半长为65.6 m, 二者比值为50.15%, 而邻井C2井这一比值为33.75%, 高出约16%。

本井同层位邻井有C1、C2等井, 邻井基本情况及施工参数如表1表2所示。

表1表2可以看出, N井ACφ K、垂厚等主要地质参数与邻井C2相当, 略小于C1两层的累计产层厚度, 3口井均为气层; 加砂强度N井1 m3/m, C2井1.9 m3/m, C1井1.8 m3/m, 同比支撑剂成本分别节约47.4%及44.4%; 改造以后, 考虑主要储层品质的归一化产量, 应用脉冲柱塞加砂新工艺的N井是邻井C2井产量的2.3倍, 是C1井两层合采产量的1.9倍。由此可见, 脉冲柱塞加砂新工艺技术在川西先导实验井N井取得明显成效, 该技术在川西中浅层砂岩气藏及页岩气开发中具有继续推广应用的前景[5]

表1 N井与邻井储层品质的对比表
表2 主要施工参数、返排测试对比表
3 结论与认识

1)理论分析及导流能力实验研究表明, 与常规工艺的支撑剂填充层相比, 脉冲柱塞加砂压裂新工艺形成的开放性渗流通道能够提供高得多的渗透率和导流能力, 这有助于改善裂缝清洁度、降低人工裂缝的压降、增加压裂有效缝长, 从而达到延长单井采油气寿命, 提高产能效益的目的。

2)通过PT软件模拟反映出脉冲柱塞加砂压裂新工艺能够产生开放性的渗流通道、物模实验直观地展示了其形成过程和破胶后的剖面。

3)纤维在新工艺中具有纵向上有阻止支撑剂沉降、横向上有防止砂团分散的双重作用。

4)新工艺在四川盆地川西的先导实验井新N井应用后, 支撑剂成本降低44%~47%、有效缝长与动态缝长的比值提高约16%, 测试归一化产量是邻井1.9~2.3倍, 降本增效、提高产量成效明显。该技术在川西中浅层砂岩气藏及页岩气藏的开发中具有推广应用前景。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献
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