强构造应力区水平井长射孔多层水平压裂方法

强构造应力区水平井长射孔多层水平压裂方法

随着油气需求的快速增加，油气和油气的开采列入了重要步骤。页岩油气与煤层气是生于烃原岩的油气未经迁移而储存于页岩或煤层的油或气。由于其渗透率极低,传统的开采方法不能有效地开采,所以,属于非常规油气田。一些页岩油气层的渗透率低到只有纳达西级,所以只有借助于水力压裂方法才能采出油气。国土资源部2012年3月发布的《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》初步评价称,中国陆域页岩气地质资源潜力为134.42万亿m3,可采资源潜力为25.08万亿m3(不含青藏区),位居世界第1。美国能源信息署(EIA)发布的评估结果认为,中国技术上可采的页岩油达44亿t,仅低于俄国与美国而位居世界第3。但是此储量仅为估计值并未得到勘探的证实。所以,页岩油气开发的首要任务是探明储量。中国的页岩油气开发正处于初期勘探阶段,但是已经取得了可喜的进展。据不完全统计,2008—2013年,中石油、中石化和延长石油等多家油气公司相关部门已累计钻探约130口页岩气井,其中勘探评价井约100口(水平井近30口),其余为地质调查取芯浅井,2012年与2013年页岩气产量分别为3000万m3和2亿m3。近年来壳牌每年花费至少10亿美元开发中国的非常规天然气,截至2013年10月,中石油、壳牌和中石化合资钻井22口,至少有5口井为高产井。目前,重庆涪陵气田是中国最成功的页岩气田:至2014年5月累计开钻79口井,完井46口,投产27口,产气14.3亿m3。目前涪陵气田日产气量最高达303.7万m3。中石化表示,涪陵页岩气田2014年将生产天然气约18亿m3,2015年50亿m3,2017年将达100亿m3。根据规划,中石油将在2015年生产页岩气26亿m3,在2020年生产110亿m3。国家“十三五”能源规划,到2020年,页岩气和煤层气产量均达到300亿m3。页岩油气开发的关键点是:(1)是否存在油气储量;(2)探明其储量;(3)发现油气的“甜点”;(4)经济合理地采出油气。相对于美国持续35余年的页岩油气开发与研究工作,中国页岩气才刚刚起步,仍然存在一些问题,例如,勘探不足,页岩油气层处于地形地质复杂、断层密集、高构造应力区、地震区、干旱区等。尽管存在问题与挑战,但是如果具有足够的油气储量,借助于世界上已有的技术与经验,页岩油气开发前景依然乐观。中国的煤层气储量(埋藏深度小于2000m)为36.8万亿m3,位居世界第3,相当于常规天然气资源量的66%。此储量基本上已经核实,其中可采资源量为10.87万亿m3。中国的煤层气已开采了10余年,积累了丰富的经验。目前,沁水盆地与鄂尔多斯盆地是中国的重要煤层气生产基地,2012年全国煤层气产量126.0亿m3,2013年138.1亿m3。页岩油气与煤层气的共同特点是油气储层的渗透率极低。尤其是页岩储层,其渗透率会低至纳达西级,在常规的油气田中这些页岩被当作盖层。所以,开发页岩油气与煤层气必须借助于水力压裂技术。美国页岩气开发的经验表明:增产技术尤其是水平井压裂技术,对于页岩气的开发非常重要。尽管水力压裂是于1947年开始试验并于1949年开始成功应用的一种成熟技术,但是已往的应用多是在砂岩等一些脆性的岩石中。该技术大面积应用于塑(韧)性较强的页岩与煤层则是在近些年,因此仍然存在一些技术难点。原岩应力与孔隙压力控制着水力压裂裂缝扩展与压裂效果,并且最大、最小水平主应力都具有岩性依赖的特点。因此,搞清原岩应力与孔隙压力是提高塑性岩层压裂效果的前提条件。页岩的岩石力学性质,尤其是脆性指数,也决定着压裂的效果。页岩油气层的另一个特点是具有很强的不均质与各向异性,尤其是在油气富存方面。所以如何寻找高富集的油气区即“甜点(sweetspot)”是页岩油气开发的重点技术。笔者将就此展开详细分析。1岩屑岩和储层压力对油藏压裂和油气层开发的影响1.1原岩地应力状态原岩应力控制着水力压裂裂缝扩展与压裂效果。对于深部岩层,特别是孔隙介质,原岩应力和孔隙压力与浅部岩层差异很大。深部岩层不仅存在着很高的原岩应力,而且孔隙压力往往不再是静水压力,而是属于异常压力或超压(overpressure)。对于深部岩层,原岩应力不仅取决于岩性,而且高度取决于孔隙压力的变化。通常假设原岩应力由3个相互正交的主应力组成,即垂直应力(上覆岩层应力σV),最大水平主应力(σH)与最小水平主应力(σh),原岩地应力的3种状态可以用Anderson断层理论来描述:(1)正断层应力状态。当最小主应力足够低时,垂直应力驱动正断层的形成。在这种状态下的垂直应力是最大主应力,即σV≥σH≥σh。(2)滑移断层应力状态。在这种情况下,垂直应力为中间主应力,即σH≥σV≥σh。正断层应力与滑移断层应力状态比较常见。在上述2种应力状态下的岩层,水力压裂将产生垂直裂缝,即裂缝沿垂直方向与最大水平主应力方向扩展。在这2种应力状态下,钻进水平井并分段压裂,增产幅度比垂直井大。(3)逆断层应力状态。主要发生在强构造区域,在这种情况下,垂直应力是最小主应力,即σH≥σh≥σV。这种应力状态比较少见,因为此应力状态下的岩层不稳定,高水平应力容易造成岩层运动或破坏而释放掉部分水平应力,从而变成第2种应力状态。处在逆断层应力状态的地层,水力压裂将产生水平裂缝,即裂缝沿2个水平主应力方向扩展。这种情况下,水平井可能失去其产生多段水力压裂裂缝的优越性,导致压裂效果不佳。为了增加压裂效果,笔者建议在水平井的每一段中射大孔径的长射孔,然后在这些长射孔中压裂,以产生多层水平裂缝,即水平井中多段长射孔多层水平压裂方法(图1)。1.2最小主应力方向延伸的裂缝水力压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,广泛用于页岩储层渗透率改造。水平井与多级分段压裂技术是美国目前应用在页岩气水力压裂作业中最广泛且增产效果显著的技术。然而,压裂裂缝扩展与压裂效果取决于地层的最大与最小水平主应力。在正断层与滑移断层应力状态下,当最大水平主应力与最小水平主应力差异很大时,压裂将形成沿最大水平主应力方向的窄长裂缝,即水力压裂将产生沿着垂直于最小主应力方向延伸的裂缝。当最大与最小水平主应力差异很小时,压裂将形成复杂的、方向性较差的裂缝。图2显示在正断层与滑移断层应力状态下,水平井不同的钻进方向,完井压裂后会产生不同的裂缝。但是,对于处于逆断层应力状态下的地层,压裂将形成水平裂缝(图1),因为此应力状态下垂直应力是最小主应力。因此,为了优化压裂裂缝的组合与压裂效果,钻井与压裂前应该搞清最大与最小水平主应力的大小与方向。在正断层与滑移断层应力状态下,应在最小水平主应力方向钻进水平井,这样压裂裂缝将沿垂直于最小水平主应力的方向扩展,并且在水平井长轴方向的不同段形成多组裂缝(图2)。水力压裂时岩层的起裂压力是压裂的重要参数,可从式(1)获得,即其中,pb为岩层水力破裂时的起裂压力;pp为孔隙压力;T0为岩层抗拉强度;σmin,σmax分别为作用在钻孔横截面上的原始或远场最小和最大主应力。在正断层与滑移断层应力状态下,对于垂直井,σmin=σh,σmax=σH;对于沿最小水平主应力方向的水平井,σmin=min(σH,σV),σmax=max(σH,σV)。水力压裂裂缝易于在起裂压力pb小的岩层产生并扩展,所以,从式(1)可知在最小主应力小的岩层,裂缝易于起始并扩展。1.3最小水平主应力不论是常规还是非常规油气层,最大、最小水平主应力都具有岩性依赖的特点,掌握这一特点对于水力压裂的设计与施工尤为重要。从式(1)可以看出,当最小主应力较低时,需要的水力起裂压力pb较小,岩层更易被压裂,即水力压裂的裂缝易于发生在最小主应力最低的层位。例如,被两层页岩(或煤层)夹在中间的砂岩(约在2158m深处,图3),其最小水平主应力比页岩(或煤层)低很多;如果在此砂岩层中做水力压裂,裂缝将被限制在砂岩中并且只在此层中传播,此时的页岩(煤层,或最小水平主应力较大的岩层)成为裂缝传播扩张的阻隔层或压裂屏障层。但是,如果在页岩中压裂时,裂缝则很易扩展到最小主应力较低的砂岩中,这是页岩压裂的难点之一。最小水平主应力可以从钻孔压裂测量中的闭合压力获得,例如,小型压裂试验(mini-frac),漏失测试(LOT),与诊断性压裂试验(DFIT)。当没有测量数据时,式(2)可用于估计最小水平主应力,即其中,σV可以通过积分岩层的密度获得;ν为泊松比,可以从声波测井中的纵波和横波速度(vp,vs)得到,即;b为最小主应力系数。基于沁水盆地测得的数据,煤层的平均泊松比ν=0.3,则b=0.035。从式(2)可以看出,由于岩层泊松比不同,因此每层岩层的最小水平主应力不同。1.4储层孔隙压力下降对于多孔介质,有效应力控制着岩石力学行为以及破裂与破坏。有效应力可以从比奥有效应力定律计算得到。下面仅列出了一维有效主应力与孔隙压力的关系:式中,σ和σ′分别为总应力和有效应力;α为比奥系数,φ≤α≤1,其中φ为岩石的孔隙度。从式(3)可推断,对于多孔介质,水平主应力高度依赖于孔隙压力,实测数据也证实了此结论。油气田盆地的数据表明,油气开采造成孔隙水压力降低,同时也引起最小和最大水平主应力降低。并且,最小水平主应力的降低值(!σh)与孔隙水压力的降低值(!pp)成正比,即图4给出了美国非常规油藏巴肯(MiddleBakken)3050m深处在原始状态和生产造成压力降低后孔隙压力与原岩应力的分布。在生产前的原始状态,油藏的孔隙压力为46.9MPa,处于超压,远远高于其静水压力(32.1MPa)。经过两年半时间的生产,孔隙压力降低到了17.3MPa。即生产后储层的孔隙压力共下降了29.6MPa,此时的储层孔隙压力比静水压力还要低。生产后的孔隙压力降低造成了最小与最大水平主应力大幅度减小(图4)。应当注意,随着孔隙压力的降低,上覆岩层应力的一小部分会被转移到远离开采储层周围的岩层,而形成应力拱,此现象在此未考虑。生产后储层的孔隙压力降低造成最小水平主应力减小不仅发生在非常规油气田也发生在常规油气藏。图5(a)是漏失测试(LOT)实测的北海Ekofisk常规碳酸盐储层生产后的最小水平主应力,图中显示生产后由于孔隙压力降低造成最小水平主应力近乎线性减小,其线性回归关系为σh=0.80pp+16.28(MPa)。图5(b)为德克萨斯州致密砂岩原始孔隙压力及生产后并重新压裂后孔隙压力与最小水平主应力(压裂试验的ISIP值)的关系。从图中可以看出,对生产一段时间并重新压裂后的岩层,孔隙压力的降低同样造成最小水平主应力的减小(图5(b)),其回归关系为σh=0.57pp+37.14(MPa)。因此,孔隙压力的增加(例如超压)造成最小水平主应力增加,而生产后储层的孔隙压力降低造成最小水平主应力减小。这种关系直接影响到水力压裂裂缝的扩展层位与方向,因为最小水平主应力减小会造成起裂压力大幅度地减小;而最小水平主应力的增加会造成起裂压力大幅度地增大,参见式(1)。特别是对于生产了一段时间后需要重新压裂的储层,更需要搞清楚最小水平主应力与孔隙压力的关系,以指导压裂的设计与施工。1.5储层破坏宽度最大水平主应力的准确预计仍然是一个未解决的难题。当岩石的抗拉强度已知时,最大水平主应力可以从压裂试验(LOT,XLOT或DFIT)中的起裂压力数据估算得到,或从井壁的剪切破坏宽度来计算。重复漏失压裂试验XLOT能够测量地层的起裂压力与闭合压力,并能估算出岩石的抗拉强度(图6,图中pb2为裂缝重新开裂压力)。然而,解释与确定地层闭合压力是关键,因为闭合压力(pc)即是地层的最小水平主应力。当存在压裂测试数据时式(5),(6)可用来估计最大水平主应力。对于垂直钻孔,当压裂液不能渗透到岩层中时,有式中,σ!t为热应力,当较小时可以忽略。当垂直钻孔中压裂液能渗透到岩层中时,有式中,η为孔隙弹性系数,取0~0.5,η=α(1-2ν)/[2(1-ν)]。1.6储层岩石异常孔隙压力孔隙压力是流体在多孔介质地层中孔隙空间中的压力。许多油气藏位于异常高孔隙压力地层,或超压地层。如果异常孔隙压力不能在钻井前和随钻时准确的预计,其对钻井会带来严峻的影响和潜在的危险(如井喷,井涌)。孔隙度是辨别页岩异常孔隙压力或超压的良好指标。超压地层的孔隙度通常比正常压实地层的孔隙度高。通过正常孔隙度与异常孔隙度的相关关系,可以得出孔隙压力计算公式为式中,pn为正常孔隙压力;c为地层压缩系数;Z为埋深;φ0为在地表面的页岩孔隙度;φ为页岩孔隙度,可以从密度或声波测井数据中计算得到。一般情况下,当页岩的声波时差值(!t)在某一深度大于在同一深度处的正常声波时差(!tn)时,地层形成超压。页岩的异常孔隙压力可以通过以下的理论公式预计,即式中,!t为从测井或地震波速中获得的页岩声波时差;!tm为页岩岩基的声波时差;!tml为在地表面的页岩声波时差。2岩石矿物成分水力压裂技术是改造页岩储层渗透率的核心技术之一。但是,不同页岩的压裂效果差异很大。页岩的压裂性能与岩石物理与力学性质和矿物成分密切相关,特别是岩石的脆性指数。页岩油气开发的另一个核心技术是寻找油气的高富存区(甜点)。一旦发现了“甜点”,并能在甜点区高效地压裂,那么,产量将会大幅度提高。2.1弹性指数与泊松比页岩与煤层作为天然气工业储层的一个共同特点就是必须经过大型压裂改造等措施才能获得工业产量,应以硅质页岩或坚硬煤层为开发优选目标。硅质页岩所含硅质主要为自生石英,其增加了岩石的脆性,所以易产生天然和诱导裂缝,增加气存储量和内部微孔的连通能力。因此,高的硅质含量使页岩的脆性增大,而页岩的脆性对压裂措施的实施至关重要。Rickman等提出了结合岩石的弹性模量与泊松比两个参数来衡量岩石脆性程度,即脆性指数(brittleness):其中,B为岩石的脆性指数,%;E为岩石的静态弹性模量;Emax为最大静态弹性模量;Emin为最小静态弹性模量;νmax为最大泊松比;νmin为最小泊松比。在Rickman等的论文中,Emax=55.2GPa,Emin=6.9GPa,νmax=0.40,νmin=0.15。从式(9)可以看出,高弹性模量与低泊松比的岩石具有高脆性指数。而脆性指数越高,岩石脆性越大,越利于压裂并产生复杂缝网。Rickman等根据计算的脆性指数提出了压裂裂缝的可能类型和压裂所需的压裂液与支撑剂的种类。例如,对于高脆性指数(B≥70%)的岩层,压裂将形成网络型裂缝,因此可以使用水作为压裂液,并用低集度的支撑剂。储层的脆性程度不仅取决于弹性模量与泊松比,还取决于其岩石的矿物成分。Altamar应用岩石的静态弹性模量与泊松比参数绘出了美国Barnett页岩气储层的脆性程度(图7(a)),并得出了脆性与韧性的界限可供压裂设计参考。他还把密度(ρ)、拉梅参数(λ)和剪切模量(μ)与矿物成分(石英、方解石和黏土)的含量联系在一起,并得出了脆性程度与矿物成分的关系(图7(b))。图7(b)中的石英、方解石和黏土矿物对应的密度、拉梅参数和剪切模量可从文献计算得到。所以,除了岩石的弹性模量与泊松比可用于衡量岩石脆性程度外,页岩的矿物成分也是制约压裂效果的重要因素。石英含量高会使页岩的脆性增大从而容易压裂(图7(b)中左上侧的点),反之则相反。例如,中国的延长石油陆相页岩的延长组长7段,石英含量平均仅占28%,而黏土矿物含量却高达42%。目前对这套陆相页岩层段的勘探基本情况是:直井产量低,而水平井压裂效果差。此页岩的高黏土矿物含量可能是本页岩段压裂效果不佳的原因。另外,虽然弹性模量高的岩石具有高脆性,容易压裂,但是高弹性模量的岩石往往具有低孔隙度,或低油气储量,下面将论述这一问题。2.2储层岩石质量分区与气体富集程度如果某一区块的页岩具有较高的总有机质含量(TOC)与高孔隙度,很可能此处是高富集的油气区。另外,如果此页岩还具有低泊松比、高脆性矿物含量与高弹性模量,那么,其将具有高脆性并容易压裂。然而,虽然弹性模量高的岩石具有高脆性、易压裂,但是高弹性模量的岩石往往具有低孔隙度,或低油气储量。Kumar等通过分析美国主要页岩气层的页岩样品发现,弹性模量与孔隙度和TOC含量以及黏土矿物含量之间成反比关系。此研究表明弹性模量可以作为衡量孔隙度以及气体丰富性的指标,即弹性模量高的页岩储层具有高脆性、易压裂,但是此储层往往具有低孔隙度,低油气储量。弹性模量既用于衡量油气储量又用于衡量脆性指数似乎相互矛盾。为解决这一问题,可以采用λρ-μρ交汇图来综合分析脆性、孔隙度和页岩气体的富集程度(图8)。借助于分析地震或测井数据可以在钻井前计算出岩石的物理与力学性质,之后应用λρ-μρ交汇图分析储层岩石质量分级与气体富集程度,用于指导井位的选择。岩石的物理与力学性质,包括岩石的密度(ρ)、拉梅参数(λ)和剪切模量(μ),能从地震数据中获得。一旦在地震数据中得到P波和S波阻抗,可以用下式计算拉梅参数和剪切模量,即式中,Ip和Is为岩石的P波和S波阻抗。当岩石的弹性模量和泊松比已知时,也可以用下式计算拉梅参数与剪切模量,即借助于地震与测井数据能够计算出岩石的物理与力学参数,如λρ、μρ、弹性模量(E)和泊松比(ν),并可以画出λρ-μρ交汇图用于分析油气富集区的位置。Perez等和Alzatel与Devegowda用这一方法作为储层岩石质量分级,水力压裂的效果与气体富集程度的模板,并应用于Barnett页岩。图8是基于地震反演的岩石属性做出的λρ-μρ关系与储层的质量分类图。图中页岩被分为4组:第1组“脆性-丰富”;第2组“丰富-韧性”;第3组“脆性-贫乏”;第4组“韧性-贫乏”。美国Barnett页岩储层的生产数据表明,压裂后的产量和钻孔中的射孔群的岩石性质之间有很好的关联性。气体最富集的区域往往出现在第1组,而位于第4组只有很少的产量。虽然此模板已成功应用于部分页岩气储层,但如果将这种方法应用到其他的页岩,还需要认真分析岩石的物理与力学性质、地震属性、孔隙度、TOC含量和矿物成分之间的关系。3煤层间压裂裂缝的采排技术水力压裂是煤层气开发中应用最为广泛的的技术。据统计,国内绝大部分煤层气日产量1000m3以上的垂直井都采用了压裂技术,且通常选择坚硬的煤层作为压裂层。但煤层气开发仍然存在一些技术上的挑战。正常条件下,由于煤层多数是受互相垂直的面节理与端节理的切割,在煤层中的水力压裂裂缝会沿着这些天然节理扩展,所以仅产生较短的压裂裂缝,造成单井(垂直井)产量不高。另外,较短的裂缝将导致大量的压裂液渗入到煤层中;当压裂液中含有聚合物时,会堵塞煤层的节理,降低煤层的渗透性。在很多情况下,位于煤层直接顶底板或煤层夹层的砂岩或石灰岩往往具有较低的水平应力(图3),更易被压裂并能形成较长的裂缝。如果在这些砂岩或石灰岩中压裂,所形成的长裂缝与煤层及煤层的垂直节理交叉,则煤层气会通过此压裂裂缝流到生产井中。这种技术叫做间接垂直裂缝连接压裂。煤层间接压裂是不对煤层压裂,而是压裂直接位于煤层顶底板或煤层夹层的砂岩或碳酸岩以形成很长的裂缝。因为煤层垂直节理的渗透性比水平节理的渗透性高,所以间接压裂的裂缝不需要穿透到煤层的内部,而只要接触到煤层表面即可连通到煤层的垂直节理,以达到采排煤层气的目的。此技术已在一些地区得到应用。对于新的区域,首先需要工程试验来确定它的可行性。4水平井中多段长射孔多层水平压裂的意义(1)原岩应力与孔隙压力控制着水力压裂裂缝的扩展与压裂效果。水力压裂的裂缝易于发生在最小主应力较低的层位。当最小主应力较低时,需要的水力压裂压力较小,即岩层更易被压裂。原岩最大、最小水平主应力具有岩性依赖性。例如,被两层页岩(或煤层)夹在中间的砂岩,其最小水平主应力比页岩(或煤层)低很多;如果在此砂岩中做水力压裂,裂缝将被限制在砂岩中并且只在此层中传播。此时的页岩(煤层)成为了裂缝传播扩张的阻隔层或压裂屏障层。另外,水平主应力还高度依赖于孔隙压力的变化。孔隙压力的超压造成最小水平主应力增加,而生产后储层的孔隙压力降低造成最小水平主应力减小。这直接影响到水力压裂裂缝的扩展层位与方向,因为最小水平主应力的减小会造成起裂压力大幅度地减小,特别是对于生产了一段时间