刘立之

1. 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司, 重庆 408000;2. 中石化重庆页岩气产业技术研究院, 重庆 408000

0 前言

涪陵页岩气田采用“长水平井+分段压裂”开发模式取得巨大成功[1-4],相较于一期焦石坝主体区地层变化平缓,二期产建区块地质构造复杂,地层产状变化大,特别是江东和平桥区块,部分区域地层倾角达到20°～25°,若水平段长1 500 m,则高程差达到513～634 m。由于前期两口大垂差评价井测试产量偏低(5×104～10×104m3),为了弄清各段、簇产出情况,评价水平井段压裂施工效果,开展水平井连续油管传输流体扫描成像(FSI)测井技术进行水平井产出剖面测井工作,通过产剖解释结果对比不同试气井段的测试情况,分析不同段簇产气特征规律,对后续制定合理生产制度和开发技术政策调整起重要作用。

1 FSI测井技术

1.1 传输系统

在直井或者井斜较小时,数据传输介质和测试仪器可凭借自身重力克服井筒摩擦及流体阻力下放至目的层位,但当水平井井斜达到45°～75°时,摩擦阻力增大，难以将仪器送至水平段。目前采用电缆拖拉器作为测试仪器的动力装置,但该方法牵引力较小、工作时间短,对井筒技术条件要求较高,若遇井筒有污染物或者套管变形,可能导致施工失败。因此,鉴于连续油管传送力大、易于深度控制、施工成功率高等优点,采用连续油管内穿电缆或者光纤连接测井仪器的施工方式[5-6],对于页岩气长水平井段需多次“上提”和“下放”测井操作有较强的适应性,而采用光纤进行数据传输,实现了施工过程中的数据实时采集、井下工况实时诊断。

1.2 FSI测井

水平井井下流动受完井方式、井眼轨迹等因素的综合影响较大,井筒中流体分布不对称、重质相回流,液相多分布于井筒的低凹处或下部。另外,流体分异、流动型态也会影响流动剖面,因此适应于垂直管单相流的测试仪器难以应用到水平井两相流动中。

FSI测井仪针对大斜度井和水平井,可测量自然伽玛、磁定位、温度、压力、流量、持率等参数，见图1。FSI仪器有两个仪器臂，其中一个仪器臂上有4个微转子流量计,测量流动速度剖面;另一个臂上有5个FloView电探针和5个Ghost光学探针,分别测量局部的持水率和持气率。另外,仪器壳体上还有一个微转子流量计和一对电探针和光学探针,测量井筒底端的流动。由于流量转子和探针的阵列分布,它可测量到单个居中转子测不出的速度变化,解决了传统方法无法评价水平井分层流动的问题[7],解释结果更加客观真实。

图1 流动扫描成像测井仪

2 产气特征及影响因素研究

经典岩石断裂力学理论认为人工裂缝总是沿着垂直于水平最小主应力方向延伸[8-9],当水平井筒与最大主应力垂直,压裂时人工裂缝所受近井弯曲摩阻最小,段间重复改造区域最小,储层有效改造体积最大。因此,涪陵页岩气田水平井布井方式主要是采取水平井段与水平最大主应力方向相垂直的方位钻进。

2.1 大垂差水平井产气特征及影响因素

随着二期储层变化大,地层倾角增大,若沿用该布井方式对于平均1 500m水平段就会出现A-B靶点垂差相差较大的情况。例如焦页A-1HF井实际试气长度1 586 m,A-B靶点垂差160 m,分两次进行FSI测井,第一次对前6段在10×104m3/d制度下进行测试,第二次对全井22段在20×104m3/d制度下进行测试,前6段和全井22段在两个制度下各段簇产气、产水情况对比结果见表1。

表1焦页A-1HF井不同测试制度下段簇产气、产水贡献率对比

段号簇号测试制度(10×104m3·d-1)测试制度(20×104m3·d-1)簇产水量/m3段产水量/(m3·d-1)簇产气量/(m3·d-1)簇产气贡献率/(%)段产气贡献率(%)簇产水量/m3段产水量/(m3·d-1)簇产气量/(m3·d-1)簇产气贡献率/(%)段产气贡献率/(%)616284711546694331404454613461159224716142075452920563658533993680211575082081102514101693131654122332150030336742372863999287636605083711619321850222085439310946100612446906438148902094118810110625491634731411167925986881531478155234987183552595000016227430844193770220010638169827195478212469062676919763752477416930500945009412765400720891761081152613654251324141254639441216552416850079485084784412485116110643257193566256600003520510180181326204214254152142208843751667384709293477008574218023782659620000000

图2 一期产建区无阻流量与A-B靶点高程差关系图

目前,对于页岩气水平井分段压裂产气剖面出现这种变化现象的影响机理研究不多[10-11],除去压裂改造施工的原因,主要是因为长水平井筒中积液严重,井筒中气液两相流流型复杂,难以建立针对性强的流态模型。对于这种垂差较大的井眼轨迹,在水平井筒中,水在井筒低部位或者水平段下部积滞,各段受液柱压力和摩阻影响存在启动压力,当生产压差大于启动压差时,即各段地层压力大于井底流压,则该段簇开始产气。另外,在不同生产压差下同一口井不同段产气贡献率不同,这表明在生产压差大于该临界值时,低产气层段开始出气,产气贡献率有所上升,使得产气剖面得到改善。

2.2 水平井筒方位对压裂效果的影响

为了减小由于大垂差带来的井筒积液影响,在地层产状变化较大时,考虑顺地层构造线布井方式,这样就会导致井筒轨迹与最小水平主应力存在一定夹角。目前页岩气水平井筒方位与最小主应力之间夹角对后续压裂施工主要有三方面的影响[12-14]:一是在压裂施工中存在较大的弯曲摩阻,增加施工压力;二是为了减小段簇之间的应力干扰,避免重复改造,采取放大段间距设计从而导致实际段间距受限;三是等效缝长减小,影响有效改造体积,不能充分动用单井控制产能,水平井筒与最小主应力方向存在夹角时人工缝网示意图见图3。

图3 水平井筒与最小主应力方向存在夹角时人工缝网示意图

从前人研究成果来看[15-17],同样压裂规模等条件下,水平井筒与最小主应力的夹角逐渐增大时,其改造体积逐渐降低,当水平井筒与最小主应力夹角小于30°时其对压裂施工影响较小,大于40°时改造体积下降趋势明显[18-20],改造体积随着水平井筒与最小主应力方向夹角变化关系见图4。

涪陵气田一期投产井无阻流量与水平段方位角之间的关系见图5,从图5可知,一期产建区投产井与最小主应力方向夹角小于40°时无阻流量明显较高,当夹角过大时,对单井产能有较大影响。

图4 改造体积随着水平井筒与最小主应力方向夹角变化关系图

图5 一期产建区无阻流量与水平段方位角关系图

3 实施调整及应用效果

3.1 制定大垂差气井合理生产方式

焦页B-2 HF井水平段长为1 919m,地层倾角达到27.45°,A-B靶点垂差相差892.5 m,共分28段进行压裂改造。通过对比焦页B-2 HF两次试气结果,第一阶段对前1～15段放喷测试,12 mm油嘴制度下,井口压力5 MPa,日产气4×104m3,日产水220 m3;第二阶段下入全封桥塞对14～28段进行放喷测试,12 mm油嘴制度下,井口压力4.3 MPa,日产气3×104m3,日产水220.8 m3。考虑到该井产水较高,如果全井生产,由于高程差太大,水平段前半程受井筒积液影响,产能得不到释放,决定调整为先对后半程进行生产,待产能自然递减达到前半程临界生产压差时再全井一起生产,尽量减少因高程差给生产带来的不利影响。

3.2 优化调整二期井位部署

综合考虑钻井轨迹对后续压裂改造及调配产的影响,结合前期流体成像产出剖面测试认识,在二期区块井位部署时,以垂直于最大水平主应力布井为主,在地层产状高陡区,调整水平段方位设计时兼顾最小主应力方向夹角尽量控制在40°以内,同时高程差尽量控制在200 m以内,在满足压裂改造效果的前提下,保证各段簇均匀产气,达到单井产能释放最大化。

3.3 优化顺构造井压裂工艺

对于顺构造井,采用“变黏度+变粒径+变排量”的主体压裂工艺。

“变黏度”是指压裂液采用减阻水和胶液混合注入的模式：1)采用2～3 mPa·s低黏减阻水和6～9 mPa·s增黏减阻水,利用不同黏度减阻水进入不同级次裂缝,进一步提高裂缝网络的复杂程度;2)前置阶段采用线性胶,利用胶液黏度大、滤失小的特点促进主缝充分延伸,延伸阶段转胶液提高裂缝缝内净压力,促使人工裂缝转向。

“变粒径”是指通过优化加砂方式注入70～140目、40～70目、30～50目不同粒径规格支撑剂实现裂缝网络的分级支撑：1)前期采用中低砂比中长段塞加砂可以提高远端裂缝的铺砂浓度,提高裂缝长期导流效果;2)施工中期采用粉陶段塞、粉陶+中陶混合注入等方式,实现稳压控压、微缝支撑、降滤转向等作用。

“变排量”是指泵入阶段根据施工要求改变注入排量：1)挤酸阶段,在酸液进地层前提高挤酸排量,随着排量增加有效孔眼数量增加,待酸液达到孔眼时可以进入更多的孔眼,提高酸降效果;2)胶液造缝,在前置胶液造缝阶段稳定排量在8～10 m3/min,一是可以避免天然裂缝发育储层的多裂缝效应,二是胶液在低排量、低剪切速率条件下,对于保持黏度更为有利,提高造缝效果；3)施工中后期充分利用装备等级进一步提升施工排量,达到补充裂缝净压力的目的,目前涪陵页岩气田后期施工排量从14 m3/min提高至16～18 m3/min。

3.4 应用效果

分析近期已完试的6口沿构造线布井的试气情况,通过采用“变黏度+变粒径+变排量”的压裂工艺,实现了复杂裂缝网络和分级支撑的目的,平均单井无阻流量为40.11×104m3/d,其中焦页C-5 HF井与最小主应力夹角达到48°,通过优化压裂工艺参数,试获无阻流量120.8×104m3/d高产工业气流,为二期产能建设奠定了坚实基础。

4 结论

1)流体扫描成像测井结果表明,当页岩气水平井A-B靶点垂差超过200 m时井筒积液对试气效果影响较大,当水平井筒与最小主应力夹角较大时,通过优化压裂参数保证改造效果。

2)对于大垂差井可以采用分段开采的方式,减少因井筒积液和液体“回流”带来的段簇产气不均现象,能够充分挖掘单井产能,提高最终采收率。

3)综合考虑压裂施工和采气工程,在地层产状变化大时,水平段方位设计应兼顾最小主应力方向夹角在40°以内,同时高程差尽量控制在200 m以内。

4)对于顺构造井,采用“变黏度+变粒径+变排量”的主体工艺取得了较好的试气效果,已经试气的6口顺构造线布水平井平均单井无阻流量为40.11×104m3/d。

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