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水平井脈沖柱塞加砂新技術(shù)在中江氣田的應(yīng)用①

楊衍東劉 林黃禹忠王興文栗鐵峰

中石化西南分公司工程技術(shù)研究院

摘要常規(guī)壓裂工藝由于壓裂液殘渣、支撐劑破碎和嵌入、細小顆粒運移等使支撐劑填充層導(dǎo)流能力受損，常規(guī)工藝導(dǎo)流能力難以突破假定無任何傷害的理論最大值。從理論分析入手，滲透率實驗研究結(jié)果表明，脈沖柱塞加砂新技術(shù)形成的開放性滲流通道其滲透率和導(dǎo)流能力是對應(yīng)的支撐劑均勻鋪置方式的3～8倍及4～9倍，PT軟件和創(chuàng)新物模實驗?zāi)M了裂縫鋪砂剖面和開放性滲透通道形成的過程；新工藝現(xiàn)場實施主要涉及射孔完井方案的優(yōu)化、壓裂液體系的優(yōu)化、脈沖柱塞加砂泵注程序的設(shè)計、纖維加入配套技術(shù)等方面，總體來說實施方便可靠。中江氣田4口新工藝應(yīng)用水平井與4口常規(guī)水平井對比結(jié)果表明，在平均單段液量基本相當，平均加砂規(guī)模減少21.6%的情況下，平均單井測試產(chǎn)量提升31.4%，5個月累產(chǎn)增加率23.2%，平均穩(wěn)產(chǎn)指數(shù)提高率34.3%。新工藝取得降本與增產(chǎn)的雙重效果，在川西致密砂巖水平井中具有推廣應(yīng)用的前景。

關(guān)鍵詞支撐劑填充層剖面開放性滲流通道導(dǎo)流能力水平井產(chǎn)量

長期以來，石油工程師們通過各種努力來提高人工裂縫導(dǎo)流能力，如提高支撐劑圓度和強度，降低支撐劑破碎和凝膠吸附，降低壓裂液殘渣等[1]，即使這些工作都做到最好，也只是接近假定無任何損害的支撐劑填充層理論導(dǎo)流能力最大值[2]。脈沖柱塞加砂新工藝基于在裂縫內(nèi)創(chuàng)建一張開放性的流動通道網(wǎng)，從而大幅度地提高裂縫導(dǎo)流能力，使得支撐縫填充層更干凈、清潔；油氣在縫內(nèi)流動時壓力降更低；有效縫半長更長。所有的這些優(yōu)點都有助于提高油氣井短期和長期的產(chǎn)量。

1新工藝的原理研究

常規(guī)加砂壓裂后，油氣在人工裂縫內(nèi)的滲流是通過支撐劑填充層，如圖1所示。脈沖柱塞加砂新工藝在裂縫內(nèi)部創(chuàng)造了一個復(fù)雜而穩(wěn)定的裂縫通道網(wǎng)絡(luò)，其裂縫導(dǎo)流能力不受支撐劑滲透率的影響，油氣并不是從支撐劑充填層通過，而是通過高導(dǎo)流能力通道，如圖2所示。

1.1　新工藝的理論依據(jù)[3]

在傳統(tǒng)的水力壓裂中(如圖1)，通過支撐劑填充層的滲流可以由達西公式描述，產(chǎn)量與流體的黏度和壓降相關(guān)。

(1)

式中：q為單位裂縫高度上的體積流量；kf為裂縫滲透率；w為支撐劑填充層的寬度；μ為流體的黏度；ΔP/L為單位壓降。

對于沒有支撐劑的開放性滲流通道(如圖2)，如果考慮納維-斯托克斯方程中的一維部分并積分，可得到如下的流量方程：

(2)

式(2)描述了在開放性的通道中層流流量q和壓力降之間的相關(guān)性。對比式(1)和式(2)，可以這樣定義在開放性裂縫通道中的有效滲透率，即：

(3)

從式(3)和圖2可看出，即使是一條相對較窄的滲流通道也能夠提供比支撐劑填充層高得多的滲透率。

1.2　開放性滲流通道導(dǎo)流能力的實驗研究[3]

1.2.1實驗儀器及方法

實驗采用裂縫導(dǎo)流能力測試分析系統(tǒng)進行，該系統(tǒng)配置了符合API標準(APIRP61，1989)的導(dǎo)流室及相關(guān)附屬設(shè)備。實驗的方法是根據(jù)導(dǎo)流室的面積，計算出單層鋪置所需要的支撐劑量，分兩種鋪置形態(tài)——常規(guī)均勻鋪置和開放性滲流通道鋪置(如圖3)，分別測定其在不同閉合應(yīng)力下的導(dǎo)流能力和滲透率。

1.2.2結(jié)果討論

如果形成開放性滲流通道的非均勻支撐劑砂團在閉合應(yīng)力作用下，出現(xiàn)滑移滾動，填滿了整個間隔空間(實驗用光滑的鋼板模擬粗糙的水力裂縫面)，則在相同應(yīng)力下測出的導(dǎo)流能力、滲透率是相同或者接近的，實驗結(jié)果見表1。

表1 不同鋪置形態(tài)下滲透率及導(dǎo)流能力對比Table1 Comparisonofpermeabilityandconductivityunderdifferentlaying閉合壓力/MPa常規(guī)均勻鋪置團狀開放性鋪置滲透率/μm2導(dǎo)流能力/(μm2·cm)滲透率/μm2導(dǎo)流能力/(μm2·cm)10463.855.92426.9348.320279.930.11075.8140.73086.18.4646.375.54075.46.8406.542.95054.04.5267.625.8

在閉合應(yīng)力10～50 MPa的條件下，建立了開放性滲流通道的支撐劑團狀鋪置方式，其滲透率和導(dǎo)流能力是對應(yīng)的支撐劑均勻鋪置方式的3～8倍和4～9倍。實驗結(jié)果同時說明，在10～50 MPa的閉合應(yīng)力范圍內(nèi)，創(chuàng)建的開放性滲透通道的支撐劑砂團并沒有被完全壓成單層鋪置，砂團在裂縫面閉合的過程中，能夠保持一定的高度，這對于保持滲流阻力很小的開放性通道非常有利。

1.3 開放性滲流通道形成過程實驗研究及PT軟件剖面模擬[3]

1.3.1開放性滲流通道形成的物模實驗

通過設(shè)計透明的裂縫物模裝置，在攜砂液和純凍膠間隔注入的情況下，使用調(diào)速泵將不同的模擬液體以不同的速度注入透明裂縫模型中，從而模擬現(xiàn)場施工中脈沖柱塞加砂的過程，通過模型上的透明玻璃即可觀察攜砂液和凍膠在模擬裂縫中相互推進的流態(tài)以及流體對支撐劑的沖刷攜帶性能、堆積分布情況，以及破膠后形成的鋪砂剖面。實驗裝置的示意圖見圖4。

經(jīng)模擬計算，當排量為3.0～3.5 m3/min，縫高20～30 m時，攜砂液在地層中的推進速度約5～8 m/min。按進口管的內(nèi)徑6 mm折算，泵注的排量為40～80 mL/min，設(shè)計模擬裂縫總體積1 800 mL。泵、管線、模擬裂縫面的尺寸相互配套。

在模擬裂縫中，攜砂液及凍膠破膠返排以后，從支撐劑的鋪置形態(tài)看，能夠形成溝壑狀的滲流通道(見圖5)，這正是所需要的油氣高速滲流通道。

1.3.2PT軟件的支撐劑鋪砂剖面模擬

在完井參數(shù)、儲層性質(zhì)、支撐劑和壓裂液性能均相同的前提下，運用PT軟件，對常規(guī)加砂工藝及脈沖柱塞加砂工藝所形成的鋪砂剖面進行了對比模擬。結(jié)果見圖6和圖7。

通過PT軟件的模擬，從另一個角度說明脈沖柱塞加砂泵注程序，能夠在裂縫中形成非均勻砂團鋪砂剖面。

1.4　纖維在脈沖柱塞加砂新工藝中的作用

纖維在壓裂液中與支撐劑顆粒相互作用形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)(見圖8)[4]，阻止微粒下沉，從而在縫高方向上改善鋪砂剖面。

從圖9可見，含有纖維的支撐劑砂團樣品與無纖維的樣品相比，前者維持了較好的樣品完整性，這對于新工藝在施工過程中保持砂團穩(wěn)定性有利。

1.5　脈沖柱塞加砂壓裂現(xiàn)場工藝實施

1.5.1完井射孔方式的優(yōu)選

對比圖10和圖11可知，常規(guī)射孔完井在選定的射孔段連續(xù)均勻射孔，而脈沖柱塞加砂新工藝可根據(jù)儲層的厚度及上下蓋層應(yīng)力差間隔射孔，非均勻射孔方案把脈沖攜砂液分隔成一個個較小的砂團，使得在整個縫高方向上覆蓋更大的范圍，從而獲得最優(yōu)化的裂縫幾何尺寸。

1.5.2新工藝液體的優(yōu)化

由于壓裂液中加入了纖維，可以大幅度提高壓裂液攜砂性能。因此，可以通過降低壓裂中的胍膠濃度來減少由于稠化劑對儲層造成的傷害[5]，一定程度上也可以降低成本。將優(yōu)化的0.35%(w)胍膠+4‰(w)纖維壓裂液應(yīng)用高溫流變儀評價其高溫抗剪切性能。實驗表明，在儲層溫度85 ℃下、剪切120 min，壓裂液黏度保持在120 mPa·s(見圖12)，完全滿足85 ℃儲層施工性能要求。而常規(guī)壓裂液配方要滿足85 ℃耐溫需求，胍膠濃度介于0.45%(w)～0.5%(w)。

1.5.3新工藝泵注程序的優(yōu)化

對比圖13和圖14可以看出，常規(guī)工藝以連續(xù)的線性或臺階加砂為主，而脈沖柱塞加砂新工藝在水平井施工的各個階段以柱塞式脈沖間隔加砂為主，以利于在支撐縫內(nèi)形成如圖2所示的砂團與砂團之間的高速滲流通道。

1.5.4新工藝施工的配套技術(shù)

新工藝在現(xiàn)場實施方便可靠，對于常規(guī)工藝的泵車、混砂車、儀表車等主輔設(shè)備均無特殊要求，主要的配套設(shè)備為纖維加注系統(tǒng)，依據(jù)方案優(yōu)化出長度合適、性能優(yōu)良的纖維后，在現(xiàn)場根據(jù)各泵注階段的纖維加入濃度準確地加入到壓裂液體系中，確保纖維的分散性以及加入時間與支撐劑脈沖時間同步。

2脈沖柱塞加砂新工藝在中江水平井中的應(yīng)用

中江氣藏F儲層為川西中淺層主力產(chǎn)氣層之一，孔隙度和滲透率分別介于2.87%～14.57%、(0.015～2.893)×10-3μm2之間，屬低孔、低滲致密砂巖儲層[6]。2012年6月開始進行較大規(guī)模水平井開發(fā)，為取得更好的油氣成果、促進降本增效，西南油氣分公司決定在中江氣藏F層水平井進行脈沖柱塞加砂新工藝推廣應(yīng)用。

(1) 新工藝儲層、施工參數(shù)及初期產(chǎn)量的對比。脈沖柱塞加砂新工藝的有效性研究包括8口增產(chǎn)作業(yè)井。其中4口井應(yīng)用新技術(shù)(井號用JSN-1至JSN-4標識)，4口對比井用常規(guī)壓裂作業(yè)方式(井號用JSC-1至JSC-4標識)。為了對新工藝有一個客觀真實的評價，選擇實施的新工藝井和對比的常規(guī)工藝鄰井構(gòu)造上屬同一層位，儲層巖性、物性及含氣性大體相當。新工藝及常規(guī)工藝改造及測試對比情況見表2。

表2 新工藝與常規(guī)工藝井施工、測試情況對比Table2 Comparisonofthenewprocessandtheconventionalprocesswellfracturingandtest序號工藝井名總液量/m3總支撐劑量/m3產(chǎn)量/(104m3·d-1)1234新工藝井JSN-1井1733.719412.495JSN-2井2375.42596.4607JSN-3井1243.31386.1768JSN-4井1120.31165.07975678常規(guī)工藝井JSC-1HF井1495.6171.50.87JSC-2HF井1750.0215.06.41JSC-3HF井1674.3226.38.2074JSC-7HF井1883.3252.07.4989

平均單段加砂規(guī)模、液量、測試產(chǎn)氣量及油套壓的對比如圖15所示。由圖15可見，在平均單段液量基本相當，平均加砂規(guī)模減少21.6%的情況下，新工藝與地質(zhì)條件相當?shù)某Ｒ?guī)工藝鄰井對比，初期測試產(chǎn)量提高了31.4%，油/套壓分別提升了46.3%和28.8%，從8口樣本井改造后的初期測試結(jié)果看，脈沖柱塞加砂新工藝取得了降本和增效的雙重效果。

(2) 新工藝與常規(guī)工藝累產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)能力的對比。跟蹤分析5個月樣本井的累計產(chǎn)氣量，脈沖柱塞加砂新工藝井平均單井累計產(chǎn)量852.58×104m3，常規(guī)工藝對比鄰井平均單井累計產(chǎn)量691.99×104m3，改造后相同時間內(nèi)累計產(chǎn)量增加率為23.2%。穩(wěn)產(chǎn)指數(shù)脈沖工藝井平均104.2×104m3/MPa，對比常規(guī)工藝井77.6×104m3/MPa，穩(wěn)產(chǎn)指數(shù)提高率34.3%。具體單井對比情況如圖16所示。

3結(jié)論與認識

(1) 利用達西公式及納維-斯托克斯方程，定義出開放性裂縫通道中的有效滲透率計算公式。導(dǎo)流能力實驗研究結(jié)果表明，閉合應(yīng)力在10～50 MPa的條件下，開放性滲流通道的支撐劑團狀鋪置方式其滲透率和導(dǎo)流能力是對應(yīng)的支撐劑均勻鋪置方式的3～8倍及4～9倍。

(2) PT軟件模擬及創(chuàng)新性物模實驗研究表明，非連續(xù)性脈沖柱塞加砂能夠在支撐裂縫內(nèi)創(chuàng)造出一張開放性的、低阻力滲流通道網(wǎng)絡(luò)，這有助于改善裂縫清潔度、降低人工裂縫的壓降、增加有效縫長，從而達到延長單井采油氣壽命，提高產(chǎn)能效益的目的。

(3) 新工藝在現(xiàn)場實施主要涉及射孔完井方案的優(yōu)化、壓裂液體系的優(yōu)化、脈沖柱塞加砂泵注程序的設(shè)計、纖維加入配套技術(shù)等方面；但對于常規(guī)工藝的泵車、混砂車、儀表車等主輔設(shè)備均無特殊要求，總體來說現(xiàn)場實施方便可靠。

(4) 中江氣藏F層4口應(yīng)用新工藝水平井與4口常規(guī)井對比結(jié)果表明，在平均單段液量基本相當，平均加砂規(guī)模減少21.6%的情況下，平均單井初期測試產(chǎn)量提升31.4%，測試油/套壓提升46.3%和28.8%，跟蹤分析5個月的累計產(chǎn)氣量，新工藝與常規(guī)工藝井分別為 852.58×104m3與691.99×104m3，累計產(chǎn)量增加率23.2%，平均穩(wěn)產(chǎn)指數(shù)提高率34.3%；新工藝取得降本和增產(chǎn)的雙重效果，在川西致密砂巖水平井及頁巖氣開發(fā)中具有推廣應(yīng)用的前景。

參 考 文 獻

[1] 劉友權(quán)， 張永國， 王小紅， 等. 縫內(nèi)破膠壓裂液的研究及應(yīng)用[J]. 石油與天然氣化工， 2010， 39(1)： 51-54.

[2] BRANNON H D, MALONE M R, RICKARDS A R. Maximizing fracture conductivity with proppant partial monolayers: theoretical curiosity or highly productive reality[C]. SPE 90698, 2004

[3] 戚斌， 楊衍東， 任山, 等. 脈沖柱塞加砂壓裂新工藝及其在川西地區(qū)的先導(dǎo)試驗[J]. 天然氣工業(yè), 2015， 35(1):67-73.

[4] 任山， 向麗， 黃禹忠, 等． 纖維網(wǎng)絡(luò)加砂壓裂技術(shù)研究及其在川西低滲透致密氣藏的應(yīng)用[J]. 油氣地質(zhì)與采收率， 2010， 17(5)： 86-89．

[5] 黃貴存， 馬飛， 李勇明, 等. 致密碎屑巖氣藏低傷害壓裂液的研究與應(yīng)用[J]. 石油與天然氣化工, 2011， 40(3)： 289-293.

[6] [美]米卡爾 J.埃克諾米德斯， 肯尼斯G.諾爾特, 著， 張保平， 蔣闐， 劉立云， 等譯． 油藏增產(chǎn)措施[M]． 三版. 北京： 石油工業(yè)出版社，2002．

New technology application of impulse-stage fracturing of horizontal

wells in Zhongjiang gas reservoir

Yang Yandong， Liu Lin， Huang Yuzhong， Wang Xingwen, Li Tiefeng

(EngineeringTechnologyResearchInstituteofSouthwestOilandGasCo.，SINOPEC，Deyang618000，China)

Abstract:With conventional hydraulic fracturing technique, the proppant-pack conductivity will always be impaired because of fracturing fluid residue, proppant crushing and embedment, fines migration etc. The conventional process flow capacity is difficult to break through the maximum theoretical conductivity without any hurt. This thesis begins with theoretical analysis, the permeability experimental results show that the new technology of impulse-stage fracturing forms open channel whose flow permeability and conductivity of proppant are evenly arranged the 3-8 times and 4-9 times corresponding to the counterpart. Further the key content is described that simulating the sand profile with PT software and forming process of open permeable channels by innovative physical model experiment. The implementation of new process mainly involved the optimization of perforation, fracturing fluid system optimization, impulse-stage fracturing pump program design, adding fiber supporting technology etc. Overall implementation is convenient and reliable. The comparison results of 4 horizontal wells with new technology application and 4 conventional horizontal wells: comparable in the average single section liquid volume, average proppant scale reduction in 21.6%, the average single well test yield increased 42.3%, cumulative production increased 38.4% during 5 months, the average index of stabilized production increased 34.3%. The new technology reached double effect of cut cost and increase production, and has widely application prospect in the Western Sichuan compact sandstone horizontal well.

Key words:proppant packed layer，profile，open permeable channels, flow conductivity，horizontal well, yield

收稿日期：2015-03-29；編輯：馮學軍

中圖分類號：TE357.2

文獻標志碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2016.01.013

作者簡介:楊衍東(1975-)，碩士，2006年畢業(yè)于西南石油大學油氣田開發(fā)專業(yè)，高級工程師，從事儲層改造設(shè)計、研究及現(xiàn)場服務(wù)等工作。E-mail：2694887636@qq.com

基金項目：①國家科技重大攻關(guān)專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(2011ZX05002)。