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页岩气井连续油管辅助压裂试气技术

王伟佳, 熊江勇, 张国锋, 赵铭, 尚琼

王伟佳, 熊江勇, 张国锋, 赵铭, 尚琼. 页岩气井连续油管辅助压裂试气技术[J]. 石油钻探技术, 2015, 43(5): 88-93. DOI: 10.11911/syztjs.201505015
引用本文: 王伟佳, 熊江勇, 张国锋, 赵铭, 尚琼. 页岩气井连续油管辅助压裂试气技术[J]. 石油钻探技术, 2015, 43(5): 88-93. DOI: 10.11911/syztjs.201505015
Wang Weijia, Xiong Jiangyong, Zhang Guofeng, Zhao Ming, Shang Qiong. Auxiliary Fracturing and Testing of Gas in Shale Gas Well with Coiled Tubing[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(5): 88-93. DOI: 10.11911/syztjs.201505015
Citation: Wang Weijia, Xiong Jiangyong, Zhang Guofeng, Zhao Ming, Shang Qiong. Auxiliary Fracturing and Testing of Gas in Shale Gas Well with Coiled Tubing[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(5): 88-93. DOI: 10.11911/syztjs.201505015

页岩气井连续油管辅助压裂试气技术

详细信息
    作者简介:

    王伟佳(1983-),男,河南镇平人,2006年毕业于武汉科技大学信息与计算科学专业,2011年获西南石油大学石油工程测井专业硕士学位,工程师,主要从事连续油管技术服务工作。

  • 中图分类号: TE375

Auxiliary Fracturing and Testing of Gas in Shale Gas Well with Coiled Tubing

  • 摘要: 目前国内页岩气开发中已普遍使用连续油管,但使用中连续油管挤毁、变形、自锁、钻磨效率低和井下工具遇卡、落井等问题时有发生。针对这些问题,对国内外相关技术与理论进行了调研分析,选取了高性能小尺寸的井下工具复合式连接器、防脱式螺杆钻具、五翼凹底磨鞋、水力振荡器和打捞加速器等,并通过不断改进施工工艺,形成了适合国内页岩气开发的连续油管铺助压裂试气集成技术,包括长水平段连续油管下桥塞技术、长水平段连续油管钻复合桥塞技术、长水平段连续油管射孔技术和长水平段连续油管打捞冲砂技术等。现场应用表明,应用上述集成技术后,单只桥塞的纯钻塞时间由70 min缩短至40 min,单井钻塞周期由9 d缩短至5 d,桥塞钻除率由97%升至100%;射孔时未发生油管挤毁现象;打捞一次成功率及连续油管坐封桥塞一次成功率均达到100%。研究表明,该集成技术可有效提高页岩气井压裂试气成功率。
    Abstract: Coiled tubing has been widely used in shale gas development in China, there have been significant difficulties, such as tubing collapse, deformation, self-locking, low efficiency in drilling and milling, getting stuck and falling into the hole. Aiming to mitigate or eliminate these problems, relative analysis and technical investigation have been conducted at home and abroad, especially by using the high performance compound connector with small size, anti-drop PDM, five-blade concave mill, hydraulic oscillator and fishing accelerator, a integrated coiled tubing technology for supplementary fracturing and gas testing has been formed in shale gas development, including plug setting in long horizontal section, a drilling bridge plug, perforating, fishing and sand washing in an extended horizontal well. Field application demonstrated that by using the new techniques, the time of drilling one plug was reduced from 70 min to 40 min, the drilling plug cycle in a well reduced from 9 days to 5 days, drilling and removing rate of plugs raised from 97% to 100%, tubing collapse has not happened in perforating, the success rate of fishing and setting plug reached to 100%. All in all, the practice showed that the integrated technology could improve the success rate of fracturing and gas testing in shale gas wells.
  • 页岩油气储层致密,能量保持难、流动阻力大,大规模压裂改造是其高效开发的主要技术手段[1-5]。东营凹陷陆相页岩油资源量丰富,亟需采用新技术实现高效开发[6-7]。超临界CO2具有低黏度、高渗透、低表面张力的物理特性,被认为是非常规储层改造新方法之一[8-10]。然而,超临界CO2压裂的相态和物理性质复杂,造缝机理尚不清楚,学者们多采用试验和数值模拟方法开展相关研究[11-15]。试验表明,CO2可降低破裂压力[16],超临界CO2压裂形成的裂缝表面相对于滑溜水压裂产生的裂缝表面更为粗糙[17],使用超临界CO2在降低岩石破裂压力和造缝方面具有很大的优势[18]。目前,相关研究多针对CO2低黏度特性对压裂的影响,对CO2对岩石物性影响的关注较少。此外,CO2压裂裂缝形态复杂,传统方法模拟裂缝多为单缝结构,采用现的数值模拟手段难以精确刻画前置CO2压裂缝网[19-21]

    赵辉等人[22-24]提出了基于闪电模拟的油藏压裂模型,可以很好地表征裂缝复杂性,但仅适用于水力压裂,未考虑压裂过程中CO2对裂缝扩展形态的影响。借鉴该方法,笔者考虑CO2的相态变化特征及CO2对岩石性质的影响,结合物理试验和数值模拟,提出了基于节点连接方法(NCM)的CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型,在此基础上进一步讨论了前置CO2比例、地质参数、物性参数及压裂施工参数对裂缝形态的影响,并在东营凹陷陆相页岩油X井开展分析应用。

    为准确表征胜利油田东营凹陷陆相页岩经过CO2浸泡后的岩石力学与破裂特征,选取2口典型井12块岩样,利用岩石力学仪测试其不同CO2浸泡时间下和不同围压下的强度、弹性模量、泊松比、内聚力等岩石力学参数,结合破裂压力剪切压力等计算公式,发现东营凹陷陆相页岩油岩体破裂压力、天然裂缝剪切及张开应力和地应力随CO2浸泡时间增长呈现线性降低的趋势(见图1)。

    图  1  页岩破裂压力与应力随CO2浸泡时间的变化
    Figure  1.  Initiation pressure and stress changes during CO2 fracturing in rock

    前置CO2注入过程中,随着温度和压力条件变化,CO2的密度和黏度均会发生显著变化,影响压裂裂缝扩展。采用Pen-Robinson方程刻画CO2密度变化,其状态方程可表示为[25]

    p=8.314TV26.667396 306.77[1+0.707 979(1Tr)]2V(V+26.667)+26.667(V26.667) (1)

    式中:T为CO2的绝对温度,K;V为CO2的摩尔体积,L/mol;Tr为对比温度,即CO2绝对温度T与临界温度TcTc=304.13K)之比。

    根据式(1)确定CO2的体积后,即可进一步获得CO2在该温度和压力条件下的密度。

    CO2黏度与温度的关系[21]为:

    μ=36.344[1.259 3TrΩuFc(1G2+E6cVe6)+η**]MTc3V2c (2)

    其中,部分系数定义为:

    Fc=10.275 6ω+0.059 035μ4r+κ (3)
    η**=E7y2G2exp(E8+E9T+E10T2) (4)
    G2=E1[1exp(E4y)]y+E210.5y(1y)3exp(E5y)E310.5y(1y)3E1E4+E2+E3 (5)
    Ei=fi(ω,κ) (6)

    式中:Tr为临界温度,K;Fc为形状和极性因子;Ve为气体体积,m3ω为偏心因子;y为摩尔分数;T*为绝对温度,K;M为摩尔质量,g/mol;Vc为CO2的临界体积,m3;Ωu为碰撞积分;μr为约化偶极矩;κ为高极性物质的关联因子;c为单位体积物质的量,mol/m3

    基于节点体系扩展模拟方法(Node Connection Method, NCM)[22-23],考虑前置CO2注入后对岩石力学、物性参数的影响,构建前置CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型。

    假设岩石为多孔弹性介质,根据测井资料获取地层物性参数,以三维弹性理论为基础,可以得到地下水平主应力的计算方法。结合试验研究结果,储层中岩石的泊松比、弹性模量等参数会随着CO2浸泡时间增长而变化,在模型中需要考虑。因此,水平主应力与时间的关系可以表示为:

    {σth=νt1νtσvνt1νtαvpp+αhpp+Et1(νt)2ξh+νtEt1(νt)2ξHσtH=νt1νtσvνt1νtαvpp+αHpp+Et1(νt)2ξH+νEt1(νt)2ξh (7)

    式中:σtht时刻的最小水平主应力,MPa;σtHt时刻的最大水平主应力,MPa;σv为垂向应力,MPa;αvαh为垂向和水平的Biot系数;ξHξh为最大水平主应力和最小水平主应力的应变系数;νtt时刻泊松比;Ett时刻的弹性模量,GPa;pp为孔隙压力,MPa。

    压裂过程中,新生缝会改变岩石的力学状态,影响后续裂缝扩展,简称应力阴影效应。采用诱导应力解析解和叠加原理描述全局应力状态[26]

    {σt+1xx(i,j)=σtxx(i,j)+Nm=1pn,m(LmL1,mL2,mcos2θmθ1,mθ2,m22)Nm=1pn,mLma(a2L1,mL2,m)3/2sinθmsin32(θ1,m+θ2,m)σt+1yy(i,j)=σtyy(i,j)+Nm=1pn,m(LmL1,mL2,mcos2θmθ1,mθ2,m22)+Nm=1pn,mLma(a2L1,mL2,m)3/2sinθmsin32(θ1,m+θ2,m)τt+1xy(i,j)=τtxy(i,j)+Nm=1pnet,mLma(a2L1,mL2,m)3/2sinθmcos32(θ1,m+θ2,m) (8)

    式中:σt+1xxσtxx分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处x轴向主应力,MPa;σt+1yyσtyy分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处y轴向主应力,MPa;τt+1xyτtxy分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处剪切应力,MPa;N为裂缝微元数量;pn,m为裂缝m微元的缝内净压力,MPa;a为裂缝微元半长,m;LmL1,mL2,m为位置(i, j)到裂缝m微元的距离,m;θmθ1,mθ2,m为位置(i, j)到裂缝m微元的角度。

    对裂缝内流体流动简化处理,不考虑裂缝在缝宽方向上的流动过程,且裂缝壁面上的流速为0,则流体在裂缝内为一维流动。对流体压降方程进行处理,可得到缝内压力分布为:

    pti,m=12μtmqmxmhf,mw3m+p0 (9)

    式中:pti,mt时间步时裂缝m微元的净压力,MPa;μtmt时间步时裂缝m微元中流体的黏度,mPa·s;qm为裂缝m微元的流量;xm为裂缝m微元与井筒的距离,m;hf,m为裂缝m微元的高度,m;p0为初始压力,MPa。

    对于前置CO2压裂,裂缝内流体黏度随着CO2性质而改变,采用式(2)修正不同时间步下前置CO2的黏度。

    将临界起裂应力作为起裂判据,该值与岩石断裂韧性有关,则裂缝扩展条件为[23]

    σfr=12πrcosθ2(K1cos2θ232K2sinθ)σcr (10)

    式中:σfr为残余起裂应力,MPa;σcr为临界起裂应力,MPa;K1为Ⅰ型应力强度因子,MPa·m0.5K2为Ⅱ型应力强度因子,MPa·m0.5

    分支裂缝密度表示为在裂缝的改造范围内共有的裂缝节点数量,其计算公式为:

    {\rho }_{\text{if}}=\frac{{n}}{{L}_{\text{f}}{w}_{\text{f}}} (11)

    式中:ρif为分支缝密度,条/m2n为裂缝节点数量;Lf为裂缝长度,m;wf为裂缝的带宽,m。

    基于NCM的CO2增能压裂裂缝扩展模型计算流程如图2所示。具体步骤为:1)依据实际储层大小划分地质单元,作为计算的离散体;2)结合地质资料给地质单元赋值;3)根据实际压裂规模,设置射孔参数;4)计算现存裂缝单元缝内流体压力分布;5)结合应力阴影效应及缝内流体流动特征,校正储层应力分布;6)计算裂缝尖端周向应力和临界起裂应力;7)判断是否存在满足起裂条件的裂缝单元,不满足时输出裂缝形态;8)引入随机函数及概率分布,确定新的裂缝单元;9)根据CO2物性的变化,更新缝内流体物性参数;10)重复步骤4)—9),直至输出裂缝形态。

    图  2  CO2前置增能压裂扩展模拟流程
    Figure  2.  Simulation process of CO2 pre-energized fracturing

    选用胜利油田东营凹陷陆相页岩油储层地质力学参数以及物性参数,基于构建模型,分析不同影响因素下裂缝扩展形态。模型尺寸大小为160 m×300 m,1段射孔3簇,射孔点在模型中间位置处,模拟裂缝排量为16 m3/min,页岩基质的弹性模量为26.36 GPa,泊松比为0.30。

    模拟前置CO2比例分别为0.1、0.2和0.3时的裂缝形态(见图3),分析不同前置CO2比例与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系(见图4)。

    图  3  不同CO2比例下的裂缝形态
    Figure  3.  Fracture morphology under different CO2 ratios
    图  4  不同CO2比例对裂缝参数的影响
    Figure  4.  Influence of different CO2 ratios on fracture parameters

    前置CO2比例对整体缝网扩展长度影响最大,前置CO2比列由0.1增至0.3时,缝网长度缩短近40%。压裂缝网带宽主要受压裂簇数影响,前置CO2比例对整体缝网扩展带宽影响较小。前置CO2比例对分支缝密度的影响很大,当前置CO2比例由0.1增加至0.3时,分支缝网密度由0.06 条/m2增加至0.13 条/m2,增加了117%。这主要是因为超临界CO2易于进入基质孔隙和微裂隙中,促进了基质的破裂和微裂隙的开启,增加了分支裂缝的数量,形成了复杂的网状裂缝形态。

    模拟水平应力差分别为0,15和30 MPa时的裂缝形态(见图5),分析不同水平应力差与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系(见图6)。

    图  5  不同应力差下的裂缝形态
    Figure  5.  Fracture morphology under different stress differences
    图  6  储层应力差对裂缝参数的影响
    Figure  6.  Influence of reservoir stress difference on fracture parameters

    应力差与缝长相关性很大,与缝宽相关性较小,与分支缝密度相关性大,应力差主要影响缝长及分支缝密度。水平应力差由5 MPa增至30 MPa时,裂缝长度由175 m增至266 m,缝网带宽由63 m降至58 m,降低了3.18%,分支缝密度由0.095 条/m2降至0.074 条/m2,下降了31.85%。相较于滑溜水压裂,前置CO2增能压裂在高应力差下依然可以形成复杂裂缝网。因此,高应力差储层采用前置CO2进行压裂,可以提高压裂改造效果,实现高效增产。

    模拟储层渗透率分别为0.05,0.5和5 mD时的裂缝形态(见图7),分储层渗透率与裂缝长度、缝网带宽及分支缝密度的关系(见图8)。结果发现,储层渗透率对裂缝长度和带宽的影响较小,对分支缝密度的影响较大。总体而言,储层渗透率影响压裂流体的滤失性,前置CO2压裂对于储层渗透率的敏感程度要远大于滑溜水压裂。其原因在于,储层渗透率影响CO2向基质的滤失量和波及范围,对于开启天然裂缝和储层增压作用明显。因此,对于高渗透储层,应适当增大排量和压裂液量,从而增大压裂改造范围。

    图  7  不同渗透率下的裂缝形态
    Figure  7.  Fracture morphology under different permeability
    图  8  储层渗透率对裂缝参数的影响
    Figure  8.  Influence of reservoir permeability on fracture parameters

    东营凹陷陆相页岩油X井目的层为沙四上纯上3层组,水平段长度1 976 m,钻遇岩相以泥质灰页岩(970 m)、灰质泥页岩(550 m)为主;前置CO2增能压裂完成34段、120簇压裂施工,平均3.5 簇/段,加砂4 300.6 m3(设计4 204.7 m3)、注入携砂液73 166 m3,平均单段加砂126.5 m3、加砂强度2.4 m3/m。结合实际施工参数模拟裂缝扩展形态,X井36段反演裂缝平均缝长为277.80 m,平均缝宽为59.85 m。X井压裂时的微地震监测结果见图9,裂缝扩展模拟结果见图10

    图  9  X井压裂时的微地震监测结果
    Figure  9.  Microseismic monitoring results of fracturing of Well X
    图  10  X井裂缝形态整体反演效果
    Figure  10.  Overall inversion effect of fracture morphology of Well X

    X 井压裂过程中进行单井尺度模拟时,由于模拟布点精度及显示尺度的原因,裂缝整体上呈双翼对称复杂裂缝形态。对比微地震监测结果发现,水力裂缝缝长在微地震的75.09%~99.63%,水力裂缝缝宽在微地震的78.79%~98.84%,模拟结果与实际监测具有较好的一致性。此方法可用于压裂前裂缝形态模拟,根据模拟结果制定压裂方案,提高压裂效率。

    1)综合考虑CO2对岩体破裂压力、地应力的影响以及CO2物性参数的变化,基于节点连接方法的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型可实现CO2增能压裂复杂裂缝网络形态的模拟。

    2)前置CO2比例、应力差和渗透率对分支缝密度的影响较大,在高应力差储层增加缝网密度时,可适当增加前置CO2比例。

    3)实际区块模拟结果与微地震监测结果吻合度较高,具有一定的可靠性,基于节点连接方法的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型具有一定的现场应用潜力,可以为压裂方案的制定提供理论指导。

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出版历程
  • 收稿日期:  2014-11-19
  • 修回日期:  2015-06-13
  • 刊出日期:  1899-12-31

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