Multi-Scale Hydraulic Fracturing of Horizontal Wells in Deep Shale Gas Plays
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摘要: 深层页岩气（埋深3 500.00 m以深）资源量丰富，但存在压裂施工压力高、加砂困难和压裂后产量低等问题，尚未实现商业化开发。为此，通过模拟地层条件的三轴应力-应变试验分析了深层页岩的变形特征，发现深层页岩具有较强的非线性变形特征，导致深层页岩压裂后平均裂缝尺度偏小；在此基础上，总结深层页岩气井的压裂经验，提出了深层页岩气水平井多尺度裂缝压裂技术：采用酸预处理或中途注酸、粉砂段塞打磨等技术降低施工压力，利用大阶梯变排量、变黏度多级交替泵注模式实现对多尺度裂缝的改造，增加小粒径支撑剂比例实现对多尺度裂缝的长效支撑。该技术在川东南某井进行了现场试验，压裂效果明显改善。这表明深层页岩气水平井进行多尺度裂缝压裂具有可行性，并能提高深层页岩气井的压裂效果。Abstract: Shale gas resources are abundant in shale plays deeper than 3500m in China.They have not been commercially developed yet due to high treatment pressure,difficulty in sand pumping and low post-frac production.Rock mechanics tri-axial tests were conducted under simulated reservoir conditions.Testing results showed that the deep shale plays presented obvious nonlinear deformation feature,which would lead to narrow fracture widths after fracturing.Combining our fracturing experiences in deep shale gas wells fracturing,we put forward the technique of multi-scale fracturing in horizontal wells of deep shale gas plays.This technique adopts acid pretreatment,or acid injection during the treatment,and slit slugging and grinding to reduce treatment pressure;step pump with varied pumping rate and multi-stage alternative pump injection mode with varied frac fluid viscosity to stimulate multi-scale fractures;and increases the portion of small size proppant to realize long-term and effective prop of multi-scale fractures.This technique has been applied in a well in Southeastern Sichuan Basin and achieved encouraging fracturing result.It demonstrates the feasibility and availability of this technique in deep shale gas wells,and fracturing results can be improved from this technique’s application in deep shale plays.
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钻井过程中，钻头前方地质异常体信息的不确定性，不仅会影响目的层的钻遇率，还会极大地增加钻井作业的风险[1-4]。因此，在钻井过程中实时获取钻头与地质异常体的距离以及地质异常体的方位等参数至关重要。目前可行的解决方案主要有随钻地震技术[5-7]和随钻电阻率测井技术[8-13]，而适用于钻前地质异常体探测的声波测井技术尚未得到广泛研究。Tang Xiaoming等人[14-18]研究了电缆和随钻反射声波测井识别井旁地质异常体的能力，但未考虑钻头前方存在地质异常体的情况。王菁等人[19-20]研究了随钻条件下井孔（井眼）未贯通时的声波测井响应特征，但他们的研究均是基于传统的随钻单极或偶极声波测井仪器进行的。然而，传统的随钻声波测井仪器难以满足随钻前视声波测井的测量要求，这是因为随钻前视声波测井的探测目标主要是钻头前方的地质异常体，而传统的随钻声波测井仪器的声源和接收器不能在轴向上对声场进行控制，只有很少的一部分能量能够向着钻头前方的地层辐射，并从地层中的地质异常体处散射（或反射）回井孔，形成回波信号，严重影响了仪器对钻头前方地质异常体的探测性能。因此，如何提高回波信号的幅度，是一个亟需解决的问题。另外，随钻前视探测过程中仪器与地质异常体表面近乎垂直，而传统的随钻声波测井仪器的声源和接收器不能在周向上对声场进行控制，接收信号反应的是井周360°范围内的测量响应的平均特征，无法准确获得地质异常体的方位信息。因此，如何在三维空间内对钻头前的地质异常体进行准确定位，也是一个十分重要的问题。
相控阵声波辐射器和接收站可以实现声波的定向辐射和接收，已成功应用于裸眼井、套管井和随钻测井中[17-18]。与传统的声波测井仪器相比，相控阵声波测井仪器具有更大的探测深度和更高的测量分辨率，为解决随钻前视声波测井中的难题提供了技术思路。因此，笔者基于相控阵技术，提出了一种适用于钻前地质异常体探测的随钻前视声波测井方案，并通过数值模拟验证了该方案的可行性。
1. 技术原理
将随钻单极声波测井仪器改进为相控阵声波测井仪器，改进后仪器的声系由1个相控线阵（linear phased array, LPA）声波辐射器和若干个相控圆弧阵（arcuate phased array, APA）声波接收站组成（见图1）。相控线阵声波辐射器由轴向上均匀分布的6个辐射阵元（记为TE1—TE6）组成，每个辐射阵元独立辐射声波能量[17]；相控圆弧阵声波接收站由周向上均匀分布的8个接收阵元（记为RE1—RE8）组成，每个接收阵元独立接收声波能量[18]。基于波束形成原理，相控阵声波辐射器和接收站可以分别用于实现声波能量的定向辐射和扫描接收[17-18]。
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图 1 相控阵声波测井仪器结构示意Figure 1. Schematic diagram of the phased array acoustic logging tool对于相控线阵声波辐射器，通过控制各辐射阵元所施加激励信号之间的延迟时间等参数，可使声场在靠近钻头的方位满足同相位叠加条件，从而定向增强辐射到钻头前方的能量（见图2（a））。因此，相控线阵声波辐射器有助于提高回波信噪比。对于相控圆弧阵声波接收站，将相邻几道独立接收的波形进行延迟叠加处理，可以得到任意方向的扫描接收波形。当扫描接收方位角与入射波的方位角完全相同时，接收子阵中各阵元接收的波形满足同相位叠加条件（见图2（b）），扫描接收波形的幅度得到明显增强；反之，当扫描接收方位角与入射波的方位角不同时，扫描接收波形的幅度不会增强，甚至可能削弱。因此，相控圆弧阵声波接收站有助于提高随钻声波测井仪器方位测量的准确度。
2. 计算模型及方法
采用三维直角坐标系有限差分算法[21]，分别模拟钻前存在地层界面时单极声波测井仪器和相控阵声波测井仪器的测量响应。计算模型如图3所示。模型中，井轴与z轴平行，x方向的坐标为0.50 m，y方向的坐标为1.00 m；RDa为轴向参考方向，RDc为周向参考方向。
钻头前方存在一个地层界面，地层界面满足方程x－0.5y－2z+1=0，即井轴与地层界面的夹角β为60.79°，地层界面的方位角θ为116.57°。随钻单极仪器的声系由1个单极声波辐射器和10个单极声波接收器组成；随钻相控阵仪器的声系由1个相控线阵声波辐射器和10个相控圆弧阵声波接收站组成。声源中心点在z方向的坐标为8.50 m，井底中心点到声源中心点的距离5.00 m，前视距离为3.00 m。声源所施加的激励信号的峰值频率为10 kHz。相控阵测量时，相邻辐射阵元间距为6.0 cm，相邻辐射阵元所施加的激励信号的延迟时间为20 μs。接收阵元RE1—RE8的方位角分别为0°，45°，90°，135°，180°，225°，270°和315°。在各相控圆弧阵声波接收站中正对地层界面的方位（116.57°）设置了一个虚拟接收阵元，以实现回波信号的最有利接收。计算模型中各介质的参数见表1。
表 1 计算模型中各介质参数Table 1. Parameters of each media in calculation model类型 纵波波速/(m·s−1) 横波波速/(m·s−1) 密度/(kg·m−3) 外半径/m 流体 1 500 0 1 000 0.027 钻铤 5 860 3 130 7 800 0.090 流体 1 500 0 1 000 0.117 地层1 2 700 1 200 2 000 地层2 4 500 2 600 2 500 此外，计算了各种条件下无界面模型中的声场，以获得井孔直达波波形。无界面模型的计算参数与有界面模型的计算参数相同，只是钻头前方没有地层界面。用有界面模型的接收波形减去无界面模型的接收波形，可得回波波形。
3. 测井响应分析
3.1 波形特征
单极测量和相控阵测量得到的不同时刻的波场快照如图4所示。相控阵测量时的井孔直达波和回波与单极测量时的井孔直达波和回波的类型相同，但相对幅度不同。根据传播路径的不同，接收站接收到的波主要包括TR、TBR、TIR、TBIR和TIBR波等5类（见表2）。TR和TBR波均与地层界面无关，统称为井孔直达波；TIR、TBIR和TIBR波均与地层界面有关，统称为回波。本算例中，在井孔中传播的波可以分为钻铤波、滑行纵波、内斯通利波和外斯通利波等4种形式（地层为软地层，单极声源不能在井孔中产生滑行横波）；在地层中传播的波可以分为地层纵波和地层横波2种形式。钻铤波、纵波、横波、内斯通利波和外斯通利波分别记为C、P、S、inST和outST。当井孔中传播的波或者地层中传播的波到达井底时，各种波均会产生模式转换现象，在井孔中可以转换为C、P、inST和outST等4种二次波，在地层中可以转换为P和S等2种二次波。
表 2 接收波形的传播路径及形式Table 2. Transmission paths and forms of received waveforms波类型 传播路径 传播形式 TR 从声源直接传播至接收器 钻铤波、滑行纵波、内斯通利波、外斯通利波 TBR 首先从声源传播至井底 钻铤波、滑行纵波、内斯通利波、外斯通利波 再从井底传播至接收器 钻铤波、滑行纵波、内斯通利波、外斯通利波 TIR 首先从声源传播至地层界面 地层纵波、地层横波 再从地层界面传播至接收器 地层纵波、地层横波 TBIR 首先从声源传播至井底 钻铤波、滑行纵波、内斯通利波、外斯通利波 然后从井底传播至地层界面 地层纵波、地层横波 最后从地层界面传播至接收器 地层纵波、地层横波 TIBR 首先从声源传播至地层界面 地层纵波、地层横波 然后从地层界面传播至井底 地层纵波、地层横波 最后从井底传播至接收器 钻铤波、滑行纵波、内斯通利波、外斯通利波 相控阵测量时，不同源距的116.57°方位（地层界面所在方位）接收阵元接收到的井孔直达波和回波波形如图5所示。分析各模式波的到时曲线可知，井孔直达波中，TR-C波到时最早，TBR-outST-outST波到时最晚，TR波的到时随着源距的增大而增长，TBR波的到时随源距的增大而缩短。回波中，TBIR-C-P-P波到时最早，TIR-P-P、TBIR-C-P-P、TBIR-P-P-P、TIBR-P-P-C和TIBR-P-P-P波的到时十分接近，发生混叠，形成了一个混合波包；TIR-P-S、TIR-S-P和TIR-S-S波到时较晚。由于模式转换次数较少，混合波包中TIR-P-P波的能量占主导地位。因此，类似于方位反射声波测井[16-18]，将混合波包作为主要研究对象，统称为P-P回波。
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图 5 不同源距下相控阵测量的接收波形Figure 5. Received waveforms at different offsets in phased array measurement3.2 基于相控线阵声波辐射器的定向辐射效果
单极测量和相控阵测量时，源距为3.00 m时的井孔直达波与回波波形如图6所示。单极测量时，回波波形的幅度放大了800倍。相控阵测量时，接收阵元的方位角为116.57°（地层界面所在方位），回波波形的幅度放大了85倍。由图6可知，单极测量回波的幅度远远小于井孔直达波的幅度，P-P回波峰峰值约为井孔直达波峰峰值的1/800；相控阵测量P-P回波的峰峰值约为井孔直达波峰峰值的1/85，幅度比明显增大。
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图 6 源距为3.00 m时单极测量和相控阵测量的井孔直达波与回波波形Figure 6. Direct and echo waveforms in the monopole and phased array measurements at an offset of 3.00 m源距为3.00 m时，单极测量接收器接收到的回波波形与相控阵测量116.57°方位（地层界面所在方位）接收阵元接收到的回波波形如图7所示（其中，单极测量时的回波波形的幅度放大15倍）。由图7可知，相控阵测量P-P回波的峰峰值约为单极测量P-P回波的峰峰值的15倍。因此，与单极测量相比，相控阵测量时的回波信号具有更高的信噪比，且更容易从混合信号中提取出来。
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图 7 源距为3.00 m时单极测量的回波波形和相控阵测量的回波波形Figure 7. Comparison of echo waveforms in the monopole and phased array measurements at an offset of 3.00 m3.3 基于相控圆弧阵声波接收站的独立接收效果
相控阵测量时，不同源距的相控圆弧阵声波接收站的独立接收回波波形如图8所示。由图8可知，独立接收时，90°方位（近似地层界面的方位角）接收阵元所接收到的P-P回波到时最早、幅度最大。分别开窗统计独立接收模式下P-P回波的峰峰值，并进行归一化处理，得到了P-P回波的归一化幅度随方位角的分布曲线（见图9）。由图9可知，源距分别为3.00，3.60和4.20 m时，相控圆弧阵声波接收站独立接收到的P-P回波幅度最大值所对应的方位角均为90°（地层界面的方位角为116.57°）。由此可知，当钻头前方存在一个地层界面时，基于相控圆弧阵声波接收站的独立接收回波波形可以近似获得该地层界面的方位角。但是，由于相控圆弧阵声波接收站独立接收模式的方位测量准确度较低，测量结果与地层界面真实方位角有较大误差（在本算例中约为27°）。
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图 8 不同源距下相控圆弧阵声波接收站的独立接收回波波形Figure 8. Individual-reception echo waveforms of APA acoustic receiver stations at different offsets![]()
图 9 不同源距下独立接收P-P回波最大幅度随方位角的分布曲线Figure 9. Distribution curves of maximum amplitude for individual-reception P-P echo waves with azimuths at different offsets3.4 基于相控圆弧阵声波接收站的扫描接收效果
基于波束形成原理，分别对各相控圆弧阵声波接收站的独立接收回波波形进行了扫描接收处理[18]。对于每个相控圆弧阵声波接收站，方位角间隔为1°，从0°方位角到360°方位角，共合成360道波形。相控阵测量时，不同源距接收站的扫描接收回波波形如图10所示（图10显示尺度为图8显示尺度的2倍。为了便于显示，图10中的方位间隔为15°。由图10可知，75°～135°范围内P-P回波的幅度明显强于其他方位回波的幅度。
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图 10 不同源距相控圆弧阵声波接收站的扫描接收回波波形Figure 10. Scanning-reception echo waveforms of APA acoustic receiver stations at different offsets分别开窗统计扫描接收模式下P-P回波的峰峰值，并进行归一化处理，得到了P-P回波的归一化幅度随方位角的分布曲线（见图11）。由图11可知，源距分别为3.00，3.60和4.20 m时，相控圆弧阵声波接收站扫描接收到 P-P回波幅度最大值所对应的方位角均为112°（地层界面的方位角为116.57°）。由此可知，当钻头前方存在一个地层界面时，基于相控圆弧阵声波接收站扫描接收回波的波形可以较为准确地获得该地层界面的方位角。在本算例中，测量结果与地层界面真实方位角的平均误差约为4.6°。与独立接收模式相比，基于扫描接收模式的相控圆弧阵声波接收站的方位测量准确度更高。
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图 11 不同源距下扫描接收P-P回波最大幅度随方位角的分布曲线Figure 11. Distribution curves of maximum amplitude for scanning-reception P-P echo waves with azimuths at different offsets4. 结论与建议
1）建立了随钻前视声波测井三维有限差分数值模拟模型，模拟了随钻条件下钻头前方存在一个地层界面时的单极和相控阵声波测井响应。钻前地质异常体的存在会导致出现回波信号，为后续开发工业样机提供了理论依据。
2）采用对比分析方法，验证了相控阵声波测井技术在钻前地质异常体探测中的优越性。相控线阵声波辐射器解决了单极声波辐射器的辐射指向性无法控制的问题，通过定向增强辐射到钻头前方地层中的声波能量，可以使P-P回波的幅度明显增大；相控圆弧阵声波接收站解决了单极声波接收器无方位分辨能力的问题，通过统计相控圆弧阵扫描接收到不同方位P-P回波的幅度，可在一定误差范围内判断钻前地质异常体所在的方位。
3）本文仅是理论探索研究，研究结果均是在数值模拟基础上得到的，建议今后根据实际随钻测井资料进一步验证和改进模型。
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