页岩气水平井水力压裂优化设计

莘怡成，姚佳佩，李 恋，高 聪，文泉泉



页岩气水平井水力压裂优化设计

莘怡成，姚佳佩，李 恋，高 聪，文泉泉

（长江大学， 湖北 武汉 430100）

水平井水力压裂技术，对于页岩气的开发是至关重要的，是页岩气获得工业性开发和提高采收率的关键技术。其中，缝网压裂技术是实现页岩气藏高效开采的关键技术，页岩气藏压裂设计最根本的出发点在于如何形成有效的储层改造体积，由于天然气裂缝发育，脆性强的页岩气藏容易形成交错的网络裂缝，因而对于研究页岩气藏压裂裂缝网络的形成过程和网络体积的大小对页岩气藏的开发和开采具有重要的指导意义，计算结果表明 ：在压裂段储层力学性质和裂缝尺寸设计相同时，每个射孔簇的有效孔眼当量直径从水平井等的跟端到趾端依次增加，通过应力翻转来改变裂缝在储集层中的走向，在压裂设计时，对分簇射孔参数优化，形成均匀裂缝。

缝网压裂；簇间距优化；分簇射孔；应力翻转

页岩气作为一种新型能源，越来越被世界所重视，美国对于页岩气的开发有着丰富的经验与技术，而中国作为页岩气储量大国，却没有足够的技术与能力进行页岩气的大规模开发，关键问题在于压裂。页岩气存在于低渗低孔的泥页岩中，必须经过压裂才能使其连通达到开采的目的，通过水力压裂在地层中形成裂缝，保证页岩气的运移。目前研究的比较多的是裂缝数量和裂缝长度的优化（尹健），本文主要是对射孔簇间距的优化和对于射孔簇射孔直径，改变微裂缝的走向及主裂缝的形态。

1 水平井分段压裂射孔间距优化模型

1.1 初次裂缝诱导应力场分析

水平井分段压裂时，形成的裂缝形态是垂直于井筒方向的横向裂缝，因此对裂缝形成后产生的诱导应力场的研究以均质、各向同性的二维平面应变模型为基础[1]，建立裂缝诱导应力几何模型。

模型假设条件：裂缝形态为垂直缝，裂缝纵剖面为椭圆形，半缝高为/2，以缝高方向为轴，以垂直于裂缝方向（水平井井筒方向为轴，建立图1的水力裂缝诱导应力场几何模型。定义拉应力为正，压应力为负。

图1 二维垂直裂缝诱导应力场模型

二维水力裂缝在井筒周围某质点（，，）处产生的诱导正应力和剪切应力大小[2]为:

各几何参数间存在以下关系

原始地应力由最大水平主应力、最小水平主应力和垂向应力组成，后续起裂裂缝周围的应力场由先起裂裂缝产生的诱导应力场与原地应力场叠加组成，根据叠加原理，分段压裂产生的第条裂缝周围的复合应力场计算公式[3,4]：

式中：为第条裂缝周围的复合应力分量，MPa；为第条裂缝对第条裂缝产生的诱导应力分量，MPa。

1.2 转向机理分析

根据岩石力学和弹性破裂准则水力裂缝总是产生于强度最弱、阻力最小的方向，即裂缝破裂面垂直于最小主应力方向。在水力压裂过程中，水平井分簇射孔之后，每一射孔簇都会对其他射孔簇产生应力干扰，当后续起裂的裂缝最大与最小水平主应力差别较小时，会出现应力翻转的现象，导致裂缝的延伸方向发生改变，由原来的垂直于井筒方向变为平行于井筒。

分段压裂产生的第条裂缝能否发生转向取决于该条裂缝受到的最小水平主应力方向的诱导应力与最大水平主应力方向的诱导应力之差是否大于原始最大、最小水平主应力之差，可以表示为：

1.3 射孔间距优化技术应用

四川某气田某水平井水平段长541.46 m。完钻井深2 896 m，完钻层位。储层平均渗透率0.13 mD,平均孔隙度7%，属于低孔低渗储层，渗流条件差，单井自然产能低，需要进行分段加砂压裂改造，解除近井地带污染，并在砂体中形成合适的人工裂缝，增大井的有效渗流半径和控制含气面积，达到增加天然气产能和提高气层采收率的目的。对射孔簇间距进行优化使用的参数为：

σ=34.3 MPa

σ=31.2 MPa

=0.23

=19.5 MPa

=58.5 m

可以看出考虑三簇应力干扰时，最佳的簇间距大约在17 m，此时只有4 m的距离会未生应力翻转。

2 射孔参数的优化

2.1 目前存在的问题

在页岩气非常规油气开发中，对套管进行射孔时，由于每个射孔簇起裂的压力不同，要实现多条裂缝同时起裂比较困难。当第一条裂缝起后，由于孔眼节流的摩阻的作用，井筒内部压力会继续增加进而继续起裂第2条裂缝甚至第3条裂缝。裂缝会大量吸收压裂液，会导致压力不够，无法起裂更多的裂缝，为了促使多裂缝都能够开启，我们需要控制前面的射孔孔径，使后面能够形成裂缝并且均匀。页岩气藏水平井分段压裂设计时，要将水平井段分为10个甚至20个小段，然后，每段内又要分2-3簇，簇间距在30 m左右。在进行分段压裂时，首先对每一簇进行射孔，但射孔参数都相同。在实际压裂过程中，由于射孔孔眼摩阻和压裂液沿水平段的流动摩阻的存在，就会导致进入各簇的流体不均匀。也就是，压裂液沿水平井段流动时，进入上簇射孔段内的流体较多，中部簇内的流体在减少，下部簇内的流体最少，这样，导致三簇射孔段所形成的裂缝存在较大的差异，难以达到充分改造地层的目的。所以，要进行各簇射孔参数的优化，使压裂液能够均匀进入各簇，进而实现裂缝均匀分布。

2.2 流量在裂缝中的分配

流量在裂缝中的分配满足物质平衡定律:

式中：Q为压裂施工作业的总排量，m³/min，Q为各条裂缝中的流量，m³/min;为裂缝条数。

假设有3条裂缝，其流量分配如图3满足压力连续性准则:

图3 流量分配准则

根据压力连续性，有：

井筒的摩阻公式：

射孔孔眼的摩阻计算公式：

为沿程阻力系数；为压裂液在套管中的流速,m/s；为套管直径,m；l为压裂液沿程管路的长度,cm；为单簇有效孔眼直径,cm；为第个射孔孔眼的当量直径，cm；为单簇有效射孔孔眼数量；d为各个有效孔眼的直径,cm；为孔眼的流量阻力系数；为压裂液的密度,。

2.3 初始条件以及射孔簇当量直径

假设在水力压过程中裂每一段套管有三簇射孔，射孔簇间距1=2=17 m，设计裂缝长度为130 m，孔眼的阻力系数为0.82，压裂液的粘度为30 mPa·s,压裂液的密度为=1.03，压裂作业时间=105.145 min，套管直径152.4 mm，射孔簇数=3。

三个当量直径的关系式：

假设有效孔眼直径分别为0.7, 0.8, 0.9, 1.0, 1.1, 1.2 cm, 则根据式2.311计算出各个射孔的当量直径如表1。

表1 各个射孔的当量直径以及有效直径 (cm)

将表1中的数据代入Mfrac软件中进行测试和计算如表2：

表2 各射孔簇裂缝长度及压裂液体积

由表1和表2的数据分析:

假设三簇射孔数目都为20，当第一簇射孔直径为0.9 cm，第二簇为0.9083 cm，第三簇为0.9125 cm，此时形成的3簇裂缝长度和压裂液进入裂缝的体积大致相当，所以，在这种条件下，0.9 cm这一套射孔直径是最合适的。

2.4 结果分析

图4 射孔间距为17m时第一簇射孔直径为0.9cm裂缝宽度剖面轮廓

图5 射孔处最大宽度剖面图

由图可知：裂缝的最佳簇间距为17m，射孔孔径最佳为0.9 cm，此时，在相同的地层条件，和人工现场条件下，形成的裂缝翻转的距离最大,进入每个裂缝的压裂液的体积大致相当，产生的裂缝形态相近。

3 结 论

（1） 跟据四川的某气田地层参数和实验的模拟结果分析，考虑三簇应力干扰时，要形成更加均匀的裂缝网络，裂缝的最佳簇间距为17 m，射孔孔径最佳为0.9 cm，此时，在相同的地层条件，和人工现场条件下，形成的裂缝翻转的距离最大, 进入每个裂缝的压裂液的体积大致相当，产生的裂缝形态相近。

（2）建议在实际油田生产过程，选用一套最佳的参数，使形成的裂缝网络更加均匀，裂缝的形态更加完好，提高开采效益。

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［1］尹建，郭建春，曾凡辉．水平井分段压裂射孔间距优化方 法［Ｊ］．石油钻探技术，２０１２，４０（５）：６７－７１．

［2］李道品．低渗透油田开发［Ｍ］．北京：石油工业出版社，1999,1-3.

［3］吕志凯，何顺利，罗富平，等．射孔水平井分段压裂起裂压力理论研究[J].石油钻探技术，２０１１，３９（４）：７２－７６．

［4］尚希涛，何顺利，刘广峰，等．水平井分段压裂破裂压力计算[Ｊ]．石油钻采工艺,2009,31（2）：96-100.

［5］周再乐，张广清，熊文学，李军，倪小龙，黄卫红.水平井限流压裂射孔参数优化[J].2015（05）.

［6］任闽燕.水平井限流分段压裂技术研究及应用[J].石油天然气学报（江汉石油学院学报），2011,33（3）:120-123.

［7］张士诚，王世贵，张国良，等.限流压裂射孔方案优化设计[J].石油钻采工艺，2000,22(2):60-63.

Optimization Design of Hydraulic Fracturing Processfor Shale Gas Horizontal Wells

(College of Earth Science ,Yangtze University, Hubei Wuhan 430100,China)

Horizontal well hydraulic fracturing technology is very important for shale gas development, and is the key technology for shale gas industrial development and improving oil recovery. Among them, seam fracturing technology is the key technology to achieve efficient exploitation of shale gas reservoirs, the most fundamental starting point of shale gas reservoir fracturing design is how to form an effective reservoir transformation volume. Due to the development of natural gas crack, strong brittle shale gas reservoir is easy to form staggered crack network, so the research on formation process and sizeof shale gas reservoir fracturing network has an important guiding significance for exploitation of the shale gas reservoir. The calculation results show that, when the mechanical properties of the stimulation segment and design size of each fracture are the same, effective equivalent diameter of the hole for each perforation cluster increases from heel to toe of horizontal well if the hole diameters are constant. The crack direction in the reservoir is changed by the stress reversal. In fracturing design, the clustering perforation parameters should be optimized to form uniform cracks.

fracture network fracturing; cluster spacing optimization; split perforation; stress reversal

TE 357

A

1004-0935（2017）03-0284-05

长江大学大学生创新创业项目，项目号：20150026。

2017-01-21

莘怡成（1997-），男，湖北省枣阳市人，就读于长江大学地球科学学院，研究方向: 石油工程。

李亭（1976-），男，讲师，博士学位，研究方向: 采油工程。