水平井分段压裂多簇裂缝均衡起裂与延伸控制方法研究

蒋 廷 学

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

0 前 言

水平井分段压裂技术广泛应用于页岩气及致密砂岩油气藏中，通常其压裂效果比传统的直井压裂技术更为显著。但在实际生产中，也会出现水平井分段压裂效果不佳的情况。在水平井多簇射孔作业中，并非所有的裂缝都能达到理想的均匀起裂与延伸状态，因此，段内各簇裂缝在吸收压裂液及支撑剂方面的效果差异较大。国外一些压后监测数据表明，对于段内6簇射孔裂缝，其中大裂缝可以吸收60%的压裂液及支撑剂，小裂缝仅能吸收5%的压裂液及支撑剂[1-5]。国内也有一些页岩气压裂微地震监测资料表明[6-10]，位于不同段的裂缝，其长度有可能相差数倍。

造成上述裂缝非均匀延伸的主要原因可归结为以下4点：

(1)段内各簇射孔处的岩性、岩石力学及地应力等参数的非均质性相对较强。

(2)水平井筒内存在一定的压力梯度，压裂液的黏度越大其注入排量就越大，而压力梯度也会随之变大，从而使得不同簇射孔处的井筒压力大小不同。

(3)水平井筒通常具有一定的斜度，并不完全保持水平状态，且B靶点的位置高于A靶点，二者之间存在一定的垂深差。这种垂深差也会造成不同簇射孔处的地应力差异。此差异值或许不大，但由此导致的破裂压力却有很大差异。

(4)与压裂液相比，支撑剂的密度大很多，流动跟随性相对较差。换言之，支撑剂一般容易在靠近B靶点的裂缝中运移和堆积，促使该处的裂缝过早停止延伸，进而迫使后续的大量压裂液及支撑剂都进入靠近A靶点的裂缝中，不断加大裂缝的非均匀延伸程度。

这种段内多簇裂缝非均匀延伸会带来一系列问题，主要有：

(1)段内多簇裂缝间的诱导应力干扰效应大幅减弱，使裂缝复杂性降低、改造体积缩小。

图6显示了本文所提模型带控制因子与不带控制因子的差别。由于开关攻击会出现不正常的信任波动,所以本文从信任波动的角度设计了控制因子,目的是降低开关攻击节点的值域范围。当引入控制因子后,一旦j的信任值出现不正常波动,那么节点j的信任值域范围将会向下平移,因此更有利于降低开关攻击节点的信任值。

(2)不同簇射孔吸收的压裂液比例不同，其中吸收比例高的裂缝处易产生过大的应力集中效应，从而诱发局部套管变形。在某些页岩气井，其脆性好的地方含气性也好，更容易发生套管变形。

(3)靠近A靶点的裂缝更易破裂和延伸，其中吸收的压裂液及支撑剂最多，产生的诱导应力也相对较大，因而更容易对下一段靠近B靶点的裂缝产生强烈的诱导应力干扰效应，抑制其起裂和延伸。更有甚者，还可能因为过大的诱导应力效应，使下一段靠近B靶点的裂缝起裂方向转变为平行于水平井筒的方向，即形成所谓的纵向裂缝。在这种情况下，下一段压裂施工时段内多簇裂缝间相互串通的现象会增多，进而降低裂缝的复杂性，缩减改造体积。

因此，有必要对水平井分段压裂多簇裂缝的均衡起裂与延伸控制问题进行系统性研究，为实现国内水平井压裂开发的“降本增效”目标提供理论支撑。

1 多簇裂缝均衡起裂与延伸控制方法

1.1 变排量酸预处理技术

酸预处理是页岩气压裂的标准作业流程之一。在致密砂岩，尤其是天然裂缝性砂岩中，由于存在钻井泥浆污染等情况，因此必须预先进行酸处理作业。

常规的酸预处理作业中一般采用的是定排量模式，这很不利于针对各簇裂缝均匀布酸。因此，可采用变排量酸预处理模式，以提高各簇裂缝均匀进酸的概率。图1所示为示例井变排量酸预处理施工效果。

图1 示例井变排量酸预处理施工效果

1.2 低黏度滑溜水变排量注入技术

经酸预处理后，采用低黏滑溜水与变排量组合的注入模式，可以大幅降低水平井筒中的压力梯度。管流中的压力梯度可通过式(1)来计算[11-12]：

(1)

式中：Δp——压力梯度，MPa/m；

u——压裂液排量，m3/min；

d——管柱直径，m；

L——管柱长度，m；

ρ——流体密度，kg/m3。

由式(1)可知，滑溜水的黏度越小，其起步排量就越低，而水平井筒内的压力梯度也会越小，从而越有利于多簇裂缝的同步起裂与同步延伸。其施工效果如图2所示。

图2 低黏滑溜水变排量施工效果

在ANSYS平台上采用Fluent模块进行数值模拟，建立水平井筒多簇射孔模型，模拟支撑剂在水平井筒内的分布情况。结果表明，随着压裂液黏度的增大，支撑剂在水平井筒中的分布也更为均匀(见图3)。

图3 井筒内支撑剂在不同压裂液黏度下的分布

1.3 变黏度滑溜水及变黏度胶液注入技术

以往采用变黏度滑溜水及变黏度胶液时，多注重于单簇裂缝内的多尺度裂缝起裂与延伸，而很少考虑多簇裂缝接近均衡进液的可能性及优势。实际上，随着滑溜水及胶液的黏度增大，其进缝时的黏滞阻力也会相应增大；因此，可以通过对其黏度及压裂体积的优化，促使段内多簇裂缝均匀地延伸，其效果如图4、图5所示。

图4 变黏度滑溜水注入现场施工效果

图5 变黏度胶液注入现场应用效果

以往施工中采用高黏度胶液，主要是在单簇裂缝内起到液体暂堵剂的作用，从而迫使裂缝内的净压力大幅提升。在此过程中，并没有考虑到胶液对多簇裂缝均匀延伸的积极作用。由于胶液黏度相对较高，甚至可能在水平井筒的缝口处快速封堵，从而迫使后续压裂液进入先前进液少或不进液的簇射孔裂缝。因此，在不同的胶液黏度及体积条件下，针对不同簇裂缝的封堵效果也有所不同(见图6)。

图6 高黏度胶液中顶现场应用效果

采用比射孔眼直径大1～2 mm的封堵球，在高黏度携带液及低排量注入模式下，可以促使段内多簇裂缝接近均匀延伸。在ANSYS平台上，基于Fluent模块建立水平井筒多簇射孔物理模型，选用DPM模型模拟有限个暂堵球在井筒内的封堵规律(见图7)。采用低排量、高黏度携带液的注入方法，可以有效地优化暂堵球在各簇位置上的封堵效果(见图8)。

图7 暂堵球在井筒中的运移轨迹模拟

图8 暂堵球沿井筒方向的封堵系数

由于封堵球的密度往往大于压裂液的密度，水平井筒的中上部射孔眼需要克服重力的作用，因此其封堵效率会有所降低(见图9)。

图9 重力作用使暂堵球更容易封堵底部孔眼

1.6 段内限流压裂技术

段内限流压裂，是指在段内限制射孔数量，使孔眼摩阻进一步加大(见图10)。加大孔眼摩阻，可减缓井底压力的释放，从而有利于多个孔眼裂缝同时起裂和延伸。

图10 段内不同射孔数量下孔眼摩阻与排量的变化

如果事先已探明段内不同位置的地应力分布情况，则可以在适当的位置改变孔眼直径的大小，以取得更好的均匀进液、进砂效果。

1.7 小粒径支撑剂比例调整措施

以往施工中增加小粒径支撑剂，更多地是在单簇裂缝中充填小尺度裂缝，而未考虑其对多簇裂缝均匀延伸的影响。在实际生产中，支撑剂的密度远大于压裂液，其与压裂液的流动跟随性较差。相对而言，支撑剂更容易沿水平井筒向B靶点方向运移，最先进入靠近B靶点的裂缝中。如支撑剂的粒径相对较大，极易过早地在上述裂缝中产生堵塞效应。一般而言，靠近B靶点的裂缝延伸不够充分，且在水平井筒中又保持一定的运动惯性，支撑剂在其中优先发生砂堵的概率较大，只是砂堵发生的时机不同。若先期采用较大比例的小粒径支撑剂，则可以推迟靠近B靶点的裂缝砂堵时机。示例井提高小粒径支撑剂比例后的施工效果如图11所示，其中小粒径支撑剂的占比大于80%。

图11 示例井提高小粒径支撑剂比例后的施工效果

2 现场应用效果分析

四川盆地某页岩气藏有7口压裂井，其中平均压裂18段，单段平均压裂液用量为1 755.13 m3，平均加砂量为55.77 m3，平均砂比为3.18%，平均无阻流量为61.5×104m3/d。对比这7口压裂井的地质及施工参数(见表1、表2)，可以看出其压后平均无阻流量相比邻井大约提升了2.8倍。

表1 压裂井地质参数

表2 压裂井施工参数

此外，在该气藏X-1井实施了16级压裂施工，各簇产气量贡献率如图12所示。在该井16级共计 45簇压裂簇中，仅第13级有1簇未产出气，其余压裂簇均有产气量贡献。同时，射孔2簇的压裂段中，各簇产气贡献率大小相当；射孔3簇的压裂段中，仅第2、5、6、14级各簇产气贡献率差异较大。由此可知，采用上述变黏度变排量等控制技术后，水平井段内多簇裂缝的均衡延伸程度有所加强，从而使裂缝的复杂性及改造体积、产量等指标得以优化。

图12 X-1井16级压裂施工各簇产气量贡献率

3 结 语

针对水平井分段压裂多簇裂缝非均匀起裂与延伸的特性，提出了更具系统性的现场控制方法，针对性与实用性也较强。在四川盆地某页岩气藏水平井实施了16级压裂施工，使裂缝的复杂性及改造体积等指标得到优化，现场应用效果较理想。这些方法的适应性较强，有很高的应用推广价值。鉴于目前的裂缝监测技术大多只能监测到段，且数据笼统，难以准确判断各分簇的情况(如产气、产水等)，因此，建议加强分段分簇裂缝监测技术的研究与应用，以便进一步验证各方法的可靠性。