Continuous Sand Fracturing Technology with Slick Water for Continental Shale Oil in the Dagang Oilfield
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摘要: 针对页岩油水平井采用常规滑溜水压裂时存在用液量大、砂比低、增产效果不理想等问题，通过优选聚合物降阻剂，优化黏土稳定剂、破乳助排剂和过硫酸盐类破胶剂的加量，形成了调节聚合物降阻剂加量即可调控滑溜水压裂液黏度的变黏滑溜水压裂液体系。通过支撑剂导流能力模拟试验，优选了70/140目石英砂和40/70目陶粒的支撑剂组合，经先导性试验，形成了大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术。该技术在G页2H井进行了现场试验，有效提高了施工效率和单位液体的携砂量，减少了压裂液用量，形成了较好的缝网体系，提高了储层改造程度，取得了良好的压裂增产效果。现场试验表明，该技术能够满足页岩油水平井滑溜水连续加砂压裂要求，可以为页岩油高效开发提供技术支撑。Abstract: Horizontal shale oil wells have the problems of high fluid volume and a low sand ratio during conventional slick water fracturing, which lead to poor stimulation effect. For this reason, a slick water system was developed with variable viscosity by selecting a polymer-based friction reducers and optimizing the dosage of clay stabilizers, demulsifying cleanup additives, and persulfate gel breakers. With the system, it was possible to adjust the viscosity of slick water by changing the dosage of polymer-based friction reducers. Then, the proppants composed of 70/140 mesh quartz sand and 40/70 mesh ceramsite were selected after a conductivity simulation. Finally, after pilot tests, a slick water technology for continuous sand fracturing suitable for the continental shale oil reservoirs in the Dagang Oilfield was proposed, which was tested in Well GY2H. As a result, the technology increased the construction efficiency and silt carrying capacity of the unit liquid, reduced the consumption of the fracturing fluid, and formed an effective fracture-network system, achieving excellent reservoir reformation and fracturing stimulation. The field tests proved that this technology could accommodate continuous sand fracturing with slick water in horizontal shale oil wells, providing a technical support for the efficient development of shale oil.
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Keywords:
- shale oil /
- horizontal well /
- fracturing /
- slick water /
- friction reducer /
- continuous sand adding /
- Dagang Oilfield
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干热岩（hot dry rock，HDR）是指埋藏于地下3～10 km、温度150～650 ℃、不含或微含不流动流体的高温岩体[1]。保守估计，地壳3～10 km深处干热岩所蕴含的能量相当于全球所有石油、天然气和煤炭所蕴藏能量的30倍[2]。在干热岩概念基础上发展而来的增强型地热系统（enhanced geothermal systems，EGS），是指通过水力压裂等工程手段，在地下深部低渗透性干热岩体中形成人工热储，进而长期、经济地采出相当数量地热能的人造水热系统[3]。
共和盆地目前是我国干热岩勘查与开发的试验田，位于昆仑—秦岭纬向构造带与河西系构造复合部位，是在新近纪初形成的断陷盆地，其北侧是青海南山断褶隆起带，南侧是河卡山—贵南南山断褶隆起带，西为鄂拉山断褶隆起带，东为瓦里贡山断褶隆起带。根据区域地质构造分析、地热地质调查和地球物理（航磁、地震）解译等的结果，在共和盆地恰卜恰岩体内钻了5口井深为2 927.00～4 200.00 m的干热岩勘查井。GR1井位于青海省共和县恰卜恰镇恰卜恰河谷内，是目前国内完钻温度最高的一口干热岩井，井底温度236 ℃[4-8]。
为了构建青海共和盆地干热岩井的流动和传热通道，掌握该地区干热岩井水力压裂后的裂缝走向和裂缝参数，利用地面测斜仪监测了X1井3个压裂阶段的裂缝，采集了倾斜角度的变化信号，并利用数据解释软件反演求取了裂缝参数，获得了每一压裂阶段的裂缝方位、裂缝长度与裂缝复杂性，可以为优化压裂设计、评价压裂效果以及干热岩注入–采出井的井位部署提供依据。
1. 地面测斜仪测试原理
通过水力压裂将地层压开，使之形成1条一定宽度的裂缝。压裂裂缝引起的岩石变形场向各个方向辐射，引起地面及地下地层变形。地面变形为微米级，几乎不可测量，但变形场的变形梯度（倾斜场）是比较容易测量的。因此，可以在井下或压裂井井口周围布设一组测斜仪来测量由于压裂引起岩石变形而导致的地面倾斜角度，再用地球物理反演[9]方法反演出压裂裂缝参数。图1所示为测斜仪监测垂直裂缝的原理，显示了从地面测斜仪和邻井井下测斜仪观察到的水力裂缝造成的地层变形。
在监测压裂裂缝之前，基于相关的施工参数，可以提前计算出压裂裂缝产生过程中所造成的地面最大倾斜角，计算公式为：
Tmax (1) 式中：Tmax为最大倾斜角，μrad；V为裂缝内流体的体积，m3；D为射孔垂直深度，m。
X1井目的层埋深约3 650.00 m，利用式（1）计算其每个压裂阶段（300 m3液体）形成垂直裂缝能够造成的地面最大倾斜角约为1 000 nrad，而测斜仪传感器的测量精度为1 nrad，完全满足监测的需求。
利用地面测斜仪监测压裂裂缝的方法在国内外得到了广泛应用[10-14]，但都是用于监测含油气资源沉积岩储层的压裂裂缝，笔者首次将其应用于监测干热岩压裂裂缝。
2. X1井目的层花岗岩储层特征
X1井压裂层段对应井深3 493.60～3 705.00 m，岩性主要为黑云母二长花岗岩，岩层致密且天然裂隙较发育。为进一步了解储层特性，分别进行了岩石力学和地应力试验，获取了岩石力学和地应力参数。
对共和盆地X1井所取储层岩心进行了岩石力学试验，获得了不同围压下的杨氏模量和泊松比：单轴下的杨氏模量为31.00～33.00 GPa，泊松比为0.216～0.225；围压下的杨氏模量为47.29～54.14 GPa，泊松比为0.319～0.343。40 MPa围压下的泊松比大于0.300，杨氏模量高于40 GPa。
X1井地层的各向异性较强，统计各向异性方向平均为53.5°，可知地层的各向异性方向主要为北东东—南西西，即最大主应力方向，与地面考察结果基本一致。通过地应力测试，获得X1井井深3 226.00 m处的最小水平主应力为68.94 MPa，最大水平主应力为77.67 MPa，折算到压裂段中部深度最小水平主应力为77.0 MPa，最大水平主应力为86.7 MPa，最大与最小水平主应力差为9.7 MPa。
受构造变形影响，X1井部分井段岩心裂隙发育，出现了完整岩体与裂隙岩体互层现象。X1井部分井段还有断层发育迹象，如取自井深2 250.00 m处的岩心呈角砾状，无充填物，厚34.10 m，推测为一断层。X1井井深3 000.00 m以深地应力较高，部分岩心严重饼化（见图2）。
3. X1井压裂裂缝监测方案设计
根据目的层深度和施工规模确定直井地面测斜仪的分布位置和数量。根据X1井目的层的实际井深（3 493.60～3 705.00 m）和压裂施工参数，确定该井压裂需布置42支测斜仪。结合设计方案和现场地表实际条件，在X1井井口3 km范围内布置了42支测斜仪（见图3）。图3中间是X1井的井口，黑旗代表分布在每一个测点的测斜仪，黑点是现场布置测斜仪实际走过的轨迹。每一个测点都是通过GPS定位确定的。
4. X1井裂缝监测结果及分析
在干热岩增强型地热（EGS）开发过程中，国际上一般采用对井进行取热和发电，换热井主要依据地热井热储裂缝的方位、缝长等部署。相比于微地震监测等其他监测方法，地面测斜仪能够明确给出裂缝的方位，据此可进行换热井井眼轨道设计。
青海共和X1井的压裂经历了吸水性测试、小型压裂测试、变排量注入压裂和胶液扩缝3个阶段，前2个阶段的压裂液为清水，第3个阶段的压裂液是胶液和清水。图4、图5和图6分别为3个压裂阶段测斜仪监测到的结果（左图均为矢量场图，右图均为裂缝放大图；图中绿色部分是压裂形成的垂直裂缝，红色部分是压裂形成的水平裂缝，对应了压裂过程中产生的复杂裂缝）。从图4—图6可看出，X1井3个压裂阶段形成垂直裂缝的方位都是北偏东方向，与最大水平主应力的方位一致，但每次方位略有不同，具体跟地质条件和压裂工艺参数有关。
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图 4 X1井压裂第1阶段裂缝监测结果Figure 4. Fracture mapping results of Well X1 in the first fracturing stage![]()
图 5 X1井压裂第2阶段裂缝监测结果Figure 5. Fracture mapping results of Well X1 in the second fracturing stage![]()
图 6 X1井压裂第3阶段裂缝监测结果Figure 6. Fracture mapping results of Well X1 in the third fracturing stage表1为X1井3个阶段形成垂直裂缝的主要参数及监测结果。由于X1井的目的层天然裂隙比较发育，且前2个阶段的压裂液是清水，不但黏度低（1 mPa·s）而且排量低（0.5～1.5 m3/min），导致进入垂直裂缝压裂液的占比相对较低，分别为48%和53%（见表1），其余的清水都进入了被激活的水平天然裂隙，形成了一定程度的复杂裂缝。第3阶段采用了较高黏度的压裂液（胶液+清水），而且排量较高（2.0 m3/min），进入垂直裂缝压裂液的占比最高（58%），说明采用高黏胶液（20 mPa·s）进行初期造缝，造缝效果最好，所以此时的垂直裂缝缝方位最可靠，为北偏东22.32°，同时此时缝高也最高，达到64.00 m。
表 1 X1井3个压裂阶段垂直裂缝的监测结果Table 1. Mapping results of vertical fractures during three fracturing stages of Well X1压裂
阶段裂缝
方位裂缝
倾角半缝长/
m缝高/
m压裂液
体积/m3液体进入
垂直缝
比例，%第1阶段 NE28.73° SE29.38° 81.00 51.00 163.50 48 第2阶段 NE43.50° SE60.00° 76.20 51.00 190.61 53 第3阶段 NE22.32° SE60.00° 76.20 64.00 330.10 58 青海共和X1井也利用地面微地震监测了裂缝，前2个阶段没有明确监测到裂缝的方位，第3阶段监测到裂缝方位为北偏东28.50°；根据地面测斜仪监测数据解释第3阶段裂缝方位为北偏东22.32°，两者相差6.18°。该结果从侧面证明了利用测斜仪可以监测干热岩压裂裂缝方位。
5. 结 论
1）利用地面测斜仪成功监测了青海共和干热岩X1井的压裂裂缝，监测结果表明，可以利用地面测斜仪监测干热岩井压裂裂缝的方位，为干热岩换热井井位部署和压裂设计方案优化提供依据。
2）X1井3个压裂阶段形成垂直裂缝的方位都是北偏东方向，但方位略有不同，当排量和压裂液黏度都较大时，垂直裂缝方位为北偏东22.32°。该结果与地面微地震解释结果基本相同。
3）X1井目的层天然裂隙发育，对形成适度的复杂热储裂缝非常有利。X1井3个压裂阶段都形成了既包含垂直裂缝，又包含被注入压裂液激活水平天然裂隙的复杂裂缝。
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图 1 聚合物降阻剂B的质量分数与滑溜水黏度的关系
Figure 1. Viscosity of slick water with different concentrations of friction reducer B
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图 2 变黏滑溜水压裂液耐温抗剪切性能测试结果
Figure 2. Temperature resistance and shear resistance of slick water with variable viscosity
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图 3 变黏滑溜水压裂液降阻率随降阻剂B溶解时间的变化曲线
Figure 3. Variation curve of the resistance reducing ratio of slick water with variable viscosity with the dissolution time of friction reducer B
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图 4 不同粒径、不同铺置浓度支撑剂导流能力模拟结果
Figure 4. Conductivity simulation results of proppants with different particle sizes and concentrations
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图 5 粉陶和粉砂导流能力模拟结果对比
Figure 5. Comparison between the conductivity simulation results of ceramic powder and silt
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图 6 不同粒径条件下支撑剂密度对沉降速度的影响
Figure 6. Effect of the density of proppants with different particle sizes on settling velocity
表 1 4种聚合物降阻剂的溶解时间和其溶液的表观黏度
Table 1 Dissolution time and apparent viscosity of four polymer-based friction reducers
降阻剂 类型 溶解时间/s 表观黏度/（mPa·s） A 固体粉剂 95 317 B W/O液体乳剂 30 118 C W/O液体乳剂 64 45 D W/W液体乳剂 28 32 
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