石英砂用于页岩气储层压裂的经济适应性
杨立峰1,2, 田助红1,2, 朱仲义3, 严星明1,2, 易新斌1,2, 段贵府1,2, 蒙传幼1,2, 邹雨时4
1.中国石油天然气集团有限公司油气藏改造重点实验室
2.中国石油勘探开发研究院
3.中国石油西南油气田公司页岩气研究院
4.中国石油大学(北京)

作者简介:杨立峰,1979年生,高级工程师,硕士;主要从事采油气工程领域的水力压裂理论及工艺技术研究工作。地址:(100083)北京市海淀区学院路20号。电话:(010)83596749。ORCID: 0000-0001-7078-6860。E-mail: yanglf69@petrochina.com.cn

摘要

四川盆地长宁—威远地区页岩气储层最小主应力介于44~68 MPa,一直使用可在高闭合压力下保持高导流能力的40~70目陶粒作为主要的支撑剂,但用量大、成本高。为了进一步降低支撑剂的成本,在采用气藏数值模拟方法论证储层所需的支撑裂缝导流能力的基础上,利用页岩气井生产分析结果和人工裂缝模拟结果研究储层作用在支撑剂上的有效应力、有效应力的加载速度和支撑剂的铺置浓度,提出了适合该区页岩气井压裂支撑剂导流的实验方法,评价了石英砂的导流能力及其对页岩气产能的影响,并利用该方法进行了支撑剂的筛选和现场试验。结果表明:①页岩基质渗透率小于6.0×10–4 mD时,主裂缝导流能力介于0.8~1.0 D·cm、分支裂缝导流能力介于0.05~0.10 D·cm即可满足生产需求;②当主裂缝垂直于最小主应力方向、分支裂缝垂直于主裂缝时,该地区页岩储层作用在主裂缝内支撑剂上的有效应力最大值为54 MPa,作用在分支裂缝内支撑剂上的最大有效应力约为69 MPa;③对标准支撑剂导流能力评价实验方法进行了修改——应力加载速度为1.0 MPa/min,支撑剂铺置浓度为2.5 kg/m2,最高加载压力设定为70 MPa;④优选70/140目石英砂能够满足该区页岩气井压裂需求。在该区2个平台4口井的应用效果表明,将石英砂比例从30%提高到70%~80%,单段产气量无明显变化,单井可以节约支撑剂成本60万元~100万元,如果石英砂本地化,则成本可进一步降低。结论认为,该项成果为在基质渗透率极低的致密油气储层中采用石英砂替代陶粒以降低成本提供了技术支撑。

关键词: 页岩气; 储集层; 石英砂; 陶粒; 替代实验; 加载速度; 高应力; 长宁—威远地区; 降低成本
Economic adaptability of quartz sand for shale gas reservoir fracturing
Yang Lifeng1,2, Tian Zhuhong1,2, Zhu Zhongyi3, Yan Xingming1,2, Yi Xinbin1,2, Duan Guifu1,2, Meng Chuanyou1,2, Zou Yushi4
1. CNPC Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Stimulation, Langfang, Hebei 065007, China
2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China;
3. Shale Gas Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China;
4. China University of Petroleum, Beijing 102249, China
Abstract

In the Changning-Weiyuan area of the Sichuan Basin, 40~70 mesh ceramsite that can keep high flow conductivity at high closure pressure is always used as the main proppant in the fracturing of shale gas reservoirs the minimum principal stress of which ranges between 44 and 68 MPa, but its consumption and cost are high. To reduce the cost of proppant, the flow conductivity required to support the fractures in the reservoirs was demonstrated by means of numerical reservoir simulation. Then, the effective stress of reservoir on the proppant, the loading rate of effective stress and the proppant placement concentration were analyzed by using the analysis results of shale gas well production and the simulation results of hydraulic fractures. Finally, the experimental method suitable for the flow conductivity of proppant used in the shale gas well fracturing in the study area was developed and the flow conductivity of quartz sand and its effect on the productivity were evaluated. Furthermore, this method was used for the screening and field test of proppant. The following results were obtained. First, when the matrix permeability of shale is lower than 6.0×10–4mD, the production requirement can be satisfied as long as the flow capacity of main fractures and branch fractures are 0.8-1 D·cm and 0.05-0.10 D·cm, respectively. Second, when main fractures are vertical to the minimum principal stress and branch fractures are vertical to main fractures, the maximum effective stress of shale reservoirs on the proppant in the main fractures is 54 MPa and that in the branch fractures is about 69 MPa. Third, the experimental method for evaluating standard proppant flow conductivity is modified by setting the stress loading rate at 1.0 MPa/min, the proppant placement concentration at 2.5 kg/m2 and the maximum loading pressure at 70 MPa. And fourth, the 70/140 mesh quartz sands are selected as the optimum proppant for shale gas well fracturing in the study area. The application in 4 wells on two pads in shows that single-section gas production rate is not changed obviously and single-well proppant cost is reduced by CNY 0.6-1 million when the ratio of quartz sand is increased from 30% to 7080%. And the cost may be cut further if quartz sand is acquired from local markets. In conclusion, the study results provide a technical support for cost reduction by replacing ceramsite with quartz sand in the tight oil/gas reservoirs the matrix permeability of which is extremely low.

Keyword: Shale gas; Reservoir; Quartz sand; Ceramsite; Replacement experiment; Loading rate; High stress; Changning-Weiyuan area; Cost reduction
0 引言

水力裂缝的导流能力是影响页岩气单井压后的产量重要因素之一[1, 2, 3, 4]。四川长宁— 威远地区页岩气储层压裂由于其闭合压力较高[5](储层埋深2000~3 500 m、44~68 MPa), 以往使用可在高闭合压力下保持高导流能力的40/70目陶粒作为主要的支撑剂, 达到保持裂缝通道长期有效的作用[6, 7, 8], 实现单井增产。但由于用量大, 单井的材料成本较高。

国外致密油气为了进一步降低支撑剂的成本, 开始大量使用石英砂。但论述为何可以采用石英砂作为支撑剂替代陶粒在页岩气较高应力的储层论证石英砂的应用可行性未见相关报道。

笔者提出了论证在非常规高应力储层应用石英砂的适应性的方法。并利用气藏数值模拟方法, 论证了储层所需的支撑裂缝导流, 利用页岩气井生产历史统计分析结果和人工裂缝扩展模拟结果, 明确了储层作用在支撑剂上的有效应力、有效应力加载在支撑剂上的加载速度和缝网内的支撑剂的铺置浓度, 认识到常规的支撑剂评价方法无法直接应用于页岩气应用支撑剂的优选。提出了新的适合长宁— 威远地区页岩气现场选用支撑剂导流的实验方法, 并利用该方法进行了支撑剂的筛选, 优选了试验井, 开展了大规模应用石英砂矿场实验, 论证了在该地区3500 m以浅储层应用石英砂作为支撑剂的可行性和适应性。

1 页岩气用石英砂适应性论证流程

由于以往石英砂多用于埋深较浅、闭合压力多小于30 MPa的常规储层, 在这种情况下, 石英砂可以提供较高的导流能力, 满足生产对导流能力的需求。

对于长宁— 威远地区的储层埋深2000~3500 m而言, 闭合压力较高(44~68 MPa), 明显已经大于常规储层, 在生产后期, 作用在支撑剂上的力会远大于30 MPa, 在这种条件下石英砂的破碎率明显增加, 保持导流能力的水平也会显著降低, 是否能够满足生产需求, 需要新的实验流程和论证过程。

笔者提出了研究石英砂在高闭合应力储层应用的论证过程如图1所示。即:①采用数值模拟方式结合基质渗透率, 论证生产中所需裂缝的导流能力; ②通过储层应力状态、裂缝扩展模拟及以往井生产历史, 确定加载支撑剂上的最高载荷、支撑剂的铺置浓度、实验中的应力加载速度3个条件, 并结合室内实验条件, 制定实验方法, 进行样品的导流能力测试筛选实验; ③利用初选出来的实验样品, 进行长期导流能力的实验或者估算, 然后进行初步压裂设计, 并进行经济评价, 进行再次筛选; ④进行现场实验, 并观察效果, 如果与可对比井对比结果可以接受, 则进行推广应用, 如果不满足生产需求, 则再重新调整实验方案, 调整实验样品(这里即包括石英砂, 也包陶粒混合石英砂样品), 再次重复筛选合格样品, 直到筛选出满足生产需求的样品。

图1 论证支撑剂适应性的流程图

2 页岩储层人工裂缝导流能力需求
2.1 储层基质渗透率

页岩气水力压裂所需的人工裂缝导流能力取决于页岩基质的渗透率。由于页岩基质的孔渗极低, 在含天然裂缝的储层压后多形成复杂裂缝, 因此尚无法采用较为精确的矿场方式获取基质渗透率。笔者采用岩心测试结果。作为论证人工裂缝导流能力的基础参数, 长宁区块下志留统龙马溪组优质段页岩基质渗透率为0.7× 10– 4~1.5× 10– 4 mD, 平均1.0× 10– 4 mD; 威远区块优质段页岩基质渗透率为1.0× 10– 4~ 6.0× 10– 4 mD, 平均2.4× 10– 4 mD。

2.2 页岩缝网所需裂缝导流能力

利用数值模拟方法, 对生产所需的人工裂缝导流能力进行了分析, 结果表明, 人工裂缝导流能力需求较低, 且分支裂缝导流对产量的影响小于主裂缝导流。这里给出某个计算实例进行说明, 模拟假设裂缝形态呈现缝网状态, 主裂缝间距25 m, 分支裂缝间距25 m, 水平段长度1 500 m, 储层厚度40 m, 主裂缝长度100 m, 压力系数2.0, 基质渗透率分别为1.0× 10– 4 mD、2.4× 10– 4 mD、6.0× 10– 4 mD。

模拟结果表明, 裂缝导流能力增加到一定值后, 当主裂缝导流能力为0.8~1.0 D· cm(图2), 分支裂缝导流能力为0.05~0.10 D· cm(图3), 累计产气量增幅变缓。

图2 单井不同主裂缝导流3年末的累计产气量图
(分支裂缝导流能力0.05 D· cm)

图3 单井不同分支裂缝导流3年末的累计产气量图
(主裂缝导流能力1.0 D· cm)

3 现场用支撑剂评价实验新方法
3.1 支撑剂上的有效应力

加载在支撑剂上的力与应力的状态和孔隙压力有关, 对于主裂缝垂直于最小主应力方向的情况, 生产初期加载在主裂缝支撑剂上的力为闭合压力(此时该值理论上与最小主应力相等)与孔隙压力的差值, 生产过程中孔隙压力逐渐降低, 应力也随之降低[9]。即

$\sigma_e(t)=\sigma_c+{\frac{\nu}{1-\nu}}[\sigma_{now}(t)-P_0]-P_{now}(t)$ (1)

式中σ e表示作用在支撑剂上的有效闭合压力, MPa; t表示生产时间, d; σ c表示储层原始闭合压力, MPa; v表示泊松比, 无因次; σ now表示储层缝内闭合压力, MPa; po表示原始孔隙压力, MPa; pnow(t)表示生产到t时刻对应的缝内某点的压力, MPa。

长宁区块的泊松比为0.158~0.331, 平均0.225; 威远区块的泊松比为0.115~0.258, 平均值为0.22。以此可以估算, 当深度为3 500 m时的压力系数为1.6、闭合压力为68 MPa时, 其井底压力降低到3 MPa(假设废弃压力为3 MPa), 最高作用在支撑剂上的力约为50 MPa; 当压力系数较低时取1.2, 应力较高情况取68 MPa, 废弃压力取3 MPa, 则最高作用在支撑剂上的力约为54 MPa。

长宁— 威远地区测井计算得到最大主应力比最小主应力高10~15 MPa, 则分支裂缝内最高作用在支撑剂上的力约为69 MPa。

3.2 支撑剂上的有效应力加载速率

裂缝闭合后作用在支撑剂上的有效应力会随着生产压差的增加而增加, 其增加的速率与井底压力降低的速率是同步的。通过对长宁— 威远地区页岩气井生产数据分析(表1), 认识到生产过程中有效应力加载在近井支撑剂上的速率为0.013~0.270 MPa/d(考虑因孔隙压力降低导致的闭合压力降低影响加载速度会更低)。

表1 长宁— 威远地区作用在支撑剂上的压力加载速度表
3.3 支撑裂缝有效宽度和支撑剂铺置浓度

裂缝扩展模拟表明, 典型施工参数(施工排量12 m3/min、4簇、滑溜水黏度2 mPa· s)和储层条件下, 水力压裂中人工裂缝宽度为0.4~2.0 mm, 折算后支撑剂铺置浓度为1.0~2.5 kg/m2(图4)。

图4 威远区块某井压裂过程中的裂缝剖面模拟结果图

3.4 现场用支撑剂优选实验方法

国内常规的支撑剂导流能力评价标准是采用约3.5 MPa/min的应力加载速度加载, 支撑剂铺置浓度为5 kg/m2、10 kg/m2。这2个参数与长宁— 威远地区龙马溪组页岩气现场实际生产时候的值差别较大, 为了更符合现场实际情况, 对实验方法进行了调整, 将铺置浓度调整到2.5 kg/m2, 将加载速率调整到1 MPa/min, 依据储层的闭合压力情况, 结合实际生产过程中井底压力, 将最高加载应力设置在70 MPa。

3.5 室内支撑剂检测结果

利用笔者提出的实验方法, 对8组70/140目的石英砂样品进行了筛选, 优选出来2组能够满足生产需求的石英砂样品(图5)。根据测试结果推测, 在最高加载压力50 MPa时, 2组70/140目石英砂样品气测长期导流能力为1.01~1.09 D· cm(根据以往测试结果, 一般情况下气测为液测导流能力的3倍, 而短期导流能力相当于长期导流能力的1/3[10, 11])。

图5 70/140目石英砂导流能力测试结果图

对于分支裂缝情况, 按最大值估算, 则作用在支撑剂上的有效应力约为69 MPa, 此时铺置浓度为2.5 kg/m2时的导流能力为0.53~0.56 D· cm(图5), 根据模拟结果最小裂缝宽度可能为0.4 mm, 相当于最大缝宽2 mm的20%, 如果采用本方法获得的支撑剂进行支撑, 则此时分支裂缝的导流能力也会大于0.10 D· cm(单层或者非均匀铺置的导流能力会高于多层铺置)。

3.6 应用石英砂对产能的影响

为了论证实验筛选的石英砂能否满足现场实际需求, 利用该石英砂的测试结果进行外推获得长导数据, 利用数值模拟方法对考虑长导条件下的陶粒和本次筛选的石英砂的产能进行了模拟计算和对比分析(不考虑因为70/140目替换原有的40/70目陶粒, 粒径变小导致的裂缝长度增加的影响), 模拟结果表明(图6), 采用全部70/140目石英砂“ 替换” 陶粒后, 产能几乎没有变化。因此筛选的70/140目石英砂能够满足需求。

图6 基质渗透率为6.0× 10– 4 mD时的模拟结果图

4 石英砂试验矿场应用效果
4.1 长宁区块龙马溪组页岩气典型试验井效果

长宁区块某A平台2口井, 储层埋深2579~ 2980 m, 优质储层钻遇率长宁A-1井99.5%, 长宁A-2井95%, 脆性指数57%, 总有机碳含量3.2%~3.7%, 孔隙度介于5.1%~6.4%。

设计时, 提高2口井的石英砂比例至70%~ 80%(质量比)。实际实施后, 长宁A-1井70/140目石英砂占比67%、40/70目陶粒占比33%; 长宁A-2井70/140目石英砂占比31%、40/70目陶粒占比79%(表2)。施工过程中砂浓度介于120~160 kg/m3。2口井均采用桥塞分段分簇射孔方式进行施工, 施工排量12~14 m3/min, 单段液量1 860~1 900 m3。其中长宁A-1井, 由于施工中部分井段套变, 因此仅压裂18段。

表2 长宁A区块2口井的地质和施工基本参数表

试验结果表明, 长宁A-2井的井口压力为17.23 MPa, 测试产量为30.6× 104m3/d, 平均单段产气量1.3× 104m3/d。长宁A-1井的井口压力为18.24 MPa, 测试产量为40.0× 104m3/d, 平均单段产气量为2.2× 104m3/d。对比结果说明, 增加石英砂的比例并未影响产量。而且试验井通过增加单段石英砂用量为58%, 测试产量单段提高了67%, 两个月末的累计产气量单段提高了50%(图7)。

图7 长宁区块2口水平井单段平均累计产气量对比图

4.2 威远区块龙马溪组页岩典型试验井效果

威远区块某A平台2口井, 储层埋深3120~ 3510 m, 优质储层钻遇率100%, 脆性指数54%, 孔隙度7.6%, 岩心渗透率0.000 095~0.000 600 mD, 其他地质参数相当。

设计时提高70/140目石英砂比例70%~80%, 2口井均采用桥塞分段分簇射孔方式进行施工, 施工排量12~14 m3/min, 单段液量1 840~1 900 m3, 单段砂量89~105 m3表3) 。

表3 威远A区块2口井的地质和施工基本参数表

产量统计结果表明(表4), 压后2口井180 日末的累计产量相差不大(图8)。180日末的井口压力相近情况下, 簇数仅增加3%, 液量增加了2%, 砂量提高18%, 日产气量却提高约47%, 证明增加70/140目石英砂用量、降低40/70目陶粒用量在深层也可行。

表4 威远A区块2口井日产气量情况表

图8 威远区块2口水平井累计产气量对比图

5 结论

1)依据长宁— 威远地区页岩气生产过程分析, 提出了在筛选支撑剂时, 为了更接近现场实际情况, 应降低筛选实验的有效应力加载速率, 改变铺置浓度, 加载到最高有效闭合应力。

2)数值模拟表明, 对于长宁、威远区块的储层, 其基质渗透率小于6.0× 10– 4 mD时, 主裂缝导流能力介于0.8~1.0 D· cm、分支裂缝导流能力0.05~0.10 D· cm即可满足生产需求。

3)当主裂缝垂直最小主应力方向, 分支裂缝垂直主裂缝时, 对于长宁— 威远地区埋深2000~ 3500 m的储层, 作用在主裂缝内支撑剂上的最大有效应力低于54 MPa, 作用在分支裂缝内支撑剂上的最大有效应力约为69 MPa(测井解释最大水平主应力结果)。

4)通过室内实验筛选出能够满足长宁— 威远地区需求的70/140目石英砂, 并开展了现场实验。结果表明该地区两个平台的典型井, 将石英砂比例从约30%提高为70%~80%, 单段产气量无明显变化, 证明在页岩气深层, 采用提高石英砂比例“ 替换” 陶粒可行。

5)由于石英砂成本较低, 预计通过石英砂“ 替换” 陶粒方法, 1 500 m水平段, 分压20段, 单段砂量150 t, 采用替换方式将石英砂比例提高到70%~100%, 则单井可以节约支撑剂成本60万元~ 100万元(石英砂按800元/t计算, 陶粒按1300元/t), 按建产100× 108 m3、1 000口水平井计算, 通过该方法可节约6亿元~10亿元, 如果石英砂本地化, 则成本进一步降低, 经济效益会更好, 具有较大的推广和应用价值。

The authors have declared that no competing interests exist.

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