页岩气水平井分段压裂技术进展

页岩气水平井分段压裂技术进展

1页岩气开发现状岩浆岩气体在全球范围内广泛分布，开发潜力巨大。20世纪90年代以来,美国、加拿大等北美国家页岩气勘探取得成效,开发技术趋于成熟。据测算,全球页岩气资源量约为456×1012m3,其中美国的页岩气资源量接近30×1012m3。页岩气的勘探开发使美国天然气储量增加了40%。2010年美国页岩气产量接近1000×108m3,约占美国当年天然气总产量的20%,页岩气已经成为美国主力气源之一。国内页岩气的勘探开发尚处于起步阶段,但是发展迅速。目前已经在中国渤海湾及松辽、四川和吐哈等盆地发现了高含有机炭的页岩。据预测,中国页岩气潜在资源量大于30×1012m3,开发潜力巨大。页岩储层具有低孔特征和极低的基质渗透率,因此压裂是页岩气开发的主体技术。目前,北美页岩气逐渐形成了以水平井套管完井、分簇射孔、快速可钻式桥塞封隔、大规模滑溜水或“滑溜水+线性胶”分段压裂、同步压裂为主,以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂主体技术。了解北美地区页岩气储层特点和开发技术,加快技术研发和应用力度,尽快形成和配套适应我国页岩气压裂技术应用的基础理论与技术系列,对于加快我国页岩气勘探开发步伐有着重要的现实意义。2岩浆岩气储层特征2.1含气页岩储层岩性矿物含量不同的页岩具有不同的岩性和矿物组成:FortWorth盆地Barnett产气的黑色页岩矿物中石英含量为42%,黏土矿物含量为38%,碳酸盐岩矿物含量为20%;EastTexas盆地Haynesville页岩的石英含量为35%,黏土矿物含量为36%,碳酸盐岩矿物含量为29%;Arkoma盆地Woodford页岩的石英含量为36%,黏土矿物含量为55%,碳酸盐岩矿物含量为9%。含气页岩储层所含的硅质矿物、碳酸盐岩矿物、黏土矿物不同,导致储层岩石的脆性程度不同(如图1所示),从而引起页岩气储层的改造模式和改造效果不同。Barnett页岩和Woodford页岩脆性矿物含量高,脆性指数就高(均大于40%);而Haynesville页岩黏土矿物含量高,脆性指数就低(仅为31%)。储层的脆性越强,压裂时越易实现脆性断裂形成网状裂缝,从而实现体积改造。黏土矿物含量过高,储层塑性特征较强,压裂改造难度大,易形成对称双翼缝,改造效果一般不理想。据研究,储层中的碳酸盐岩矿物含量是判断裂缝是否发育的一项重要指标。碳酸盐岩矿物通常以充填的方式存在于裂缝中,碳酸盐岩含量高,说明储层裂缝比较发育,该类地层在压裂的时候沿着这些充填裂缝容易形成网状裂缝实现体积改造。如Barnett页岩之所以能产出大量的天然气,其原因在于它的脆性及其对增产措施的良好响应,这种脆性与矿物成分有关。需要引起注意的是,石英和碳酸盐矿物含量增加,将降低页岩的孔隙,使游离气的储集空间减小,特别是方解石在埋藏过程中的胶结作用,将进一步减少孔隙。因此,对页岩气储层的评价,必须在黏土矿物、含水饱和度、石英、碳酸盐矿物含量之间寻找一种平衡。2.2储层气藏类型和产量计算页岩气储层的另一个显著特征是低孔特低渗,其渗透率为(0.000100~0.000001)×10-3μm2,属纳达西级,孔隙度只有3%~5%。页岩气储层中的气体从地层流动到井底主要经历3个过程:吸附气解吸附后形成自由气,自由气(包括解吸附后的和原有的自由气)在页岩基质中向低压区(裂缝网系统)扩散,最后以达西流的方式从裂缝流至井底。由于页岩气储层的渗透率极低,气体在储层基质中的渗流阻力过大,因此自由气在基质中很难形成达西流。按照常规气藏理论,该类气藏很难具有经济开发价值。但是,页岩气储层储气模式以游离气和吸附气为主,游离气主要决定气井初期产量,吸附气主要决定气井稳产期。由于页岩气储层的比表面比常规砂岩储层大很多,其吸附气量远大于砂岩吸附气量,因此通过大规模压裂,增大改造体积,页岩气就能具有较长的稳产期、较高的累积产气量和较好的开发价值。2.3barnett页岩裂缝发育的非织造岩岩石学特性页岩气藏常含有天然裂缝,原生和次生的天然裂缝体系通常为页岩气藏生产的关键。研究天然和诱导裂缝与页岩气产能关系发现,天然开启的裂缝在页岩中并不常见,因胶结而封堵的裂缝是力学上的薄弱带,容易在压裂中破裂,能够压裂的页岩带才是页岩成藏带成功储集天然气的关键。探测天然裂缝的位置以及优化压裂设计时,天然裂缝的响应特征是比较重要的。在Barnett页岩气的勘探中,地质学家和工程师花了2~3a的时间认识到Barnett页岩不是裂缝性页岩层带,而是一个能够压裂的页岩层带。Barnett页岩中的天然裂缝数量是比较多的,只是由于成岩胶结而被封堵。因胶结而封闭的裂缝是力学上的薄弱环节,它增加了压裂的有效性。鉴于页岩物性较差,有人认为大裂缝对热成因页岩气成藏起积极的作用,实际上这种观点是不正确的。Barnett页岩肉眼可识别的裂缝数量有限,大裂缝均被方解石和石英等矿物充填,且大裂缝越发育产气量越低,说明大裂缝不利于页岩气的保存,真正对储层起改善作用的是微裂缝。由于Barnett页岩石英含量很高,岩层脆性大,微裂缝极为发育,它们是天然气聚集和运移的主要空间。对于页岩气藏,裂缝既是储集空间,又是渗流通道,其发育的页理和裂缝系统为油气的储集和运移提供了必要条件。如果天然裂缝不发育或不能通过大型压裂形成复杂的多缝或网络裂缝,页岩气储层很难成为有效储层。脆性和天然裂缝发育的地层中容易实现“体积改造”,而塑性较强地层实现“体积改造”比较困难。3页岩压裂液技术现状页岩气储层必须经压裂才能形成工业气流。页岩气储层的压裂改造工艺、加砂规模等都与常规压裂改造有明显不同。不同区块页岩储层特性各不相同,并不是所有的页岩都适合滑溜水、大排量压裂施工。脆性地层(富含石英和碳酸盐岩)容易形成网络裂缝,而塑性地层(黏土含量高)容易形成双翼裂缝,因此不同的页岩气储层所采用的工艺技术和液体体系是不一样的,要根据实际地层的岩性、敏感性和塑性以及微观结构进行选择。经过30多年的发展,国外已形成了多项页岩气压裂技术,并且在多年的发展过程中总结出了一套压裂液选择依据(如图2所示)。从图2可以看出,液体类型、排量大小以及加砂浓度等与地层特点有着紧密的联系。对于塑性地层,压裂时很难形成裂缝网络,该类地层利用黏度更高的凝胶或者泡沫更容易实现好的改造效果。同时,页岩气压裂裂缝检测技术在压裂后期效果评价方面有重要意义。3.1连续油管射孔联合冲砂、返排技术较早的页岩气开发主要是在浅层,以直井为主,其压裂技术具有3个特征,即连续油管、水力喷砂射孔、环空加砂。该技术是用高速和高压流体通过连续油管进行射孔,打开地层与井筒之间的通道后,环空加注携砂液体,从而在地层中压开裂缝。其技术要点为水力喷砂射孔,环空加砂,然后填砂封堵已压裂层段,上提连续油管至下一目的层段,重复上述步骤直至结束施工,施工结束后用连续油管进行冲砂、返排。该技术具有作业周期短、成本低、排量选择范围广、连续油管磨损小、井下工具简单和成功率高等特点,目前在页岩气直井开发中得到了很好的应用。3.2水平井压裂技术随着页岩气开发的深入,常规的直井已经无法满足开发要求,水平井和水平井分段压裂技术目前已经成为了北美页岩气藏有效开发的主体技术。3.2.1井段压裂压裂技术水平井多级可钻式桥塞封隔分段压裂技术的主要特点是套管压裂、多段分簇射孔、可钻式桥塞(钻时小于15min)封隔。该技术的施工步骤大致为:1)第一段采用油管或者连续油管传输射孔,提出射孔枪;2)从套管内进行第一段压裂;3)用液体泵送“电缆+射孔枪+可钻桥塞工具”入井;4)坐封桥塞,射孔枪与桥塞分离,试压;5)拖动电缆带射孔枪至射孔段,射孔,提出射孔枪;6)压裂第二段;7)重复3)~6),实现多级压裂。一般目的层水平井段被分成8~15段,每段水平段长度为100~150m,每段射孔4~6簇,每射孔簇跨度为0.46~0.77m,簇间距20~30m,压裂施工结束后快速钻掉桥塞进行测试、生产。可钻桥塞分段多级压裂技术的关键工具是可钻桥塞。目前,国外复合材料可钻桥塞比较成熟,BakerHughes公司的QUICKDrill桥塞、Halliburton公司的FasDrill桥塞等都是非常成熟的复合材料桥塞。这种复合材料桥塞可钻性强,耐压耐温都比较高:QUICKDrill桥塞耐压可达86MPa,耐温达到232℃;FasDrill桥塞耐压可达70MPa,耐温达到177℃。由于国内材料发展水平滞后,复合材料可钻桥塞的水平低于国外产品,目前,大庆油田、华北油田都不同程度地开展了复合材料桥塞的研究。由于该技术射孔坐封桥塞联作,压裂结束后能在很短时间内钻掉所有桥塞,大大节省了时间和成本,同时减小了液体在地层中的滞留时间,降低了外来液体对储层的伤害。通过该种射孔方式每段可以形成4~6条裂缝,裂缝间的应力干扰更加明显,压裂后形成的缝网更加复杂。水平井水平段被分成多段压裂,改造完成后可形成8~15段的裂缝簇,改造体积更大,压裂后的效果也更好。3.2.2水力喷射分段压裂技术水平井多级滑套封隔器分段压裂技术该技术通过井口落球系统操控滑套,其原理与直井应用的投球压差式封隔器相同,具有施工时间短和成本低的优点。关键在于每一级滑套的掉落以及所控制的级差,级数越多,滑套控制要求越精确,施工风险也越高。该技术采用机械式封隔器,主要适用于套管完井。该类封隔器需要压力坐封或者工具坐封,因此工艺过程复杂,下入工具串次数较多,对于水平井施工风险较大,任何一个环节处理不当就会导致施工失败,造成大修。目前由于可钻式桥塞分隔技术的应用,该技术的应用逐年减少。水平井膨胀式封隔器分段压裂技术由于水平井开发的特殊性,部分水平井裸眼完井,常规封隔器难以满足后期压裂施工的需要,为此研制开发了遇油(遇水)膨胀封隔器。膨胀式封隔器,也称反应式封隔器,将一种特殊的可膨胀橡胶材料直接硫化在套管外壁上,其工作原理为封隔器下入井底预定位置后,遇到油气或水后可膨胀橡胶即可快速膨胀,橡胶膨胀至井壁位置后继续膨胀而产生接触应力,从而实现密封。膨胀胶筒在井下遇油或遇水自动膨胀坐封,胶筒膨胀后能适应不规则井眼的形状,紧贴井壁,实现分层分段。胶筒膨胀完毕后不收缩,始终紧贴井壁,保证坐封质量合格。因为该技术具有可靠性高、成本和作业风险低、压裂后能很快转入试油投产等优点,所以目前在国外已经得到大规模的应用,已在120多口井上应用,改造层段超过850段。近年来,国内油田引进国外公司的遇油膨胀封隔器技术,已成功下井40多口,并取得较好的应用效果。在引进产品推广的同时,国内不少科研院所和石油工具研发公司开展了自膨胀封隔器的自主开发研究,并初步应用于现场,取得了良好的效果。但是与国外产品相比,目前还存在着密封压力低、使用温度低等问题。水平井水力喷射分段压裂技术该技术是集射孔、压裂、封隔于一体的新型增产改造技术。利用水力喷射工具实施分段压裂,不需封隔器和桥塞等封隔工具,自动封堵,封隔准确。水力喷射分段压裂技术可以选用油管或连续油管作为作业管柱,使用范围广,套管完井、筛管完井和裸眼完井都适用。其施工工艺分为拖动管柱式和不动管柱式。不动管柱式使用喷射器为滑套式喷射器,可实现多级压裂。托动管柱式的优点在于,连续拖动施工管柱可以节省很多时间,降低施工成本,另外由于依靠水力喷射射孔定位准确,因此压裂针对性强,对于改造层段控制性高。在全世界范围内,该项技术迅速发展,由美国开始逐渐扩展到加拿大、巴西、哈萨克斯坦、俄罗斯和中国等国家。水平井多井同步压裂技术同步压裂技术是页岩气储层改造的另一项重要技术。将两口或者更多的相邻井之间同时用多套车组进行分段多簇压裂,或者相邻井之间进行拉链式交替压裂,让储层的页岩承受更高的压力,增强邻井之间的应力干扰,从而产生更加复杂的裂缝网络,最终改变近井地带的应力场。这种复杂的裂缝网络依靠增加裂缝密度和裂缝壁面表面积而形成“三维裂缝网络”,增加压裂改造的波及体积,从而提高产量和最终采收率。该技术在北美Woodford页岩和Barnett页岩改造中应用广泛,并取得了较好的效果(如图3所示)。由图3可知,St1H和St2H井进行了同步压裂(SF),压后第1月累计产量和第2月累计产量均高于其他未同步压裂井(NSF),产量增幅21%~55%。3.3压裂液体系现状页岩气储层特点不同,其选择的压裂液也不同。目前所使用的压裂液有滑溜水、线性胶、交联液和泡沫等,而滑溜水和复合压裂液是目前主要压裂液体系。3.3.1采后含油层适合适用部位滑溜水压裂液体系是针对页岩气藏改造发展起来的一项新技术。该液体体系主要适用于无水敏、储层天然裂缝较发育、脆性较高地层。其主要特点为:适用于裂缝性地层;提高形成剪切缝和网状缝的概率;使用少量稠化剂降阻,对地层伤害小,支撑剂用量少;成本低,在相同作业规模下,滑溜水压裂比常规冻胶压裂其成本可以降低40%~60%。3.3.2回用水引导孔隙率,确保水渗流,回收率下降,支撑剂沉降率低。据专业内,各红外斜,支撑剂为复合压裂液的注入顺序,水面为红树莓原汁,无砂无砂,复合压裂或混合压裂主要是针对黏土含量高、塑性较强的页岩气储层。注入复合压裂液既可保证形成一定的缝宽,又保证有一定的携砂能力。复合压裂液的注入顺序一般为:前置液滑溜水与冻胶交替注入,支撑剂先为小粒径,后为中等粒径,低黏度活性水携砂在冻胶液中发生粘滞指进现象,从而减缓支撑剂沉降,确保裂缝的导流能力。统计结果显示,Barnett黏土含量较高的页岩气藏复合压裂单井产量与邻井相比,从2.42×104m3/d提高到3.09×104m3/d,产量提高了27.69%。3.4无支撑剂的泵注超高流系统页岩气超高导流能力压裂新技术是在页岩气网络压裂技术的基础上演变而来的,与常规网络压裂技术相比,该技术在设计思路、应用材料及泵注工艺上有很大区别。在设计思路上,提供导流能力的不是支撑剂本身,而是各个支撑剂堆间无支撑剂充填的超高导流能力的通道;在应用材料上,用高黏度的压裂液及可溶性纤维把支撑剂紧紧包裹在一起。由于支撑剂的作用不是简单地提供导流能力,因此对支撑剂的质量无过高要求;在泵注工艺上,采取多段注入低黏隔离液以形成超高导流的通道。同时,还具有低裂缝净压力的优势,在施工可操作性及安全性等方面具有优越性。因此,该技术具有很好的推广应用前景。该技术在北美地区渗透率为(0.50~0.05)×10-3μm2的地层进行了13井次的对比试验,其中5口直井采用通道压裂技术,另外8口井采用其他常规压裂技术,与常规压裂技术相比,该新型压裂单井初产提高23%,预计采收率提高17%。3.5采后定期气井监测技术裂缝监测在页岩气压裂中占有重要地位。通过裂缝监测,可以预测裂缝方位、计算改造体积及泄流面积,为后期的产量预测以及新井布井提供参考。监测裂缝的方法包括化学示踪剂法、物理示踪剂法、微地震监测以及测斜仪监测,应用较广泛的是微地震监测。微地震监测又分为同井监测和邻井监测,其原理主要是通过邻井放置多个检波器,记录在裂缝起裂和闭合过程中所发生的微地震事件,计算压裂改造所得到的改造体积及预测压后产量。4页岩油气裂技术发展趋势经过30多年的发展,美国从初期的大规模水力压裂(MHF、交联压裂液)技术发展到现在的水平井完井、水平井多簇射孔、分段大规模减阻水压裂、同步压裂和复合压裂等系列技术,并且取得了巨大成功,同时带动了微地震监测技术、大功率泵车、高效降阻剂和低密度支撑剂及连续混配技术的发展。国内页岩气的开发刚刚起步,没有成型的页岩气开发配套技术。目前,国内比较成熟的常规压裂技术主要有直井分压合采技术、直井大型压裂技术、直井连续油管分段压裂技术、水平井分段压裂改造技术和超低浓度羧甲基胍胶压裂液技术等,这些常规技术对页岩气压裂能够提供一定的借鉴和参考。根据国内外页岩气压裂技术发展现状和动态,建议我国在以下方面加强研究与应用:1)页岩气混合压裂技术研究。包括页岩气储层及混合压裂可行性评价、压裂井气藏数值模拟及压裂效果预测、压裂液体系优选及配方研究、混合压裂优化设计方法研究、混合压裂现场试验研究。2)页岩气网络压裂技术研究。包括网络压裂机理及裂缝扩展模式研究、优化设计方法研究、现场监测与诊断方法研究、压后产能评价方法研究和现场试验。3)页岩气“水平井+多段压裂”技术研究。包括页岩气水平井分段压裂地质评