威荣页岩气田水平井套变段暂堵分段压裂工艺技术研究

时间：2024-09-03

王兴文,刘琦,栗铁锋,尹琅,邱玲

中石化西南油气分公司石油工程技术研究院

0 引言

目前页岩气水平井分段压裂工艺主要采用电缆泵送桥塞，当套管变形后桥塞不能被泵送到指定位置，导致变形段及其以下井段不能有效改造。威荣页岩气田2017年至今共改造19口水平井，其中9口发生不同程度的套变，导致部分井段被迫放弃改造，严重影响了压裂改造的充分程度。WY43-1井位于威荣页岩气田西区，完钻井深5 546 m,水平段长1 500 m，垂深3 760 m左右，钻遇层位为龙马溪组。首段压裂后在井深4 100 m处发生套变，导致4 100～5 400 m井段不能下入桥塞分段压裂。

暂堵分段压裂的实施方式是一次或多次将套变井段射开、多次暂堵转向、多次压裂，适用于复杂套变井。WY43-1井暂堵压裂井段长度1 300 m，需要堵塞的孔眼较多，分段有效性难以把握，因此需要从射孔、暂堵、施工参数等方面开展优化。

1 暂堵分段压裂参数优化

1.1 射孔

在威荣页岩气田三维地质模型上，运用数值模拟软件Navigator页岩气藏模块，选择WY43-1井开展数值模拟。初始模型网格划分为40×200×5，总网格数40 000个，横向和纵向网格长度均为10 m。Z方向考虑到压裂裂缝高度及裂缝顶部流动效应，将1～5号小层划分为5个模拟小层。簇间距取值范围9～30 m，以3 m为间隔取值，裂缝半长取值200 m，压裂等效高渗带渗透率取值3 mD，见图1。模拟结果表明，该井投产5年，累计气产量随簇间距的减小而增大，当簇间距减小到20 m左右，气产量增长幅度有所减缓,见图2。因此,设计WY43-1井射孔簇间距为20 m左右，套变段共射孔60簇，具体射孔位置兼顾高伽马、高气测全烃、同等应力水平。

图1 WY43- 1井地质模型

图2 不同簇间距下5年累计气产量

1.2 暂堵压裂次数

页岩存在着较强的非均质性，沿井筒方向岩石力学性质、地应力等存在差异，对裂缝起裂压力产生重大影响，使得沿井筒方向起裂压力存在一定的差异。而当此差异超过一定程度时，会导致起裂压力较低的射孔簇先行起裂，起裂压力较高的射孔簇会延缓起裂甚至不起裂，最终呈现出多簇裂缝非同步起裂的现象。

针对多簇裂缝非同步起裂的问题进行了文献调研[1-9]，目前较为有效的方式为利用限流原理确定同时起裂簇数和采用井筒暂堵提高分簇有效性。威荣气田各相邻段间破裂压力差值基本≤5 MPa，利用射孔孔眼摩阻公式计算出不同射孔簇数下的射孔孔眼摩阻。

(1)

式中：φp—射孔孔眼摩阻，MPa；ρ—压裂液密度，g/cm3；np—射孔孔眼数，个；Dp—射孔孔眼直径，m；C—孔眼摩擦阻力修正系数。

根据破裂压力与射孔孔眼摩阻计算，建立同步起裂族数图版，见图3。结合威荣气田破裂压力与最小主应力差值一般为10～15 MPa，可以看出威荣页岩气田主体射孔参数下,段内同步起裂簇数为2～5簇，一般为3～4簇。根据WY43-1井套变段射孔簇数为60簇，确定暂堵压裂次数为18次。

图3 同步起裂簇数图版

1.3 暂堵材料用量

结合裂缝起裂研究结果，单次开启3～4簇(每簇1 m，20孔/m)，则单次暂堵球加量为60～80颗。根据射孔孔径和考虑孔眼冲蚀，暂堵球尺寸为9～12 mm。

暂堵剂加量根据现场实践经验公式[10-15]，封堵3～4簇需要暂堵剂80～100 kg，根据暂堵效果实时调整。

V=πH(d×Δd+Δd2)

(2)

M=V×ρ×η+V×ρ

(3)

式中：V—滤饼体积，cm3；

H—射孔段长度，cm；

d—套管外径，cm；

Δd—桥堵厚度，cm；

M—暂堵剂质量，g；

ρ—暂堵剂密度，g/cm3;

η—嵌入孔眼比例,%。

1.4 暂堵材料性能评价

1.4.1 封堵强度实验

将配制好的暂堵液倒入缝宽为0的暂堵仪中，打开氮气瓶向暂堵仪通入气体至压力为0.5 MPa。缓慢通过调整装置打开缝板，缝宽由0扩大到3～5 mm，如暂堵液不泄漏或少量泄漏且能保持稳定憋压状态，则分级1 MPa上调压力，并逐级观察是否压力稳定及暂堵液泄漏。逐渐分级加压至10 MPa且能保持稳定憋压状态后开始计时，若240 min内压力维持不变，则视为暂堵剂满足封堵要求。

将暂堵球放入内通径为12 mm的球座内模拟堵塞射孔孔眼，进行60 MPa条件下加压实验，承压240 min后不刺漏、不变形，则视为满足封堵要求。

1.4.2 溶解实验

将暂堵材料放入容器中，分别加入15%盐酸溶液(模拟降破酸)、清水(模拟压裂液)、3%氯化钾溶液(模拟压返液)，在66～99 ℃恒温水浴槽中测试不同实验条件下的溶解速率和完全溶解时间。

1.4.3 暂堵材料性能指标及检测结果

WY43-1井暂堵材料的性能参数及检测结果见表1、表2。

表1 暂堵剂性能指标及检测结果

表2 暂堵球性能指标及检测结果

2 现场应用

2.1 压裂情况

采用连续油管对WY43-1井4 100～5 400 m井段开展12次射孔，每次5簇，共60簇，每簇1 m，孔密20孔/m，射孔孔径8.5～9.7 mm。

每次压裂后采用暂堵球/暂堵剂封堵该次压裂进液的主通道，被迫液体开启进入新的裂缝，开展下一次压裂，直至完成套变段18次压裂。以第15～16次压裂为例，第15次压裂结束以后，将排量降低至2 m3/min，向混砂车投入暂堵剂100 kg，以6 m3/min的排量输送暂堵剂至缝口，到位后泵压上涨1.8 MPa，完成封堵后则开始第16次压裂施工，见图4。

图4 WY43- 1井套变段第15～16次暂堵压裂施工曲线

套变井段共开展18次压裂，累计注入压裂液40 917 m3，支撑剂1 492 m3。施工压力71.5～86.5 MPa，施工排量12～14 m3/min，停泵压力为60.5～68.5 MPa。

2.2 暂堵情况

共开展18次压裂，其中12次压裂开展暂堵转向，暂堵涨压0～2.8 MPa，平均1.01 MPa；暂堵后施工压力变化2～2.5 MPa，平均1.49 MPa，如图5所示。暂堵涨压较为明显，多段有开启新裂缝特征。

图5 WY43- 1井暂堵涨压与暂堵后施工压力变化

2.3 压后评估

为评价WY43-1井暂堵转向压裂效果，开展了广域电磁裂缝监测。通过人工接地场源，向地下发送19频点伪随机信号，在接收端同时接收带有地下信息的反馈电场信号，当压裂液进入压裂层段后，会导致地层视电阻率降低，从而影响电磁波场变化，通过对这种变化的监测，推断压裂液波及范围。WY43-1井压裂过程中的电位变化异常幅度叠合图显示压裂主要进液点几乎覆盖全改造段，可见套变段改造较为充分。

该井压后初期日输气(13～15)×104m3，井口套压40 MPa左右，与同平台其它正常泵送桥塞分段压裂井日输气(9～18)×104m3、井口套压30～42 MPa基本持平。