The Research and Field Testing of Dual Temporary Plugging Fracturing Technology for Shale Gas Wells
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摘要:
针对页岩气井暂堵压裂过程中存在暂堵压力升高不明显、施工压力未传递到裂缝内部、簇间暂堵与缝内暂堵无法有机结合等问题，通过选用压差聚合胶结型暂堵剂GTF-SM，并优化其用量及暂堵压裂工艺，形成了页岩气井双暂堵压裂技术。该技术在南川页岩气田LQ-1HF井分段压裂中试验了10段，与常规压裂井段相比，簇间暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了4.3 MPa，缝内暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了0.82 MPa，而且试验井段的裂缝长度平均增加了5.8%，裂缝面积平均增加了12.5%。该井采用ϕ10.0 mm油嘴放喷测试，平均产气量23.37×104 m3/d，平均套压20.17 MPa，产液量277.44 m3/d，优于同区块采用常规压裂技术的页岩气井。试验结果表明，页岩气井双暂堵压裂技术能够形成较好的复杂缝网，可以满足页岩气田高效开发及压裂作业降本增效的需求，具有良好的推广应用价值。
Abstract:Temporary plugging fracturing of shale gas wells has been challenged by the problems of insignificant temporary plugging pressure increases, the fact that the temporary plugging pressure sometimes does not transmit to the fracture, and sometimes unsuccessful combinations of inter-cluster temporary plugging and intra-fracture temporary plugging. Hence, a dual temporary plugging fracturing technology for shale gas wells was developed by adopting a GTF-SM differential pressure polymer-cemented temporary plugging agent and optimizing its dosage. It was also necessary to optimize inter-cluster temporary plugging and intra-fracture temporary plugging fracturing processes. This technology was tested for 10 stages in the staged fracturing of Well Jiaoye LQ-1HF in the Nanchuan Shale Gas Field. Compared with the stages treated with the conventional fracturing technologies, the temporary plugging pressure of the inter-cluster temporary plugging test section was increased by 4.3 MPa, and the temporary plugging pressure of the intra-fracture temporary plugging test section was increased by 0.82 MPa. The fracture length of the test section was increased by 5.8%, and the fracture area was increased by 12.5% on average. The well was tested with a ϕ10.0 mm choke, and the average gas production was 23.37×104 m3/d, the average casing pressure was 20.17 MPa and the fluid production was 277.44 m3/d, which were advantageous over those of the conventional fracturing technologies. The test results showed that the dual temporary plugging fracturing technology for shale gas wells could form a better complex fracture network and enable the high-efficiency development and cost-effective fracturing of shale gas fields, hence showing a good value for wide adoption and application.
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随着致密油气藏、非常规油气藏的深入开发，水力压裂技术已成为开发该类油气藏的核心技术之一。水力压裂的目的是在储层中形成具有高导流能力的人工裂缝，针对致密油气藏、非常规油气藏要尽可能形成复杂程度高的多级裂缝系统，而支撑剂是形成高导流裂缝的核心载体，压裂过程中支撑剂的运移及铺置规律是影响压裂改造效果的重要因素之一[1-5]。国内外学者对压裂过程中支撑剂的运移及铺置规律进行了大量的理论和实验研究[6-9]。实验装置从小型裂缝模拟装置发展为平行板模拟装置，目前主要采用可视化平行板物理模拟装置，装置规模相对较小，裂缝长度一般为2～4 m，裂缝级数相对较少，多以单一直缝为主，对于带分支缝的多级裂缝的模拟研究相对较少[10-14]，导致目前针对多级裂缝系统中的支撑剂运移和沉降规律认识不清，压裂方案针对性不强。
针对以上问题，笔者采用自主研制的多尺度裂缝系统有效输砂模拟实验装置，开展了压裂液黏度、支撑剂类型、注入排量、砂比等因素对多级裂缝系统中动态输砂规律和砂堤分布形态影响的模拟实验，给出了不同实验条件下各级裂缝中的砂堤剖面高度，为压裂液、支撑剂优选及压裂施工参数优化提供了依据。
1. 大型物理模拟实验装置
为了研究多级裂缝内支撑剂的运移及铺置规律，基于裂缝中流体流动相似原理，中国石化石油工程技术研究院自主研制了多尺度裂缝系统有效输砂大型物理模拟实验装置，可以模拟压裂过程中不同排量下的流体流动。利用该装置可进行压裂过程中压裂液黏度、支撑剂粒径、注入流量和砂比等对各级裂缝中支撑剂运移及铺置影响的实验研究。
该实验装置主要由主控系统、配液混砂系统、裂缝模拟系统、循环系统、数据采集和处理系统等组成。主控系统主要由计算机、控制面板、安全报警系统等组成，用来控制装置各部分的安全运行。配液混砂系统主要由配液罐、混砂罐、加温装置、搅拌系统、螺杆泵和流量计等组成，实现压裂液的快速配制、加温保温、混砂及携砂液的均匀注入。裂缝模拟系统主要由裂缝主体系统、照明系统和流量计等组成，用来模拟储层裂缝系统。循环系统主要由循环泵、相应管阀件等组成，用来泵入携砂液并进行循环。数据采集及处理系统主要由流量监测系统、压力监测系统、计算机、高速高清摄像机、模型控制软件和数据处理软件等组成，实验过程中可以采集数据和视频，并进行处理。
大型物理模拟实验装置的工作温度为0～90 ℃，工作压力为0～0.2 MPa，模拟排量为0～15 m3/min。根据压裂施工过程中的射孔密度、孔径和排量等参数，按照流体线速度相似原理，设计了4套射孔模拟套件，具体参数见表1。
表 1 各射孔模拟套件孔眼参数Table 1. Tunnel parameters of perforation simulation kits编号 孔眼数量 模拟射孔密度/（孔·m–1） 孔径/mm 1 8 16 10.0 2 6 12 15.0 3 3 6 30.0 4 1 2 80.0 2. 多级裂缝动态输砂实验
考虑人工压裂裂缝缝长与缝高的比及实际缝宽，以及压裂施工时压裂液的黏度、支撑剂的粒径、排量和砂比等施工参数，设计了实验方案。
2.1 实验方案设计
2.1.1 裂缝参数设置
各级裂缝参数参考压裂人工裂缝缝长与缝宽比设定，模拟的裂缝系统如图1所示。其中，主裂缝长度4.80 m，缝高0.50 m，缝宽10.0 mm；一级分支缝缝长1.00 m，缝高0.50 m，缝宽5.0 mm；二级分支缝缝长0.50 m，缝高0.50 m，缝宽2.0 mm；各级裂缝与上一级裂缝的夹角为60°。
2.1.2 实验参数设置
实验参考常规压裂现场施工情况，考虑压裂施工时的压裂液、支撑剂、排量和砂比等，选用低黏、中黏和高黏3种黏度的清洁压裂液体系，支撑剂选用30/50目、40/70目和70/140目等3种粒径的陶粒，根据不同压裂液黏度设定砂比，制定实验方案，研究不同参数下携砂液在多级裂缝中的输砂情况（见表2）。
表 2 实验方案设计Table 2. Experimental scheme design方案 压裂液类型 黏度/(mPa·s) 陶粒粒径/目 排量/(m3·min–1) 砂比，% 粒径1 粒径2 粒径3 排量1 排量2 砂比1 砂比2 砂比3 1 低黏 6～9 30/50 40/70 70/140 4.0 6.0 5 10 15 2 中黏 21～24 30/50 40/70 70/140 4.0 6.0 10 15 20 3 高黏 39～42 70/140 40/70 70/140 4.0 6.0 15 20 25 参考压裂现场施工排量，根据裂缝中流体流动相似原理设定实验排量。本文模拟压裂现场施工排量为4.0和6.0 m3/min，计算得到实验设定加砂泵频率分别为13.84和19.86 Hz。参考常规压裂射孔参数，射孔模拟套件选用表1中的2号套件。
2.2 实验步骤
主要实验步骤为：1）在配液罐中配制压裂液；2）将压裂液注入到多级裂缝系统中，使其充满裂缝系统并循环；3）将配液罐中的压裂液注入到混砂罐中，按砂比加入支撑剂并搅拌均匀，配制好携砂液；4）启动数据采集系统及视频拍摄系统；5）开启注入泵，按实验要求排量将携砂液注入裂缝系统中；6）注入结束后，停泵，待裂缝系统中支撑剂完全沉降后，打开裂缝系统出口端阀门进行排空；7）采集并处理实验数据；8）清洗实验装置，结束实验。
3. 动态输砂规律分析
根据实验结果，分析了压裂液黏度、支撑剂粒径、注入排量和砂液比等因素对各级裂缝中支撑剂沉降规律和砂堤剖面高度的影响，并测量了各级裂缝中砂堤剖面的高度。
3.1 压裂液黏度对输砂规律的影响
在40/70目支撑剂、排量6.0 m3/min、砂比10%的条件下，采用低黏压裂液和中黏压裂液携砂时，各级裂缝中的砂堤剖面高度如图2所示。
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图 2 不同压裂液黏度条件下各级裂缝中的砂堤剖面高度Figure 2. Profile height of proppant in different scaled fractures under different viscosity of fracturing fluid从图2可以看出，在低黏、中黏压裂液条件下，主裂缝中砂堤的最高高度分别为18.0和11.0 cm，最低高度分别为6.0和4.0 cm，平均高度分别为13.5和6.4 cm；一级分支缝中砂堤的最高高度分别为15.0和11.0 cm，最低高度分别为10.0和6.0 cm，平均高度分别为12.3和7.9 cm；二级分支缝中砂堤的最高高度分别为14.0和10.0 cm，最低高度分别为4.0和4.0 cm，平均高度分别为9.1和6.5 cm。
以上研究表明，压裂液黏度越高，其携砂能力越强，支撑剂更多地被输送至裂缝深处，砂堤剖面高度越小，且这种趋势在主裂缝中更加明显。
3.2 支撑剂粒径对砂堤剖面的影响
在低黏压裂液、模拟排量4.0 m3/min、砂比10%的条件下，40/70目和70/140目支撑剂在各级裂缝中的砂堤剖面高度如图3所示。
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图 3 不同粒径支撑剂在各级裂缝中的砂堤剖面高度Figure 3. Profile height of proppant with different particle sizes in different scaled fractures从图3可以看出，采用40/70目、70/140目支撑剂时，主裂缝中砂堤的最高高度分别为17.0和12.0 cm，最低高度分别为5.0和5.0 cm，平均高度分别为14.4和8.4 cm；一级分支缝中砂堤的最高高度分别为15.0和12.0 cm，最低高度分别为14.0和8.0 cm，平均高度分别为14.8和10.7 cm；二级分支缝中砂堤的最高高度分别为14.0和12.0 cm，最低高度分别为6.0和7.0 cm，平均高度分别为8.5和9.8 cm。
以上研究表明，支撑剂粒径越小，压裂液对其携带能力越强，支撑剂更多地被输送至裂缝深处，砂堤剖面高度越小，且这种趋势在主裂缝中更加明显。
3.3 排量对砂堤剖面的影响
在中黏压裂液、40/70目支撑剂、砂比15%的条件下，排量为4.0和6.0 m3/min时，各级裂缝中砂堤剖面高度如图4所示。
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图 4 不同排量条件下各级裂缝中的砂堤剖面高度Figure 4. Profile height of proppant in different scaled fractures under different flow rates从图4可以看出，排量为4.0和6.0 m3/min时，主裂缝中砂堤的最高高度分别为17.0和16.0 cm，最低高度分别为6.0和4.0 cm，平均高度分别为12.0和10.7 cm；一级分支缝中砂堤的最高高度分别为17.0和15.0 cm，最低高度分别为10.0和10.0 cm，平均高度分别为13.2和13.0 cm；二级分支缝中砂堤的最高高度分别为14.0和14.0 cm，最低高度分别为6.0和4.0 cm，平均高度分别为10.2和6.6 cm。
以上研究表明，排量越大，压裂液的携砂能力越强，支撑剂越容易被输送至裂缝深处，砂堤剖面高度越小，对中大粒径支撑剂的影响更加明显。
3.4 砂比对砂堤剖面的影响
在中黏压裂液、70/140目支撑剂、排量6.0 m3/min的条件下，砂比为5%和20%时，各级裂缝中砂堤剖面高度如图5所示。
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图 5 不同砂比条件下各级裂缝中的砂堤剖面高度Figure 5. Profile height of proppant in different scaled fractures under different proppant concentrations从图5可以看出，砂比为5%和20%时，主裂缝中砂堤的最高高度分别为4.0和12.0 cm，最低高度分别为1.0和3.0 cm，平均高度分别为2.3和8.9 cm；一级分支缝中砂堤的最高高度分别为3.0和13.0 cm，最低高度分别为1.0和11.0 cm，平均高度分别为1.6和12.3 cm；二级分支缝中砂堤的最高高度分别为1.0和12.0 cm，最低高度分别为0.5和5.0 cm，平均高度分别为0.7和9.0 cm。
以上研究表明，砂比越高，砂堤剖面高度越大，且分支缝中砂堤高度的增大幅度大于主裂缝。
4. 结论与认识
1）利用研制的多尺度裂缝系统有效输砂大型物理模拟实验装置，开展了多级裂缝动态输砂物理模拟实验，分析了不同条件下多级裂缝系统中支撑剂的输送及沉降规律，定量评价了各因素对输砂规律的影响，为压裂液及支撑剂优选、施工参数优化提供了依据。
2）压裂时采用低黏度压裂液携带小粒径支撑剂支撑微小分支缝，中黏度压裂液携带中粒径支撑剂支撑次级裂缝或主裂缝中部位置，高黏度压裂液携带大粒径支撑剂支撑主裂缝或缝口，有利于压裂液与支撑剂相互匹配，裂缝中支撑剂均匀合理分布，提高裂缝有效支撑率。
3）采用等密度单一粒径支撑剂，在不同砂比下进行了不同黏度清洁压裂液的动态输砂规律实验研究，未考虑压裂液类型、密度和混合粒径支撑剂等情况，且模拟压裂施工排量较低，存在一定局限性。
4）可参照文中思路及方法，进一步探索不同压裂液体系、不同密度压裂液、混合粒径支撑剂和高排量等条件下多级裂缝系统中的动态输砂规律，为体积压裂方案设计和施工参数优化提供理论依据。
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图 1 簇间暂堵和缝内暂堵工艺原理示意
Figure 1. Schematic of the basic principles of inter-cluster temporary plugging and intra-fracture temporary plugging
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图 2 裂缝宽度与滤饼厚度的关系曲线
Figure 2. The relation curve between crack width and filter cake thickness
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图 3 第14段簇间暂堵压裂施工曲线
Figure 3. Fracturing curves of the inter-cluster temporary plugging fracturing in the 14th stage
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图 4 第20段缝内暂堵压裂施工曲线
Figure 4. Fracturing curves of intra-fracture temporary plugging fracturing in the 20th stage
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图 5 部分压裂井段微地震监测的裂缝分布总效应图
Figure 5. The total effect diagram for the distribution of fractures detected by microseismic monitoring in some fracturing sections
表 1 暂堵剂GTF-SM的降解试验结果
Table 1 Results of degradation performance test for GTF-SM temporary plugging agent
温度/℃ 时间/h 滤纸质量/g 降解率，% 反应前 反应后 90 24 1.371 3.809 2.48 48 1.377 1.992 75.40 72 1.389 1.651 89.50 96 1.390 1.645 89.80 110 8 1.389 3.975 –3.44 12 1.385 1.671 88.60 24 1.375 1.504 94.80 36 1.359 1.491 94.70 120 6 1.348 4.138 –11.60 16 1.378 1.534 93.80 注：降解液黏度为1～2 mPa·s，pH值为4～5。 
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表 2 簇间暂堵与缝内暂堵压裂井段的暂堵剂用量
Table 2 Temporary plugging agent dosages of inter-cluster temporary plugging and intra-fracture temporary plugging
暂堵类型 裂缝宽度/mm 裂缝高度/mm 暂堵剂用量/kg 簇间暂堵 6～8 45 184～210 缝内暂堵 6～8 30 65～138
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表 3 簇间暂堵与缝内暂堵压裂井段的排量及暂堵剂用量
Table 3 Pumping rates and temporary plugging agent dosages of inter-cluster temporary plugging and intra-fracturetemporary plugging
暂堵类型 压裂井段 排量/（m3·min–1） 暂堵剂用量/kg 簇间暂堵 第10段 3.0 184 第11段 3.0 184 第14段 4.0 230 第15段 4.0 210 第18段 4.0 207 缝内暂堵 第5段 8.0 92 第7段 6.0 92 第8段 6.0 138 第16段 6.0 138 第20段 17.5 65
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表 4 LQ-1HF井双暂堵压裂井段暂堵压力统计结果
Table 4 Statistical results of temporary plugging pressure in the dual temporary plugging fracturing section of Well LQ-1HF
暂堵类型 压裂井段 暂堵压力/MPa 暂堵前 暂堵后 提高幅度 簇间暂堵 第10段 31.7 32.2 0.5 第11段 32.4 32.8 0.4 第14段 40.5 46.5 6.0 第15段 42.5 46.2 3.7 第18段 33.1 36.3 3.2 缝内暂堵 第5段 39.0 39.8 0.8 第7段 32.2 32.8 0.6 第8段 32.1 32.5 0.4 第16段 38.4 38.6 0.2 第20段 57.7 59.8 2.1
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