溫慶志,高金劍,黃 波,胡藍霄,徐 希
(1.中國石油大學(xué),山東 青島 266580;2.中石化勝利油田分公司,山東 東營 257015)
為了最大限度地提高裂縫導(dǎo)流能力,國內(nèi)外研發(fā)了傷害小的壓裂液、更高強度的支撐劑、更有效的破膠劑等[1]。這些方法都是通過提高流體通過支撐劑間孔隙的流通能力,傳統(tǒng)水力壓裂技術(shù)是最大限度的在裂縫內(nèi)充滿支撐劑,而通道壓裂技術(shù)要求支撐劑充填層內(nèi)的支撐劑柱之間留有通道以便油氣流通[2-5]。這種打破常規(guī)思維的技術(shù)極大地提高了裂縫導(dǎo)流能力,使其比傳統(tǒng)支撐劑充填層導(dǎo)流能力高出幾個數(shù)量級[6]。國外對于通道壓裂技術(shù)的研究起步較早,2010年6月斯倫貝謝公司推出其Hi-WAY水力壓裂通道技術(shù)[7]。國內(nèi)對通道壓裂的研究剛剛起步,鐘森等人介紹了通道壓裂的基本理論和基本概念[8]。而關(guān)于通道壓裂的砂堤分布物理模擬,國內(nèi)外研究相對較少,筆者應(yīng)用自主研制的大型可視化平板裂縫模擬系統(tǒng)對其進行模擬,以實現(xiàn)支撐劑在裂縫內(nèi)形成通道為目標,形成通道工藝方法。
通道壓裂技術(shù)結(jié)合了地質(zhì)力學(xué)模型、加有纖維的壓裂液、獨特的泵注程序和射孔方案,在支撐劑團充填層形成高導(dǎo)流能力通道,通過支撐劑團之間的通道讓油氣通過,而不是依靠支撐劑充填層的導(dǎo)流能力。這些開放的流動通道顯著提高裂縫導(dǎo)流能力,減少裂縫內(nèi)的壓力降,從而提高產(chǎn)量[9-10]。
與常規(guī)的工藝相似,新技術(shù)的泵注程序包括前置液階段、攜砂液階段以及尾注階段。通道壓裂和常規(guī)壓裂泵注程序的最大不同在于攜砂液的支撐劑是分段加入的,每加入一段含支撐劑的壓裂液后再注入一段沒有支撐劑的基液,如此反復(fù),脈沖注入攜砂液[6]。
支撐劑注入間隔大,促進通道在延伸方向上產(chǎn)生裂縫,可通過一個特殊的非均勻射孔方案來實現(xiàn)。在通道壓裂技術(shù)的工藝中,射孔是非均勻的,包括射孔簇和非射孔段,射孔簇之間被非射孔段分割成一個個小段[1]。
實驗儀器由混砂儲液罐、輸送泵、可視平行板裂縫模型、數(shù)據(jù)采集裝置等幾部分組成。裂縫兩端裝有壓力計,可以測裂縫內(nèi)壓差[11]。
在不同的實驗參數(shù)下,支撐劑的沉降速度、運移軌跡、沉降所成砂堤形態(tài)各不相同。通過變換不同的實驗參數(shù),可對其影響程度進行分析,優(yōu)選出最合適該尺寸裂縫的壓裂液、施工排量等參數(shù)。實驗結(jié)束后,拍攝可視化平板中砂堤形態(tài),運用軟件計算裂縫各部分的通道率。定義通道率為支撐裂縫中支撐劑未充填的面積與支撐裂縫總壁面積之比。通道率能有效地評價砂堤分布規(guī)律和通道壓裂效果,基于通道率最大化原則優(yōu)化各參數(shù)。計算公式為:
式中:CR為通道率,%;Su為支撐裂縫中支撐劑未充填區(qū)域,m2;Sp為支撐劑裂縫總壁面積,m2。
表1 不同纖維用量下通道壓裂支撐劑鋪置實驗方案
纖維加入對通道壓裂至關(guān)重要,加入的纖維提升了支撐劑運移能力,減小了支撐劑團分散的風(fēng)險,顯著降低了支撐劑沉降速度[12-13]。
實驗采用20~40目陶粒支撐劑,排量為4.8 m3/h。具體實驗方案見表1。圖1、2為不同纖維加入比例通道率沿裂縫水平方向的分布情況。
圖1 不同纖維加入比例的砂堤形態(tài)變化
圖2 不同纖維加入比例通道率沿裂縫水平方向的分布
從圖1可知,纖維加入比例對砂堤形態(tài)有一定影響,隨著纖維加入比例增大,砂堤趨于平緩。從圖2可知,采用楔形方案的通道率最高,在纖維加入比例相同的情況下,通道率增加了89.6%;這是因為隨著砂比的增加,需要不斷提高纖維的比例才更有利于提高通道率。對比纖維加入比例1.0、1.5 kg/m3下的通道率發(fā)現(xiàn),隨著纖維比例的增大,通道率僅增加0.92%,增幅不明顯??梢娎w維加入方式對通道率影響較大,纖維加入比例影響其次。
實驗采用20~40目陶粒支撐劑,纖維加入比例為1.5 kg/m3,實驗方案見表2。圖3、4為不同黏度通道率沿裂縫水平方向的分布情況。
表2 不同基液黏度實驗方案
從圖3、4可知,隨基液黏度增加的砂堤形態(tài)變化顯著,隨著基液黏度增加,通道率增加。由于基液黏度增大,支撐劑團在沉降過程中比較分散,從而使支撐劑團和不同支撐劑段塞形成的通道增大,最終形成的通道率也增大。當(dāng)基液黏度增大到20 mPa·s時,實驗過程中有部分支撐劑團呈全懸浮狀通過平板,沉積在管線中。進一步增大黏度時,上述現(xiàn)象越嚴重。但在現(xiàn)場應(yīng)用時,使用與壓裂液黏度相同的基液施工,效果更好。
圖3 不同基液黏度的砂堤形態(tài)變化
圖4 不同黏度通道率沿裂縫水平方向的分布
常規(guī)壓裂支撐劑是分散的,呈單個顆粒進入裂縫;而通道壓裂的支撐劑是呈團狀進入裂縫。實驗中選用20~40目陶粒支撐劑,纖維加入比例為1.5 kg/m3。砂比為31%,交聯(lián)比為0.3%,支撐劑注入時間為20 s,具體實驗方案見表3。根據(jù)相似原理,選用縫口流速將不同的現(xiàn)場排量折算為實驗室內(nèi)排量進行實驗,現(xiàn)場施工排量為3、4、5 m3/min,對應(yīng)實驗內(nèi)排量為 3.6、4.8、6.0 m3/h。
表3 不同施工排量通道壓裂技術(shù)支撐劑鋪置實驗方案
實驗結(jié)果表明,排量為3.6、4.8、6.0 m3/h的砂堤形態(tài)變化不大,而通道率是變化的,可見排量是影響通道率的一個因素。
圖5為不同施工排量通道率沿裂縫水平方向的分布情況。從圖5可知,實驗排量為4.8 m3/h,即現(xiàn)場排量為4 m3/min時通道率最大。當(dāng)排量過大時,支撐劑團運移時受到的沖刷力變大,支撐劑團有所分散。當(dāng)排量過小時,支撐劑團在孔眼處分散嚴重,同時支撐劑團很快沉降下來,然后受流體的沖刷和擠壓,通道反而不斷的減小。
圖5 不同施工排量通道率沿裂縫水平方向的分布
實驗中注入時間分別為15、25、35 s,一個支撐劑段塞的時間固定為50 s。實驗采用20~40目陶粒支撐劑,纖維加入比例為1.5 kg/m3,砂比為31%。壓裂液黏度為100 mPa·s,基液黏度為20 mPa·s,具體實驗方案見表4。
由于研究的時間較短,在30 s以內(nèi),在室內(nèi)實驗很難對其進行細致的定量研究,為了能夠觀察支撐劑段塞注入時間對通道壓裂技術(shù)支撐劑鋪置的影響,如此反復(fù)注入幾段后,觀察最終的砂堤形態(tài)。實驗顯示,支撐劑段塞的注入時間對砂堤形態(tài)的影響較大,隨著支撐劑段塞的注入時間減小,砂堤趨于平緩。
圖6為不同段塞通道率沿裂縫水平方向的分布。從圖6可知,當(dāng)支撐劑段塞注入時間增大到35 s時,不加支撐劑的段塞時間僅為15 s,無法充分攜帶支撐劑團,最終表現(xiàn)為裂縫內(nèi)的通道率不高;當(dāng)支撐劑段塞的注入時間為15 s時,支撐劑段塞被很好的攜帶,支撐劑團在裂縫內(nèi)分布均勻,但基液的注入時間過長,不斷的沖刷和擠壓支撐劑團,使其通道率減小。圖6表明,支撐劑段塞注入時間為25 s時通道率最大,支撐劑段塞的注入時間是整個周期的1/2時,形成的裂縫通道率最大。
表4 不同段塞通道壓裂技術(shù)支撐劑鋪置實驗方案
圖6 不同段塞通道率沿裂縫水平方向的分布
對于現(xiàn)場應(yīng)用來說,支撐劑段塞的注入時間過短,會延長壓裂時間,增加壓裂液的用量,增加成本。支撐劑段塞注入時間過長,裂縫內(nèi)的通道效果不好。綜上,最優(yōu)支撐劑段塞注入時間為支撐劑注入周期的1/2,即注入支撐劑的時間和不加支撐劑的時間相同。
(1)采用“大型可視化平板裂縫模擬裝置”模擬不同纖維加入比例下的砂堤分布和通道率,實驗結(jié)果表明,隨著纖維比例的增大,裂縫內(nèi)的通道率增加,應(yīng)用自主設(shè)計的纖維輸送方式,通道率最大。纖維加入方式對通道率影響較大,纖維加入比例影響次之。
(2)實驗表明,基液黏度增大導(dǎo)致裂縫內(nèi)的通道率增大,當(dāng)基液黏度增大到20 mPa·s時,實驗過程中有部分支撐劑團呈全懸浮狀通過平板。在現(xiàn)場應(yīng)用時,可使用與壓裂液黏度相同的基液施工,效果更好。
(3)施工排量過大或過小都不利于增加通道率。結(jié)合通道率的分析結(jié)果,得出實驗排量為4.8 m3/h,對應(yīng)的現(xiàn)場排量4 m3/min為最優(yōu)排量。
(4)支撐劑段塞的注入時間對砂堤形態(tài)有所影響,隨著支撐劑段塞注入時間降低,砂堤趨于平緩。對比通道率,注入時間占整個支撐劑段塞時間的1/2時效果最佳。
[1]Viswannathan A.Completion evaluation of the eagle ford formation with heterogeneous proppant placement[C].SPE149390,2011:1 -17.
[2]Mansoor Ahmed.Optimizing production of tight gas wells by revolutionizing hydraulic fracturing[C].SPE141708,2011:1-15.
[3]Turner M.Raising the bar in completion practices in jonah field:channel fracturing increases gas production and improves operational efficiency[C].SPE147587,2011:1 -11.
[4]牟建業(yè),張士誠.酸壓裂縫導(dǎo)流能力影響因素分析[J].油氣地質(zhì)與采收率,2011,18(2):69 -71,79.
[5]寇永強,謝桂學(xué),樂小明,等.裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化研究[J]. 油氣地質(zhì)與采收率,2002,9(5):40-41.
[6]Gillard M.A new approach to generating fracture conductivity[C].SPE135034,2010:1 -14.
[7]鐘森,任山,黃禹忠,等.高速通道壓裂技術(shù)在國外的研究與應(yīng)用[J].中外能源,2012,17(6):39-42.
[8]Altman R.Understanding the impact of channel fracturing in the eagle ford shale through reservoir simulation[C].SPE153728,2012:1 -16.
[9]Samuelson M.Field development study:channel hydraulic fracturing achieves both operational and productivity goals in the barnett shale[C].SPE155684,2012:1 -15.
[10]Rifat Kayumov.First channel fracturing applied in mature wells increases production from talinskoe oilfield in western siberia[C].SPE159347,2012:1 -12.
[11]溫慶志,羅明良,翟恒立,等.一種模擬支撐劑在裂縫中鋪置的實驗裝置及其應(yīng)用:中國,201210038946.8[P].2012-07-18.
[12]溫慶志,徐希,王杏尊,等.低滲透疏松砂巖纖維壓裂技術(shù)[J].特種油氣藏,2014,21(2):131-134.
[13]何春明,郭建春,劉超.變參數(shù)酸蝕裂縫導(dǎo)流能力實驗[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2013,32(1):137-141.