海下天然气水合物储层压裂工艺技术

罗天雨，冯 一，胡仁德, 石咏衡

(1广东石油化工学院 2中石油川庆钻探工程有限公司川东钻探公司 3中国石油北京油气调控中心)

天然气水合物储层的开采工艺方法包括降压、热激法、化学剂法、二氧化碳置换法、微波加热技术等。研究人员也提出了水力压裂改造的工艺技术的应用[1]。Zhang Weidong[2]等通过实验验证了含高饱和度天然气水合物储层良好的可压裂性能。数值模拟结果表明[3]，水力压裂与压降结合在一起的生产产量比单一的压降工艺产量高。2017年5月18日，中国神狐海域采用了水力割缝的方法进行天然气水合物储层改造。

压裂改造对天然气水合物开发增加了天然气水合物的分解面积[4]及分解速率;增加了储层的当量渗透率;储层改造后，生产过程能够以较低的生产压差生产，降低了储层出砂量。

一、天然气水合物储层压裂基础参数

1.岩石弹性模量、泊松比

Waite[5]测得等温杨氏模量为7 800 MPa，泊松比为0.317；John[6]等人得到天然气水合物储层等温杨氏模量为8 400 MPa；Dvorkin[7]等人得到天然气水合物储层的等温杨氏模量为7 900 MPa。

2.抗拉强度

天然气水合物冰体的强度类似水的结冰体,水结冰体的劈裂抗拉强度的最大值为3.31 MPa[8]。Too[9]采用高天然气水合物饱和度(50%～75%)的样品进行实验，得到抗张强度为6～12.5 MPa。

3.剪切强度与摩擦角度

马庆涛[10]通过研究，得到剪切强度随饱和度的变化规律。当天然气水合物饱和度40%时，剪切强度为0.35 MPa。天然气水合物饱和度40%时，内摩擦角度为25°。Masui[11]测得饱和度为50%时岩心内摩擦角平均值为31°。

二、天然气水合物储层可压裂性及压裂改造原则

整个储层具有一定的弹性模量，具有较小的抗张强度、剪切强度，在一定力学条件下，可产生张性裂缝或剪切裂缝。Konno[12]对天然气水合物进行了压裂实验，用X射线扫描方法发现了人工裂缝。Too[9]实验观察到明显的沿着管线轴的垂直裂缝。因此，储层具备一定的可裂性。压裂改造原则为：①压裂时要防止压窜盖层与底层;②进行无支撑剂压裂，减少支撑剂反吐可能性;③采用冷水压裂技术。压裂过程中要避免天然气水合物发生相变;④分层压裂。巨厚储层要分层压裂，以提高天然气产量。

三、造缝工艺的优选

水力割缝技术是利用高压水射流，高速冲击软岩体，产生切削作用，将岩体的接触部分打碎，形成裂缝空洞的技术，常用于煤层卸压增透。现场试验结果显示[13]，割缝后煤体透气性增大至原来的113倍。水力割缝技术的优势是能够与钻井过程结合在一起，所需要的设备不复杂。但是，水力割缝作用范围有限。

水力喷射径向水平井技术[14]是指利用磨铣工具磨穿目的层的套管，然后通过转向器在井筒内完成90°转向，最后通过高压水射流，在垂直井眼内沿水平方向，钻出水平井眼，井眼长度可达到100 m。

针对天然气水合物储层而言，储层在径向钻井过程中可能存在相变，且储层疏松，容易产生坍塌。而水力压裂技术，改造范围大，裂缝面积大，也不存在水力喷射径向水平井技术的井眼坍塌风险。因此，推荐应用水力压裂技术对储层进行改造。

四、天然气水合物储层压裂裂缝形态

在水力压裂中，认识裂缝的形态和方位，对有效发挥压裂在增产增注中的作用是很重要的。裂缝形态由应力场决定，根据油气开发经验，浅层储层最小主应力一般在垂向方向上，产生水平裂缝。裂缝水平延伸，在防止压窜水层及盖层方面，具有裂缝形态方面的优势；在进行直井多级压裂时，能够增加裂缝总面积；对于水平井井型，水平裂缝形态不容易发挥压裂改造的作用。

五、天然气水合物储层无支撑剂压裂技术

如果压裂过程中加入支撑剂，由于闭合应力低，且储层相变后软化，对支撑剂的夹持能力低，加上生产过程中水气同产，裂缝中的支撑剂容易移动，从而造成支撑剂返吐。因此对于海下天然气水合物储层，建议不添加支撑剂。

邹雨时[15]对四川盆地某区块页岩气层进行了测试分析，整合裂缝在10 MPa闭合应力作用下，导流能力最高为0.26 μm2·cm。当裂缝发生剪切错位后，导流能力有了显著提高。可见，整合裂缝(拉张形成的裂缝)或剪切裂缝具有较大的导流能力。

六、低温低阻海水压裂液技术

1.低温压裂液技术

抑制水合物分解主要依靠物理方法，如向井内注入冷却的海水或钻井液[16]。在压裂过程中，为防止天然气水合物储层发生相变，也要采用低温压裂液技术。保证注入流体在即将进入储层之前，其温度低于储层温度。

2.地面压裂液合理注入温度设计

2.1 海水温度计算

(1)

海水水深1 235 m，海面温度23.8℃，海底温度4.7℃。

2.2 地层内温度场

泥线处温度为4.7℃，产层中心208 m处温度为15.4℃。

2.3 压裂过程中海水段及地层中井筒温度场模拟

文献[17]只考虑了陆上油气藏压裂时，井筒中流体温度场的计算。唐海雄[18]采用解析方法建立井筒稳态传热模型。在上述模型的基础上，分别考虑海水及地层段，建立了井筒中流体温度场的计算模型。由于海水段与地层段参数发生变化，应分别利用该模型进行独立的计算并采用原始泥线处流体温度作为地层段的初始环境温度。

随时间、位置变化的井筒内液体温度场计算模型如下：

(2)

其中:

(3)

(4)

(5)

(6)

式(1)～式(6)中：Tw—海水温度，℃；H—海水水深，1 235 m；Tf—沿井筒变化流体温度，℃；Tei=Te0-gGzsinθ，℃；Te0—井段入口处的地层或海水原始温度，℃；Tf0—井段入口的流体温度，℃；z—沿井筒深度，m；LR—松弛距离，m-1；gG—温度梯度，海水段与地层段不同，海水温度梯度为-0.015466℃·m-1，地温梯度为0.051℃·m-1；θ—井筒与水平面的夹角，90°；cp—压裂液定压比热容，4 186.8 J·(kg·℃)-1；w—质量流量，51.25 kg·s-1；rt0—油管外半径，本井套管注入，外半径为0.088 9 m；Uto—从油管外表到地层或海水界面的总传热系数，W·(m2·℃)，海水段Uto=hc；hc—环空流体对流传热系数，海水段海水导热系数0.68 W·(m2·℃)-1，产层段水泥环导热系数1.1 W·(m2·℃)-1；Ke—压裂液导热系数，0.46 W·(m·℃)-1；rwb—裸眼井半径，0.112 95 m；rco—套管外半径，0.088 9 m；Kcem—水泥环导热系数，1.1 W·(m·℃)-1；TD—无因次温度分布；tD—无因次传导时间；t—时间，s；ρe—海水密度,1 025 kg·m-3；Ce—海水比热,3 890 J·(kg·℃)-1；F—常数，℃/m。

根据到达产层液体温度与注入流体温度的关系计算，当井口注入温度15.4 ℃时，到达产层的温度为12.61 ℃(见图1)，低于产层温度2.79 ℃。

图1 到达产层流体温度与注入流体温度的关系

3.降阻压裂液技术

压裂液摩阻一般是清水摩擦阻力的39%～50%。常用的胍胶类、聚合物类增稠剂都具有降低摩擦阻力的作用，利用海水作为压裂液水源具有得天独厚的条件，应在此基础上设计液体体系。以聚合物类增稠剂作为降阻剂为佳，必要时添加抗盐降阻剂。

七、直井分层压裂技术

直井分层压裂的工艺具有不同的优缺点。封隔器滑套系统与不动管柱压裂技术结合，通过逐层投球打开滑套实现分层压裂。压裂完毕后需要提出井内的管柱。化学暂堵分层压裂技术施工时井筒内部不需要管柱，其局限性在于：①需要较好的固井质量；②由于天然气水合物的存在，局部摩擦阻力发生变化，加上裂缝内没有添加支撑剂，所以化学封堵效果相对较差；③暂堵剂不能及时溶解影响生产;④分层位置不确定。

连续油管拖动水力喷砂射孔压裂技术[19]，采用水力喷砂射孔技术完成射孔，随后采用油套同注完成压裂。该工艺对于固井质量要求不高；实现定点压裂，分层准确；与连续油管结合，方便井口压力的控制。但该工艺要求每一层先行射孔，较多的废液对于平台上罐体容积有较高要求；施工费用较高；施工过程较为繁琐。

射孔桥塞分段工艺[20]不使用油管管柱；施工过程中，井口采用电缆井口防喷装置，井控安全。但该工艺对于固井质量有较高要求。

综合上面的论述，当固井质量不高时，推荐连续油管拖动水力喷砂射孔压裂技术；固井质量较高时，推荐采用射孔桥塞分段工艺。

八、设计案例

以神狐海域天然气水合物为例。储层原始温度15.4℃，原始压力15.8 MPa，产层厚度30 m，供给半径600 m，地层渗透率1 mD，裂缝设计半长140 m。

采用海水作为基液，添加0.1%的聚合物压裂液，添加4%KCl及0.05%的有机防膨剂，并添加助排剂。地面压裂液注入温度控制为15.4℃。采用射孔桥塞分层压裂工艺，配套可溶桥塞与可溶球。设计水平定向射孔，90°相位角，射孔段长度0.5 m，16孔/m。套管注入，排量4 m3/min，单裂缝压裂液量800 m3，不添加支撑剂。预测施工压力8 MPa。

九、结论

(1)天然气水合物储层抗拉强度与剪切强度小，弹性模量较低，具可压裂性,一般产生水平裂缝。

(2)对比不同的改造工艺，推荐采用水力压裂改造技术。

(3)建议不添加支撑剂进行压裂。

(4)提出低温、低阻海水压裂液技术。以神狐海域储层为研究对象，推荐井口注入压裂液温度为15.4℃。

(5)推荐射孔桥塞或连续油管水力喷砂射孔压裂分层压裂技术。