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少水压裂关键技术:超临界二氧化碳与低黏度滑溜水复合破岩技术、基于多因素的多簇裂缝均衡延伸控制技术、造缝及携砂全程加砂技术等

发布时间:2020-12-11  作者:恒安

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针对常规水力压裂用水量大、无水压裂难以达到高砂液比、泡沫压裂难以形成复杂裂缝的问题,提出了少水压裂技术的概念,即充分利用水力压裂、无水压裂和泡沫压裂的技术优势,在满足压裂造缝体积的基础上,最大限度地降低用水量。

一、少水压裂技术的提出

少水压裂技术是针对常规水力压裂技术而言的,在完成同等几何尺寸的造缝(包括单一主裂缝、转向支裂缝及微裂缝等)、输送铺置同等粒径及体积的支撑剂的前提下,需要的用水量有不同程度的降低,在满足压裂需求的前提下,用水量越少,技术水平越高。

常规二氧化碳或氮气泡沫压裂技术也可不同程度地降低用水量,如泡沫质量可达30%~70%,甚至最高可达95%以上

因此,常规泡沫压裂技术仅在减少用水量方面达到了少水压裂技术的标准,但在压裂效果方面则有一定的差距。此外,常规泡沫压裂液的摩阻大、静液柱压力低,导致压裂作业时井口泵压高,施工排量受限,从而降低了最终的加砂量。

少水的极限就是无水,二氧化碳干法压裂及液化石油气(LPG)压裂都属于无水压裂。二氧化碳干法压裂利用超临界二氧化碳的超低黏特性,可以沟通与延伸小微尺度裂缝系统,但因其黏度太低,导致加砂量及砂液比都相对较低,即使采用了二氧化碳增稠技术,仍然无法满足强加砂的工艺要求。

LPG的黏度较高,可以满足大砂量及高砂液比的强加砂要求,但不能沟通与延伸小微尺度的裂缝系统,更严重的是LPG存在易发生爆燃等高风险隐患,一直难以大范围推广应用。

二氧化碳及LPG压裂等无水压裂技术还有个致命的缺陷是缺乏水化作用机制,而水化作用对于降低岩石的抗压强度和破裂压力、沟通延伸小微尺度的裂缝系统、提高裂缝附近岩石基质的孔隙度与渗透率(见图1和图2),以及提高压后渗吸效果等方面,都具有不可或缺的作用。

图1 页岩水化后的抗压强度及抗拉强度测试结果

图2 页岩水化后的渗透率测试结果

因此,本文阐述的少水压裂技术的本质特征是在减少用水量的同时,也能实现体积压裂对复杂裂缝的设计目标,其适用的储层范围相对较广,尤其是黏土含量高或干旱沙漠、水资源缺乏等地区更为适合。

二、少水压裂关键技术

与常规水力压裂相比,少水压裂在实现体积压裂目标的同时,还需要最大限度地减少用水量,因此,在造缝、携砂及压后管理等方面有较为显著的区别。此外,由于泡沫的存在,水平井筒内压力梯度增大,多簇裂缝非均衡延伸的程度也加剧,也需要进行相应关键技术研究。少水压裂主要包括以下4项关键技术。

1、超临界二氧化碳与低黏度滑溜水复合破岩技术

为了降低岩石破裂压力与增加水化作用,可采用交替注入超临界二氧化碳与低黏度滑溜水的复合破岩技术。

二氧化碳在注入井筒过程中,当温度达到https://www.titan-biz.com℃、压力达到https://www.titan-biz.com时就会形成超临界状态,黏度仅有https://www.titan-biz.com·s,可以更容易沟通与延伸小微尺度的裂缝系统或岩石基质中的薄弱节理,从而大幅度降低岩石的破裂压力。笔者进行了不同压裂流体对相同岩样破裂压力的影响试验,结果见表1。

由表1可以看出,超临界二氧化碳压裂可以显著降低岩样破裂压力,二氧化碳泡沫压裂同样具有降低岩样破裂压力的效果,但降低幅度明显低于超临界二氧化碳。因此,认为超临界二氧化碳与低粘滑溜水结合有利于裂缝起裂,可以充分发挥水化作用。

表1 不同压裂流体对岩样破裂压力的影响试验结果

超临界二氧化碳的黏度太低,虽然可以降低岩石的破裂压力,但是主裂缝的延伸迹象并不明显,且缺乏水化作用。因此,在注入超临界二氧化碳后,接着注入低黏度滑溜水,可继续沟通和延伸小微尺度裂缝,从而扩大已有的小微尺度裂缝系统。

同时,利用低黏度滑溜水的水化作用强的优势,提升裂缝的复杂程度。由于低黏度滑溜水的黏度仍然偏低,主裂缝的延伸依然不充分。因此,需要多级交替注入超临界二氧化碳与低黏度滑溜水,且滑溜水的黏度随交替级数的增加而逐级增加。

此外,由于滑溜水的黏度是逐级提高的,因此,主裂缝的延伸程度会越来越好,在缝高方向也延伸得更为充分,且在造缝过程中,主裂缝的净压力会越来越大,反过来也会促进其他多尺度裂缝的延伸更为充分。

超临界二氧化碳与低黏滑溜水复合破岩技术的交替注入级数、滑溜水黏度及变化、每级注入的体积比及排量比等参数,需要按相似性原理,采用大尺寸露头或人造岩心开展裂缝扩展物理模拟试验,并根据试验结果进行优化,以获得最优的压裂效果。

2、基于多因素的多簇裂缝均衡延伸控制技术

与常规水力压裂相比,少水压裂由于含有不同比例的泡沫,水平井筒中的压力传递效率会有较大幅度的降低,导致多簇射孔处的井筒压力不同,且差异较大,造成多簇裂缝在延伸过程中,尤其是在早期,会出现非均衡性,不利于增加簇间裂缝诱导应力干扰效应及复杂裂缝的形成。

因此,在裂缝延伸早期,如注入施工的前三分之一时间(模拟试验结果发现,此时的缝长基本达到最终缝长的70%以上),可采用常规滑溜水压裂液,有利于最大限度地增强水化作用。

裂缝均衡延伸控制的其他因素包括:变参数射孔、簇间投暂堵球、早期应用超低密度支撑剂或泡沫压裂液携带常规密度支撑剂等。其中,早期采用超低密度支撑剂的措施是通过降低支撑剂的密度,提高其与压裂液的流动跟随性,避免大量支撑剂因流动惯性而过早堆积到靠近趾部的裂缝缝口处,从而引发多簇裂缝非均衡延伸加剧的现象。

早期采用泡沫压裂液携带常规密度支撑剂的措施,充分利用了泡沫压裂液黏度大、粘滞力强的特性,确保常规密度支撑剂也具有较好的压裂液流动跟随性。

3、造缝及携砂全程加砂技术

常规压裂一般在多尺度裂缝造缝完成后再进行加砂作业。少水压裂的主要目的是在不影响体积压裂目标的基础上,最大限度地降低用水量。因此,需要采用造缝及携砂全程加砂技术。

在造缝阶段,加入更小粒径的微细支撑剂,在不影响多尺度复杂裂缝造缝的同时,微细支撑剂可以在一定程度上降低多尺度裂缝系统的滤失量,提高造缝效率。同时,压后可以实现微支撑,确保不同尺度的小微裂缝系统能保持更长时间的高导流能力,利于提高压后的稳产效果。

在携砂阶段,在加砂初期为了在转向支裂缝中输送更多的小粒径支撑剂,可以采用黏度相对较低的滑溜水或低黏度胶液;在加砂中后期,主要是加入中大粒径的支撑剂,采用高黏度的泡沫压裂液,采取高砂液比,从而大幅度提高携砂效率,实现支撑剂在主裂缝中的有效铺置,并减少用水量。

4、压后返排及生产全生命周期管理技术

由于少水压裂中后期的砂液比更高,裂缝充填得更为饱满,因此,压裂停泵后裂缝继续延伸的可能性相对较小。考虑到压后裂缝壁附近基岩会出现高压渗析,可适当关井而不影响裂缝内支撑剂的高效铺置。具体的关井时间可通过室内岩心高压渗析试验结果来确定。由于总的用水量减少,又有二氧化碳或氮气泡沫的增能助排作用,因而可适当增加压后焖井时间,以取得更好的生产效果。

对于压后正常生产的全生命周期参数动态优化及控制,可基于不同时间下的压后累产量、裂缝渗流影响区域的平均地层压力及地应力的变化规律(要分别考虑注采平衡或枯竭式开采等方式),考虑裂缝内支撑剂颗粒的受力平衡,即控制生产压差使支撑剂流出裂缝的动力小于因裂缝闭合而使支撑剂颗粒所受到的摩擦阻力,从而确保压后生产的全生命周期内的裂缝内支撑剂的长效稳定性。

本文作者:蒋廷学,左罗,黄静,文章由油媒方整理发布,内容不做商用,仅用于技术交流,如有侵权,请联系小编,欢迎业内朋友投稿交流,共同传播油气创新知识。

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