水平井压裂后焖井技术的研究

李 杨

水平井压裂后焖井技术的研究

李 杨

（中国石油辽河油田钻采工艺研究院，辽宁 盘锦 124010）

非常规油气藏开发通常采用大液量、大规模水平井分段压裂，常规油藏的快速返排方式已经不适用于此。从现场实施经验来看，适当的焖井可以辅助提高非常规油藏压裂效果。本文研究了压裂液进入储层焖井所产生应力场、温度场的变化；建立起脆性-低渗岩心的渗吸实验模型，验证了适当的焖井时间有利于压裂液与储层流体发生渗吸交互。根据实验结果，指导水平井压裂后焖井制度的建立，提高水平井最终单井产能。

水平井；压裂；焖井；渗吸

对于常规油藏，压裂完成后一般采用快速返排的方式，并且尽可能地提高压裂液的返排率[1]。但对于非常规油藏，油田的生产实践表明，有的油藏适合快速返排，也有的油藏出现返排率低，井产量高的现象。因此提出了“焖井[2]”的技术措施，即压裂后在经初始快速返排后关井一段时间再生产，被认为是一种具有应用前景的提高非常规油气产能的技术。

大规模水力压裂过程中，压裂液主要滞留在裂缝网络中，对储层地应力场[3]、温度场产生很大影响，滞留时间长所发生的交互影响也越大。同时，压裂液在毛细管和化学渗透压作用下发生从裂缝到基质的自发渗吸，这是压裂液与储层相互作用的重要基础。

1 储层应力温度场

1.1 地层压力分布

ABAQUS是通用型的有限元商业软件，非线性影响对力学问题进行大规模计算分析，并能够处理岩体的裂缝扩展、渗流—应力耦合等多种复杂问题。利用ABAQUS有限元软件模拟水力裂缝扩展，数值模拟参数数据采用辽河油田雷家L88-杜H7水平井地质参数及压裂施工参数，见表1。

在进行有限元模拟计算时，分为以下步骤：模型的建立、参数赋值、加载条件赋值和网格划分。

1.2 温度场变化

通过COMSOL有限元软件对闷井时裂缝周围的温度分布规律进行了模拟，在进行有限元模拟计算时分为以下几个步骤：几何模型建立、定义材料属性和边界条件、网格剖分、研究求解以及计算结果后处理。

表1 计算模型参数表

图1 压裂十段后闷井时裂缝周围应力分布图

低于地层温度的压裂液注入地层之后，注入压裂液与地层之间存在温度差，即温度梯度，由于压裂液温度低于地层温度，从地层中吸收热量，新注入的压裂液不断驱替先前注入的流向油层深部，温度过渡带前缘吸收地层热量后温度升高，最后趋于地层温度。油层中热量传递主要以对流传热进行；由于盖层和底层与油层之间为封闭边界，向油层中热量传递则是通过导热进行。模拟不同闷井时间下井筒及裂缝周围的温度分布图及缝控温度比例系数图：

式中：—裂缝长度，m；

1—缝内流体作用下的温度影响长度，m。

图2 闷井24 h的温度分布图和各压裂段的缝控温度比例系数图

图3 闷井72 h的温度分布图和各压裂段的缝控温度比例系数图

图4 闷井168 h的温度分布图和各压裂段的缝控温度比例系数图

从图中可以看出，在闷井前期，压裂段内的缝控温度影响比例都随着时间的增长而下降，这是由于前几段压裂段的裂缝内温度已逐渐接近地层，而新压裂段重新注入压裂液后，使得井筒周围温度场重新分布，所以温度的影响范围由井筒向地层裂缝扩展，此时的影响比例属于缝内影响比例，当温度影响范围扩散到裂缝尖端附近时，将逐渐趋于稳定并最终达到平衡（地层温度），所以各段缝内缝控比例系数随着时间的增长而逐渐减小，缝外缝控比例系数随着时间的增长而逐渐增大，且裂缝长度越长，缝外缝控温度比例系数越小。

2 压裂液渗吸置换

在多孔介质中，润湿相流体依靠毛管力作用置换非润湿相流体的过程称为渗吸[4]，它是毛管力作用下的自发现象，也是多孔介质中常见的多相流现象。当压裂液进入储层并长期滞留，是否能够自发的渗吸侵入，从而改变孔隙喉道的结构，驱替出更多原油。

本研究建立一个脆性岩性置换的实验，将饱和原油的岩心浸没在装满压裂液的烧杯中，然后将烧杯放入90 ℃恒温箱内。等待岩心渗吸一段时间后，取出岩心，用纱布擦拭掉岩心表面的水（避免用纸擦），测量岩心的质量，测试岩心的T2谱；取出岩心，并放入烧杯中继续渗吸，同时继续计时，如此重复直至T2谱不再有明显变化之后，实验结束。

图5 二维谱（原样，2 d，4 d，8 d）

图6 lei88-2缝内流体含量随时间变化图

随着置换时间的不断增加，小孔隙和中孔隙内流体含量逐渐升高，由核磁的二维谱可知，小孔隙内含量增长的流体是压裂液中的水。到置换8 d为止，小孔隙内油信号的占比量由60.2%下降到51.7%，中孔隙内油信号的占比量由31.7%增长到41.4%后降低到39.7%，大孔隙内油信号的占比量由8.1%增长到8.3%。综上可知，由于该岩样所在储层属于高脆—低渗—致密型储层，岩心脆性低且孔隙较小，故该种岩心小孔隙内更容易发生置换渗吸，压裂液中的水更容易进入到小孔隙内，将小孔隙中的油压到中孔隙中。

3 结 论

1）大量压裂液进入储层能改变应力温度场，一定时间的焖井可以让人工裂缝流体压力适当向远端进行扩散，增大储层改造体积。

2）焖井时各压裂段缝内缝控比例系数随着时间的增长而逐渐减小，缝外缝控比例系数随着时间的增长而逐渐增大，且裂缝长度越长，缝外缝控温度比例系数越小。

3）根据储层岩心渗吸置换实验结果，针对高脆、低渗储层小孔隙内的油更容易进入中孔及大孔中，因此最佳焖井时间为4 d。

[1] 张寅，李世恩. 涪陵页岩气井焖井时间与产能关系分析[J].江汉石油职工大学学报，2017，5（30）：49-51.

[2] 韩慧芬，杨斌，彭钧亮. 压裂后焖井期间页岩吸水起裂扩展研究[J].天然气工业，2019，1：74-80.

[3] 何应付，赵淑霞，刘学伟. 致密油藏多级压裂水平井CO2吞吐机理[J]. 断块油气藏，2018，6（25）：752-756.

[4] 杜洋，雷炜，李莉，等. 页岩气井压裂后焖排模式[J]. 岩性油气藏，2019，3（31）：145-151．

Study on Shut-in Technology After Horizontal Well Fracturing

（D&P Technology Research Institute of PetroChina Liaohe Oilfield Company, Panjin Liaoning 124010, China）

The development of unconventional oil and gas reservoirs usually uses large-volume, large-scale horizontal well staged fracturing process. The rapid flowback method of conventional reservoirs is no longer suitable for this unconventional oil and gas reservoirs. From field implementation experience, proper shut-in can help improve fracturing effect in unconventional reservoirs. In this paper, the changes in the stress field and temperature field in the shut-in process after fracturing fluid entering the reservoir were studied. The experimental model of brittle-low-permeability core was established to verify that the appropriate shut-in time is beneficial tothat the fracturing fluid and reservoir fluid occurs infiltration interaction. The experimental results can guide the establishment of shut-in system after horizontal well fracturing and increase the final single well productivity of horizontal well.

Horizontal well ; Fracturing; Shut-in; Imbibition

中国石油股份公司重大科技专项，辽河油田原油千万吨持续稳产关键技术研究课题（项目编号：2017E-1605）。

2020-03-24

李杨（1988-），男，工程师，硕士研究生，湖北荆州人，2012年毕业于中国石油大学（北京）油气井工程专业，主要从事石油工程岩石力学及储层改造等方向研究。

TE348

A

1004-0935（2020）07-0794-03