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水平井压裂技术已经成为低渗、特低渗油气田勘探和开发的主要手段[1]。水力压裂可以在储层中形成支撑剂充填裂缝, 为油气从储层流入井筒提供一条满足油气产出的高导流的裂缝通道, 以保证水平井压裂工艺成果。目前, 国内外学者和研究机构针对致密储层水平井分段压裂的优化设计开展了大量工作, 形成了通过应力干扰确定水平井压裂段间距的优化方法, 水平井压裂与注采井网相适配的施工参数优化方法, 基于地质工程一体化的水平井压后产能预测方法[2-11]。在保障致密储层水力压裂工艺效果方面, 尤其是对施工压力持续上升甚至砂堵无法完成施工的情况, 李国锋、杨安林等人通过提高液体携砂性能、降低压储层滤失对工艺进行了相关优化[12-13]。目前致密储层水平井压裂优化方法中, 对于裂缝中支撑剂铺置对产能的影响研究, 有金智荣等人应用的组合加砂技术, 在薄互层大型压裂中有效运用, 提高了压裂效果[14]; 有温庆志等人采用平板裂缝模拟系统, 模拟了支撑剂在裂缝中的动态沉降和砂堤形成的可视化过程, 但对粒径优化和支撑剂在裂缝中的通过性研究尚未开展[15]。
在定北区块盒1储层特征分析和前期压裂施工难点分析的基础上, 考虑不同支撑剂粒径和铺砂浓度的裂缝导流能力, 建立了支撑剂通过性的物理模拟实验方法, 同时利用数值模拟方法分析了携砂液在裂缝中的流动规律, 从而优化了定北盒1储层水平井压裂用支撑剂体系的设计, 开展了现场应用。
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位于鄂尔多斯盆地北部的定北区块盒1储层埋藏深、温度高、物性差, 属特低孔、特低渗油气藏, 产能较低, 只有通过压裂改造才能获得工业气流。该区块与大牛地以及苏里格气田成藏条件相似, 上古生界发育岩性圈闭气藏, 自上而下发育盒3、盒2、盒1、山2、山1、太2和太1段7套气层。纵向叠合, 横向连片都较好, 储层结构复杂:泥岩互层现象明显。定北盒1储层埋藏深度3 650~3 820 m、地层温度124~135℃、储层平均孔隙度为6.76%、平均渗透率0.41 mD、储层非均质性强, 局部储层钻井漏失、储层地应力高, 储层岩石弹性模量为3.9×104MPa, 泊松比为0.19。
定北盒1储层前期直井压裂在中高砂比阶段易形成砂堵, 施工成功率低(82.1%)、平均砂比低(17%), 在定北区块盒1气层开展了首口水平井分段压裂试验, 该井采用裸眼预制管柱完井, 多级管外封隔器分段压裂, 共施工9段, 施工成功率仅为77.8%。前期压裂施工出现加砂困难、施工压力高、砂堵井多等技术问题。
对定北区块盒1储层某口井的小型压裂测试数据进行G函数分析(关于时间t的函数, t的单位为s), 如图 1所示。分析结果表明, 该储层地层闭合应力在64~67 MPa之间, 储层岩石弹性模量高, 岩石呈现塑性特征; 压裂液造缝效率低, 瓜胶压裂液造缝效率为38%;造缝阶段的施工净压力小于4 MPa; 而G函数压力导数曲线呈现出的“驼峰状下降”则表明压后近井存在多裂缝。因此可以判断, 缝内净压力小、近井裂缝复杂、动态缝宽较窄等原因是导致压裂施工加砂困难的主要原因。
图 1 定北区块盒1储层压裂测试曲线
Figure 1. Fracturing test curve of He 1 reservoir in Dingbei Block
通过对定北前期压裂技术难点的分析, 明确了需要从施工参数、支撑剂选择和泵注程序共3个方面开展优化研究工作。在保证导流能力的前提下, 优选较小粒径的支撑剂, 保证支撑剂在裂缝中的顺利运移和铺置, 同时要控制平均砂比范围和最高砂比值; 通过优化排量、砂比等施工参数, 提高缝内净压力, 增加动态缝宽, 进而提高压裂施工成功率。
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针对定北区块前期压裂所应用的支撑剂40/70目、30/50目和20/40目陶粒的单粒径和复合粒径, 进行了短期导流能力和长期导流实验评价。短期导流能力的测试闭合压力分别是52.2 MPa、69 MPa和89.1 MPa, 铺砂浓度分别是10 kg/m2和5 kg/m2, 具体实验结果见表 1。长期导流能力的测试闭合压力是69 MPa, 铺砂浓度是5 kg/m2, 测试结果如图 2所示。
表 1 不同粒径支撑剂导流能力测试结果
Table 1. Flow conductivity test results of the proppants with different grain sizes
图 2 不同粒径支撑剂长期导流能力测试结果
Figure 2. Long-term flow conductivity test results of the proppants with different grain sizes
由表 1可知, 前期压裂所应用的30/50目陶粒在69 MPa下平均导流能力达到51.9 D·cm, 40/70目的支撑剂导流能力为37.32 D·cm, 是30/50目导流能力的72%。由图 2可知, 现场用40/70目陶粒长期导流能力是30/50目陶粒的66.5%, 长期导流能力达到22.99 D·cm。
针对30/50目和40/70目的复合粒径支撑剂开展了导流能力测试, 测试闭合压力分别是52.2 MPa、69 MPa和89.1 MPa, 铺砂浓度是10 kg/m2, 测试结果见表 2。结果表明, 定北盒1储层现场采用较小粒径陶粒支撑剂的导流能力为54.48~87.04 D·cm, 完全满足气井生产需要, 可以采用30/50目陶粒或30/50目和40/70目复合粒径陶粒。
表 2 不同复合粒径支撑剂导流能力测试结果
Table 2. Flow conductivity test results of the proppants with different composite grain sizes
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为了分析盒1储层压裂施工过程中出现的超压和砂堵现象, 基于FLUENT流体计算软件建立支撑剂固相颗粒体系和压裂液液相体系的双流体模型, 具体模型参数见表 3。同时运用大型可视化实验装置开展了物理模拟实验对模型进行验证, 该模拟方法中裂缝剖面支撑剂铺置体积分数的变化即可反应出实际施工过程中裂缝中支撑剂的砂浓度变化。实际模拟结果表明, 当裂缝内携砂液的运移及沉降受液体黏度、携砂液的砂比和施工排量影响明显, 当动态裂缝宽度为5 mm时, 砂比大于30%时支撑剂在裂缝内沉降速度快, 从而造成支撑剂在裂缝中局部的体积分数增加(如图 3所示), 即裂缝中的砂浓度过高即出现缝内砂堵。
表 3 数值模拟参数
Table 3. Numerical simulation parameters
图 3 裂缝中支撑剂铺置体积分数
Figure 3. Dynamic change of placement volume fraction of the proppants in the fracture
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前期定北区块盒1储层压裂支撑剂主要采用20/40目陶粒为主, 加砂后期出现超压或砂堵机率大的情况后, 利用自主研制的复杂裂缝导流能力测试系统进行了复杂裂缝中支撑剂通过性实验。该实验研究在预制复杂裂缝内, 不同加载边界、注入排量、缝宽和液体黏度等条件下, 研究流体注入压力变化和支撑剂的展布情况, 并以此来评价支撑剂的通过性。实验分别在6 mm和3 mm的大岩心裂缝中对20/40目和40/70目的支撑剂通过性进行评价, 结果如图 4和图 5所示。施工压力超压的原因在于20/40目支撑剂在流动通道上砂粒堆积, 因而造成超压。增加压裂液黏度, 降低支撑剂粒径, 可有效提高支撑剂在裂缝中的通过性。
图 4 清水中不同粒径支撑剂通过性泵注压力曲线
Figure 4. Pumping pressure curve of passing ability of proppants with different grain sizes in the clear water
图 5 胶液中不同粒径支撑剂通过性泵注压力曲线
Figure 5. Pumping pressure curve of passing ability of proppants with different grain sizes in the liquid cement
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为了提高压裂液的携砂性, 降低压裂作业对储层的伤害, 在优化支撑剂粒径的同时, 对压裂液体系也进行了优化, 优化后的压裂液基液黏度为72 mPa·s, 交联时间100~160 s可控, 残渣含量314 mg/L。
通过压裂模拟分析, 施工排量对裂缝高度、宽度具有明显作用, 为保障携砂液阶段支撑剂安全泵入, 盒1层合理施工排量范围在5.0~6.0 m3/min。以造长缝、提高裂缝导流能力为优化目标, 根据定北盒1储层基础数据, 建立压裂模型, 对5%—10%—15%—20%—25%—30%—35%—40%砂比进行模拟。在注入总液量不变的情况下, 随着砂比提高, 动态缝长变化不大, 支撑缝长先增加后减小; 随着平均砂比增加, 裂缝导流能力显著增大, 在导流能力满足要求的基础上, 结合模拟计算结果, 优化平均砂比为20%。现场应用中, 对定北盒1储层6口水平井开展了压裂设计优化, 排量为5.2~5.8 m3/min, 前置液比例37%~43%, 平均砂比达到19%~21%, 水平井压裂施工成功率达到97.8%。
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(1) 在压裂液性能提升的基础上, 缝内净压力小、动态缝宽较窄、支撑剂在裂缝口通过性差、在裂缝内沉降速度快是定北区块盒1储层压裂施工砂堵和超压的主要原因。
(2) 建立的裂缝内支撑剂通过性评价实验结果和施工参数测试结果表明, 提高压裂液基液黏度, 优化排量范围5~6 m3/min, ,前置液比例范围35%~45%, 支撑剂粒径为40/70目, 施工最高砂比不超过35%, 平均砂比20%, 优化后6口水平井压裂施工顺利, 施工成功率达到97.8%。
Horizontal well fracturing parameter optimization for the tight gas reservoir in Dingbei Block
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摘要: 水平井多级分段压裂是鄂尔多斯北部定北气田致密气藏开发的有效手段。由于储层较深、物性较差，在定北区块盒1气层的前期压裂施工过程中不断出现砂堵和超压的现象，施工成功率低。为了探索前期加砂困难的原因，优化压裂设计，开展了支撑剂导流能力评价实验、支撑剂在裂缝中通过性物理实验和携砂液运移规律数值模拟等研究。实验结果表明，近井多裂缝及动态缝宽与支撑剂粒径不匹配等因素是导致施工加砂困难的主要原因。对定北盒1储层支撑剂体系、施工排量和砂比进行了优化，现场应用6口井45段，施工成功率达到97.8%，解决了定北区块盒1储层水平井压裂加砂困难的问题，提高了压裂效果，为相关致密气储层水平井的压裂工艺提供技术参考。Abstract: Horizontal well multi-stage segmental fracturing is the effective method for the development of the tight gas reservoir in Dingbei gas field in the north of Ordos.Due to deep burial of the reservoir and poor physical property, sand plug or overpressure phenomena continuously appear in the process of earlier fracturing operation in He 1 gas reservoir in Dingbei Block with low operation success ratio.In order to clarify the reason for the difficulties to add sand in the earlier stage and optimize the fracturing design, the researches on proppant flow conductivity evaluation experiment, physical experiment of the proppant passing ability in the fracture and numerical simulation of sand carrier migration rules and etc.have been developed.The experimental results show that the factors of many fractures in the reservoir, dynamic fracture width and mismatch of the proppant sizes are the main reasons for the difficulties of adding sand in the fracturing operation.Therefore, the proppant system, operational discharge capacity and sand ratio of He 1 reservoir in Dingbei block are optimized, and the field application of 6 wells and 45 well sections show that the operational success ratio reaches 97.8%.Thus, the difficult problem of adding sand in horizontal well fracturing in He 1 reservoir of Dingbei Block has been solved and the fracturing effect has been improved, which provide the technical reference to horizontal well fracturing technology for the relative tight gas reservoir.
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Key words:
- Ordos Basin /
- tight gas reservoir /
- horizontal well /
- fracturing /
- design parameter optimization
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图 2 不同粒径支撑剂长期导流能力测试结果
Figure 2. Long-term flow conductivity test results of the proppants with different grain sizes
图 3 裂缝中支撑剂铺置体积分数
Figure 3. Dynamic change of placement volume fraction of the proppants in the fracture
图 4 清水中不同粒径支撑剂通过性泵注压力曲线
Figure 4. Pumping pressure curve of passing ability of proppants with different grain sizes in the clear water
图 5 胶液中不同粒径支撑剂通过性泵注压力曲线
Figure 5. Pumping pressure curve of passing ability of proppants with different grain sizes in the liquid cement
表 1 不同粒径支撑剂导流能力测试结果
Table 1. Flow conductivity test results of the proppants with different grain sizes
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表 2 不同复合粒径支撑剂导流能力测试结果
Table 2. Flow conductivity test results of the proppants with different composite grain sizes
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图(5) / 表 (3)
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