Numerical Simulation on the Effects of Slippage and Stress Sensibility on the Performance of Shale Gas Development
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摘要: 滑脱和应力敏感效应是影响页岩气藏开发动态的2个重要因素,为定量研究其对产气量的影响,运用等效孔隙介质模型,建立了同时考虑滑脱和应力敏感效应的页岩气藏两相渗流数学模型,采用有限差分方法对该模型进行了数值求解,用Fortran语言开发了页岩气藏数值模拟器,在定产量和定压衰竭式开采条件下应用该模拟器研究了滑脱与应力敏感效应对页岩气井产能的影响规律,并将计算结果与美国Haynesville页岩气藏W3井的实际生产数据进行了对比。结果表明:衰竭式开发导致页岩气藏的压力和渗透率均降低,生产井附近储层压力和渗透率急剧降低;在投产第1年内,产气量虽迅速下降,但滑脱和应力敏感效应对产气量影响较小;生产500 d后,滑脱和应力敏感效应对产气量产生明显影响,滑脱效应使产气量增加,应力敏感导致产气量降低;模拟结果与生产数据的衰减趋势吻合度较高,证明该页岩气藏数值模拟器计算结果具有较高的可靠性。页岩气藏开发数值模拟器的成功研制,为页岩气井产能预测提供了一种新的有效手段。Abstract: Gas slippage and stress sensibility are two important factors which influence the development performances in shale gas reservoirs.To highlight their quantitative effects on gas production rates,a mathematical model with consideration of both slippage and stress sensibility in a two-phase flow in shale gas reservoirs was set up by using an equivalent porous media model, in which a finite difference method was used to solve the model. In addition, a numerical simulator of shale gas reservoirs was developed in Fortran(computer language).The effect of stress sensibility and gas slippage on gas well productivity was quantitatively studied by using the innovative simulator at a constant production rate and a specified bottom flow pressure in declining production.Numerical simulation results were then compared with field production data of Well W3 in a Haynesville shale gas reservoir.The numerical results showed that both formation pressure and permeability declined during depletion development of the gas reservoir and dramatical decline was observed near the wellbore region.In the first production year,shale gas production rate declined sharply;but slippage and stress sensibility displayed minor effect on the production rate.The effect of stress sensibility and gas slippage on production became more significant after 500 days of production.The decline curve closely tracked the simulation and history matching,and it thus validated the result calculated from a shale gas reservoir simulator with relatively high reliability.The successful development of a numerical simulator for shale gas reservoirs migth provide an innovative and effective approach for predicting gas production rates and decline curves.
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Keywords:
- shale gas /
- slippage effect /
- stress sensibility /
- production decline /
- seepage model /
- numerical simulation
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目前,川南是中国页岩气资源最丰富、最具有开发价值的地区,埋深4 500 m以浅的五峰组—龙马溪组优质页岩气地质资源量超过10×1012 m3。中国石油“十三五”后4年落实并新增水平井近600口,“十四五”期间计划新投入1 600余口水平井[1],主要涵盖威远—自贡—长宁的建产区和长宁西—泸州—永川—威远东—大足等产能接替区。但在钻井实践中,威远构造的自201井区卡钻等井下故障频发,导致旋转导向工具、近钻头测量仪器等贵重工具或仪器落井,需要实施填井侧钻等措施,造成严重的经济损失;长宁页岩气示范区内上部地层漏失严重,钻井时效低、周期长;泸州阳高寺构造带的阳101井区最高实测地层温度达到155 ℃,远远超过商用旋转导向工具的耐温极限,井下仪器故障率高,生产时效低。这些问题不断出现,严重阻碍了川南页岩气产能建设进程。
针对上述问题,从该工区储层特征和岩石力学特性入手,进行了深入分析和集中攻关,研究形成了以大尺寸井眼“减振+扶正”提速、长水平段随钻清砂防卡、强化参数提速、固化堵漏、简易控压钻井为核心的钻井技术对策。应用这些技术措施后,再未发生旋转导向或近钻头工具落井问题,井下复杂情况大幅减少,故障时效大幅降低,机械钻速提高,钻井周期缩短,取得了显著效果。
1. 川南储层特征及钻井技术难点
川南页岩气工区主要包括长宁区块、威远区块和泸州区块,因此,重点分析了这3个区块的储层基本特征和钻井技术难点。
1.1 储层基本特征
长宁区块位于四川盆地与云贵高原结合部的川南古坳中隆低陡构造区与娄山褶皱带之间,地表属喀斯特山地地貌,沟谷纵横,地层自上而下依次为三叠系、二叠系和志留系,出露地层多为雷口坡组、嘉陵江组,部分井区发育少量须家河组,目的层埋深1 500~3 000 m[2]。
威远区块位于川南页岩气工区北部,呈现北部为山地、中南部为丘陵的地形,构造上隶属于川西南古中斜坡低陡褶带,西北高东南低,属深水陆棚相沉积。该区块地层自上而下依次为侏罗系、三叠系、二叠系和志留系,地表出露地层多为沙溪庙组,目的层为龙一1亚段富有机质页岩地层,平均厚度48.30 m,埋深1 500~3 700 m[3]。
泸州区块构造上属于川东南中隆高陡构造带的阳高寺构造群,地面属浅丘地貌。与威远区块类似,地表普遍出露侏罗系沙溪庙组砂泥岩,目的层埋深4 000 m左右[4],井底温度超过140 ℃。
1.2 主要钻井技术难点
1.2.1 大尺寸井眼机械钻速慢
川南页岩气水平井普遍采用三开井身结构:一开ϕ444.5 mm或ϕ406.4 mm井眼,长800~1 300 m;二开ϕ311.1 mm井眼,长约2 000 m;三开ϕ215.9 mm井眼,长2 000~3 000 m。该区页岩气水平钻井存在大尺寸井眼机械钻速比较慢的问题,超周期典型井二开阶段钻井情况(钻时和钻速统计结果如图1所示)的统计分析结果发现:ϕ444.5/ϕ406.4 mm井眼跳钻严重,大尺寸钻具疲劳断裂频繁,延长了钻井周期;ϕ311.1 mm井眼钻遇须家河组、茅口组和栖霞组等地层,钻头失效频繁,行程进尺短。
1.2.2 志留系页岩储层稳定性差
观察长芯1井、L201井和H202井的岩心发现,五峰组—龙马溪组页岩页理、裂缝十分发育,普遍发育水平层理缝和高角度的构造缝[5-6]。龙一1亚段富有机质黑色页岩是页岩气开发的主要目的层[7],对其小层研究得知[8]:龙一14段黏土含量高,龙一13段页理发育,龙一12和龙一11段黄铁矿层理分布、脆性指数高、以连续I类储层为主。现场钻井实践表明,该工区页岩气水平井在钻井、通井、下套管过程中阻卡频繁。对此,李茂森等人[9]从防止微裂缝和裂缝被滤液侵入后产生毛细管压力使井壁发生层间剥落的角度出发,研制了高密度油基钻井液体系;任铭等人[10]结合多个地方的龙马溪组页岩露头室内试验,进一步解释了层理弱面对井壁稳定的影响;孙永兴等人[11]统计了长宁和威远区块长水平段的卡钻情况,将其归结为垮塌卡钻和沉砂卡钻2种类型。
2018年,仅在Z201井区,就有Z204井、Z201H5–X井、Z201H6–X井等多口井在钻至水平段时发生了卡旋转导向工具的井下故障。结合成像测井资料和多口井返出掉块的元素分析结果,发现掉块多来自龙一11底与五峰组交界面处。结合实钻过程中出现的瞬间憋停顶驱现象,认为导致井下复杂情况频繁的主要原因是不稳定地层剥落掉块和长水平段岩屑清除不干净。
1.2.3 含气层系分布广泛,井控风险高
统计结果表明[12],四川盆地已发现的海相、陆相产层多达24个,含气层位从老至新为震旦系灯影组、石炭系黄龙组、二叠系长兴组—三叠系飞仙关组、三叠系嘉陵江组—雷口坡组、三叠系须家河组—侏罗系。页岩气工区的主力产层为震旦系灯影组、二叠系和三叠系[13],主要为须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、茅口组和栖霞组,尤其是阳高寺构造的茅口组、栖霞组裂缝气活跃。例如Y101H4–X井钻遇茅口组裂缝气,节流点火,钻井液密度提高至1.85 kg/L,压井后导致同平台邻井监测到H2S。统计数据表明,2019年川南页岩气井钻井过程中发生在非目的层段的井控故障占71.3%。
同时,长宁和威远区块受同平台钻井、压裂同步施工影响,地层原始压力系统受到干扰,目的层段龙马溪组在钻井过程中即使采用设计钻井液密度上限值,也会出现井控风险。
1.2.4 二叠系和三叠系地层井漏频繁、漏失量大
三叠系和二叠系地层以海相碳酸盐岩为主,裂缝、溶洞发育。从统计的N201井区12口完钻井的漏失情况(见图2)来看,须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、茅口组、栖霞组、石牛栏组和龙马溪组均存在严重漏失,同时这些漏失地层也属于含气层系,极易出现由漏转喷的井控问题,处理难度大。
1.2.5 地层压力系数高
川南页岩气工区龙马溪组地层压力系数超过2.0,长宁—威远国家级页岩气示范区钻进时所用油基钻井液密度为2.15~2.30 kg/L,裂缝发育地层的钻井液密度最高达到2.42 kg/L。高密度油基钻井液条件下的施工泵压高,设备维修频繁,动力钻具输出功率受限,也限制了相关提速工具的使用。
2. 钻井技术对策
针对川南页岩气水平井的钻井技术难点,从提高速度和降低复杂时效2方面入手,研究形成了大尺寸井眼“减振+扶正”提速技术、长水平段随钻清砂防卡技术、强化参数提速技术、固化堵漏技术和简易控压钻井技术。
2.1 大尺寸井眼“减振+扶正”提速技术
维持钻头处于平稳工作状态或降低能量损耗,可以有效实现钻井提速[14-15]。基于此,涪陵页岩气田研究应用了“减振+扶正”钻井提速技术,提速效果显著[16]。为此,在川南页岩气工区大尺寸井眼钻进中推广应用了该技术:对出露须家河组等可钻性较差的地层,采用大功率螺杆钻具以提高输出扭矩,采用大直径钻铤以提高钻压、保证钻具刚度,采用减振器或水力加压器以降低跳钻的危害。如泸州区块Y101H1–X井二开ϕ406.4 mm井眼,采用了“ϕ285.8 mm螺杆钻具+ϕ279.4 mm钻铤+扶正器+水力加压器”的下部钻具组合,进尺795.00 m,机械钻速11.61 m/h,施工周期6.83 d,创造了该区块二开井段机械钻速最高和施工周期最短的纪录。对于地层可钻性比较好的威远区块,一开ϕ406.4 mm井眼沙溪庙组至自流井组,应用了“扭力冲击器+PDC钻头”,其中W202H19平台和W204H34平台应用后机械钻速最高达到了20.0 m/h;二开ϕ311.1 mm井眼,3趟钻完成了约2 300 m左右进尺。
2.2 长水平段随钻清砂防卡技术
川南页岩气工区的钻井实践发现,多数卡钻和井下复杂情况的发生与井筒中岩屑清除不及时有直接关系,即使在强化了高密度油基钻井液的封堵性能后,还会出现起钻时卡钻的问题。对此,SUN Xiaofeng等人[17]用流体数值模拟方法,分析了井斜角为45°~90°、排量为30~50 L/s和钻柱转速为80~240 r/min的情况下,ϕ215.9 mm井眼中ϕ127.0 mm钻杆旋转对岩屑清除的影响,结果表明,在排量较低时,钻柱转速对清砂有巨大影响,其中120~160 r/min是清砂效果突变的临界点;而在30 L/s排量条件下,转速在80~160 r/min时,水平井段的环空岩屑浓度与转速大致呈线性反比关系。进一步的研究结果表明[18],钻柱不居中导致的公转与钻柱转速叠加能进一步提高清砂效果,但是过大也会产生钻井液当量循环密度波动,不利于层理或裂缝发育页岩地层的井壁稳定。
基于上述认识和现场实践经验,研究形成了钻进过程中排量不小于30 L/s、地面转速不低于70 r/min的水平段随钻清砂技术,通过减少长水平段的岩屑床堆积,降低卡钻风险。如W202H16–X井ϕ215.9 mm井眼钻进时顶驱转速为110~120 r/min,施工过程中未刻意短起下清砂,中途、完钻后起下钻井眼畅通,未见异常;一趟钻进尺达到1 936.00 m,水平段长1 500.00 m,钻井周期15.5 d,平均机械钻速10.32 m/h。
2.3 强化参数提速技术
在钻井过程中,地面设备输入钻压、转速、扭矩和水功率,通过钻柱传递并有一定衰减损耗后传到钻头上,或是通过动力钻具将一部分水功率转化为机械能后再传到钻头上,传到钻头上的这部分能量就是钻头破岩的能量。因此,要提高机械钻速,最直接的手段就是提高破岩的能量,也就是用大钻压、高转速和大排量来实现。北美页岩气提速实践也证实,用大扭矩螺杆提高输出功率、用大钻压和高转速提高破岩效率,可以显著缩短建井周期[19]。
为满足强化参数需求,对钻井装备进行了升级:配套了耐压52 MPa的高压钻井泵、循环系统和立管,以满足高泵压施工要求;采用高性能振动筛、并确保离心机的使用时间,以降低劣质固相含量。对ϕ215.9 mm井段的钻井参数进行了强化,排量控制在30~35 L/s,钻压提高到120~150 kN,转速不低于70 r/min。威远区块的部分应用井统计结果表明,强化参数后机械钻速提高了62.87%、钻井周期缩短了18.80%(见表1)。
表 1 威远区块三开部分井ϕ215.9 mm井段强化参数提速效果Table 1. The effect of parameters enhancement to increase the penetration rate in the third spud at ϕ215.9 mm wellbore in the Weiyuan Block井数 钻压/kN 地面转速/(r·min–1) 排量/(L·s–1) 泵压/MPa 机械钻速/(m·h–1) 钻井周期/d 段长/m 使用螺杆 使用旋转导向工具 9 100~160 60 90~110 31~34 21~31 10.00 20.39 2 226 18 70~140 40 80~90 18~31 20~30 6.14 25.11 2 194 2.4 固化堵漏技术
现场常用的堵漏材料多为亲水性材料,与油基钻井液配伍性差,长时间循环会破坏油基钻井液性能,且在油基钻井液环境下堵漏效果差。为此,选用惰性堵漏材料、膨胀性材料、纤维材料和油溶性封堵材料等固化堵漏材料,能在漏层和井眼内发生化学固化反应,形成高强度固结体,封堵漏层,提高承压能力。另外,可控胶凝堵漏剂是一种以胶凝材料和触变材料为主要成分,能形成具有触变性胶凝网络结构的抗水侵、强驻留堵漏材料,涪陵页岩气田现场应用表明,其对浅层裂缝性地层的恶性漏失一次堵漏成功率可达86.5%[20]。川南页岩气工区尤其是长宁区块的浅层失返性漏失,推荐使用可控胶凝堵漏剂。
上述技术可简称为固化堵漏技术。长宁区块N209H22–10井钻遇韩家店组裂缝性漏失地层时应用了固化堵漏技术,钻井液当量密度从1.85 kg/L提高至2.0 kg/L,堵漏次数较同平台邻井的14次降低为2次、堵漏时间从30.48 d缩短为0.25 d,取得了显著的效果。
2.5 简易控压钻井技术
为解决压力敏感性裂缝性储层的安全钻井技术难题,在涪陵页岩气田焦页33–4井三开ϕ215.9 mm井眼2 300~3 915 m井段试用了控压钻井技术[21],取得了较好的效果;但使用全套的精细控压装备费用高昂,经济效益较差。借鉴塔中裂缝性储层钻井经验[22],使用旋转控制头导流、进出口流量与压力常规监控、手动节流控制等方法,可对地层流体侵入井筒与井筒流体漏入地层进行双向控制。
上述技术可称为简易控压钻井技术。该技术在泸州区块L206井应用57 d,共发生气测后效异常显示21次,节约排后效时间21.93 h;长宁区块N209H25–X井应用27 d,共发生气测后效异常显示22次,节约排后效时间42.67 h。该技术现场应用效果较好,建议将其作为长宁、泸州区块气层活跃井段的标准配置,以保证井控安全。
3. 现场应用效果
2019年1—9月,大尺寸井眼“减振+扶正”提速技术、长水平段随钻清砂防卡与强化参数提速技术、固化堵漏技术和简易控压钻井技术在川南页岩气工区进行了推广应用,均取得了很好的应用效果。长宁区块N209H29–X井ϕ311.1 mm井眼应用大尺寸井眼“减振+扶正”提速技术后,单只钻头进尺达到816 m,机械钻速达到19.9 m/h;威远区块Z201H27–X井ϕ406.4 mm井眼应用该提速技术后的平均机械钻速达到13.24 m/h,日进尺达到458 m。川南页岩气区应用长水平段随钻清砂防卡技术和强化参数提速技术后,8口井实现了一趟钻钻完水平段,其中YS118H3–X井一趟钻完成1 500 m水平段,优质页岩储层钻遇率达到100%。固化堵漏技术和简易控压钻井技术也因应用效果突出,成为了该工区的推荐技术。
该系列技术共在64口页岩气井进行了应用,平均完钻井深4 827.31 m,平均钻井周期81.45 d,平均机械钻速6.56 m/h,多口井一趟钻钻完水平段,未发生旋转导向或近钻头仪器卡钻落井问题。与2018年完钻的页岩气井相比,机械钻速提高9.27%,井下复杂、故障时间缩短60.39%,实现了川南页岩气工区水平井钻井的整体提速。
4. 结论与建议
1)川南页岩气工区水平井卡钻的原因有破碎性地层的垮塌卡钻,但更多的是因岩屑床堆积导致的钻具上提遇卡,因此,以高转速、大排量为核心的随钻清砂技术对于预防长水平段卡钻具有重要作用。
2)川南页岩气井钻井过程中,通过提升装备性能、强化钻井参数和采用固化堵漏等方式,缩短了整体钻井周期。但是,强化参数也给钻具、机泵设备等带来了使用寿命短、修理时效高等不利影响,如何做到最优化钻井是需要继续研究的课题。
3)国际主流旋转导向工具和近钻头测量仪器的抗温极限在150 ℃左右,但在泸州区块深层页岩气储层段导向钻进中,实测温度超过了150 ℃,信号失联现象频频发生,导致频繁起下钻、换仪器,时效低。因此,解决高温条件下入井仪器和工具的长寿命、高可靠度是深层页岩气开发迫切需要解决的钻井技术难题。
4)地质与工程一体化的理念已经得到了页岩气开发人员的高度认可,但是如何均衡工程难度和地质需求之间的问题,既需要开展相应的矿场试验来验证,也需要用信息化、智能化的交流评价手段来弥补。
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