页岩气井暂堵转向重复压裂堵剂实验评价

    蒋炜 张公社 柯文丽

    

    

    

    摘 ?????要：页岩气在能源领域至关重要的作用得益于大型水力压裂技术的发展，由于页岩气在压裂后产量的递减速率过快，必须通过重复压裂提高低产井产量，笼统暂堵转向技术则是重复压裂的核心技术之一。从暂堵转向重复压裂技术现状入手，以国内某区块典型页岩气X井为研究对象，通过对该井生产数据调研分析得到目前的剩余可采储量，证明该井具有重复压裂潜力，然后对暂堵重复压裂所使用的材料进行实验评价，结果表明所使用的暂堵剂和暂堵球符合生产实际需求。

    关 ?键 ?词：页岩气;重复压裂;暂堵转向;实验评价

    中图分类号：TE357.1+2 ??????文献标识码： A ??????文章编号： 1671-0460（2019）01-0032-04

    Abstract： The crucial role of shale gas in the energy field benefits from the development of large-scale hydraulic fracturing technology. Because shale gas yield decelerating rate is too quickly after fracturing， it is necessary to increase the output of low-yielding wells through repeated fracturing， and the general temporary plugging steering technology is one of the core technologies for repeated fracturing. In this paper， the current status of temporary blocking repeated fracturing technology was introduced. And taking the typical shale gas X well in a certain block in China as the research object， the production data of the well were studied and analyzed to obtain the current remaining recoverable reserves， which proved the repeated fracturing potential of the well. And then an experimental evaluation of the materials used for the temporary repetitive fracturing was carried out. The results showed that the temporary plugging agent and the temporary blocking ball met the actual production requirements.

    Key words： Shale gas; Repeated fracturing; Temporary blocking; Experimental evaluation

    頁岩气资源对于我国乃至全球的能源格局都至关重要，页岩储层的超低孔超低渗特性，致使其必须依靠大型水力压裂技术来实现工业化开采，但经过水力压裂后的页岩气井很容易因为生产过程而导致压裂裂缝失效，一般在半年内产量就能下降到峰值的一半。我国页岩气开采也已经进入衰减后阶段，重复压裂作为一种较为经济且高效的手段，正被生产现场所重视[1]。重复压裂研究的难点主要是重复压裂过程中裂缝起裂和延伸[2]，也是目前阶段制约重复压裂工艺发展的主要因素。原地应力场经历长期生产以及初次人工裂缝的双重影响发生变化，因此导致新裂缝的再次定向。初次人工裂缝的延伸方向以及重复压裂裂缝的延伸方向都有不同水平的变化，甚至可能转向换位改变了90°，同时形成新的人工裂缝，这点已经由现场实际生产监测以及国内外室内实验结果求证[3]。目前国际上一致认为，应力变化的两个根本原因是由于生产诱导的应力变化以及初次人工裂缝的存在诱导的应力变化。Elbel和Mack通过数值模拟的方法模拟了生产影响的应力场的变化情况[4]，通过模拟结果能够了解重复压裂产生新裂缝的最佳时机。本文从暂堵转向现状入手，结合国内某区块典型页岩气X井的生产数据得到的剩余可采储量，通过实验对该井重复压裂工艺中所使用的暂堵材料（暂堵剂、暂堵球）性能进行评价，结果表明所使用的暂堵剂和暂堵球符合生产实际需求。

    1 ?暂堵转向现状

    国内外大量研究表明，重复压裂是提高低产井产量的有效措施之一。将已经运用一次以及一次以上压裂改造措施的井段再次利用压裂施工改造的工艺就是重复压裂[5]。由于再次压裂可能打开初次压裂未沟通的储层，且可以使近井地段的裂缝得到重新改造，一般而言重复压裂可以使得产量大致恢复到初始状态。对于已进行过体积改造的段簇储层，暂堵转向压裂的重点在于投放暂堵剂在主裂缝内形成有效封堵，短时间内增强缝内净压力，促进储层弱面以及天然裂缝的开启，形成复杂的裂缝网络系统，达到增大改造未改造区的效果，见图1。

    缝内净压力在压裂过程中对裂缝的延伸起到至关重要的作用，不同程度上影响缝内净压力的因素主要有地层特性参数、裂缝几何尺寸、暂堵措施、压裂工艺参数等，普通情况下提高缝内净压力的方法有两种，改良压裂施工中工艺参数以及改进暂堵措施增加缝内净压力。

    为了提高暂堵效果，在储层水平应力条件下往往需要暂堵剂进入裂缝后产生足够的暂堵压差用以打开侧向微裂缝。如果暂堵剂进入裂缝后和支撑剂的混合物不完全充填缝高（否则易砂堵，造成施工失败），同时忽略堵剂对裂缝端部和储层孔隙的桥堵作用，通过平衡流速的相关定义以及支撑剂在裂缝高度上的分布规律（由下至上依次为沉降区、滚流区、悬浮区及无砂区）了解到，暂堵剂进入裂缝后会在一定程度上塑性变形，与支撑剂互相连接以及包住彼此，缓慢的下沉堆积，在到达某封堵距离与平衡高度时，缝口附近的堵剂两端形成暂堵压力差。

    2 ?剩余可采储量分析

    Vincent（2010）[6]通过对100多口重复压裂工艺实施井的分析，认为影响选井选段的关键参数有多种，考虑页岩气特殊的作业与生产特征，重复压裂选井选段原则是通过剩余油藏能量、可采储量、产气剖面测试结果、页岩气递减规律等因素的分析，初选施工参数与规模、井段，根据经验一般通过重新泵入更大强度或浓度的支撑剂来达到重复改造的目的。重复压裂施工的井一般优先选择初次压裂由于施工原因造成施工失败的、前次改造规模不够的井并且储层又含有能量的井段。选井选层是重复压裂的首先要解决的问题，选井选层的核心就是分析评价需要重复压裂的井的剩余可采储量，它是重复压裂得以长时间内提高产量的关键步骤。目前公认的分析剩余可采储量方法主要是物质平衡法，先根据实际估算单井控制地质储量，将该产量乘上油田在当下实际开采过程的采收率值，再减去该井的累积产油量，得到的结果为油井的剩余可采储量。

    根据现场实际生产数据，依据RTA方法结合复合解析模型预测，在X井当前的生产状况条件下，气井产量低于临界携液流量，气井不能正常携液，依靠目前的生产措施，气井大部分储量采出难度较大，而剩余可采储量较多，如图2所示。

    针对以上情况，通过开展重复压裂可以進一步改造初次压裂出力较差的段簇，同时从簇产气情况以及剩余可采储量分析可知，本井利用重复压裂还具有一定提高产量的空间。

    3 ?室内实验评价

    基于结合本井的实际情况以及国内外重复压裂成功的技术和经验，计划采用笼统暂堵体积压裂技术施工，由于笼统压裂改造井段较长，为进一步有效提高储层动用程度，考虑在段内多次采用“暂堵球+暂堵剂” 的暂堵转向工艺来达到增加整体改造体积的目的。同时为了使段内缝网更加复杂，考虑在投入缝内暂堵剂和段内暂堵球后加入一定量的胶液，从而使在缝内暂堵或部分段内孔眼暂堵后开启新缝，达到对重复改造段有效改造目的。

    3.1 ?暂堵剂耐温及承压强度评价

    （1） 岩心基本数据（见表1）

    （2） 人造岩心液测渗透率测试

    实验选取1-1人造岩心在储层温度条件下，用标准盐水开展了液测岩心渗透率测试[7]，结果见图3，得到渗透率为4.16×10-3 m2。

    （3）150 ℃、2 cm暂堵剂厚度条件下，实验结果用岩心1-1开展150 ℃下2 cm厚度暂堵剂情况下的承压能力。升温至150 ℃时用标准盐水恒定流量10 mL/min测定压力变化情况。由于实验过程中压力上升较快，当压力上升至40 MPa的时候转为恒压控制。

    对比封堵暂堵剂前后渗透率来看，渗透率由4.16×10-3 m2降为0.000 386×10-3 m2，渗透率下降99.99%，结果见图4，40 MPa压差下封堵效果较好。

    整个实验过程中几乎没有液体滤出，滤失的一点点液体很快蒸发，累积滤失量在0 mL上下波动，结果见图5。可以得出结论在150 ℃条件下，2 cm厚度暂堵剂能够达到40 MPa的承压能力。

    （4） 伤害性能评价

    取用渗透率接近的人造岩心共四组，在同样的实验情况下测试不同温度下在压裂液中的渗透率恢复状况。随着试验温度逐渐上升在渗透率差距较小的情况下，水溶性暂堵剂在压裂液中的溶解度增加，渗透率恢复率上升，在150 ℃时可到达98.2%，见表2。

    3.2 ?暂堵球性能评价

    （1） 暂堵球高温溶解实验

    暂堵球溶解实验采用固井用增压式养护釜，设定的实验温度为110 ℃，压力20 MPa。将9、11 mm暂堵球分别准备两个放入烧杯中，并将其放入养护釜内，用滑溜水浸泡完全，升温至110 ℃、加压至20 MPa。观察暂堵球在高温条件下的溶解情况，见图6。

    实验结果证明压裂酸化中使用的暂堵球具有良好的耐温抗压能力，溶解时间满足施工设计要求。

    （2）暂堵球承压强度评价

    在温度是130 ℃的条件下，将直径13.5 mm暂堵球分别座封于直径9、10 mm球座上，加压至70 MPa左右反复多次打压，暂堵球无变形和破碎现象，试验证明其具备承压70 MPa能力。

    通过上述实验对暂堵剂及暂堵球的测试可知，2 cm厚度暂堵剂的耐温和承压性能在150 ℃条件下，以及选取出来的三种型号暂堵球的耐高温和抗压能力，都符合实际施工设计的要求。

    4 ?结 论

    （1）重复压裂改造技术是针对页岩气井首次改造不充分或产出不充分仍具有挖潜能力的段簇，暂堵转向重复压裂技术作为当下重复压裂中的新型高效工艺，对该技术的理论和实验研究对现场生产和科研研究有指导意义。

    （2）通过剩余可采储量分析，对典型井可采储量的进行预测，认为目前典型井剩余可采储量较丰富，如果采用重复压裂工艺施工增产，需增大重复压裂波及范围，增大可采储量所占份额，进一步实现“人工成藏”。

    （3）通过暂堵剂的耐温及承压强度实验测试以及暂堵球的性能测试，可知现场使用的150 ℃、2 cm厚暂堵剂以及9、11 mm暂堵球符合实际生产需求，能够起到良好的堵缝效果，为后续的重复压裂提供了必要的条件。

    参考文献：

    [1] VINCENT M C. Refracs： Why Do They Work， and Why Do They Fail in 100 Published Field Studies proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition， F[C]. Society of Petroleum Engineers， 2010.

    [2] 陈远林， 郭建春. 重复压裂技术研究[J]. 中国西部油气地质， 2006 （4）： 107-10.

    [3] 刘洪， 易俊， 李文华， 等. 重复压裂气井三维诱导应力场数学模型[J]. 石油钻采工艺， 2004， 26 （2）： 57-61.

    [4] 刘洪， 赵金洲， 胡永全， 等. 重复压裂气井造新缝机理研究[J]. 天然气工业， 2004， 24 （12）： 102-4.

    [5] 陈远林， 郭建春. 重复压裂技术研究[J]. 中国西部油气地质， 2006（4）： 107-10.

    [6] KRESSE O， COHEN C， WENG X， et al. Numerical modeling of hydraulic fracturing in naturally fractured formations; proceedings of the 45th US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium， F[C]. American Rock Mechanics Association，2011.

    [7] 姜伟， 管保山， 李阳， 等. 新型水溶性暂堵剂在重复压裂中的暂堵转向效果[J]. 钻井液与完井液， 2017， 34 （6）： 100-104.