四川长宁地区页岩气水平井压后返排潜力评估

陈 满,常 程,岳文瀚,余杨康,罗 鑫,唐 亮

(1.四川长宁天然气开发有限责任公司,四川成都 610000;2.中国石油西南油气田公司页岩气研究院,四川成都 610051; 3.成都创源油气技术开发有限公司,四川成都 610500)

页岩储层岩性和矿物成分复杂,具有低孔特低渗特征,通过长水平段及大规模体积压裂后才能实现效益开发,其中,压后返排是衔接压裂与生产的重要环节,对于压裂和生产效果的影响十分显著,建立一套科学合理的返排制度不仅能减小返排过程中的伤害,还能提高单井产能和最终可采储量(EUR),从而达到页岩气井“降本增效”的开发效果[1-5]。长宁地区2020年以前普遍采用放压返排的方式,经常出现支撑剂回流、破碎、嵌入、裂缝应力敏感加剧等弊端,严重影响了缝网导流能力,2020年后该地区多采用控压返排,即初期采用2～4 mm油嘴开井返排直至见气,小时排液量控制在10 m3以内,见气后缓慢调整油嘴,最后选用井口峰值压力所对应的油嘴作为最大油嘴持续返排,但现阶段控压返排的实施效果并不理想。本文选取长宁地区H36平台进行分析,采用压后返排优化模型对其中3口井进行潜力评估,明确返排阶段的潜力空间,此研究可对该区块后续压后返排工作提供基础资料,提高区块单井EUR及平台井整体开发效果。

1 H36平台概况

H36平台位于四川省宜宾市兴文县九丝城镇境内,属于长宁背斜构造南翼,平台共9口井,水平段长1 200～2 200 m,Ⅰ类储层钻遇率83.8%～100.0%。水平段总有机碳含量为3.6%～4.6%,总含气量为4.6～5.9 m3/t,孔隙度为4.7%～6.2%,脆性指数为70.1%～78.2%,储层地质条件较好。测井解释杨氏模量为35.9～44.8 GPa,泊松比为0.20～0.22,最大水平主应力为82.7～96.2 MPa,最小水平主应力为73.0～81.7 MPa,垂向应力为79.9～90.8 MPa。三向主应力分布均为垂向应力,居于两个水平主应力之间,属于走滑应力状态,水平段最大水平应力与垂向应力差值为2.8～8.6 MPa,垂向应力与最小水平应力差值为3.9～9.9 MPa,应力差异系数为0.11～0.19,压裂后易形成复杂缝网。

2 返排优化模型

目前现场实际返排过程中,闷井时间和油嘴制度的合理配置可最大限度地减小返排过程中的各种伤害,提高单井产能和EUR[6-8]。本文对前人建立的模型进行改进,结合现场实际,对返排参数进行优化,在此过程中,最关键的两个模型为等效压降模型和砂拱模型。其中,等效压降模型可以确定合理的闷井时间,而砂拱模型可计算各返排阶段和不同应力状态下的临界流速,进而得到合理的油嘴制度。

2.1 等效压降模型

页岩气水平井闷井与开井返排期间,压力变化主要由返排液滤失和排出导致,因此,需要确定返排液体积变化与井口压力之间的关系[9]。在页岩气水平井多段裂缝闭合过程中,尽管各段裂缝的压裂时间、压裂规模、储层物性、岩石特性等参数有所不同,且返排液滤失速度也不同,但每条裂缝的滤失规律一样,因此,可以通过计算不同裂缝的滤失体积,进而得到每条裂缝的压力递减规律,最后得到所有裂缝滤失时的井口压降规律[10-13]。返排过程中,返排液滤失也同时发生,只不过多了一部分排出的体积,从而在返排过程中就需要多考虑排出的返排液体积。

因此,对裂缝的返排液滤失体积建立数学模型,在模型内选取一个微小的三维单元体,返排液从左边流进,从右边流出(图1)。

图1 裂缝微元体示意

单位时间内返排液的滤失体积为:

(1)

式中:q为单位时间内返排液滤失体积,m3/min;m为裂缝划分的网格数目;Kd为地层渗透率,μm2;μ为返排液的黏度,mPa·s;pf为裂缝内压力,MPa;Pi为原始地层压力,MPa;Δy1为裂缝y方向第一排网格长度,m;lxi为裂缝x方向网格长度,m;h为返排液滤失缝高,m。

单条裂缝的总滤失体积为:

(2)

通过不同的缝内压力可得到单位时间各条裂缝返排液总滤失体积,在裂缝闭合过程中,各段裂缝的滤失体积随缝口压力而变化,t1到tn-1时刻的缝口压力值已经得到,则tn时刻的裂缝返排液滤失体积仅为该时刻裂缝压力的函数,即:

(3)

从停泵起某个时刻拟三维裂缝模型体积的变化量为:

(4)

式中:ΔVf为裂缝体积变化量,m3;tn为停泵后某时刻,min;t0为压裂停泵时刻,min;γ为岩石泊松比,无量纲;E为岩石杨氏模量,MPa;Hf为井筒端裂缝缝高,m;Lf为井筒端裂缝缝长,m;M为拟三维裂缝模型缝高与储层厚度相关比值;Pf(t0)为停泵时的缝口压力,MPa;Pf(tn)为停泵tn时刻的缝口压力,MPa。

由式(4)可以得到,某个时间段裂缝体积的变化量即为该时刻井底流压的函数。

闷井过程中,返排液量为0,井口的压力变化规律只受裂缝内返排液滤失的影响,根据返排液体积平衡原理,裂缝自然闭合的体积变化量等于停泵之后返排液滤失的体积,即:

ΔVf=Vloss

(5)

根据达西定律和流体渗流力学理论,充分考虑了地层条件、返排液性质对返排液滤失和自吸速度的影响,运用裂缝闭合过程中返排液的滤失机理,通过返排液滤失速度方程及裂缝体积守恒方程,精准预测闷井期间裂缝的压力变化趋势,最终确定最优闷井时间。

2.2 砂拱模型

前人提出了离散单元模型,假设某处颗粒支撑剂的稳定性已经发生破坏,则就会在该位置发生回流,进而破坏充填层的整体力学稳定性,引发后续支撑剂的大量回流[14]。因此,只需要在某一支撑拱上建立单颗粒支撑剂力学稳定模型,再扩大到整个支撑拱,从而得到返排支撑剂的受力情况,以此计算临界流速,最终确定合理的油嘴制度。页岩气井返排支撑剂受力类型可分为回流动力和回流阻力。

2.2.1 回流动力

回流动力包括拖曳力和毛管力。页岩气藏压裂井返排过程中,针对单颗支撑剂上的压降可视为压力曲线上的一个微元,近似认为是线性变化,考虑均匀压力梯度下,流压随距离线性变化,则有:

(6)

式中:P(x)为裂缝中任意位置距离井筒x处的压力,MPa;x为裂缝中任意位置到井筒的距离,m;Pwf为井底流动压力,MPa。

支撑剂颗粒表面所受的拖曳力由流体压降产生,支撑剂受力面为半球面,如图2所示。

图2 支撑剂所受拖曳力示意

因此,作用在支撑剂受力半球面上的拖曳力为:

(7)

式中:Pdrag为裂缝中流体产生的拖曳力强度,MPa;dp为支撑剂直径,m;P为流体产生的压降,MPa。

考虑液体、气体在支撑剂层中流动时,满足连续流动和分布,可以得到单相气体、液体分别作用在支撑剂颗粒上的作用力如下:

(8)

(9)

式中:Pdrag(g)为单相气体产生的拖曳力强度,MPa;Pg为单相气体压降,MPa;Pdrag(L)为单相液体产生的拖曳力强度,MPa;PL为单相液体压降,MPa。

页岩气井压裂后,在返排过程中同时存在气相和液相流动,支撑剂颗粒之间的空间会因为残余液体以束缚水膜的形式存在其表面,形成由支撑剂颗粒孔隙构成的多条毛管束,因此,支撑裂缝中润湿相对支撑剂所产生的等效毛管力也不能忽略。等效毛管力的方向与多相流体流动方向相同,作用在支撑剂颗粒上,均作为支撑剂颗粒回流的动力。

假设压裂后裂缝中充填的支撑剂颗粒均匀,计算两个大小相同固相颗粒正切接触时的毛管力模型如图3所示,曲液面半径为r、r1。则毛管力强度表达式为:

图3 均匀颗粒相互接触模型示意

(10)

式中:σc为毛管力,MPa;φ为裂缝中支撑剂孔隙度,%;αc为过颗粒圆心O1和切点的连线与垂直方向的夹角,(°);σ为两相流体间的界面张力,N/m。

2.2.2 回流阻力分析

水力压裂施工结束后裂缝闭合,支撑剂充填层在靠近井筒区域形成半球形支撑拱,如图4所示。裂缝对支撑剂充填层产生闭合压力,使得支撑剂压实更充分,同时也使支撑剂颗粒间的摩擦力增加,充填层结构更加稳定,抑制支撑剂回流发生。

为了研究方便,将单个支撑剂颗粒所受的闭合压力Pc分解为沿平行于气流方向的分力Pcx和垂直裂缝壁面方向分力Pcy,如图5所示:

图5 两颗支撑剂闭合压力分解

由图5可知,Pcx方向与支撑剂回流方向相反,指向充填层内部,与拖曳力方向相反,表现为回流阻力,则有:

fc=Pcx=pcsinα

(11)

式中:fc为等效摩擦阻力,MPa;Pc为闭合压力,MPa;Pcx为闭合压力水平分量,MPa;α为闭合压力方向与垂直方向的夹角,(°)。

2.2.3 临界流速计算

裂缝中总压降是气水两相流动共同造成的,拖曳力与气液两相压降相关,通过分别计算dpg/dx和dpw/dx,即可得到支撑剂回流的临界流速。页岩储层普遍属于高压地层,在支撑裂缝中,气体均高速非线性流动;另外,气液两相间流动存在滑脱效应,其流动也不满足达西定律。在靠近井筒端被压实的支撑拱可以看作弱胶结的多孔介质,假设流体在多孔介质中的流动同样适用于支撑拱,可用Forcheimer方程描述流体在支撑拱中的非达西流动。对于支撑裂缝,气相压力梯度与渗流速度之间符合以下关系:

(12)

液体在裂缝中同样是高速非达西流动,符合式(12)描述的关系。通过中间参数dp/dx,实现支撑剂颗粒回流的静态分析向动态分析转化,建立支撑剂回流模型,求取支撑剂回流临界流速。裂缝中总压降是气液两相流动共同造成的,拖曳力与气液两相压降相关,此时砂拱破坏的临界条件可以表示为:

Pdrag(g)+Pdrag(L)+σc+fc≥τ

(21)

式中:τ为剪切应力,MPa。

对式(13)求解,得到的方程根即是气液两相的临界流速,最终可确定合理的油嘴制度。

3 返排潜力评估

为保证返排潜力评估效果的客观性,并反映目前控压返排的真实效果,选取平台1#、6#、8#井进行潜力评估。3口井均为控压返排井,无套变、压窜等复杂工况,其中1#分布在H36平台北半支,6#、8#井分布在平台南半支。返排潜力评估首先通过等效压降模型,确定合理闷井时间;其次通过砂拱模型,计算不同返排阶段、不同应力状态下的临界流速,得到合理的油嘴制度;再通过返排优化模型,以压力、流量为纽带,计算出合理油嘴制度下所对应的气液压力,最后预测对比两种返排制度下的EUR,明确返排潜力空间,计算结果如表1所示。

表1 两种返排制度下的EUR潜力评估

由上表可见,原方案(控压返排)普遍闷井时间偏长,闷井时间最长达24 d,而改进后的现方案闷井时间最长仅2 d;原方案峰值产量最高15.15×104m3/d,而现方案峰值产量最低已达16.17×104m3/d;现方案返排率提高30%以上,阶段EUR提升潜力为5%～10%。

4 结论与建议

长宁地区H36平台原方案与现方案返排在闷井时间以及油嘴制度方面存在较大差异,控压返排方案普遍闷井时间偏长,延长了返排建产周期,峰值产量和返排率较低;阶段EUR仍存在5%～10%的潜力空间;建议下步在该地区内采用返排优化模型来确定合理的闷井时间以及油嘴制度,从而指导现场压后返排工作,以提高单井的阶段EUR及平台井整体开发效果。