作者简介:侯腾飞(1989—),男,中国石油大学(北京)博士研究生. 研究方向:储层改造方向.E-mail:t.f_hou 2014@yahoo.com
中文责编:晨 兮; 英文责编:天 澜
中国石油大学(北京)石油工程学院,北京 102249
Hou Tengfei, Zhang Shicheng, Ma Xinfang, Shao Junjie, Li Dong, and He YunanCollege of Petroleum Engineering, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, P.R.China
hydraulic fracturing; shale gas; fracture network pattern; fracture density; fracture orientation; uneven proppant distribution; well productivity
DOI: 10.3724/SP.J.1249.2016.04409
通过水平井缝网压裂技术实现涪陵地区页岩气藏的页岩气商业规模化开采.结合岩石力学分析和油藏数值模拟,对水平井缝网形态学、裂缝密度、裂缝方位和裂缝非均匀铺砂等进行研究.结果表明,裂缝方位与井筒夹角为90°时产气量最大; 网络裂缝等长时气井采出程度最高,两边长中间短的裂缝形态次之,储层改造体积小的裂缝形态压裂效果最差; 同样的改造区域,裂缝密度越大,压裂效果越好,压裂时需沟通微裂缝,形成网络裂缝; 非均匀铺砂对页岩气井产能影响大,高浓度均匀铺砂比低浓度均匀铺砂产能高,非均匀铺砂产能居于两者之间,模拟显示每条裂缝产气量差异较大.
Commercial shale gas production is achieved by using horizontal network fracturing techniques in the Fuling shale gas reservoir. Combining rock mechanics analysis and numerical reservoir simulation, we investigate the effects of horizontal fracture network morphology, fracture density, fracture orientation and uneven proppant distribution on the performance of well productivity. The results show that the gas well with equal-length fractures has the highest value of recovery factor, followed by the case with longer fractures on sides but shorter in the middle. Moreover, the worst fracturing performance is achieved for the fracture pattern with the smallest SRV(stimulated-reservoir volume). The largest gas production rate is obtained when the angle between fractures and wellbore becomes 90°. In the same stimulated block, fracturing performance can be enhanced for the cases with higher fracture and micro-fractures density that are connected to develop fracture network. Furthermore, the case of uneven proppant distribution has significant influence on well productivity in shale gas which is higher than that of the uniform proppant distribution at low concentration but lower than that of the uniform proppant distribution at high concentration. This paper provides important guidance for the development of multistage fracturing in the Fuling block.
页岩气储层具有储层渗透率低、气体赋存状态多样等特点,常规压裂形成单一裂缝的增产改造技术不能适应页岩气藏的改造[1-3].水平井分段多簇压裂及缝网压裂技术是页岩气开发的有效手段[4-9].Xu等[10-14]建立正交网络模型模拟页岩气产能.Weng等[15-16]将非结构化网络和数值模拟相结合用以预测页岩气产能.Sheng等[17]采用有限元方法模拟页岩气在网络裂缝内的流动,研究了多裂缝同时扩展的裂缝形态及天然裂缝的影响.Zhou等[18]建立半解析模型,利用源函数和叠加原理分析流体在缝网中的流动.Jia等[19]利用星三角变换法,结合有限差分方法描述裂缝网络内部的流动.水力压裂形成的缝网是难以确定的,常根据微地震监测结果来分析缝网形态[20-21].本研究针对涪陵地区页岩气井,结合不同裂缝网络模型、岩石力学和油藏数值模拟,对水平井缝网形态学、裂缝密度、裂缝方位和非均匀铺砂等进行分析,以期对涪陵页岩气缝网压裂施工有一定指导意义.
目标区块为页岩Ⅰ区块,区块面积3.85×107 m2,气藏埋深2 600 m,多分布在400~600 m.页岩Ⅰ区块将下志留统龙马溪组下部至上奥陶统五峰组层段含气泥页岩段作为主要的目的层.龙马溪组底部页岩气层油气活跃、地层压力异常,气层压力系数为1.41~1.55,而目的层之上的地层压力系数较正常.页岩气藏无压裂无产量,岩石能否适合压裂显得尤为重要.页岩Ⅰ区块储层杨氏模量较高,为23~37 GPa,硬度高; 泊松比小,约为0.11~0.29; 体积模量为14~18 GPa,剪切模量为10~14 GPa,实测最大主应力为61.50 MPa,最小主应力为52.39 MPa.上下隔层应力差约为8 MPa,良好的隔层应力差可有效地控制裂缝高度.YY5井测井数据计算脆性系数为55.3%,显示脆性.X井钻遇目的层深度为2 523 m,属于下志留统龙马溪组下部至上奥陶统五峰组,目的层厚度84.5 m,压力系数1.4,地温梯度0.028 4 ℃/m.
利用计算机模拟组(computer modeling group,CMG)模块建立页岩气双重介质模型,模拟页岩复杂裂缝网络参数对产能的影响.在数值模拟过程中,利用局部网格加密和等效导流能力的方法来描述人工裂缝网络,可以准确地模拟流体从页岩基质到水力裂缝的流动.油藏模型假设封闭边界条件,考虑了气体的非达西流动.考虑了气体吸附解吸附作用,通过Langmuir等温吸附,即Langmuir压力和Langmuir体积来表征.
模型所采用基础数据如下:模型大小为2 100 m×1 200 m×85 m,网格数量为70×40×5.水平段长度为1 450 m,地层平均压力为35 MPa,目的层总含气量介于0.44~5.19 m3/t,平均值为1.97 m3/ t; 解吸气含量平均值为 0.79 m3/t; 基质平均渗透率为0.25×10-3 μm2,平均孔隙度为4.87%.共压裂15段,裂缝导流能力为4 μm2·cm,井底流压为25 MPa.
页岩气Ⅰ区受到西北方向应力作用,水平井钻进方向垂直于最大主应力方向.水力压裂裂缝一般是沿着最大主应力方向延伸.然而在页岩气压裂施工过程中,由于区块各位置的水平应力场大小和方位不完全相同,且存在缝间干扰现象,压裂裂缝与水平井筒可能存在一定的夹角.这里考虑裂缝与井筒的夹角对页岩气压裂水平井产能的影响,分别设计夹角为45°、60°和90°,如图1.
根据设计的3种方案,对比网络裂缝与井筒夹角分别为45°、60°和90°时的产能情况,结果如图2.由图2可见,夹角为90°时,初期日产最大,且产量一直都高于夹角为45°和60°的情况.从3年累计产出气量来看,网络裂缝与井筒夹角为90°时的产气量分别是夹角为60°和45°的1.8倍和3.5倍.因此,在压裂施工中,要充分考虑储层地应力的大小和分布,使压裂裂缝和水平井筒成90°的夹角.
在页岩气井压裂施工过程中,由于储层物性、构造特征、射孔完善程度、微裂缝发育程度、压裂施工设计和压裂设备等因素,压裂裂缝在地层中形态发生变化.特别是针对缝网压裂这种情况,压裂的簇数、簇间距和长短轴比值等参数的不同,压裂的一段中每一簇的裂缝形态也是不同的.针对页岩气井缝网压裂的裂缝形态变化,对其形态学引起的气井产量变化和压力降分布规律进行分析.设计以下5种不同的形态学方案.
方案1:缝网裂缝等长,且每条裂缝导流相同,长度均为300 m;
方案2:裂缝每一段中,每条裂缝导流相同,中间簇裂缝短,两边簇裂缝长,两边簇裂缝长300 m,中间簇裂缝长240 m;
方案3:裂缝每一段中,每条裂缝导流相同,中间簇裂缝长,两边簇裂缝短,两边簇裂缝长240 m,中间簇裂缝长300 m;
方案4:裂缝每一段中,每条裂缝导流相同,簇裂缝长度交错分布,簇裂缝较长的裂缝长300 m,较短的簇裂缝长度为240 m;
方案5:裂缝每一段中,缝网裂缝等长,且每条裂缝导流相同,长度均为210 m.
预测这5种形态学方案,设计裂缝形态如图3.对压裂水平井X分段多簇压裂进行形态学分析,研究这5种方案的压力降、日产和累产.对其压力降分布的第5年、第10年的压力波及范围进行分析,如图4.由压力波及区域所示,裂缝形态对波及区形状和范围影响较大.
由图5可知,方案3内部缝产气量大于端部缝,说明一段多簇裂缝日产气量并不是压裂段内部裂缝最小,还需要考虑裂缝长度和导流能力的影响.两端长中间短的方案2,端部缝产气量高于方案3的裂缝产气量,说明方案2端部缝贡献产气最大.从图6可见,方案1的日产量最大.方案2、方案3和方案4的日产量差别小,方案2的日产量较大,方案4次之,说明端部缝长对产量贡献大.方案5产量最小,这是由于方案5的改造体积最小,日产量和累积产量都小于其余4种方案.
图5 方案2和方案3端部缝及段内部缝日产对比
Fig.5 Comparison of daily production of outer and inner fractures in case 2 and case 3
水力压裂后裂缝的形态对水平井产能影响很大.压后裂缝监测和评估对页岩气产能预测和分析至关重要.根据网络裂缝形态学分析,压裂后水平井裂缝均匀分布且等长方案最好.结合实际施工情况,考虑前3段压裂可能受到水平段局部堆积污染、裂缝发育滤失及近井摩阻高等影响,引起施工压力高和加砂困难等问题,规模适当进行控制; 指导水平井压裂按照W型裂缝形态进行压裂设计.
裂缝密度是表示裂缝发育程度的一个概念值.由于计算时使用的资料不同,又有线密度、面密度和体积密度之分,各种计算方法都是为了反映裂缝发育程度.根据裂缝密度可将研究区划分出裂缝发育带、次发育带及不发育带.
这里以面密度为研究对象进行分析.给出如图7局部放大的3种复杂裂缝面密度分布图,方案1是主次裂缝相沟通,次裂缝导流小于主裂缝导流; 方案2未沟通次级裂缝,压裂1段中只有主裂缝; 方案3较方案2,线密度较小,也未有次级裂缝沟通主裂缝.
由图8压力预测图可以看出,气井生产1年后,沟通次裂缝情况下的压力降比较快,方案1压力降比方案2、3多降低2 MPa.对比方案2与方案3,方案3线密度比方案2小,相应的压力波及区域也小.
图9为3种方案日累产图.方案1的初期产量最大,随着生产的进行,日产量也是最大的.方案2次之,方案3最小,说明线密度越大日产气量越大,累计产气量也越大.提高线密度可较大程度提高页岩气水平井产能,压裂施工时要沟通微裂缝.
网状缝的流动能力需要考虑:① 支撑剂的主要分布区域; ② 支撑裂缝的导流能力; ③ 未支撑裂缝的导流能力.裂缝中支撑剂的分布一般有两种情况:一为支撑剂均匀分布在所有裂缝中; 二为支撑剂只分布在主裂缝中.
在页岩气分段多簇压裂过程中,支撑剂的分布决定压裂裂缝的有效导流能力,尽管随着压裂工艺技术的提高,可以极大地提高支撑剂分布的均匀程度,但非均匀铺砂现象由于地层性质、流体物性和压裂施工等因素依然存在.
图 10为3种不同的铺砂方式.方案1为高砂浓度均匀铺砂; 方案2为不均匀铺砂,每一簇砂体积比为1.0:1.5:2.5:4.0; 方案3为低体积比均匀铺砂.分别研究不同铺砂方式下的压力分布和产能.
非均匀铺砂方式在计算机模拟组(computer modelling group, CMG)软件中的表征结果如图 11,另外两种均匀铺砂情况类似.选取一个压裂段4簇射孔,假设4簇射孔均有效.图 12为非均匀铺砂方式(方案2)分别生产1、5和10年后预测的储层压力分布结果.从图 11可见,铺砂浓度越大则压力降越快,非均匀铺砂的作用引起不同裂缝位置的压降变化是不同的.第1簇的压力降比较慢,这是由于第1簇裂缝内支撑剂浓度小,裂缝导流能力较低,从而流体在第1簇的流动能力比其他3个射孔簇低.随着裂缝内支撑剂浓度的增大(图 12),压力降增大.这从压力场分布角度说明页岩气数值模拟应考虑支撑剂的非均匀分布,才能更准确地研究页岩气的渗流特征.
由图 13一段4簇非均匀铺砂日产对比图,模型考虑支撑剂非均匀分布后一段内裂缝内气体流通的能力,支撑剂分布较多的裂缝产气量最大.图 14为支撑剂均匀分布和非均匀分布下的日产量和10年累计产量图,支撑剂高铺砂浓度均匀分布方式的累产气量最高,非均匀铺砂方式累积产气量次之,低铺砂浓度均匀分布方式的累产气量最低.这意味着支撑剂分布方式对产气量的影响很大,在页岩气开发过程中应考虑非均匀铺砂对产能的影响.
结合岩石力学分析和油藏数值模拟,对水平井缝网形态学、裂缝密度、裂缝方位、裂缝非均匀铺砂和段内多簇等方面进行分析认为:
1)裂缝方位与井筒夹角方面,与常规压裂结论相近,网络裂缝与井筒夹角90°分别为夹角60°、45°累产气量的1.8倍和3.5倍,压裂施工设计应沿最大主应力方向,使裂缝方位与井筒夹角为90°.
2)从裂缝形态学角度分析不同裂缝形态对水平井产量和压力的影响.产量不仅与裂缝形态有关,也是裂缝半长的函数.压裂裂缝等长时裂缝形态最好,压力波及区域大,采出程度最高; 对比一段4簇压裂,端部缝日产气量比内部缝产气量大; 改造体积最小的裂缝形态压裂效果最差.
3)同样的改造区域,裂缝密度越大,压裂效果越好.压裂时要沟通微裂缝,形成网络裂缝形态.不同改造区域,裂缝线密度相同,产量基本等比例减小,这主要由改造体积决定,改造体积越大压裂效果越好.
4)非均匀铺砂对页岩气井产能影响大.高铺砂浓度裂缝压力降较低铺砂浓度裂缝快.非均匀铺砂一段四簇裂缝,支撑剂分布较多的裂缝产气量最大.非均匀铺砂产能比高浓度均匀铺砂产能低,较低浓度均匀铺砂产能高.
深圳大学学报理工版
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