Volumetric Fracturing with Mixed Water in Tight Gas Reservoirsin the Hangjinqi Block
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摘要:
鄂尔多斯盆地杭锦旗区块存在致密气藏储层物性较差、单一裂缝无法有效扩大储层改造体积和压裂后初期产量低等问题，为解决这些问题，结合杭锦旗区块下石盒子组储层地质特征，按照“体积压裂”理念，分析了影响混合水体积压裂工艺效果的关键因素，优选了压裂液体系，并进行了施工排量及施工规模优化，形成了适用于杭锦旗区块致密气藏的混合水体积压裂技术。该技术采用滑溜水、线性胶和交联液等不同类型的液体进行交替压裂施工，在开启储层天然裂缝的同时形成了高导流主缝及复杂支缝，实现对储层的立体改造。该技术在杭锦旗区块现场应用了5口井，压裂后平均无阻流量为13.2×104 m3/d，增产效果明显。研究结果表明，致密气藏混合水体积压裂技术解决了杭锦旗区块单一裂缝无法扩大储层改造体积和压裂后产量低的问题，具有较好的推广应用价值。
Abstract:The goal of the study was to develop best practices for hydraulic fracturing in the complicated mixed water conditions in the tight gas reservoirs of the Hangjinqi Block. The study was necessary due to challenges such as poor physical properties, limited fracture length to cover reservoir stimulation volume, and low initial post-frac production in the tight gas reservoirs of Hangjinqi Block in the Ordos Basin. In viewing of those challenges and combining with reservoir geological characteristics of the lower Shihezi Formation within the block, key factors affecting volumetric fracturing with mixed water were analyzed, fracturing fluid system selected, and the optimization on the pumping flow rate and operation scale carried out to establish volumetric fracturing technology suitable for the tight gas reservoirs in Hangjinqi Block. In this technology, different types of fluids such as slick water, linear gel and cross-linker for the alternative fracturing are adopted, and forms high-conductive main fractures and complex branched fractures while opening the natural fractures in the reservoir to realize 3D stimulation. This technology has been applied in 5 wells in the block with average open flow capacity 13.2×104m3/d. The research showed that this technology can help in solving the problems of non-sufficient reservoir stimulation volume from limited single fracture length and low post-fracturing production, and it demonstrates a good potential for further development of standard application practices.
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Keywords:
- tight gas reservoir /
- fracturing fluid /
- volume fracturing /
- fracture conductivity /
- Hangjinqi Block
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随着海洋油气、非常规油气等资源勘探开发的不断增加，大位移井、长水平段水平井越来越多，钻井过程中井下摩阻越来越大，常出现托压、压差卡钻等问题。这不仅严重影响了机械钻速，还容易引起压差卡钻等井下故障；尤其是滑动钻进时无法给钻头施加真实有效的钻压，钻井效率较低[1–4]。目前，国内外主要使用水力振荡器解决该问题，例如，RF-Rogaland Research公司的FDR工具[5]、National Oilwell Varco公司的Agitator工具[6]和Tempress公司的Hydropull工具[7]。该类工具通过控制钻井液的流动产生沿钻柱轴线方向的振动，利用振动将静摩擦转变为动摩擦，以减小钻进过程中的摩阻，降低压差卡钻的可能性，改善钻压传递效果，进而提高机械钻速[8–12]。但现有水力振荡器普遍存在运动元件和橡胶元件，其耐高温和抗腐蚀性能差，且工作压降大，导致其使用寿命短、使用成本高。近年来，Thru Tubing Solutions公司研制了自激式涡流控制水力振荡器，通过特殊设计的流道产生压力脉动，从而产生沿钻柱轴线方向的振动，该振荡器无易损件、压降小，使用成本低[13]，现场应用取得了良好的减摩降阻效果[14]，但国内尚无相关报道。笔者研制了一种自激式涡流控制水力振荡器，现场应用结果表明，可以提高大位移井、长水平段水平井的钻井效率。
1. 水力振荡器结构及工作原理
1.1 自激式涡流控制水力振荡器结构
自激式涡流控制水力振荡器结构设计的基本思路为：从产生振动的角度考虑，流体需要通过流道产生射流并在涡流室内产生涡流；同时，为了能够产生连续的振动，需要改变射流方向，故需设计反馈流道。为此，水力振荡器设计由稳态射流系统和涡流可变液阻区2部分构成，其中，稳态射流系统由入口、喷嘴、控制流道、绕流流道和输出流道组成；涡流可变液阻区由涡流室、反馈流道、绕流流道和出口组成，基本结构见图1。
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图 1 自激式涡流控制水力振荡器的内部结构Figure 1. Internal structure of self-excited vortex control hydraulic oscillator1.2 工作原理
自激式涡流控制水力振荡器的工原理如图2所示。钻井液通过入口流入水力振荡器，从喷嘴喷出后形成高速射流，由于附壁效应的存在，射流会偏向某一侧输出流道的某一壁面（图2所示为上侧输出流道的上壁面），然后进入涡流室。在涡流室内，射流受涡流室壁面的约束，形成顺时针方向的涡流，随着涡流增强，系统压降逐渐增大，在此期间钻井液通过出口排出。在涡流室涡流强度增强的同时，一部分高速流体进入输出流道对面的反馈流道（图2所示为下侧反馈流道），这部分流体在惯性作用下沿绕流流道进入上方控制流道，使上侧控制流道压力升高，同时由于惯性流体的抽汲作用，下侧控制流道压力降低。在上下控制流道压差的作用下，射流逐渐发生转向，导致上侧输出流道进入涡流室的流体减少，涡流室内顺时针方向的涡流强度减弱，系统压降逐渐减小。当射流完全转向后，完成一个工作周期。
随着钻井液的上述流入过程重复出现，会产生周期性的压力脉动。压力脉动作用于钻具会产生轴向冲击振动，从而降低钻具摩阻，增大水平段的延伸极限。
上述分析可知，自激式涡流控制水力振荡器能否正常工作，取决于以下2个方面：1）射流附壁方向能否实现周期性切换，其切换频率决定了水力振荡器的压力脉动频率；2）能否形成涡流，这不但会影响射流方向的切换，而且会影响水力振荡器的压力脉动幅值。压力脉动频率和压力脉动幅值决定了水力振荡器的工作特性，可通过调整入口流量和流道结构进行控制。
从图2还可以看出，该结构中不包括任何的运动部件和控制部件，仅依靠特定结构的流道实现自激振动，具有良好的适用性和可靠性。
2. 性能评价
2.1 数值模型
自激式涡流控制水力振荡器的结构复杂[15–16]，难以直接进行设计计算和求解。因此，采用计算流体动力学方法，利用Fluent软件探索其运动规律。
根据运动形式，将水力振荡器简化为二维平面模型，参考图1建立几何模型，如图3所示。采用三角形网格进行网格划分，经过局部网格加密和无关性检查后得到1 183 306个网格。
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图 3 自激式涡流控制水力振荡器的二维平面模型Figure 3. 2D plane model of self-excited vortex controlhydraulic oscillator以水为计算流体介质，喷嘴处为Velocity Inlet边界，出口为Pressure Outlet边界，其余边界为Wall边界。湍流模型采用标准κ–ε模型，采用Simple压力速度耦合算法求解。
2.2 试验验证
为检验自激式涡流控制水力振荡器结构和数值模拟的有效性，进行了室内试验。采用钻井泵加压，压力传感器实时记录压力变化情况，测试了不同流量下的压力脉动幅值和频率，同时利用数值模拟方法模拟压力脉动幅值和频率，将两者得到的结果进行对比，结果如图4所示。
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图 4 数值分析与试验结果的对比Figure 4. Comparison on the numerical analysis and experimental test results从图4可以看出：自激式涡流控制水力振荡器能产生不同频率的压力脉动，说明自激式水力振荡器的结构合理，且数值模型计算结果与试验结果吻合，说明可以采用数值模拟方法分析水力振荡器的工作状态。
2.3 流场运动分析
由工作原理可知，在一个工作周期内，自激式涡流控制水力振荡器内部流场将发生规律性的变化。自激式涡流控制水力振荡器一个工作周期内内部流场的模拟结果如图5所示。
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图 5 压力脉动单周期流场流速变化示意Figure 5. Schematic diagram of pressure fluctuations in a single-cycle flow field从图5可以看出：在初始时刻，由于附壁效应，射流顺其中一侧输出流道进入涡流室，室内开始生产涡流（见图5（a））；随着涡流增强，涡流室内外液体的流速不断加快，系统压降增大，同时有部分液体进入反馈流道（见图5（b））；当涡流室内液体的流速达到最大时，部分高速流体进入反馈流道，经绕流流道变向后作用于射流，射流开始转向（见图5（c））；射流转向过程中，涡流室内的涡流逐步消失，室内液体的流速逐步降低，压降随之减小（见图5（d））；射流转向完成后，通过另一侧输出流道进入涡流室，开始下一个工作周期（见图图5（e））。
2.4 周期性压力
模拟自激式涡流控制水力振荡器出口压力的变化情况，结果如图6所示。
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图 6 自激式涡流控制水力振荡器出口压力的变化情况Figure 6. Outlet pressure variation of the self-excited vortex control hydraulic oscillator由图6可知：出口压力呈现明显的上升坡和下降坡，分别对应射流进入涡流室直至开始转向和射流转向涡流室内压力逐步降低2个阶段；当前工作状态下，入口流量为29.1 L/s，压力脉动辐值为5 MPa，压力脉动频率为13.1 Hz。
模拟不同入口流量下自激式涡流控制水力振荡器出口压力的变化，部分结果如图7所示。
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图 7 不同入口流量下自激式涡流控制水力振荡器出口压力的变化情况Figure 7. Outlet pressure variation of autonomous, self-excited vortex control hydraulic oscillator under different inlet flow rates由图7可知：流量为19.4 L/s时，压力脉动辐值为2.25 MPa，压力脉动频率为8.0 Hz；流量增大到38.8 L/s时，压力脉动辐值增大到8.90 MPa，压力脉动频率增大到17.4 Hz。表1为不同入口流量下出口压力的脉动辐值和脉动频率。
表 1 不同流量下出口压力的脉动辐值和脉动频率Table 1. Amplitude and frequency under different inlet flow流量/（L·s–1） 压力脉动辐值/MPa 压力脉动频率/Hz 9.7 0.50 4.58 14.8 1.30 6.50 19.4 2.25 8.00 24.7 3.50 11.00 29.1 5.00 13.10 34.9 7.20 15.70 38.8 8.90 17.40 由表1可知，随着入口流量增大，出口压力的脉动幅值和脉动频率增大。由于水力振荡器涡流室为定容结构，随入口流量增大，流体进入涡流室产生的涡流强度增大，自激式涡流控制水力振荡器可以达到的压力峰值增大，故压力脉动辐值也随之增大。同时，随着入口流量增大，流体推动涡流室内流体更快地完成涡流的产生和泄放，压力脉动频率也随之增大。
以上分析可以得知，在水力振荡器使用过程中，可通过调整流量使脉动压力幅值达到钻进要求。同时，自激式涡流控制水力振荡器的压力脉动频率大于5.0 Hz，可避免对随钻测量工具的干扰。
3. 结构设计分析
3.1 压力脉动辐值分析
压力脉动辐值来自于涡流室内的压降。由漩涡理论可知，涡流室内流体运动为有旋流动，称为涡核区，其内部压力分布为：
p(r)=p0+12ρω2r2−12ρv2R=p0+12ρv2R(r2R2−1) (1) 式中：p0为涡流室入口压力，Pa；ρ为流体密度，kg/m3；vR为涡流室入口流速，m/s；r为到涡流室中心的半径，m；ω为漩涡角速度，
ω=vRR ，rad/s；R为涡流室半径，m。由式（1）可知，涡流中心处的压力最低，靠近涡流室壁面处的压力最高。在入口压力不变的情况下，涡流室入口流体的流速越高，涡流室内的压降越大，压降与入口流体流速的平方成正比，即压力脉动辐值与入口流体流速的平方成正比。利用表1中的数值模拟结果绘制压力脉动幅值与入口流量的关系曲线，并进行拟合，结果如图8所示。从图8可以看出，压力脉动幅值与入口流量呈近似平方关系，与理论分析一致。
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图 8 压力脉动辐值与入口流量的关系曲线Figure 8. Relationship curve between pressure pulsation amplitude and inlet flow rate以上分析可知，提高入口流量或减小入口流道直径，可以提高水力振荡器的压力脉动辐值。
3.2 压力脉动频率分析
压力脉动频率与入口流量、反馈流道与绕流流道内流体的反馈流速有关。入口流量控制了涡流室内流体的充满时间，反馈流道与绕流流道内流体的反馈流速影响了涡流换向的时间，共同影响压力脉动频率。利用表1中的模拟结果绘制压力脉动频率与入口流量的关系曲线并进行拟合，结果如图9所示。由图9可以看出，压力脉动频率与入口流量呈近似线性关系。
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图 9 压力脉动频率与入口流量的关系曲线Figure 9. Relationship curve between pressure pulsation frequency and inlet flow rate以上分析可知，提高入口流量或缩短反馈流道与绕流流道长度，可以提高水力振荡器的压力脉动频率。
综上所述，对于给定结构参数的水力振荡器，现场应用时为了提高压力脉动频率，需要提高入口流量，但可能会导致喷嘴压降升高，使背压超出合理范围，影响水力振荡器的作用；结构设计时缩短反馈流道与绕流流道的长度，可提高压力脉动频率，但会造成输出流道倾角变大，影响射流附壁效应，产生负面影响。
4. 现场应用
自激式涡流控制水力振荡器在多口井进行了现场应用，根据距离最近、层位相同、深度相同和钻进参数相同、具有可比性的原则，将其中2口井的应用情况与邻井的钻井情况进行了对比，结果见表2。从表2可以看出，对于相同层位地层，应用自激式涡流控制水力振荡器后，机械钻速提高显著。
表 2 自激式涡流控制水力振荡器现场应用情况Table 2. Field application of self-excited vortex control hydraulic oscillator井号 应用层位 井段/m 进尺/m 机械钻速/（m·h–1） 是否使用水力振荡器 使用时间/h D43–X601井 明化镇组、沙河街组 369.00～2 654.00 2 285.00 11.50 否 D43–X508井 403.00～2 635.00 2 232.00 17.70 是 126 LX72井 东营组、沙河街组 2 923.00～3 582.00 659.00 5.40 否 LX73井 2 930.00～3 577.00 647.00 7.90 是 82 自激式涡流控制水力振荡器在D43–X508井应用中正常循环工作时间169 h，纯钻进时间126 h；在LX73井应用中正常循环工作时间126 h，纯钻进时间82 h。在钻进过程均未出现问题，表现出良好的适应性。起钻后发现，在D43–X508井应用的自激式涡流控制水力振荡器仍然完好，LX73井应用的自激式涡流控制水力振荡器出现部分冲蚀，可以判断其使用寿命不短于120 h。
同时，在定向钻进过程中，应用自激式涡流控制水力振荡器后，托压现象和调整工具面的时间减少，工具面更稳定，且未影响随钻测量工具的信号传输，表现出优良的工作特性。
5. 结论与建议
1）自激式涡流控制水力振荡器依靠稳态射流系统和涡流可变液阻区产生压力脉动，实现自激振动。该水力振荡器没有运动部件，结构简单，功能可靠。
2）建立了自激式涡流控制水力振荡器数值模型，揭示了其基于射流附壁效应的工作原理和产生压力脉动的过程，并分析了其工作指标压力脉动幅值和脉动频率与入口流量的关系。压力脉动幅值与入口流量呈平方关系，压力脉动频率与入口流量呈线性关系。
3）现场应用表明，自激式涡流控制水力振荡器在钻井过程中能够为钻柱提供一定的脉冲振动，克服部分摩阻，提高钻压传递效率和钻井速度。
4）为延长自激式涡流控制水力振荡器的使用寿命，并提高应用效果，建议采用抗冲蚀性能更好的材料和改进加工工艺。
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图 2 不同施工规模及排量对裂缝长度的影响
Figure 2. The effect of different fracturing scales and flowrates on fracture length
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图 1 不同施工规模及排量对裂缝高度的影响
Figure 1. The effect of different fracturing scales and flowrates on fracture height
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图 3 JPH–A井压裂后测试曲线G函数分析结果
Figure 3. Analysis results of G-function test data after fracturing in Well JPH-A
表 1 X井盒1储层部分井段全岩矿物组分及脆性指数计算结果
Table 1 Calculation results of the whole rock mineral composition and brittleness index of partial borehole section in He 1 reservoir of Well X
井深/m 元素含量，% 矿物含量反演计算结果，% 脆性指数，% Na Mg Al Si P Co 石英 黏土 碳酸盐岩 2 905.00 1.104 0.553 2.436 34.120 0.064 1.695 27.256 25.945 1.781 52.8 2 912.00 0.263 0.454 2.200 33.557 0.076 1.726 28.726 25.772 3.764 55.7 2 921.00 0.864 0.463 1.727 37.158 0.094 2.158 44.095 13.387 76.7 2 925.00 1.585 0.845 7.693 21.972 0.138 7.016 42.617 20.415 0.354 67.7 
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表 2 盒1储层工程地质参数
Table 2 The engineering geological parameters of He 1 reservoir
岩性 杨氏模量/GPa 泊松比 最小水平主应力梯度/
（MPa∙m–1）最大水平主应力梯度/
（MPa∙m–1）储隔层应力差/
MPa水平最大、最小主应力差/
MPa砂岩 28.2~30.3 0.20~0.21 0.017~0.018 0.019~0.022 2.8~3.5 6.7~11.6 泥岩 22.8~25.5 0.24~0.26 0.018~0.020 0.021~0.024
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表 3 目标区气井水平段成像测井裂缝解释结果
Table 3 Image logging fractures interpretation results of horizontal section in gas wells in the target area
深度/m 裂缝类型 倾角/（°） 走向/（°） 3 751.51 高导流缝 55.66 353.20 3 756.67 高导流缝 54.31 328.10 3 769.84 高导流缝 59.77 194.90 3 798.88 高导流缝 68.69 205.10 3 805.43 高导流缝 55.63 11.77 3 809.63 高导流缝 39.15 346.70 3 810.76 高导流缝 58.07 31.32 3 824.81 高导流缝 83.13 354.50 3 978.55 高导流缝 72.23 179.40 4 137.44 高导流缝 64.15 169.90
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表 4 相同施工规模条件下不同压裂方案的压裂效果模拟结果
Table 4 Simulation comparison of fracturing parameters under different fracturing schemes and the same scale
压裂方案 裂缝长度/m 支撑缝长度/m 裂缝总高度/m 支撑缝高度/m 支撑剂浓度/（kg∙m–2） 无因次导流能力 方案1 209.20 206.80 40.20 39.72 15.66 12.31 方案2 245.10 245.10 64.80 64.08 1.93 1.58 方案3 247.50 247.50 63.96 63.84 4.19 4.53 方案4 238.70 235.70 58.20 57.48 5.71 5.66
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表 5 不同施工规模及排量下裂缝参数模拟结果
Table 5 Simulation results of fracture parameters under different fracturing scales and flowrates
排量/
（m3∙min–1）不同施工规模下的裂缝高度/m 不同施工规模下的裂缝长度/m 200 m3 300 m3 400 m3 600 m3 800 m3 1 000 m3 200 m3 300 m3 400 m3 600 m3 800 m3 1 000 m3 2 22.16 31.47 35.39 40.29 50.59 54.26 68.38 69.90 97.33 73.33 80.19 86.29 4 22.62 32.67 36.35 43.21 49.58 53.26 83.31 97.79 114.17 82.17 85.22 87.50 6 24.56 33.38 38.29 46.13 52.25 54.95 103.58 116.92 122.63 96.72 95.58 96.34 8 25.00 34.80 40.44 48.28 56.13 60.05 135.28 134.14 122.33 127.28 118.14 114.71 10 26.42 36.47 44.07 51.18 60.00 64.16 163.17 132.69 121.26 154.02 143.36 136.50 12 28.09 37.16 52.35 60.20 65.10 68.04 172.01 137.34 120.57 178.86 162.10 157.15
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表 6 5口井的混合水体积压裂现场试验效果
Table 6 Field test results of volumetric fracturing with mixed water in 5 wells
井号 层位 工艺 压裂段数 入地液量/m3 加砂量/m3 排量/（m3∙min–1） 油压/MPa 返排率，% 无阻流量/（104m3∙d–1） JPH–A 盒1 裸眼封隔器+连续油管 8 3 110.4 346.8 4.1~4.6 15.2 30.16 18.68 JPH–B 盒1 固井+连续油管 8 2 892.8 361.3 2.0~4.6 15.6 85.60 10.56 JPH–C 盒2 投球滑套 9 5 427.4 457.5 6.0~7.0 14.6 40.58 25.11 JPH–D 盒1 投球滑套 5 2 915.2 304.4 5.9~6.1 3.2 111.99 1.92 JPH–E 盒1 投球滑套 11 4 997.9 568.5 5.9~6.0 13.8 52.24 9.47
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