深煤层水力波及压裂技术及其在沁南地区的应用
叶建平1,2, 杨兆中3, 夏日桂1, 张健1, 李小刚3
1.中联煤层气有限责任公司
2.中国海洋石油有限公司
3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学
通信作者:杨兆中,1969年生,教授,博士生导师,博士;主要从事油气藏增产改造的研究与教学工作。地址:(610500)四川省成都市新都区新都大道8号。E-mail: yzzycl@vip.sina.com

作者简介:叶建平,1962年生,教授级高级工程师,博士;主要从事煤层气勘探开发相关研究工作。地址:(100010)北京市东城区朝阳门北大街25号。ORCID: 0000-0003-1712-9137。E-mail: yejp@cnooc.com.cn

摘要

为提高深部煤层的煤层气产能,针对其地质特征提出了在深煤层实施多口直井同步水力波及压裂的技术思路。首先基于边界元位移不连续法建立了多裂缝诱导应力数学模型,模拟深煤层诱导应力场分布,分析水力波及压裂复杂缝网形成的可能性,然后采用离散元方法研究应力干扰的裂缝网络延伸情况及其影响因素,最后通过三轴压裂实验和现场应用效果验证了其可行性。结果表明:①水力波及压裂技术能增大应力干扰面积和应力干扰强度,促使水平主应力差的减小甚至诱导局部区域的地应力方向发生改变,有利于沟通煤岩中发育的面、端割理,从而形成大规模高效复杂的裂缝网络;②水力波及压裂有利于复杂缝网形成的条件包括较小的初始水平主应力差、低泊松比、较小井距、低压裂液黏度、高缝内净压力等;③真三轴物理模拟实验结果显示,水力波及压裂技术能够充分沟通煤岩天然裂隙,形成由人工裂缝、面割理和端割理组成的复杂裂缝网络。进而提出了一套深煤层多井同步水力波及压裂工艺优化设计方法,在沁水盆地南部柿庄北地区深煤层选取了5口直井进行先导性试验,裂缝监测及排采数据表明,水力波及压裂井产生的波及体积较大,裂缝网络复杂;较之于常规压裂井,水力波及压裂井不仅见气更早,产量、套压较高且稳定,而且所形成的区域压力降波及邻井,可大幅增加实施井及邻井产量。

关键词: 沁水盆地; 深煤层; 煤层气; 水力波及压裂; 应力干扰; 裂缝网络; 离散元; 真三轴; 邻井产量
Synchronous hydraulic conformance fracturing technology used for deep coal beds and its field application in the Southern Qinshui Basin
Ye Jianping1,2, Yang Zhaozhong3, Xia Rigui1, Zhang Jian1, Li Xiaogang3
1. China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China
2. China National Offshore Oil Corporation, Beijing 100010, China
3. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation//Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China
Abstract

For deep CBM productivity improvement, a technical concept of conducting multi-well synchronous hydraulic conformance fracturing was proposed based on its geological characteristics. First, a mathematical model for multi-fracture induced stress was established by using the boundary element displacement discontinuity method, to simulate the distribution of induced stress field in deep coal beds and analyze the possibility of the formation of complex fracture networks induced by the hydraulic conformance fracturing. Then, the propagation situation of fracture networks interfered by stress and its influencing factors were studied by using the discrete element method. And finally, the feasibility of synchronous hydraulic conformance fracturing technology was verified through triaxial fracturing experiment and field application. It is shown that by virtue of synchronous hydraulic conformance fracturing technology, stress interference area and strength are increased, so horizontal major stress difference is decreased and even the direction of earth stress is changed regionally, which is conducive to the connection of developed face cleats and butt cleats in coal rocks, so as to form large, efficient and complex fracture networks. Furthermore, the favorable conditions for the formation of complex fracture networks by hydraulic conformance fracturing include lower initial horizontal major stress difference, low Poisson’s ratio, short well spacing and low fracturing fluid viscosity and high net pressure inside the fractures. Finally, it is shown from the 3D true physical simulation experiments that by virtue of this synchronous hydraulic conformance fracturing technology, natural fractures in coal rocks can be connected sufficiently, and consequently complex fracture networks composed of hydraulic fractures, face cleats and butt cleats are created. Based on these research results, a set of optimization design method for the synchronous hydraulic conformance fracturing of deep coal beds was proposed. Five vertical wells located in the deep coal beds of North Shizhuang Block in the Southern Qinshui Basin were chosen for the pilot test. It is indicated from fracture monitoring and drainage/production data that the stimulated reservoir volume (SRV) of synchronous hydraulic fractured wells is large and its fracture network is complex; and that compared with the conventionally fractured wells, the synchronous hydraulic fractured well is earlier in gas breakthrough, and higher and more stable in production rates and casing pressure and its regional pressure drop even spreads to the adjacent wells, so that their production rates are remarkably raised.

Keyword: Qinshui Basin; Deep coal bed; Coalbed methane; Synchronous fracturing; Stress interference; Fracture network; Discrete element; True trial axial
0 引言

我国煤层气储层普遍具有“ 低压、低渗、低孔” 的特征, 基本上每口井要达到经济产量都必须采取水力压裂[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8]。我国近几年开发重点逐步由浅煤层转向深煤层[9]。沁水盆地是我国勘探开发程度较高的煤层气盆地, 其大于1 000 m埋深的煤层气资源量占全盆地总资源量的47%[10, 11, 12]。相比于中浅部煤层, 深煤层具有“ 四高三低” (高地应力、高地温梯度、高变质程度、高孔隙压力、低渗透率、低孔隙度以及低抗压强度)的特点, 这使深煤层的压裂改造更加复杂, 适用于中浅部煤层的水力压裂技术不完全在深煤层适用。因此, 必须针对深煤层研发新的压裂工艺及材料[13, 14, 15, 16, 17, 18]。深煤层孔渗条件较差, 即甲烷在基质中的运移能力差, 如果想获得理想的产量, 就需要把煤层“ 压碎” [13], 从而增大储层改造体积(SRV), 形成大范围的裂缝网络以减少渗流阻力和在基质中的渗流距离。相对于页岩储层, 深煤层储层的脆性指数[19, 20, 21]仍然很低, 不利于形成复杂缝网。深煤层水平主应力差较大, 人工裂缝更容易直接穿过天然裂缝而难以被天然裂缝捕获, 这也不利于复杂缝网的形成。但深煤层发育有大量的面割理、端割理这样的天然裂隙[22, 23], 故有效沟通天然裂隙是深煤层成功压裂的关键。

2006年同步压裂首先在美国Fort Worth盆地Barnett页岩中的2口大致平行的水平井中实施, 压裂后2口井都获得了高产[24, 25], 分析认为是2口井水力裂缝产生的应力干扰造成的。鉴于此, 笔者提出将多井同步水力波及压裂技术用于深煤层直井。理论上, 水力波及压裂直井之间的水力裂缝形成了“ 面干扰” 作用, 其水力波及范围大于水平井同步压裂的缝间干扰范围, 且后者还存在井间窜流的风险[26]。而多井同步水力波及压裂能够有效沟通缝间及井周储层的面、端割理, 大范围地将煤层“ 压碎” , 有效增大SRV。前人主要集中研究水平井多条裂缝起裂及延伸, 考虑了水力裂缝的应力干扰[27, 28, 29], 但多口直井垂直裂缝在水平面的诱导应力分布情况鲜有研究, 其应力干扰范围及强度并未揭示。国内外针对煤岩的裂缝扩展数模研究并不多, 难以考虑煤层割理的影响。此外, 众多学者进行了煤岩真三轴大尺寸实验研究裂缝起裂及延伸规律[30, 31], 鲜有涉及多井压裂的概念, 未能有效验证煤岩多井压裂的裂缝形态。

笔者基于边界元位移不连续法模拟深煤层诱导应力场分布, 分析水力波及压裂复杂缝网形成的潜在可能性; 基于离散元方法研究考虑应力干扰的裂缝网络延伸, 讨论单因素对缝网波及面积的影响; 然后通过真三轴压裂实验来验证复杂缝网的形成, 并结合现场应用效果来揭示水力波及压裂的力学机理及在深煤层应用的可行性。

1 多井同步水力波及压裂力学机理
1.1 基于DDM法的应力干扰数值模拟

1.1.1 模拟方法

位移不连续法(Displacement Discontinuity Me-thod, DDM)[32, 33]是间接边界元法的一种, 能够准确计算水平面任意位置垂直裂缝产生的诱导应力。水力裂缝中任意单元i的中点的剪应力 和法应力 可以由j单元的位移不连续量通过下式得到:

式中 表示边界应力影响系数, MPa/m; 表示单元j的切向位移不连续量, m; 表示单元j的法向位移不连续量, m。

基于式(1)对裂缝离散单元产生的诱导应力进行叠加, 然后得到整条裂缝在任意一点产生的诱导应力分量。

1.1.2 应力干扰作用分析

2口直井井同时压裂有两种布井方式, 第一种是沿最小水平主应力方向布井, 2条主裂缝是同向延伸的; 第二种是2口井沿最大水平主应力方向布置(错开一定位置), 2条主裂缝是相向延伸。不同布井方式的应力干扰机理是不一样的, 事实上, 即便第二种布井方式使两条裂缝错开一定位置, 但由于煤层气井通常是丛式密集布井, 其仍然难以避免“ 压窜” 的风险, 故第二种布井方式应当格外谨慎, 笔者提出的水力波及压裂主要指第一种布井方式。

根据诱导应力数学模型, 基于表1的输入参数(地应力及岩石力学参数为沁南深煤层实际数据), 对单一压裂主缝和2口井水力波及压裂主缝的应力干扰作用进行模拟分析, 图1~3中的白色圆点表示井眼, 白色实线表示压裂主裂缝。

图1 单条裂缝在水平面的诱导应力分布图

图2 2条裂缝在水平面的诱导应力分布图

图3 应力干扰后的水平主应力差分布图

表1 模拟输入参数表

图1表示的是单条水力裂缝产生的诱导应力, 暖色越深, 代表诱导应力值越大。由图1-a可知, 水力裂缝在最大水平主应力方向上主要产生了压应力, 使最大水平主应力在一定程度增大, 但较强的应力干扰范围仅局限在垂直于主缝方向20 m以内, 诱导应力值也低于5 MPa。此外, 在裂缝尖端区域产生一定的拉应力。由图1-b可知, 水力裂缝在最小水平主应力方向产生的诱导应力范围及应力干扰强度更大, 强应力干扰区域呈菱形, 短对角线达180 m, 诱导压应力最高接近10 MPa。

图2表示的是水力波及压裂2条水力裂缝产生的诱导应力。由图2-a可知, 2条裂缝诱导应力对最大水平主应力的影响主要是两条裂缝周围较小的范围, 缝间诱导应力叠加较弱, 但干扰程度仍然大于单条裂缝。然而两条裂缝产生的诱导应力对最小水平主应力的影响范围大得多(图2-b), 在缝间出现了明显的应力干扰叠加区域, 近似椭圆分布, 诱导应力最高达18 MPa。可以看出, 两条水力裂缝在最小水平主应力方向产生的诱导应力远大于在最大水平主应力方向产生的诱导应力。

图3表示的是应力干扰过后的水平主应力差。冷色越深, 表示干扰过后的水平主应力差越小, 甚至小于0。由图3-a可知, 在净压力为12 MPa条件下, 单条裂缝产生的诱导应力差较小, 超过应力各向同性点后, 应力干扰作用仅使水平主应力差减小, 而并未使水平主应力方向发生改变, 这对形成复杂缝网是低效甚至无效的。但由图3-b可知, 两条裂缝在裂缝附近区域形成了强诱导应力叠加, 产生的诱导应力差基本都超过了深煤层初始水平地应力差6.5 MPa, 使应力干扰过后的水平主应力方向发生改变, 这有利于裂缝延伸过程中充分沟通面、端割理, 从而形成复杂缝网。

1.2 基于离散元方法的缝网扩展数值模拟

本文基于离散元UDEC软件, 通过编制FISH语言来实现应力干扰下的裂缝网络动态扩展模拟。对影响水力波及压裂缝网形态的单因素进行分析, 包括初始水平主应力差、煤岩泊松比、压裂主缝半缝长、压裂液黏度以及井间距。弹性模量、泊松比、地应力及净压力的设定依据表1, 其他参数的设定参照本文参考文献[34]。

分析结果表明, 在其他条件一定的情况下, 初始水平主应力差越大, 使地应力发生反转的难度越大, 越不利于复杂缝网的形成。当初始水平主应力差为6.5 MPa时, 压裂主缝半缝长达到140 m, 恰好能实现井间区域复杂缝网的有效改造; 在其他条件一定的情况下, 随着泊松比增大, 水力波及压裂产生复杂缝网的能力越来越低, 当泊松比达到0.4时, 裂缝近似于以常规双翼裂缝扩展(图4)。因此水力波及压裂需要选择泊松比较小的井层, 一般要求泊松比小于0.3; 此外, 在其他参数一定的条件下, 半缝长越大, 净压力越大, 越容易在2井之间形成复杂缝网; 在其他参数一定的情况下, 随压裂液黏度增大, 缝网的扩展受到了抑制(图5)。因此深煤层水力波及压裂需要选用低黏度压裂液。此外, 模拟结果显示, 井间距越小则越有利于井间复杂缝网的形成。

图4 不同泊松比(v)条件下的缝网扩展形态图

图5 不同压裂液黏度(μ )下的缝网扩展形态图

1.3 大尺寸真三轴物理模拟实验

1.3.1 实验方案

真三轴物理模拟实验能够较直观地模拟多口井裂缝延伸轨迹, 验证水力裂缝与天然裂缝的交互情况。但缺点是尺寸有限, 因此真三轴实验与离散元方法优势互补。参考李志伟等[35]的制样方法对取自沁水盆地南部寺河矿的煤块进行加工。在清水中混合红墨水作为泵注液体, 方便在压后观测水力裂缝。样品尺寸为30 cm× 30 cm× 30 cm, 煤岩面割理与最大水平主应力方向平行。由于样品制备困难, 仅选取了3块岩心进行实验, 包括1组单井压裂实验以及2组水力波及压裂实验。由于仪器泵压限制, 笔者结合沁南深煤层实际地质条件, 按照地应力差异系数相等的原则对地应力现场值和实验值进行转换, 应力施加方案如表2所示。

表2 主应力施加方案表

式中Kh表示差应力系数, 无量纲; 表示最大水平主应力, MPa; 表示最小水平主应力, MPa。

1.3.2 实验结果及分析

如图6所示, 3组实验均压开了煤样。其中样品1单井压裂产生了多裂缝(图6-a), 其中1条主裂缝打开程度较好, 但是无论是主裂缝还是分支裂缝都未能沟通面割理或端割理, 最终未能形成裂缝网络。

图6 真三轴压裂实验后裂缝形态图

样品2(图6-b)的1号井从基质沿最大水平主应力方向起裂, 通过端割理打开位于2口井之间的面割理。而2号井与端割理相连, 直接从端割理起裂并沿最小水平主应力方向延伸, 最终与面割理相交。可以看出, 水力波及压裂成功沟通了样品2的2口井, 形成了由人工裂缝、面割理以及端割理组成的复杂裂缝网络。而对于样品1, 在施加同样的应力条件下, 却未能形成裂缝网络。

样品3(图6-c)在更低的水平主应力差条件下进行水力波及压裂实验, 同样形成了由人工裂缝以及面、端割理组成的复杂裂缝网络。并且1号井在98 s沿基质起裂, 其人工裂缝相对于最大水平主应力方向发生了一定程度偏转, 这可能是由2号井先压裂缝(94 s起裂)产生的应力干扰造成的。此外, 样品3的割理缝以及人工裂缝还产生了分叉缝, 使裂缝形态更为复杂, 这与低地应力差条件下形成的裂缝网络更复杂的传统认识是相符合的。

2 水力波及压裂现场先导性试验
2.1 方案设计

在沁水盆地南部柿庄北选择了5口煤层气直井作为多井同步水力波及压裂试验井, 分别为A~E井。目标储层3号煤层埋深介于890~1 010 m, 属于深煤层。最大水平主应力方向为NE55° , 井间距离最小为543.79 m, 最大为1062.3 m(图7)。

图7 井位分布图

水力波及压裂设计是在单井体积压裂设计的基础上进行的。单井体积压裂设计的步骤如下, 首先设计包含施工液量、前置液比、前置液排量、携砂液排量、平均砂比以及段塞数量的6因素5水平正交实验方案。然后利用Meyer缝网压裂软件进行模拟计算, 可得到以SRV为目标函数的直观分析结果。根据模拟结果确定压裂施工参数最优水平组合[36]

单井模拟结果显示, 600 m3液量就可以实现裂缝长度的要求。但A井和D井位于最外围, 其受到周边井的应力干扰力度相对薄弱。因此, A井和D井采用800 m3压裂液, 考虑经济因素其余3口井采用600 m3压裂液。各井采用全程段塞以增大裂缝净压力, 采用不同目数组合的支撑剂以增大导流能力(表3)。

表3 压裂施工参数优化设计结果表

根据已有井网布局情况, 同时吸收页岩气同步压裂及改进拉链式压裂理念, 考虑先同时对A井、B井、C井和D井进行压裂, 然后对E井进行压裂, 以实现应力扰动效果最优。

2.2 施工概况

5口井施工较为顺利, 皆形成了有效压降。A井加砂47.7 m3, 平均砂比11.04%, 测压降90 min; B井加砂32.2 m3, 平均砂比9.66%, 测压降90 min; C井加砂29.7 m3, 平均砂比6.55%, 测压降90 min; D井加砂47.8 m3, 平均砂比11.17%, 测压降90 min; E井加砂32.7 m3, 平均砂比8.74%, 测压降86 min。压裂施工均达到设计要求, 具体施工参数如表4所示。

表4 压裂施工参数实际数据表
3 效果分析及评价
3.1 微地震监测

压裂过程中, 对5口井的裂缝形成情况进行了地面微地震监测。由图8可以看出:①由于煤层为裂缝性地层, 压裂形成的裂缝并非对称双翼缝, 而是裂缝带; ②由于井间应力干扰, 同步水力波及压裂4口井的主裂缝方向并非沿最大主应力方向, 而是存在一定偏转, 主裂缝与最大水平主应力的夹角分别为46° (A井)、25° (B井)、30° (C井)、85° (D井)。由于E井受水力波及压裂井的应力干扰, 主裂缝方向与最大主应力的夹角为58° 。由表5可以看出:①水力波及压裂井的裂缝长度比单独压裂井E井的裂缝长度短50~180 m; ②水力波及压裂井普遍比E井的波及体积大10× 104~53.8× 104m3, 故形成的缝网更复杂。

图8 裂缝监测形态图

表5 裂缝监测数据表
3.2 压后排采情况

水力波及压裂井中, 有3口井(A井、B井、C井)在投产后的16 d内陆续产气。由于D井尚未投产, 其数据未能分析。这3口井均见气较早, 临界解吸压力均为2~3.5 MPa, 其中C井排采8 d后便见气, B井产量最高, 2016年5月稳定在1 200 m3/d以上, A井维持在800 m3/d以上, C井基本稳产在539 m3/d以上, 这3口井采气效果总体较好, 并且产水量都有逐渐减低的趋势。但是单独施工的E井, 2016年5月平均日产气量为537 m3, 近一个月平均日产气量要低于多井同步水力波及压裂施工的其他3口井, 平均日产水量为4.8 m3, 高于其他3口井, 这说明了多井同步水力波及压裂工艺的效果总体上优于单井压裂。具体数据如表6所示。

表6 水力波及压裂井与邻井产气产水情况对比

邻近同区块构造的F井和G井早在2014年10月份完成压裂施工, 直到2016年3月31日和B井、C井、E井同时排采(图9)。F井和G井均在14 d左右见气, 平均日产量均在1 100 m3以上, 产气能力均较强, 这是由于水力波及压裂井产生的应力干扰波及了邻井(F井和G井), 造成了孔隙压力的大幅降低, 有利于邻井煤层气的解吸, 从而产生更多的自由气, 使这2口井的产量均较好。这说明水力波及压裂不仅能把煤层“ 压碎” , 还能形成区域压降, 在一定程度解决了“ 排得出” 的问题。

图9 同构造水力波及压裂井及邻井相对位置图

另一方面, 单独压裂井E井在2016年5月内的液柱高度(3号煤层顶板高度– 动液面高度)高于水力波及压裂井及其邻井, 且近1个月内的套压和井底流压普遍较低, 这也从侧面验证了水力波及压裂工艺的优越性(图10)。

图10 各井在2016年5月的套压、井底流压、日产水量及日产气量对比图

4 结论

1)应力干扰数值模拟结果显示, 水力波及压裂能形成更大范围及更大程度的应力干扰, 有利于沟通天然裂缝形成复杂裂缝网络, 而单井压裂应力干扰作用较弱; 实施水力波及压裂应满足的条件包括:较小的初始水平主应力差、泊松比、井距、压裂液黏度以及较大的裂缝半长、净压力。

2)真三轴实验发现, 同步水力波及压裂能够形成由人工裂缝、面割理及端割理组成的复杂裂缝网络, 而单井压裂不能有效沟通割理缝。

3)微地震监测结果显示, 水力波及压裂井的增产改造体积更大, 裂缝网络更为复杂。排采结果显示, 水力波及压裂产生的应力干扰能够波及至邻井, 促进邻井煤层气解吸, 水力波及压裂实施井及邻井均较早见气, 产量较为理想。

4)水力波及压裂工艺可行, 值得在具备储层和地面施工条件的煤层气直井井组(特别是深煤层)进一步推广, 该工艺配套低密度支撑剂、低伤害压裂液等材料更有利于提高产量。

The authors have declared that no competing interests exist.

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