2019, Vol. 39引用本文 |
| 涪陵页岩气水平井高效压裂技术及应用 |  [PDF全文] |
非常规气藏作为中石化"十二五"规划中重要的战略部署, 特别是页岩气, 将是重要的接替资源[1]。2012年11月中石化在涪陵焦石坝地区部署的焦页1HF井针对龙马溪组页岩气进行勘探评价, 经15段大型压裂改造后, 获日产气20.3×104 m3工业气流, 实现了中石化海相页岩气的勘探突破。
在焦页1HF井取得重大突破并投产后, 中石化启动了焦石坝区块一期产能建设方案。随一期产建区由北向南扩展, 与地质条件相适应的储层改造工艺成为实现气田高效开发的关键, 研发适合于该地区页岩气开发的工艺技术、设计技术成为越来越迫切的需求[2-3]。针对涪陵页岩气田国家级页岩气示范区水平井储层特点, 结合套管固井完井方式, 通过开展自主攻关与现场试验, 形成了一套适合于涪陵页岩气田的水平井高效压裂技术。该技术能够有效提高工程时效和增加单井产能, 从而实现了页岩气水平井储层改造的最优化体积和效果, 为页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障, 为涪陵页岩气田第2个50×108 m3产能建设提供了技术支撑。
1 缝网压裂工艺技术页岩压裂目标在于实现有效改造体积最大化, 改造体积内裂缝复杂程度最大化[4-8]。针对涪陵五峰-龙马溪组储层特征, 结合室内裂缝起裂及延伸扩展规律及泵注程序优化研究成果, 通过优化分段、多簇射孔和大液量、大排量的低黏压裂液的注入, 使天然裂缝不断扩张、脆性岩石产生剪切滑移, 实现对天然裂缝、层理的沟通, 形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络, 使得裂缝表面与储层基质的接触面积最大化, 形成了适应于水平井的缝网压裂工艺技术, 从而增加改造体积和储层的动用程度, 提高气井产量和采收率。
1.1 施工排量优化页岩气压裂施工产生的净压力越大, 水力裂缝越容易与扩展平面产生偏转和扭曲, 也更容易沿着地层结构弱面剪切或张开, 进而增加裂缝系统复杂程度。通过对不同射孔簇数条件下缝内净压力进行研究, 对比分析不同簇数射孔条件下净压力值, 同时结合水力裂缝转向扩展模型, 分析排量与裂缝参数的关系, 从而优化合理施工排量(表 1、图 1)。
| 表 1 不同射孔簇数排量与净压力关系表 |
 |
 |
| 图 1 裂缝参数与排量关系曲线 |
涪陵页岩气田国家级页岩气示范区五峰-龙马溪组储层开启天然裂缝的最低净压力为10 MPa。由表 1可以看出:缝内净压力与排量呈递增关系; 排量越大, 缝内净压力越大; 当单段3簇射孔排量大于12 m3/min或单段2簇射孔排量大于10 m3/min时, 缝内净压力大于10 MPa, 可开启天然裂缝、实现裂缝转向。
由图 1可以看出:裂缝在高排量(12 m3/min)时裂缝参数能符合工艺需求; 而在低排量(4~8 m3/min)时裂缝参数明显降低, 从而影响压裂支撑剂输送和流体渗流。
涪陵页岩气田页岩气水平井压裂采用套管注入, 生产套管为ϕ139.7×10.54 TP125T管材, 考虑套管材质及减阻水性能等因素, 对不同施工排量下的井口施工压力进行了分析, 结果见表 2。
| 表 2 不同施工排量下的井口施工压力 |
|
由表 2可以看出:在施工排量12~14 m3/min的情况下, 计算该区块的正常施工压力为64~77 MPa, 考虑施工安全限压及压力安全窗口等影响, 该压力在现场允许的施工限压范围内。
因此综合净压力计算结果、水力裂缝转向扩展模型分析、施工安全限压等, 优化的施工排量为12~14 m3/min, 对应的施工压力在现场允许的施工限压范围内; 同时能最大程度的提高缝内净压力, 利于促使天然裂缝开启、提高裂缝复杂程度、扩大储层改造体积, 进而形成复杂裂缝网络。
1.2 压裂规模优化针对涪陵页岩气田国家级页岩气示范区五峰-龙马溪组储层特征, 结合井网井距, 采用离散裂缝网络(DFN)法对龙马溪组单段3簇和五峰组单段2簇在不同压裂规模下裂缝形态进行了模拟分析, 从而优化压裂施工规模(图 2、图 3)。
 |
| 图 2 龙马溪组裂缝形态 |
 |
| 图 3 五峰组裂缝形态 |
通过龙马溪组和五峰组不同规模下裂缝形态的模拟分析, 结合已施工井现场实际泵注进行参数及模型拟合, 模拟不同压裂规模下的裂缝参数, 结果见表 3。
| 表 3 不同压裂规模下模拟裂缝参数 |
|
由表 3可以看出:龙马溪组单段3簇液量1 800 m3(减阻水+胶液)模拟结果:波及半缝长290 m, 支撑半缝长240 m, 改造宽度67 m, 缝高55 m; 五峰组单段2簇1 800 m3液量(减阻水+胶液)模拟结果:波及半缝长285 m, 支撑半缝长240 m, 改造宽度75 m, 缝高40 m。
综合龙马溪组和五峰组不同规模下裂缝形态及参数, 同时考虑水平段分段数、单段簇数影响, 实现裂缝带长度与目前井距相匹配。优化压裂规模如下所示:五峰组单段优化液量1 600~1 800 m3, 砂量50~60 m3; 龙马溪组单段优化液量1 600~2 000 m3, 砂量60~80 m3。
1.3 泵注程序优化在压裂规模优化的基础上, 针对不同小层具体特征及裂缝延伸扩展机理, 以实现"有效改造体积最大化、改造体积内裂缝复杂程度最大化为目标, 通过现场试验并进行优化和调整, 形成了一套适用于涪陵五峰-龙马溪组不同层段泵注程序, 结果见表 4。
| 表 4 不同层段的泵注程序优化结果 |
|
2 高效低成本材料体系
涪陵页岩气田国家级页岩气示范区五峰-龙马溪组储层段全岩分析和岩石力学实验结果表明:该地区页岩储层地应力差异系数较小、页理缝发育、脆性指数较高, 低黏度减阻水易进入次生微裂缝, 从而产生复杂的网状裂缝, 形成最大化的增产改造体积[9-12]。
通过室内研究及现场试验, 形成了速溶、高减阻率、低成本的高效减阻水压裂液体系, 满足连续混配施工要求, 其性能指标接近国外减阻水体系, 成本较国外减阻水体系降低20%以上(表 5), 现场测试减阻率高达74.5%(图 4)。
| 表 5 涪陵减阻水与国外减阻水性能指标对比 |
|
 |
| 图 4 减阻水减阻率现场测试曲线 |
3 返排液重复利用技术
涪陵页岩气田水平井压后单井返排液量500~1 000 m3, 且返排液具有添加剂种类多、性质较复杂等特点[13]。重复利用存在减阻水压裂液受悬浮物、金属离子、细菌等影响导致溶解性能变差、黏度降低、减阻率降低等难点。室内通过分析涪陵页岩气田压裂返排液性质, 针对性地研究了PH调节剂、絮凝剂、助凝剂等水处理剂, 形成了"一级沉降、絮凝+二级助凝过滤+三级杀菌"的处理工艺。结合涪陵现场复杂山地环境, 处理后返排液与清水进行7:3混配, 实现返排液重复利用。返排液现场处理效果和重复利用表明:处理后返排液配制的减阻水体系减阻率达73%, 表面张力为26.4 mN/m, 溶胀时间36 s, 防膨率79%, 达到指标要求(表 6), 返排液重复利用工艺简便易行(图 5), 可实现返排液零排放, 满足涪陵复杂山地环境重复利用工艺要求, 符合涪陵页岩气田国家级页岩气示范区安全、环保要求。
| 表 6 返排液配制的减阻水体系性能指标 |
|
 |
| 图 5 压裂返排液重复利用工艺流程 |
4 现场应用 4.1 现场实施
系列技术先后在涪陵页岩气田国家级页岩气示范区进行了330口水平井的分段压裂改造应用及120口水平井压后返排液重复利用, 现场应用表明:所有技术能够满足页岩气水平井分段压裂的需求, 应用效果良好(表 7、表 8)。
| 表 7 页岩气水平井分段压裂现场实施情况表 |
|
| 表 8 压裂返排液重复利用实施情况表 |
|
在现场应用中高效低成本减阻水压裂液使用连续混配方式配制, 连续混配最大排量达到14 m3/min, 液体显示出良好的减阻性能, 现场减阻率为63.1%~74.5%, 达到国外同等技术水平。同时还开展了压裂返排液的重复利用, 有效提高了环保减排的能力。通过优化组织施工工序, 实现每天完成2~4段压裂作业。
4.2 应用效果通过实时微地震监测, 有利于指导压裂施工、分段设计优化、工艺参数优化及提高单井产能。本区块已实施井微地震监测结果表明:压裂改造实现了形成复杂裂缝网络的缝网压裂目标, 表明水平井分段缝网压裂工艺可满足涪陵页岩气田国家级页岩气示范区水平井改造要求(图 6)。
 |
| 图 6 焦页X平台微地震监测结果 |
该技术在涪陵页岩气田国家级页岩气示范区现场大规模应用并取得了显著效果, 反映出本区块页岩气具有较好的开发潜力以及水平井高效压裂技术在涪陵页岩气储层改造中具有较好的适应性, 达到国外同等技术水平。截至2017年12月, 累计现场应用330井次, 压裂5 300段, 工艺成功率97%, 增产增气效果显著, 平均无阻流量38.5×104 m3/d; 高效低成本减阻水体系大规模推广应用, 累计降本超3.5亿元; 返排液重复利用技术大规模推广应用, 年增收节支总额134.4万元; 压裂前岩心的渗透率为0.25×10-3 µm2, 压裂后等效渗透率为15 µm2, 压裂改造后大幅度提高岩心渗透率, 提升改造效果。
5 结论与建议(1) 研究的高效低成本减阻水压裂液体系, 满足连续混配施工要求, 其性能指标接近国外减阻水体系, 成本较国外减阻水体系降低20%以上, 现场测试减阻率高达74.5%, 为涪陵页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障。
(2) 返排液重复利用技术可实现返排液零排放, 符合涪陵页岩气田国家级页岩气示范区安全、环保要求, 为"大规模、低成本、高水平、高效益页岩气开发奠定了基础。
(3) 通过开展技术攻关与现场试验, 突破关键技术瓶颈, 形成了一套以缝网压裂工艺、高效低成本减阻水压裂液体系、返排液重复利用为主体的页岩气水平井高效压裂技术, 截至2017年12月, 累计现场应用330井次, 压裂5 300段, 工艺成功率97%, 平均无阻流量38.5×104 m3/d, 增产增气效果显著。
| [1] |
董大忠, 邹才能, 李建忠, 等. 页岩气资源潜力与勘探开发前景[J]. 地质通报, 2011, 30(2): 324-336. DOI:10.3969/j.issn.1671-2552.2011.02.018 |
| [2] |
唐颖, 唐玄, 王广源, 等. 页岩气开发水力压裂技术综述[J]. 地质通报, 2011, 30(2): 393-399. DOI:10.3969/j.issn.1671-2552.2011.02.026 |
| [3] |
李勇明, 彭瑀, 王中泽. 页岩气压裂增产机理与施工技术分析[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2013, 35(2): 90-96. DOI:10.3863/j.issn.1674-5086.2013.02.013 |
| [4] |
蒋廷学, 贾长贵, 王海涛, 等. 页岩气网络压裂设计方法研究[J]. 石油钻探技术, 2011, 39(3): 36-40. DOI:10.3969/j.issn.1001-0890.2011.03.006 |
| [5] |
吴奇, 胥云, 王腾飞, 等. 增产改造理念的重大变革——体积改造技术概论[J]. 天然气工业, 2011, 31(4): 7-12, 16. DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.04.002 |
| [6] |
叶登胜, 尹丛彬, 蒋海, 等. 四川盆地南部页岩气藏大型水力压裂作业先导性试验[J]. 天然气工业, 2011, 31(4): 48-50. DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.04.011 |
| [7] |
张骞, 黄冬梅, 李正健, 等. 压裂缝参数对页岩气藏水平井累产影响分析[J]. 海洋石油, 2017, 37(2): 38-40. |
| [8] |
周德华, 焦方正, 贾长贵, 等. JY1HF页岩气水平井大型分段压裂技术[J]. 石油钻探技术, 2014, 42(1): 75-80. DOI:10.3969/j.issn.1001-0890.2014.01.015 |
| [9] |
Chong K K, Grieser W V, Passman A, etal. A Completions Guide Book to Shale-Play Development: A Review of Successful Approaches Toward Shale-Play Stimulation in the Last Two Decades//Proceedings of Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference[C]. Calgary, Alberta, Canada: SPE, 2010.
|
| [10] |
Aften C W. Study of Friction Reducers for Recycled Stimulation Fluids in Environmentally Sensitive Regions//Proceedings of SPE Eastern Regional Meeting[C]. Morgantown, West Virginia, USA: SPE, 2010: 1-21.
|
| [11] |
BrannonH D, BellC E. EliminatingSlickwaterFracturing Compromises for Improved Shale Stimulation//Proceedings of SPE Annual Technical Conference and Exhibition[C]. Denver, Colorado, USA: SPE, 2011: 1-11.
|
| [12] |
King GE. Thirty Years of Gas shale Fracturing: what Have We Learned?//Proceedings of SPE Annual Technical Conference and Exhibition[C]. Florence, Italy: SPE, 2010: 1-48.
|
| [13] |
刘文士, 廖仕孟, 向启贵, 等. 美国页岩气压裂返排液处理技术现状及启示[J]. 天然气工业, 2013, 33(12): 158-162. |