Coring Techniques in Shale Formations and Their Field Application
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摘要: 针对页岩地层取心钻进时存在的机械钻速慢,岩心易破碎,易堵心、卡心,取心收获率偏低,出心作业时岩心容易从层理处破裂而影响后期分析等问题,采用高强度低摩阻铝合金内筒代替钢制内筒,配套岩心吊装转移装置进行地面转移,研发了新型耐磨抗冲击取心钻头,建立了取心工具稳定性分析模型,根据理论计算结果优选了取心钻具组合和施工工艺参数,初步形成了页岩地层取心配套技术。该取心技术已现场应用12井次,机械钻速提高1倍以上,单筒进尺提高50%,出心时间缩短为20~30 min,典型区块的取心收获率达到95%以上。现场应用表明,该取心技术可以满足页岩地层取心要求,能显著提高取心效率及取心收获率。Abstract: During coring in shale formations, the ROP (rate of penetration) is normally low, and core breakage, plugging and sticking occur frequently and the core recovery rate is low. In addition, they tend to fracture at bedding planes when being taken out of the core barrels. Therefore, the subsequent core analysis is impacted adversely. In order to deal with these difficulties, the original steel inner core barrels were replaced with high-strength low-friction aluminum alloy ones, and core lifting and transferring tools were transferred to the surface. New wear-proof and impact-resistant coring bits were developed too. A model was built to analyze the stability of coring tools. Finally, coring tool assembly and parameters were optimized on the basis of theoretical calculation results. When all these techniques were applied comprehensively on well site, ROP increased by 100%, single-barrel footage increased by 50%, core handling time reduced to 20-30 minutes, and the core recovery rate of typical blocks achieved over 95%. It indicated that new coring techniques can meet the requirements of coring in shale formations and considerably improve coring efficiency and recovery rate.
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Keywords:
- shale formation /
- coring techniques /
- coring bit /
- stability /
- core recovery /
- field application
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安83区位于鄂尔多斯盆地，地质储量2.2×108 t，是长庆油田第一个大规模开发的页岩油区[1]，其储层压力系数为0.75～0.85，自然能量严重不足。由于该区注水开发不见效，目前主要开发模式为长水平段水平井自然能量开发，共投产水平井229口，平均水平段长855 m，初期单井平均日产油11.7 t，第1年自然递减达50%～60%，目前单井平均日产油1.4 t，长期处于低产低效状态。为提高水平井单井产量，在安83区早期探索了注水补能和重复压裂措施，但未取得理想效果[2-3]。国内部分油田探索研究了蓄能压裂技术，其中，吉林油田通过提高压裂入地液量补充地层能量，扩大储层改造规模，试验井增产效果较好，但补能规模有限，且措施后产量仍然下降较快[4]；吐哈油田针对水平井实施了缝网增能重复压裂技术，通过注水补充地层能量先导性试验和室内数值模拟确定压裂前注水量，采用大规模笼统体积压裂方式进行储层重复改造，但未充分考虑储层差异[5]。安83区页岩油储层非均质性较强，需要着重刻画层间差异。同时，为了实现措施后的长期增产，需要进一步优化蓄能压裂技术，以满足高效开发的需求。
为此，笔者在分析注水补能和前期重复压裂存在问题的基础上，借鉴其他油田蓄能压裂理念，采用大规模蓄能体积压裂技术，通过压前注水补能设计，优选压裂层段，优化压裂管柱及配套工艺，大幅提高了水平井重复改造效果，为低产水平井高效治理提供了较好的技术借鉴。
1. 蓄能体积压裂技术难点
2017年，安83区7口水平井实施重复压裂措施，单井累计增油仅510.0 t即失效。前期经验表明，该区井间连通性强，油水渗吸置换作用较弱，重复压裂改造规模较小，措施后油井产量下降快，整体效果较差，采用蓄能体积压裂技术进行改造较为困难。分析认为，存在的技术难点为：
1）压裂效果减弱快。注水补能虽然在一定程度上可以提高地层能量，但由于对储层未能有效改造，措施后含水较高，效果差；重复压裂规模小、入地液量少，地层能量不充足，措施后产量下降快，压裂效果减弱快，累计增油量较少。
2）受压裂工具等限制，压裂规模较小。水平井重复压裂主要采用双封单卡压裂管柱，早期受压裂井口、直井段和水平段管柱等的限制，储层改造规模有限，在限压范围内，现场施工排量最高仅能达到5.5 m3/min，不能满足开发需求。
3）储层初期改造不均匀。安83区水平井初期射孔一般采用常规火力射孔或双水力喷射器射孔技术，压裂作业时进液不均，其中双水力喷射器在喷砂射孔时存在相互干扰，降低了两簇同时射开的概率，储层初期改造不均匀。
4）不易形成复杂裂缝。安83区最大和最小水平主应力的差在5.00 MPa左右，微地震测试显示裂缝长宽比为5:1左右，缝宽相对较小，裂缝较为单一，不易形成复杂体积缝网。
2. 蓄能体积压裂关键技术
针对安83区蓄能体积压裂技术难点，开展了压前注水补能、压裂工具优化改进和裂缝复杂程度配套技术等研究。
2.1 压前注水补能
安83区目前地层压力为6.20 MPa，压力保持水平仅34.1%，压裂前通过原有注水管网对单井笼统注水补能，一方面可以提高地层能量，有助于油井长期稳产；另一方面使原低应力区人工缝网恢复初始压力，有利于形成新缝，提高储层有效改造体积。利用注入液量与局部压力变化的关系式（式（1）），结合单井压力，确定单井压裂前注水蓄能用水量，确保地层压力恢复至原始压力水平，在提高地层能量和储层改造效果的同时，促进地层中流体饱和度重新分布，提高油水置换效率[5]。
ΔV=CtVΔp (1) 式中：ΔV为储层压前蓄能需增加液量，m3；Ct为储层综合压缩系数，MPa–1；V为裂缝改造入地液量，m3；Δp为增加的储层压力，MPa。
安83区储层综合压缩系数受注入量等影响较小，补能液量与地层局部压力增加量有较好的正相关性（见图1）。根据单井所控制的储层改造体积及目前压力保持水平，为使单井控制区域地层压力恢复至原始水平，压裂前单井需补能液5 000～9 000 m3。
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图 1 补能液量与地层局部压力增量的关系Figure 1. Relationship between the amount of energy replenishing fluid and the increment of the local formation pressure2.2 压裂管柱优化
为进一步提高压裂规模，增强储层改造强度，将压裂管柱优化为ϕ101.6 mm油管（直井段）+ϕ88.9 mm油管（水平段）+K344封隔器+喷砂器+TDY封隔器（见图2），压裂管柱内径增大了12.0 mm。
现场实施效果表明，在相同压裂液体系下，采用优化压裂管柱直井段和水平段的摩阻分别降低了26.0%和31.0%，施工排量可提高至8.0～10.0 m3/min。同时选用TDY封隔器，采用机械坐封方式，有助于判断下封隔器坐封情况，确保压裂液进入目的层段。
2.3 提高裂缝复杂程度配套技术
2.3.1 极限分簇射孔优化
为改善初期改造不均匀的问题，采用极限分簇射孔技术增加射孔簇数，大幅减少单簇孔数，以提高压裂初期井底压力和孔眼同步起裂概率，实现多簇同时起裂。新补孔段单簇射孔长度为0.40 m，射孔孔眼2个/簇，孔眼有效率达到80.0%以上（见表1），较常规射孔提高20.0%～30.0%，有效进液射孔簇数提高25.0%，裂缝密度提高1.8倍[6]。
表 1 极限分簇射孔与常规射孔多簇起裂有效性对比Table 1. Comparison of the multi-cluster initiation effectiveness by extreme clustered perforation and conventional perforation井号 段序 射孔技术 簇数 孔眼总数/
个有效孔
眼数/个孔眼有
效率，%有效进液
簇数H1 15 常规 6 54.0 25.8 47.8 3 16 极限 10 20.0 16.7 83.5 8 H2 19 常规 4 36.0 25.7 71.4 3 20 极限 10 20.0 18.5 92.5 9 2.3.2 差异化裂缝设计
通过精细储层解释及开发效果对比，改变以往均匀改造模式，对该区页岩油储层进行分级，针对不同的储层品质，结合近几年安83区新投产水平井生产数据、单井EUR预测与加砂强度、进液强度等压裂参数的相关性，实施储层改造差异化设计，实现优质储量的最大程度动用[7-8]。利用数值模拟软件，模拟水平段长800.00 m，井距500.00 m时，不同物性条件下加砂强度和进液强度对累计产量的影响，发现对于I类储层，当加砂强度超过5.0～6.0 t/m、进液强度超过20.0～25.0 m3/m时，累计产油量增幅显著减小，于是将该加砂强度和进液强度确定为I类储层的改造参数。同理，确定II类储层加砂强度为4.0～5.0 t/m，进液强度为17.0～22.0 m3/m（见表2）。
表 2 储层改造差异化设计Table 2. Differential design for reservoir stimulation储层
分类电阻率/
（Ω·m）油层厚度/
m渗透率/
mD加砂强度/
（t·m–1）进液强度/
（m3·m–1）Ⅰ类 ≥40 ≥12.0 ≥0.15 5.0～6.0 20.0～25.0 Ⅱ类 30～40 9.0～12.0 0.10～0.15 4.0～5.0 17.0～22.0 Ⅲ类 25～30 6.0～9.0 0.01～0.10 3.0～4.0 15.0～20.0 Ⅳ类 ≥25 0.0～6.0 ≥0.01 暂不动用，如大段连续分布，规模参考Ⅲ类储层 2.3.3 多级动态暂堵转向技术
为提高裂缝复杂程度，在压裂过程中随压裂液多次加入多粒径组合的可降解暂堵转向剂。该组合暂堵剂由粒径为100目、1～2 mm和3～4 mm的暂堵剂按质量比1:1:1.5配制，抗压强度可达70.0 MPa以上，在地层温度下48 h可完全溶解。多种粒径组合的暂堵剂进入裂缝后容易形成桥堵，抑制裂缝继续延长，使缝内净压力不断提高，当压力升高幅度超过最大和最小水平主应力差时，可以实现裂缝转向或开启侧向微裂缝，使人工裂缝更加复杂，最大程度增加储层改造体积，提高改造效果[9-11]。
2.4 闷井时间优化
数值模拟及岩心渗吸试验结果表明，合理的闷井时间能够增强油水渗吸置换作用[12]。当井口压力稳定时，认为油水渗吸平衡过程结束；矿场实践表明，新投产水平井利用EM30S滑溜水压裂后闷井30～60 d，初期产能较高[13-14]。为充分利用注入能量，提高措施井初期产量，现场结合井口压降情况，将闷井时间优化为30～60 d。
3. 现场试验
安83区3口井网边部相邻水平井均于2013年底投产，水平段长800.0 m，井距500.0 m，初期采用分段多簇压裂方式，共压裂30段60簇，每段入地液量593.0 m3，措施前单井累计产油量达到5 989.0 t。3口井进行了大规模蓄能体积压裂施工，共改造31段，其中根据原簇试挤结果，确定重复压裂14段，优选未动用优质储层补孔压裂17段，所有压裂段中Ⅰ、Ⅱ类储层占比达到81.0 %。3口井措施前实施注水补能措施，平均单井注水量达到0.8×104 m3，地层能量恢复至原始压力水平；单段加砂量120.0～150.0 m3，单段入地液量1 200.0～1 500.0 m3，施工排量8.0～10.0 m3/min，每段压裂实施2级暂堵。现场统计75.0%以上的压裂段在大排量下施工压力升高了3.0～6.0 MPa，起到了较好的暂堵效果。同时，应用优化后的压裂管柱，单趟管柱施工段数由1段提至3段，单井压裂施工占井时间3 d，缩短了24.0%，与前期重复压裂对比，压裂强度和施工效率均得到大幅提高。压裂结束后平均单井滞留液量达到2.0×104 m3。压裂结束闷井2个月，井口压力稳定在2.0～4.0 MPa，局部地层压力系数提高至1.20。
压裂后开井生产，平均单井产油量由1.2 t/d提高至10.2 t/d，截至2020年12月底生产10个月，单井累计增油量2 010.0 t，有效期内单井日增油量6.6 t，是 2017年措施井同期增油量的7.6倍、邻井产量的5.6倍，油井增产效果显著（见图3）。结合目前产量递减情况，预计有效期内单井累计增油量可以达到4 500.0～6 000.0 t，投入产出比达到1∶1.1，可实现效益开发。
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图 3 2017年与2019年水平井体积压裂后日增油量对比Figure 3. Comparison of daily oil increment after volumetric fracturing of horizontal wells in 2017 and 2019截至2020年12月底，3口井均持续有效，其中，X2井位于3口井中部，2口邻井压裂过程中使该井受效，补孔段比例达62.5%，压裂结束后继续注入4 900.0 m3补能液，储层改造充分，日增油量6.7 t，累计增油量2 405.0 t，增油效果最好，但该井只改造了8段，可见压裂段数并非越多越好，可优化补孔段占比和实施段数，降低压裂费用，进一步提高压裂效益。X1井共压裂12段，日增油量5.7 t，累计增油量2 342.0 t； X3井试油时改造规模大，累计产油量高达7 800.0 t，压裂后效果相对一般，生产10个月后，日增油量3.0 t，累计增油量1 282.0 t。X1井和X3井改造段数和压裂前含水相近，但X3井补孔段数占比低，压裂前累计产油量比X1井高3 200.0 t，压裂后含水率相对较高，增油效果较差。3口试验井压裂规模及效果统计情况见表3。
表 3 3口措施井规模及效果统计Table 3. Statistics of fracturing scale and effect in 3 horizontal wells井号 实施段数 压前补液量/m3 压裂入地液量/m3 放喷液量/m3 压后补液量/m3 措施后动态 日增油/t 累计增油/t 日产液/m3 日产油/t 含水率，% X1 补孔7+复压5 4 610.0 16 558.0 4 571.0 12.8 6.8 37.0 5.7 2 342.0 X2 补孔5+复压3 8 920.0 11 296.0 2 786.0 4 900.0 14.7 7.5 39.7 6.7 2 405.0 X3 补孔5+复压6 8 811.0 15 054.0 4 259.0 11.0 5.0 45.8 3.0 1 282.0 现场应用结果表明，X2井改造段数最少，补孔段占比最高，效果效益预期最好，采取压后补能措施后，未出现产液量下降快、含水率持续增高的情况，证明压后继续补能可行。后续水平井重复改造时，可优先采取补孔体积压裂措施，提高补孔段占比，有效利用未动用储量。同时，适当减少压裂段数，优化压前补能液量、压裂入地液量和压后补能液量，以进一步提高压裂效果。
4. 结论与建议
1）针对安83区蓄能压裂技术难点，开展了压前注水补能、压裂管柱优化、极限分簇射孔、储层差异化裂缝设计、多级动态暂堵和闷井时间优化等关键技术研究，形成了安83区水平井大规模蓄能体积压裂技术，可大幅提高水平井重复压裂的改造规模、作业效率和裂缝复杂程度，进一步提高水平井的产量和延长稳产期。
2）安83区水平井实施大规模蓄能体积压裂技术取得了较好的试验效果，相比单纯注水吞吐和重复压裂，效果大幅提高。该技术能同时补充地层能量和有效改造储层，表现出较好的储层适应性和增产潜力，具有良好的应用前景。
3）大规模蓄能体积压裂技术仍旧多采用传统的双封单卡压裂工艺，不利于地层能量和压裂缝网形态保持，需要进一步研发压后不放喷压裂工艺，以进一步提高压裂改造效果。
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