威远页岩气套变水平井暂堵体积压裂技术适应性研究

2019-09-19

数码设计 2019年2期

(长城钻探工程有限公司四川页岩气项目部，辽宁盘锦，124010)

引言

页岩气是一种特殊的非常规天然气，主要以吸附或游离态保存于高碳或深色泥页岩储层中，孔隙度和渗透率极低是页岩储层的主要特征。为实现页岩气的大规模工业化开采，通过“高排量、高液量、高砂量、低粘度、低砂比”的大规模体积压裂可以有效的实现增产改造目的。在实施体积压裂的同时，由于其压裂体积大、改造段数多、施工排量大形成裂缝复杂等特点，致使在体积压裂改造过程中，水平段套管周围剪切、滑移、错断等复杂的力学行为以及地应力场的变化，使得套管变形的情况频繁出现；导致后续桥塞和射孔工具下入困难，正常的增产作业无法进行，严重影响了开发进程，造成了大量的经济损失[1-3]。

目前，威远区块共完成6个平台33口井工厂化压裂作业，其中10口井在压裂过程中出现了不同程度的套变，影响井段长度累计达到4783米；为解决套变井段的储层改造难题，提高储层动用程度，结合套变井实际情况，在原压裂施工工艺基础上开发出一种适用于威远区块套变井的暂堵体积压裂技术，并在现场进行了实施，取得了很好的效果，为威远页岩气的高效开发提供了有力的支撑。

1 暂堵体积压裂工艺原理

暂堵体积压裂就是根据储层地应力剖面特点进行分段，压开第一条缝，通过一次或多次向段内投送高强度水溶性暂堵材料，形成滤饼临时封堵前次已压裂段的炮眼，迫使液体进入新的射孔段，自动选择次一级的射孔段并依次压开第二条缝，达到均匀改造储层的目的，暂堵材料要求能降解且伤害极小，从而在套变井段无法下入桥塞封隔进行分段压裂时同样可以达到预期的改造效果(图1)。

图1 暂堵体积压裂示意图

图2 滤饼形成过程

低排量将暂堵剂送达前次射孔段炮眼区域，提高排量对暂堵剂加压，迫使其膨胀变形，形成高强度滤饼(图2)。

2 影响暂堵体积压裂效果主要因素分析

影响压裂效果的因素很多,也极其复杂,下面只对影响暂堵压裂效果的主要因素进行分析。

2.1 应力场

储层应力变化受储层本身条件和压裂作业、生产活动的影响，压裂时要产生新裂缝必须满足暂堵压裂原理，因此，初次水力压裂诱导应力场、孔隙压裂诱导应力场以及邻井对压裂井应力场的影响对暂堵压裂效果起决定性作用，如果能够满足造新裂缝的条件，能够沟通更多的天然裂缝以及初次裂缝未动用区域，压裂效果好，否则效果差[4]。

2.2 暂堵剂性能

威远区块尤其是威204井区地层温度普遍在120℃左右，且地层压力系数高，暂堵材料需要在堵老裂缝造新裂缝中发挥重要作用，因此对其性能提出了较高的要求；暂堵材料强度应高于产层破裂压力，以便形成新裂缝；能够有效封堵地层裂缝而不堵塞岩石孔隙，暂堵材料对原有裂缝的封堵是暂时的，在达到造新缝目的的同时减少对储层的伤害。所以，暂堵材料性能是影响压裂效果的重要因素。

2.3 射孔位置

暂堵体积压裂射孔位置的选择首先考虑应力水平相当且应力变化较小的井段，同时兼顾高脆度、高伽马值等储层物性指标；需要避开施工井的可能套变位置；另外改造强度和暂堵效果对射孔参数要求不一致，兼顾难度大。因此，射孔位置的选择是关系到暂堵体积压裂改造效果的重要因素。

3 现场应用情况及效果分析

目前威远202、204井区已有10口井在工厂化压裂作业过程中出现了不同程度的套变，影响井段88段/6604.5米。施工时结合实际情况，考虑了施工难度、套变位置及可能造成二次套变等综合因素，有时需要放弃部分井段，影响了压裂改造的完整性。通过暂堵体积压裂技术的成功应用，共对8口井69段/5123.5米的井段实施了压裂改造(表1)。

表1 威远区块套变情况

井号影响段数影响井段处理措施合计威204H2-1威204H7-3威202H4-4威202H4-5威202H4-6威202H5-5威202H5-6威202H6-6142175135339601448490315.51016515245245暂堵压裂暂堵压裂暂堵压裂暂堵压裂暂堵压裂暂堵压裂暂堵压裂暂堵压裂69段/5123.5米 88段/6604.5米威202H2-2威202H2-1威204H3-4威202H5-4威202H5-5威202H6-5242416170330194321111355放弃放弃放弃放弃放弃放弃19段/1481米

其中威204H7-3井由于其情况的特殊性，对共计1448米长水平段实施暂堵体积压裂，施工总用液量23947.23m3，总加砂量1180.32m3(100目粉砂453.78 m3，40/70目陶粒726.54 m3)，总共使用暂堵球7756个，暂堵剂2750Kg。整个施工过程较为顺利(图3)：

图3 压裂施工曲线

3.1 暂堵材料到位压力响应分析

在威204H7-3井套变井段的压裂施工过程来看，基本上所有暂堵材料均能够捕捉到明显的到位迹象，充分说明暂堵材料达到了暂堵的目的，该暂堵材料能够满足H7-3井的暂堵压裂体积改造需求和要求，对整口井的变形井段实施全井筒储层体积改造(图4)。

图4 暂堵材料压力响应曲线

3.2 施工压力及排量分析

对比分析单次压裂前后两段压裂的施工压力水平，在相同的施工排量情况下，前后两段平均施工压力具有明显差异；且单次压裂施工的平均施工压力均不重合，充分说明所压井段的储层物性具有明显差异，也说明每次施工压裂投送的暂堵材料达到了暂堵转向效果，成功改造套变井段不同井段位置的可能性较高(表2)。

表2 施工排量和压力

施工顺序第1段第2段施工排量(m3/min)施工压力(MPa)施工排量(m3/min)施工压力(MPa) 112.0-12.668.1-73.412.7-12.971.3-74.2212.0-12.166.6-77.412.067.8-72.3311.5-12.067.5-74.712.069.6-74.4411.6-12.067.8-73.012.068.1-71.5512.069.0-75.012.0-12.270.3-74.5611.5-12.171.4-74.712.072.6-75.2711.570.9-76.011.5-11.669.6-74.5811.569.0-73.011.568.0-73.5

3.3 停泵压力分析

从威204H7-3井停泵与开井间压降和扩散率统计情况分析，每个结点的压力扩散情况均有差异，且差异较大(图5)。从该特征差异观点出发可推测：H7-3井8次施工均达到了在不同井段实施体积改造的目的，且每次施工所改造的水平位置均不同。

图5 停泵与开井间压降和扩散率

图6 停泵压力

对比分析停泵压力数据，8次压裂施工后停泵压力之间存在明显差异(图6)，即：第1-6次施工的停泵压力呈逐渐增加趋势，而第6-8次施工的停泵压力呈逐渐下降趋势，似与威204H7-3井上倾井轨迹穿行深度变化相关，也间接说明暂堵材料的使用达到了暂堵转向的效果，威204H7-3井压裂施工具备完成全井筒水平段体积改造的可能性。

3.4 压后产量情况分析

威204H7-3井于2016年05年15日开井，截止2017年04年20日，已累计生产340天，累计产气19.76×106m3，实践说明暂堵体积压裂改造措施效果显著。

2015-2017年威远区块共计对5口套变井实施了暂堵体积压裂，从压后产气量情况来看，均取得较好的改造效果及经济效益(表3)。

表3 暂堵体积压裂井生产效果统计表

井号日产气量(104m3)累计产气量(106m3)备注威204H2-1威204H7-32.185.1413.1010.06威204区块平均日产气2.30×104m3威202H5-5威202H5-6威202H6-65.388.0217.9134.4343.8432.46威202区块平均日产气 8.59×104m3

注：数据统计截止至2018年1月31日.

4 结论与建议

4.1 结论

(1)对套变井段需要根据储层地应力剖面特点进行套变井段的再分段，射孔位置的选择首先考虑应力水平相当的层位射孔，采用暂堵体积压裂工艺进行压裂解决了套变后无法进行桥塞封隔的问题，实现了套变井段的相对均匀改造。

(2)暂堵材料到位后，有明显的压力上涨迹象，说明暂堵效果明显；施工压力均具有明显差异，反映出所压井段储层物性的差异性，即暂堵材料达到良好暂堵效果，成功改造套变井段不同井段位置的可能性较高；停泵压力的差异性，单组两次施工的停泵压力不同，则说明了暂堵体积压裂改造的是不同的层段，形成了不同的裂缝，实现了整个套变段储层的均匀改造。

(3)暂堵体积压裂工艺有效解决了威远页岩气开发过程中出现的套变问题，为进一步提高威远区块储层改造程度探索了一条新途径。