压裂成功率（精选5篇）
压裂成功率 篇1
1 前言
我国的低渗透油气资源大约占我国全部探明油气资源的1/4, 储粮非常丰富。但是因为低渗透油气藏的油气井产量相对较低、油气渗透率不高, 想要让低渗透油气井获得工业产能, 一般均需要进行压裂改造。本文以X区块的石油工程实例为研究对象, 分析并探讨了石油工程中提高压裂一次成功率的相关技术措施。
2 石油工程概况
X区块位于大庆油田, 该区块油气藏的平均隔层厚度为5.5-7.5 m, 基岩为泥质古沉积相, 其显著特征是岩性脆, 在外力施加作用下非常容易出现破碎问题, 在压裂施工过程中出现窜槽的风险非常高。油层厚度2.0-9.5 m, 有效渗透率相对较低, 属于低渗透油气资源藏, 如果处理不当则很难避免发生压裂压不开与压堵。经过研究决定对该区块油气藏进行压裂改造。改造具体内容为:确定1800-2200 m之间为压裂改造目标层, 由于施工温度梯度相对较大, 要求下井工具具有优秀的耐高温能力。
根据该石油工程的实际情况, 需要在施工方案的设计过程和执行过程中充分考虑各种因素, 权衡各种技术风险并制定对应的解决方案。全面、综合性的考虑有利于提高压裂一次成功率, 实现压裂增产效果的目标。在X区块的石油工程中, 采取了全面的预防和处理措施, 经过实际的施工经验检验证实, 该预防和处理措施效果显著。
3 提高压裂一次成功率的技术措施分析
3.1 积极预防
设计具体施工方案时, 需要认真准备各种预防措施, 统筹考虑窜槽风险及其诱发原因, 应该对某一层出现窜槽的情况进行预先想定, 而后在管柱的允许范围内和下一个目标层段合压一层一缝。以X区块的706-88-斜55井的设计压裂目标层段为例, 为了能够有效预防窜槽, 在施工过程中遵循如下施工步骤:先压2006.8-2008.0层, 扩散压力30分钟, 用直径5毫米喷嘴控制放喷, 上提9米压2001.9-2002.9层, 扩散压力40分钟, 用直径5毫米喷嘴控制放喷;如果压2006.8-2008.0层窜, 则上提4米合压2001.9-2008.0层, 扩散压力40分钟, 用直径5毫米喷嘴控制放喷。采用此种施工控制方案, 该井压裂一次成功。
3.2 科学选择物资材料
物资材料的科学选择在施工过程中发挥着十分重要的作用。一般而言, 石油工程中所采用的压裂用物资材料均是精选的各种支撑剂和配液而组合成的;在该石油工程中, 所采用的压裂用物资材料为“陶粒+低伤害压裂液”。之所以在本工程当中采用“陶粒+低伤害压裂液”的物资材料组合形式, 主要是基于下述考虑:首先, 陶粒具有非常之高的硬度, 其硬度几倍于石英砂, 能够在2300米地层压力系统当中发挥非常好的支撑作用, 其他种类的压裂支撑剂可能会在该地层当中出现破损, 进而影响施工成功率, 而陶粒则能够有效避免施工中的破损, 不会因此而对施工成功率产生不利影响;其次, 低伤害压裂液可以将施工对底层的伤害程度降低最小, 而且凭借优秀的破胶性能和反排性能可以为压裂一次成功提供保证, 在这一点上, 低伤害压裂液相对于其他种类压裂液具有较大优势。以X区块的706-88-斜55井的压裂液配置方案为例。
这些性能优良的物资材料是确保压裂一次成功的重要物质保证, 更是顺利完成施工不可或缺的物质基础。
3.3 施工进程方案的动态优化
施工进程方案的科学与否、合理与否将会对压裂施工的成功几率产生直接影响。根据X区块的实际地质条件和特点, 需要对施工进程方案进行优化设计和择优选择, 在加砂进程控制方案的设计方面, 需要充分考虑裂缝形成、前行以及闭合等因素对压裂的影响。加砂进程控制的总体原则是, 确保压裂施工中的压力可以维持在一个下降稳定型的加砂的过程, 能够将裂缝长度最大程度地延伸。在X区块的706-88-斜55井的加砂进程控制中, 始终确保压力可以维持在一个下降稳定型的加砂过程, 为提高压裂一次成功率创造了条件。
3.4 周密制定应急预案
在正式施工之前, 应该对施工过程中的各种可能的突发状况进行预先想定, 并制定对应的处理对策, 避免施工中出现突发状况时不知所措和处置不当。从工程经验来看, 周密的应急预案是提高压裂一次成功率的重要保证。在X区块施工中, 做好了详尽技术交底, 每口井施工前, 对施工方案、设计实行三审:方案岗初审、技术员细审、技术办终审的办法, 对关键工艺技术、试验项目做到心中有数, 预防在先;对每口井的压裂过程派出专人全过程跟踪, 出现的异常情况及时与相关部门联系沟通, 并采取有效措施, 避免事故井的发生;易出现压窜情况, 我们及时与地质相关部门沟通协商, 对一些易窜井提前制定出第二套施工方案, 从而避免了二次压裂的发生;针对地层吸砂能力低, 易发生砂堵情况, 我们施工前在压裂管线上多接个三通, 并准备好水龙带, 施工现场准备20 m3清水, 做好冲洗准备, 从而避免了工程事故的发生;针对井深、井下高温情况, 我们要求施工小队压裂管柱压前2小时下入到目的层, 如果因某种原因不能当日压裂的, 必须将工具提到射孔段以上100米。
4 结束语
压裂一次成功能够在最大程度上降低二次压裂施工带来的经济损失, 避免因为二次压裂施工导致施工周期延长, 提高压裂一次成功率具有非常明显的经济效益。通过采取上述几种措施, X区块石油工程中的压裂一次成功率显著提高, 所有的施工作业内容均顺利完成, 而且满足细分压裂的相关指标。本文所列出的各项技术举措对于类似工程具有一定的参考价值, 其具体措施有待于通过更多的工程实践予以完善。
参考文献
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[3]张清龙, 贾继生, 张静.浅谈小井眼压裂工艺技术[J].科技传播, 2011, (14)
压裂成功率 篇2
一、事故现象及危害
高压事故是指压裂施工过程中，高压管线、弯头、高压短节、压裂井口等高压部位在施工过程中，由于施工压力高、液体尤其是携砂液对管壁内侧的冲刷磨损，造成管壁变薄，直至接头处渗漏或某些高压部位穿孔，高压液体刺出后，会对施工现场人身安全和设备造成极大危害。
二、应急方案
1、高压刺漏：
（1）注前置液初期发生各种高压刺漏，应整体停车整改。
（2）注前置液后期，单车盘根刺漏,事故车应立即停泵，关闭该车旋塞阀，调整其他泵车排量，根据所能达到的施工排量，调整砂比等施工参数；若仍达不到施工下限排量要求，整体停车整改。
（3）注携砂液阶段，单车盘根刺漏,事故车应立即停泵，调整其他泵车排量，根据所能达到的施工排量，调整砂比等施工参数；若仍达不到施工下限排量要求，应终止加砂，顶替完成后整改。
（4）注前置液后期，单车高压短节、高压弯头刺漏，关闭该车旋塞阀，调整其他泵车排量，根据所能达到的施工排量，调整砂比等施工参数；若仍达不到施工下限排量要求，整体停车整改。
（5）注携砂液阶段，单车高压短节、高压弯头刺漏，立即停掉所有压裂泵车，迅速关闭该车连接高压总管汇的旋塞阀，继续开泵进行压裂施工，调整其他泵车排量，根据所能达到的施工排量，调整砂比等施工参数；若仍达不到施工下限排量要求，应终止加砂，顶替完成后整改。
（6）总管汇上高压管线、弯头刺漏，则立即停泵，关井口，放压，更换刺漏管线、弯头后继续开泵施工。
（7）井口总闸门上部的井口闸门、法兰刺漏，则立即停泵，关井口总闸门，放压，整改、更换刺漏处后继续开泵进行压裂施工。
（8）井口总闸门下部的井口闸门、法兰刺漏，则立即停泵，放压，视现场情况进行整改后继续开泵进行压裂施工或撤离人员和压裂设备。
2、低压刺漏：
（1）注前置液初期，单车低压刺漏，如果是管线松动造成，立即紧固整改，若系其它原因，整体停车整改。
（2）注前置液后期，单车低压刺漏，停止事故车，关闭该车的低压上水闸门，调整其他泵车补充排量，根据所能达到的施工排量，调整砂比等施工参数；若仍达不到施工下限排量要求，停车整改。（3）注携砂液阶段，单车低压刺漏,事故车应立即停泵，调整其他泵车排量，根据所能达到的施工排量，调整砂比等施工参数；若仍达不到施工下限排量要求，应终止加砂，顶替完成后整改。
（4）注携砂液前，总管线低压刺漏，整体停车整改。
（5）注携砂液阶段，总管线低压刺漏，终止加砂，顶替完成后整改。
3、套管平衡故障：
（1）注前置液初阶段，套管打平衡滤失大，平衡压力无法达到施工要求，整体停止施工，平衡液采用冻胶或暂堵剂等降滤措施，调整打平衡参数，再继续施工。
（2）注前置液后期，套管平衡压力无法达到施工要求，调整施工参数，在油管允许压差范围（50Mpa）内，继续施工，否则开始顶替。
（3）注前置液阶段，套管平衡压力在施工中迅速上升，立即停止停泵，放掉套管压力，检验油套密封性，视情况整改或调整施工方案。
压裂成功率 篇3
春天湖/榆树古力区块位于巴肯油田中部, 蒙大拿州里奇兰县境内, 面积约500 mile2 (1 mile2=2.59 km2) [1]。其孔隙变化较大, 东北方向逐渐递减, 西南方向则呈尖灭式递减。20世纪80年代后期, 在里奇兰县东部的上巴肯页岩层内, 水平井开发就取得了一定的成效。
巴肯油藏处于威利斯顿盆地下。它包含以下三个独立的产层, 几乎均覆盖整个工区:密西西比系——巴肯油藏上部页岩层 (高水位期) 、泥盆系/密西西比系——巴肯油藏中部 (低水位期) 、泥盆系——巴肯油藏底部页岩层 (高水位期) 。
图1是巴肯油藏储层段测井曲线类型[1]。在该区域, 中巴肯储层厚度基本在6~15 ft (1 ft=30.48 cm) , 深度约在10 000 ft。破裂压力梯度在0.69~0.77 psi/ft (1 psi/ft=22.621 kPa/m) 之间。储层流体性质是:油API重度42°, 气API重度为0.95°, 初始油气比为500 scf/bbl (1 scf/bbl=0.206 7 m3/t) 。储层初始孔隙压力梯度为0.5psi/ft, 显示出弱高压状态, 井底静态温度为240 ℉ (1 ℃=33.800 0 ℉) 。渗透率为0.05~0.5 mD (1 mD=1.02×10-3 μm2) , 孔隙度为8%~12%。
春天湖/榆树古力区块总体的成藏效果被前人戏称为沉睡巨人。在该区中, 中巴肯油藏的云岩主要运用长水平段的水平井进行开发, 使得超低渗油藏的开发能够尽量达到最大经济生产效率。但天然裂缝所形成的运移通道无法满足生产的需要。
目前有超过十支作业队伍在此区块进行作业。一些作业者运用各自配置部署完成了一些多分支井, 以优化控制井距单位内的井壁接触。相反地, 在该区进行过深入研究的作业者 (最先进入的作业队伍) 已经关注部署连续的单水平段定向井, 其中一些水平段长度超过9 000 ft, 以实现对储层有效改造的最大化。
作业者最初在640 acre (1 acre=4 046.9 m2) 的区块内钻了17口水平井, 均使用单水平段方式来对该区进行开发。为了促进垂直裂缝的延伸, 水平段是平行于最大主应力方向钻进的。这些水平井基本都有3 000 ft的水平段, 且进行射孔完井。基于对限流射孔将帮助施工过程中裂缝转向的认识, 大多数初始压裂施工均采用传统的单级泵注程序方式。初始压裂施工平均规模都在300 000lb (1 lb=0.453 59 kg) 的20/40目树脂包裹的支撑剂, 其中三次超过了600 000lb。
在完井过程中, 多采用大间距限流射孔方式以改善水平段端部的压裂效果。推测认为, 水力压裂过程中由于水平段根部的摩阻损耗小, 井筒压力达到最大, 所以会优先对水平段根部进行改造。大多数首次施工井采用同位素标记的支撑剂, 运用光谱伽马射线仪进行测井以展示支撑剂在泵注过程的前、中、后三个阶段的铺置效果。测井结果表明, 与预想的相反, 水平段的端部和中部的铺砂效果好于根部, 并且在许多施工过程中表现为铺砂效果由端部到根部逐渐改善。总之, 示踪剂测井显示支撑剂在初次施工井中的分布是不规则的, 并且在有些井中, 重要的产层根本没有支撑剂铺置[2]。
目前新井常用的几种方法包括:①裸眼完井;②压裂过程中扩大线性加砂的规模;③应用孔眼封堵球和段塞促使裂缝转向;④加大施工规模。
2 选井方法
尽管示踪测井提供了含有未改造产层的井特征, 但曲线的定性评价大于定量评价。最初的重复压裂候选井均来自那些最早进行射孔完井而且水平段经示踪测井显示无支撑剂进入的井。这些井根据示踪测井显示的问题大小进行排列。初次压裂的时间不作为考虑的因素, 因而初次压裂和重复压裂时间差别跨度很大。有些老井在2年内就进行重复压裂, 而有些井则在三年半以后才进行重复压裂。重复压裂前的累计产量也不是最主要的考虑因素。比如早期的几口井重复压裂后的累积产量为40 000~70 000 bbl, 而稍后重复压裂井的累积产量已经超过了15 000 bbl。
随着对测井特征认识的不断深入, 重复压裂的效益也不断体现出来。最终, 所有采用射孔完井的井均被列入了重复压裂计划中。
3 重复压裂施工过程
为了增大井身与储层的接触面, 提升重复压裂效果, 已选水平段在已完成的限流射孔基础上, 进行了喷砂射孔。与早期的大间隔射孔相比, 该水平段的射孔密度在喷砂射孔后增加了1~2个孔集。射孔间隔由先前的700 ft降低到300 ft甚至更低[1]。射孔过程中, 用3个喷嘴以120°相位进行喷射。在每一个孔集处, 2 000 gal (1 gal=0.003 875 m3) 的压裂液携带1lb/gal (1 lb/gal=119.826 kg/m3) 20~40目的支撑剂, 在泵注过程中, 以3 000 psi (1 psi=0.006 89 MPa) 的压降经过喷嘴。在喷砂射孔后, 井筒进行了循环洗井, 并提出了施工油管。
最新的重复压裂设计将前置液和携砂液以多个泵注阶段按顺序逐步注入。前5口井施工过程中, 采用的都是三级泵注阶段的注入方式, 而其余井采用的是四级泵注阶段的方式。由于施工十分顺利, 因此很少考虑砂堵问题。而前置液用量不需要为克服近井滤失而大量增加, 延续初次压裂时的施工排量48~55 bbl/min即可满足要求。所有的重复压裂支撑剂规模设计约为60 000lb、20~40目陶粒。表1是详细的四泵注阶段程序表[1]。压裂液采用的是一种30 000lb/gal交联的羧甲基-羟丙基瓜尔胶体系 (CMHPG) , 添加具有很强承载属性的氯基破乳剂。
按照新的施工设计, 每个支撑剂的尾追注入阶段 (最后一个泵注阶段尾追除外) 均采用10lb/gal的高砂浓度, 以促使施工作业面沿水平段转向进入新的储层段造新缝。并且, 孔眼封堵球在前2个泵注阶段的后期投入, 改善裂缝的转向效果。
在压裂施工结束后, 以0.6 bbl/min的实际速度返排。在返排结束进行洗井作业后, 示踪测井仪被下入油管。而后生产装备、抽油杆、抽油泵陆续开始在井下工作, 进行投产。
4 施工效果
最初的重复压裂方案是17口井, 其中, 16口顺利完成了重复压裂施工, 而1口井在施工过程中遇到了机械问题。在16口已施工井中, 有1口井在加砂至1/3规模时发生了砂堵。这口井在重复压裂前已经产出超过23×104 bbl油, 是17口井中产能最好的。而那口遇到机械问题的井在重复压裂后没有产量。
尽管在大多数施工过程中没有出现问题, 但是压前产能对重复压裂的影响也相当明显。从表2可以看出, 重复压裂后的平均瞬时停泵压力仅2 342 psi, 比初次压裂的平均瞬时停泵压力降低了669 psi[1] (如果考虑压力梯度, 初次压裂时为0.74 psi/ft, 而重复压裂时为0.66 psi/ft) 。和预测的一样, 初次压裂的压降更明显。重复压裂的平均施工压力也明显降低。有趣的是, 即使两次施工规模相当, 重复压裂的净压力比初次压裂仍然增长了50%。
绘制重复压裂破裂压力梯度与压前累积产量的
关系图, 发现有一个很强的趋势:压前累产越多, 破裂压力梯度越低。运用单轴应变方程推算[方程 (1) ][3], 可看出和预期的一样, 累产越多, 孔隙压力越低, 破裂压力梯度也越低。
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式中 Pp__储层压力, m/L2, psi;
v__泊松比, 无因次量;
σz__上覆岩层压力, m/L2, psi;
σmin__最小闭合应力, m/L2, psi。
当将首次施工时的原始破裂压力梯度加入一起绘图时, 也发现了相同的趋势, 即破裂压力越高, 初次压裂压后累积产量越多 (图2) [1]。对于重复压裂前的低破压梯度与压前累产量的相关性, 很有可能是因为储层以纵向裂缝为主。在水平段造缝位置, 纵向缝促使了储层压力降低。并且, 当重复压裂施工开始进行时, 裂缝转向, 残余诱导应力[4]、净压力的增长, 迫使施工作用转入未作用储层。而在重复压裂施工前, 压力则不会发生聚集。
图3是LTS 36-2-H井初次压裂时的施工曲线图[1]。这口井于2001年12月进行了初次压裂施工, 共加入601 000lb、20~40目陶粒。初始瞬时停泵压力在起破后为3 352 psi, 在23 min后下降了322 psi。施工排量在50 bbl/min时, 净压力有472 psi的增加。施工尾声的压力递减和储层被压开后的压力递减情况相似。
LTS 36-2-H重复压裂施工于2004年4月进行。重复压裂前, 该井已累积生产原油84 700 bbl, 保持着54 bbl/d的产量。重复压裂的规模设计为641 000lb、20~40目陶粒。图4是此次施工曲线图[1]。从图中可以看出, 初次瞬时停泵压力在起破后为2 210 psi, 10 min后下降了1 167 psi。施工排量仍然为50 bbl/d, 净压力上升了1 705 psi。最终的瞬时停泵压力比初次压裂时高90 psi。
从重复压裂施工曲线图中可以看出, 当第一泵注阶段中以4lb/L的砂浓度进行加砂时, 随着静液柱压力的增加, 井口压力并没有减少。反应了井底施工压力有所增加, 这可能和早期新缝发生转向进入相对低渗的储层有关。在该阶段的支撑剂顶替过程中, 尽管静液柱压力降低, 施工压力却急剧上升了500 psi, 同样反应早期新缝转向进入储层高应力区。这样的施工异常现象在第二、第三泵注阶段也有所表现。
图5是LTS 36-2-H井的示踪测井曲线对比图[1]。初次压裂时的示踪测井曲线成果位于下部, 重复压裂后的位于上部。施工中加入了三种同位素进行监测:第一阶段加入Sb-124 (蓝色, 顶部) , 第二和第三阶段加入了Ir-192 (红色, 中部) , 第四阶段加入了Sc-46 (黄色, 底部) 。从对比图中可以看出, 重复压裂使得更多的储层被压开, 增加了裂缝的覆盖范围和缝长, 并从示踪同位素的分布发现各次注入的支撑剂均延水平段分布。
重复压裂后的示踪测井结果显示, 转向技术很可能引导支撑剂优先进入初次施工后的经示踪测井解释的无支撑剂缝隙, 而不是先前所认为的最佳铺砂位置。很显然, 深入研究测井技术对施工工艺的有效改进具有很大帮助。
5 重复压裂效果
这些井在初次压裂后30天平均产量为200 bbl/d, 而重复压裂后30天的平均产量为155 bbl/d。尽管如此, 重复压裂使得数以万计的原油储量得到动用。类似地, 这些井的平均气油比从915ft3/bbl降到了520ft3/bbl。气油比和生产压差在重复压裂后的下降显示之前未被开发的基质已经得到了改造, 并且新的储量得到了持续动用。从LTS 36-2-H井生产曲线 (图6) 可以看出重复压裂后气油比的降低与产能的关系[1]。前期估算的该井的单井可采储量为301 300 bbl;而在重复压裂后, 单井可采储量增加了68 400 bbl。对15口射孔完井的重复压裂改造井进行统计发现, 重复压裂使单井可采储量平均增加了32%, 约为89 000 bbl。表3展示了15口井重复压裂前后产量和储量的变化情况[1]。而这些增量的成本仅为US$4.45/bbl, 其中包括了材料准备、施工、清洗和恢复投产等所有费用。
6 重复压裂应用小结
从此次重复压裂的效果可以看出重复压裂对于水平井的改造具有重要意义。研究表明, 重复压裂使得初次压裂中遗漏的纵向产层得到有效改造。此次成功不仅仅源于水平段的喷砂射孔技术, 更多的是裂缝转向技术的应用。示踪测井显示早期和晚期注入地层的支撑剂分别位于水平段中的不同位置, 充分说明了裂缝转向的重要性。尽管最初的方案仅是造垂直缝, 但从示踪测井结果和邻井施工的情况可以看出仍然生成了许多有效横向缝。重复压裂应用成功使得预估可采储量增加了30%, 说明井周围的裂缝网络通过后续压裂能够充分扩大。
和预测的一样, 重复压裂中破裂压力和施工压力均低于初次压裂。尽管储层破裂后的液体滤失明显高于初次压裂, 但并不影响压裂施工。施工中更高的净压力也说明了与新储层的有效接触。
7 川西应用前景
川西中浅层致密碎屑岩气田具有复杂的地质条件, 单井自然产能低, 难动用储量高, 开采效益极为低下, 虽然水平井技术起到了一定的改善作用, 但仍有超过10%的水平井未达到预期效果。如MP1H井, 其储层渗透率为0.04~0.63 mD, 孔隙度为6%~12%, 是典型的低孔低渗储层。完井投产后, 产量仅为0.419×104 m3/d。2008年, 为改善其生产效果, 中石化西南油气分公司决定对MP1H水平段进行压裂。采用的压裂技术与巴肯油田初次压裂时所采用技术一样, 均为笼统压裂。压后初期产量仅为4.839 5×104 m3/d, 远远低于相邻直井10.3×104 m3/d的平均产量。并且从压后采气曲线可以看出, 压后稳产时间短, 产量递减相当快。分析其原因, 认为笼统压裂加砂规模受限, 没能有效利用水平井的长水平段中的含气层, 增大裂缝的有效泄流面积, 是MP1H井低产的主要原因。这和LTS36-2-H井初次压裂后的情况极其相似, 具备采用巴肯油田的水平井重复压裂技术对MP1H进行重复压裂的条件。
8 结论
此次对巴肯油田16口井的重复压裂是成功的。从施工结果中得出以下结论:
◇ 射孔完井的水平井可以进行重复压裂施工;
◇ 在巴肯油田, 由于生产优先, 并没有对施工中的滤失和复杂性进行充分研究;
◇ 初次压裂中未被改造的水平段储层可应用增加射孔和裂缝转向技术得到充分改造;
◇ 喷砂射孔和裂缝转向技术的应用使得裂缝网络有效扩大, 以进入新的储层;
◇ 川西低渗气藏和巴肯油田储层条件类似, 且部分水平井低产原因相同, 具备该技术的应用条件。
参考文献
[1]Tom Lantz D, et al.Refracture treat ments proving successful in horizontal Bakken wells:Richland Count, Montana:SPE108117[R].Denver, Colorado, U S A, 2007.
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[3]丁云宏.难动用储量开发酸化压裂技术[M].北京:石油工业出版社, 2005.
压裂管柱与压裂液多物理场分析 篇4
关键词：压裂管柱,温度,多物理场,压裂液
压裂作业是改进油气层渗透率、提高油气井产量的有效途径之一[1]。压裂管柱在压裂施工中,其内外壁受到管内外介质温度以及压裂液压力的影响。其中,压裂液温度及地层温度随井深发生线性或非线性变化,压裂液在压裂过程中由于流动产生压力降,因此压裂管柱内壁所承受的液体压力也随井深发生非线性变化。在以往的压裂管柱力学分析中[2,3],将压裂液温度和地层温度处理成沿井深发生线性分布,将同一井深处的地层温度作为该井深处压裂管柱的温度,不考虑压裂液流动过程中产生的压力降。为了进一步的述压裂液温度、地层温度和压裂液压力分布对压裂管柱受力状态的影响。本文选取管内流动的压裂液、管外环空静止井液和压裂管柱为研究对象,采用有限元法对压裂管柱进行了多物理场分析,为研究压裂管柱的温度、压力分布以及压裂液压力分布提供理论依据。
1 多物理场计算模型
选取井口到井底整个压裂管柱、管内流动的压裂液和管外静止井液为研究对象,不考虑压裂管柱与套管柱的接触变形,建立了温度场、流场和应力场耦合分析的多物理场模型,见图1。该模型既考虑了管外壁与管外静止井液温度发生对流以及管内壁与流动的压裂液温度产生对流对管柱温度分布的影响,又考虑了压裂管柱自身发生热传导对管柱温度的影响,同时还考虑由于压裂液流动产生的压力降对管柱压力分布的影响。压裂管柱在井口和井底处完全固定,压裂液在井口处的排量为压裂施工排量,将该排量作为压裂液井口边界条件,压裂液的出口边界为压裂液给定的相对压力。
2 多物理场耦合传热的数值解法
对于某些对流换热问题,热边界条件无法预先规定,而是受到流体与壁面之间相互作用的制约。这时无论界面上的温度还是热流密度都应看成是计算结果的一部分,而不是已知条件。像这类边界条件是由热量交换过程动态地加以决定而不是预先规定的问题,称为耦合传热问题(conjugate heat transfer)[4]。大多数有实际意义的耦合问题都无法获得分析解,而要求采用数值解法。数值解法可分为分区求解、边界耦合的方法及整场求解法两大类[5]。
2.1 分区求解、边界耦合
分区计算、边界耦合方法的实施步骤是:
(1)分别对各个区域中的物理问题建立控制方程。
(2)列出每个区域的边界条件,其中耦合边界上的条件可以取下列三种表达式中的两个:
对于第三种情形,这里假设区域Ⅱ为流体,至于区域Ⅰ可以为固体,亦可为流体(假定分解壁面很薄)。数值计算实践发现,采用式(3)的耦合条件有利于迭代收敛,这里n为壁面的外法线。
(3)假定耦合边界上的温度分布,对其中一个区域(例如Ⅰ)进行求解,得出耦合边界上的局部热流密度和温度梯度,然后应用式(2)或式(3)求解另一个区域(Ⅱ),以得出耦合边界上新的温度分布。再以此分布作为区域Ⅰ的输入,重复上述计算直到收敛。
当采用无量纲控制方程时,应注意在耦合边界上无量纲温度定义间的一致性,以利于信息的传递。
对这种计算方法,迭代过程收敛的快慢主要取决于耦合边界上信息的传递。用块结构化网格来处理时,块与块的界面是认为地划分的,物理过程本身是一个整体,但耦合问题中两区的界面是实际存在的,两个区域中所进行的是不同的过程。
2.2 整场离散、整场求解
求解耦合问题的有效方法是整场离散、整场求解,这时把不同区域中的热传递过程组合起来作为一个统一的换热过程来求解,不同的区域采用通用控制方程,区别仅在广义扩散系数及广义源项的不同,耦合界面成了计算区域的内部。采用控制容积积分法来导出离散方程时,界面上的连续性条件原则上都能满足,这样就省去了不同区域之间的反复迭代过程,使计算时间显著缩短。因而整场离散、整场求解的方法是计算耦合问题的一种主导方法,尤其是预测电子器件的散热特性时几乎是唯一采用的方法。
3 压裂管柱与压裂液多物理场数值分析
3.1 基本参数
选取1 000 m长的压裂管柱和压裂液为研究对象,管内流体的物理属性和入口参数为:导热系数:0.6 W/(m·c)、密度:1 040 kg/m3、比热:4 183 J/(kg·c)、入口温度:20℃、入口排量:3 m3/min、管内流体与管内壁对流系数:15 000 w/(m2·c),管柱的物理性质和几何参数为:导热系数:10 W/(m·c)、管外径:88.9 m、壁厚:6.45 mm、长度:1 000 m,井口温度:20℃、井底温度20℃,井口和井底之间的温度沿井深呈线性分布,管外壁与管外流体的对流系数为10 000/(m2·c)。
3.2 计算结果与分析
根据上述参数建立1 000 m压裂管柱多物理场模型,管柱上下端均为固定位移边界,经数值计算得到压裂管柱与压裂液的主要结果见图1～图3所示。
由图1可得出压裂液压力值与井深呈线性变化,压力值随着井深的增加而逐渐降低,压裂液的井口压力为30.83 MPa,井底压力为30 MPa,即井深为1 000 m的压力降为0.83 MPa。由图2可得压裂液温度与井深呈非线性变化,随着井深的增加而增加,压裂液在井口的温度为20℃,井底处压裂液温度达到最大值35.47℃,这是由于地层和管柱外介质温度的升高,经管柱与介质对流和传导后所致。管柱内壁温度与井深呈非线性递增,内壁在井底处的温度值为36.99℃,压裂管柱内壁既与压裂液温度发生对流,又与外壁温度发生热传导。管外壁温度与井深呈线性增加,在井底处其温度值达到最大值,最高温度为50.55℃。由图2综合可得压裂管柱外壁与内壁在井底处的温度差值为13.56℃,管柱内壁与压裂液的温度差值为1.52℃。
由图3可知,压裂管柱的轴向应力与井深呈非线性变化,轴向应力值为负值,说明管柱在温度、内外压差、沿程阻力综合作用下处于受压状态,其数值大小随着井深的增加而增加,且最大轴向应力为-110.51 MPa,发生在井底处。管柱的环向应力与井深呈线性变化,其数值随着井深的增加而逐渐减小,最大环向应力发生在井口处,其数值为154.56MPa。其等效应力与井深呈非线性变化,在0.0 m—717.5 m井段,等效应力随着井深的增大其数值逐渐减小,在717.5 m—1 000 m其数值随着井深的增加而增大,在717.5 m处等效应力最小值为145.87MPa,最大等效应力发生在井口处,其值为160.71MPa,小于其强度极限值(强度极限值为785 MPa)。
为了近一步研究井深对多物理场分析结果的影响,对压裂管柱井深为1 000 m—3 500 m进行计算,得出管柱温度、轴向应力、环向应力以及压裂液压力降分布规律见图4和图5。
由图4可得出,随着井深的增加,压裂管柱压裂液、内壁和外壁在井底处的温度与井深呈线性变化,随着井深的增加其温度逐渐升高,在井深为3 500 m时,压裂液、管柱内外壁温度分别为111.7℃、113.73℃、131.23℃。由图5可得出压裂液的压力降也随着井深呈线性递增变化,由井深1 000 m的0.83 MPa变为井深3 500 m的2.91 MPa。
为了分析压裂液黏度对多物理场分析结果的影响,对井深1 000 m压裂管柱在不同黏度进行计算,得出管柱内外壁温度、轴向应力、环向应力以及压裂液温度和压力降的分布规律,其结果见图6和图7。
由图6可得出压裂液温度、管柱内外壁温度不随压裂液黏度发生变化,其数值分别为35.47℃、36.99℃、50.55℃。由图7可知压裂液的压力降随着黏度的增大呈线性递增趋势变化,其数值由黏度为0.001 Pa·s的0.83 MPa变为黏度为0.005 Pa·s的4.16 MPa。
为了研究多物理场模型和应力场模型对管柱受力分析结果的影响,仍取1 000 m压裂管柱为研究对象,多物理场模型管柱应力计算结果见图3。对于应力场模型,其管柱结构和位移边界同多物理场模型,只是管柱温度由管内外介质的平均温度直接给定,即井口管柱为20℃,井底管柱为50℃;管柱压力由管内介质压力降直接给定。显然,应力场模型只研究压裂管柱在给定载荷和边界下的变形和应力,不涉及流体特性和传热分析。为了便于对比分析,将两种模型管柱的结果列入表1。
由表1可知,多物理场和应力场在井口和井底处的约束反力、轴向应力、等效应力、环向应力有一定的差值,轴向应力值的误差最大。井口处和井底处轴向应力的绝对误差分别为107.21%、13.31%;井底处的环向应力差值比较大,其绝对误差为42.99%;等效应力和约束反力误差比较小,等效应力井口和井底处的绝对误差分别为3.73%、5.97%;约束反力井口和井底处的绝对误差分别为12.42%、8.84%。由此可见,在压裂管柱力学分析中,不考虑管柱内压裂液、管柱外井液介质温度和流动的耦合分析,直接采用外载荷方式进行管柱应力场计算对管柱的轴向应力、环向应力有一定的影响,但对等效应力的影响比较小,因此对管柱强度的评价影响不大。
4 结论
(1)在井深为1 000 m的压裂管柱中,管柱内外介质及管柱在井口处温度为20℃,管外介质在井底处为50℃,经多物理场耦合分析,管柱内外壁随着井深的增加出现差值,外壁与内壁在井底处的温度差值为13.56℃,井底处管柱内壁温度为36.99℃,管柱内壁与压裂液在井底处温度差值为1.52℃。
(2)在压裂管柱多物理场分析中,随着井深的增加,压裂管柱压裂液、内壁和外壁在井底处的温度随着井深的增加其温度逐渐升高。井底处压裂液温度由井深1 000 m的35.47℃增加到井深为3 500 m的111.7℃,内壁在井底处的温度由井深为1 000 m的36.99℃增加到井深为3 500 m的113.73℃,外壁在井底处的温度由井深为1 000 m的50.55℃增加到井深为3 500 m的131.23℃。
(3)在压裂管柱多物理场分析中,随着黏度的增加,压裂液压力降随着黏度的增加逐渐增大,其数值由黏度为0.001 Pa·s的0.83 MPa变为黏度为0.005 Pa·s的4.16 MPa。
(4)在压裂管柱力学分析中,不考虑管柱内压裂液、管柱外井液介质温度和流动的耦合分析,直接采用外载荷方式进行管柱应力场计算对管柱的轴向应力、环向应力有一定的影响,但对等效应力的影响比较小,因此对管柱强度的评价影响不大。
参考文献
[1]黄云,刘清友,莫丽.注水管柱温度场数值计算模型研究.钻采工艺,2008;31(5):44—46
[2] Camacho R.Pressure transient and decline curve behaviors in natural-ly fractured vuggy carbonate reservoirs SPE77689,2002
[3]何祖清,朱晓荣,刘清友,等.注水管柱温度场计算模型研究.长江大学学报,2007;4(2):255—256
[4]苗和平,王鸿勋.水平井压裂施工中温度场的计算方法.石油钻采工艺,1994;16(3):45—49
压裂成功率 篇5
关键词：页岩气,压裂液,压裂技术
1 引言
页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中, 以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气, 成分以甲烷为主, 是一种清洁、高效的能源资源。近几年, 美国页岩气勘探开发技术突破, 产量快速增长, 2013年产量超过3000亿立方米, 成为世界最大的天然气生产国。对国际天然气市场及世界能源格局产生重大影响, 世界主要资源国都加大了对页岩气的勘探开发力度。
依据国家能源局数据, 我国页岩气储量约为25亿立方米, 页岩气资源丰富。2013年美国页岩气产量达3000多亿立方米, 约为同年我国常规天然气产量的2.5倍。目前我国页岩气开采处于试开采阶段。开发利用我国丰富的页岩气资源, 仍对缓解我国天然气供需矛盾, 调整能源结构, 促进节能减排, 国民经济和社会发展有重要的促进作用。
由于页岩气储层具有低孔、低渗的特点, 勘探开发难度大, 大多数页岩气井需要储层改造才能获得比较理想的产量[1]。目前, 国外主要利用滑溜水压裂液进行体积改造。滑溜水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来的一种压裂液体系。主要由水、减阻剂、助排剂和杀菌剂 (视水质含菌情况添加) 组成, 造缝能力强、经济成本低;但也存在携砂能力差, 滤失大的缺点。本文深入调研美国、加拿大等国页岩气压裂过程中采用的新型压裂液和先进压裂技术;对其技术特点、施工工艺、存在的问题和应用效果进行了剖析, 针对中国具体情况进行了适应性分析, 以期把握国外技术新动向, 借鉴先进经验, 拓宽中国自主研发思路。
2 滑溜水压裂液发展历程
滑溜水压裂液是指在清水中加入一定量支撑剂以及极少量的减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂等添加剂的一种压裂液, 又叫做减阻水压裂液。减阻水最早在1950年被引进用于油气藏压裂中, 但随着交联聚合物凝胶压裂液的出现很快淡出了人们的视线。在最近的一二十年间, 由于非常规油气藏的开采得到快速发展, 减阻水再次被应用到压裂中并得到发展。1997年, Mitchell能源公司首次将减阻水应用在Barnett页岩气的压裂作业中并取得了很好的效果[2], 此后, 减阻水压裂在美国的压裂增产措施中逐渐得到了广泛应用, 2004年数据显示, 减阻水压裂液的使用量已占美国压裂液使用总量的30%以上 (表1) [3]。早期的减阻水中不含支撑剂, 产生的裂缝导流能力较差, 后来的现场应用及实验表明, 添加了支撑剂的减阻水压裂效果明显好于不加支撑剂时的效果, 支撑剂能够让裂缝在压裂液返排后仍保持开启状态[4,5]。
目前在国外页岩气压裂施工中广泛使用的减阻水的成分以水和支撑剂为主, 总含量可达99%以上, 其他添加剂 (主要包括减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂、阻垢剂和杀菌剂) 的总含量在1%以下[6], 尽管含量较低, 这些添加剂却发挥着重要作用 (表2) [7]。
3 新型页岩气压裂液及技术
分析美、欧各国页岩气压裂过程中出现的新技术, 着眼于解决实际问题、提升改造效果, 从研发背景、工艺原理、技术特点和应用效果等方面介绍以下5种新型压裂液, 以期把握技术要点、借鉴成功经验和促进自主研发方面起到积极的作用。
3.1 混合压裂液及技术
清水压裂液经济成本低, 造缝能力强, 但滤失大。而混合压裂液则是显著改善清水压裂液的滤失大、携砂能力差的缺点。该压裂液是通过下面的步骤实现的。首先是先泵入滑溜水, 充分利用清水的强造缝能力, 之后再泵入交联凝胶前置液, 利用凝胶和一定粒径支撑剂的混合液在先前形成的长裂缝中发生黏滞指进, 减缓支撑剂沉降, 使支撑剂分散均匀, 保证压裂效果[8]。
混合压裂液的技术特点:首先可以获得比清水压裂更长的有效裂缝, 同时具有更好的携砂能力和较低的滤失。其次在储层伤害方面, 该技术介于清水压裂和凝胶压裂之间, 伤害程度远小于交联凝胶压裂, 且可节约部分用水量。
混合压裂液技术在实际油田应用中, 取得较好的效果。例如:在Barnett页岩黏土含量较高的地区应用, 单井产量可提高27.7%[9]。另外, 贝克休斯在Anadarko盆地进行清水压裂和混合压裂, 数据显示, 清水压裂成功率为39%;而混合压裂成功率高达86%。尽管混合压裂费用较清水压裂费用高, 但从长期生产效果来看, 混合压裂的经济效益更高。还有, 阿纳达科石油公司在美国Haynesville页岩气开发中, 采用压裂诊断技术来对比混合压裂和清水压裂的应用效果。结果显示, 小规模清水压裂的平均有效裂缝半长为25m, 混合压裂的有效裂缝半长是其三倍。因此, 采用混合压裂可显著增长裂缝, 提高裂缝影响范围。
3.2 纤维压裂液及技术
纤维压裂液是一种新型压裂液, 通过在压裂液中加入纤维物质来改善石英砂等支撑剂的悬浮状态, 有利于形成有效的裂缝长度, 避免了增加稠化剂的粘度来改善支撑效果, 从而在提高导流能力时, 减少残余物对地层的伤害[10,11]。
其中, 海丁顿公司在纤维压裂液及技术方面做得比较好。2006年美国《哈特勘探与开发》杂志评选出“纤维压裂液流体技术”为石油工程技术创新特别贡献奖。
该技术在美国Barnett页岩气开发过程中, 表现出良好的工程应用优势。数据显示, 纤维压裂的有效裂缝较清水压裂长度更长, 体积更大。页岩气产能数据显示:纤维压裂后产能是清水压裂作业的2倍, 120d页岩气产量提高80×104m3。墨西哥国家石油公司也进行了相关的应用研究, 选用临近的2口井进行对比, 发现, 纤维压裂技术处理后的气井产量是清水压裂处理后产量的7倍多。
该压裂技术曾于2002~2004年在国内涩北气田[12]进行了12口井的防砂先导性试验, 压裂后不出砂, 产量平均增产1.7倍以上, 取得了很好的经济效益。截止2005~2010年, 涩北气田已将该项技术推广应用到47口井, 大多数防砂井日产气量有了明显提高, 单井日产气量平均增加40%以上。在扶余油田也进行了现场施工试验, 选择东+5-33、东43-20、松原采气厂老4-24三口井进行实验, 设计用液总液量68.3m3, 其中纤维压裂液基液为20m3, 采用单罐循环方式配液, 在加砂最后两段加入。优选纤维压裂液配方:0.3%瓜尔胶+0.2% T-3纤维+ 0.035% 过硫酸铵+ 其他添加剂+ 0.04%SD2-2有机硼交联剂, 调配pH值为9~10。试验效果参见表3[13]。
3.3 高速通道压裂液及技术
2010年, 斯伦贝谢公司推出通道压裂通道技术, 该技术通过在支撑裂缝内部创造开放性流动通道, 在整个支撑剂填充区形成高速通道网络, 将裂缝导流能力提高几个数量级。该技术的压裂液中, 除混入支撑剂还将掺入特制纤维材料, 通过专业混配设备和操控系统将支撑剂以较高速率脉冲式泵入井下, 泵送完成后支撑剂收缩成柱, 保持裂缝开启, 高速渗流通道围绕支撑剂单元贯通连接[14]。
由于该压裂液及其技术的特点, 经过高速通道压裂作业后, 可得到更高的导流能力, 这些通道从井筒一直延伸到裂缝尖端, 从根本上改变裂缝的导流能力, 进而大幅度提高油气采收率。
高速通道压裂液技术具有广泛的适应性, 可用于砂岩、碳酸盐和页岩气藏。截止2012年6月数据统计, 高速通道压裂技术在非常规气藏的开发中进行了4000多次作业, 统计数据表明, 该技术与常规增产技术相比, 初期产量提高53%[15]。以美国Jonch气田为例, 共选择13口井进行作业试验, 其中5口井进行高速通道压裂[16,17]。具体设定值:高速通道压裂每层采用120°相位, 4~6簇射孔, 交联压裂液、20/40目石英砂, 最高支撑剂浓度720kg/m3, 平均单层注入支撑剂39.4t, 压裂液342m3;常规压裂平均单层注入支撑剂70.8t, 压裂液423m3。高速通道压裂返排率为62%, 常规压裂仅有42%, 压后初期产量较常规压裂总体提高23%, 两年累计产量提高17%以上。统计常规压裂施工净压力为5MPa, 高速通道压裂净压力为3.34MPa, 减小了34%, 使压裂砂堵的风险大大降低, 施工中高速通道压裂未出现砂堵, 而常规压裂则有3层砂堵。
3.4 二氧化碳压裂液及技术
二氧化碳压裂液是一种液包气乳状液, 是大量气体在少量液体中的均匀分散体。其组成一般包括:起泡剂、稳泡剂、粘度稳定剂、酸性交联剂、破胶剂、助排剂。泡沫体按气体含量的多少分为两种体系。泡沫质量fg tp<52% 的为增能体系, 一般用作常规压裂后的尾追液 (后置液) 帮助返排;52%< fg tp< 96% 的称为泡沫体系。通常施工所用的泡沫压裂液, 泡沫质量 (井底温度压力条件下) 多在65%~85%之间。二氧化碳压裂液已发展到了第四代, 更强调内相气泡的分布和体积的控制, 具有抗温耐剪切性更好、气泡寿命更长、粘度更大、携砂能力更强的特点, 携砂浓度可达1440kg/m3以上, 加砂规模可达150t以上, 可满足大型加砂压裂施工的需要[18,19]。
二氧化碳压裂液特别适合于低压、低渗透、致密、水敏性强等复杂油藏及污染严重、含水率较低、相对稠油的油气层, 新井和老井初压层效果更好。2000年美国压裂公司在Ohio页岩气开发过程中进行了试验和应用, 2002年伯灵顿公司在Lewis Shale进行页岩气藏二氧化碳泡沫压裂喜获成功并取得重大突破。中国二氧化碳压裂技术始于20世纪90年代, 分别在吉林、大庆、长庆、辽河、江苏等油田进行试验, 均取得了较好的效果。其压裂效果参见表4[20]。
3.5 液化石油气 (LPG) 压裂液及技术
液化石油气压裂液使用的是丙烷、丁烷或二者混合液, 即压裂介质为非清水基液。该压裂液体系在室温和中等压力 (1.4 MPa) 环境下呈液体状态。对于不同的储层温度, 选用不同的液化石油气配方。在储层温度≤96℃时可以选择100% 的HD-5丙烷作为压裂液, 而当温度>96℃时则需要加入一定比例的丁烷以保证施工过程中压裂液处于液体状态, 若选用100% 的丁烷作为压裂液则体系可以运用于150℃的高温储层。
2008年, 在加拿大McCully首次开展了100% LPG压裂施工的先导性实验[20], 压裂施工试验顺利, 压裂改造效果很好, 测试有效裂缝长度达到100m以上, 远高于常规水基压裂液获得的有效裂缝长度[21]。
目前, 掌握丙烷压裂技术的公司主要是加拿大Gasfrac Energy Services。该公司拥有10组作业队, 在加拿大Cardium、Mannville、Viking地层和美国Niobrara、Eagle Ford、Permian、Marcellus页岩地层中均取得了成功, 气井投产后经济效果显著。2012年GeoScout Industry Database公布了该公司液化石油气压裂与清水压裂效果的对比结果, 结果显示丙烷压裂初产量提高50%~80%, 累计产能提高103%以上。
总之, 页岩气压裂液及其技术的发展是逐渐革新的过程, 每次创新都给页岩气开发带来了革命性突破。压裂液及其技术的优选是一个系统性工程, 不同的压裂技术适应性不同, 高效开发页岩气常需要多种压裂技术的综合应用。
从目前的研究成果来看, 页岩地层和常规地层类似, 需要与储层相配伍的成本和效益兼顾的液体。目前页岩最常见的流体体系是中性低浓度线性凝胶减阻水。一般情况下, 压裂液要根据储层条件和性质来选择, 岩石从高渗塑性变化到低渗脆性时压裂液选择要发生变化 (图1) 。
4 结论和认识
(1) 页岩气井压裂一般具有大规模、大排量、大砂量和低砂比的特点。经过一二十年的发展, 减阻水压裂液在开采页岩气过程中具有一定的优势。
(2) 对于新型压裂液:混合压裂技术综合了清水压裂技术和凝胶压裂技术的优势, 使得具有强造缝和高携砂能力, 进而能产生高导流长裂缝;纤维压裂技术对厚度大, 闭合压力高, 出砂严重的低-特低渗储层有良好的应用效果;二氧化碳泡沫压裂和液化石油气压裂可直接减少清水用量, 对于我国西部缺水的页岩气藏具有较高的优势。