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中国页岩油资源潜力巨大,已成为继页岩气之后非常规油气勘探开发的新热点[1-3]。吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油含量丰富,其井控储量为11.12 亿t,已成为中国首个国家级陆相页岩油建设示范区[4]。芦草沟组页岩油储层厚度平均为200 m,埋深平均为3 570 m;储层物性差,覆压下孔隙度平均为11%,渗透率平均为0.01 × 10 -3 μm 2 [5];水平应力差( 8~12 MPa)较大,天然裂缝整体不发育[6]。芦草沟组页岩油的另一个重要特点是地层呈薄互层状,单层厚度为厘米级,层理弱面特征明显,同时在上下甜点体内存在高强度泥岩隔层遮挡层。由于层理面和高强度泥岩隔层的影响,采用常规水基压裂存在水力裂缝纵向穿层能力受限、油层整体动用难的问题,制约了页岩油开发效果[6-7]。马新仿等[8]曾采用层理胶结强度较弱的龙马溪组页岩开展了真三轴压裂模拟试验,发现水力裂缝容易沿着层理面转向扩展,裂缝垂向扩展受到限制。此外,相关数值模拟研究验证了层理对裂缝垂向扩展的限制作用[9-10]。从二十世纪八十年代初开始,国内外学者在常规砂岩储层进行了大量的CO2 压裂矿场实践,且主要应用于低压、低渗、高水敏的气井增产改造,并取得了良好的增产效果[11-15]。新疆油田针对吉木萨尔芦草沟组地层原油黏度高、流动性差的问题,正在积极推动CO2 前置压裂技术,通过压裂后焖井促进CO2 与原油混相,达到降低原油黏度的目的[16]。同时,CO2 压裂还具有降低地层伤害、增加地层能量和节约水资源等优点,其独特的优势可进一步提高非常规油气资源开发的潜力[17-18]。然而,CO2 具有低/超低黏度,易向页岩储层的层理中渗滤,不利于CO2 在井筒中憋起高压将地层压裂,且存在裂缝易沿层理扩展的问题[19]。东胜气田已成功开展了CO2 复合干法压裂试验,主要利用CO2(前置液)的低黏度和极低表面张力的特性在相对均质的致密砂岩储层造复杂缝,并结合高黏双极性压裂液携带支撑剂进入裂缝并支撑裂缝[20]。从综合利用不同压裂介质特性的角度考虑,能否通过高黏度胍胶启缝、CO2 进一步扩展裂缝的复合压裂方式突破层理对裂缝高度的限制, 需进一步研究页岩储层CO2-胍胶复合压裂相比于常规水基压裂、CO2 直接压裂缝高扩展的优势。此外, 针对天然页岩的室内压裂模拟试验多采用裸眼完井方法[8],或采用预置含模拟射孔的井筒和人工浇铸岩样相结合的方法[21],其裂缝扩展规律与实际存在差异。针对上述问题,笔者基于真三轴水力压裂模拟系统,建立一套天然岩样水平井多段压裂物理模拟试验方法,研究常规水基压裂(胍胶、滑溜水)、超临界CO2 压裂和CO2-胍胶复合压裂的裂缝高度扩展规律,并分析排量对复合压裂缝网形成的影响。基于试验结果,提出一种适合于层理性页岩储层的CO2-胍胶复合压裂新方法,即先采用高黏度胍胶压裂液启缝,在近井区域突破层理,然后大排量注入CO2 进一步扩缝高、开启层理和沟通远井天然裂缝,从而提高压裂改造体积。
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1 水平井多段压裂物理模拟试验
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1.1 试验装置与试样制备
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1.1.1 真三轴水力压裂模拟系统
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室内压裂物理模拟试验是认识裂缝扩展规律的有效手段,大量学者通过室内试验手段研究了压裂裂缝扩展规律[8-9,21]。多段压裂试验采用一套真三轴水力压裂模拟系统,如图1 所示。岩心室尺寸为40 cm×40 cm×40 cm,可对边长为30 cm的立方体试样开展压裂模拟试验。应力加载系统为岩心室内的试样施加三向应力,其中 X 轴的最大加载应力为15 MPa,Y 轴和 Z 轴的最大加载应力为30 MPa。声发射监测系统可进行水力裂缝空间展布定位和破裂机制分析。为了获得较好的声发射定位效果,在试样5 个端面的承压板分别布置2 个普通声发射探头,在1 个端面的承压板上布置2 个三分量探头,总共16 通道采集声发射数据。恒速恒压泵的最大注入排量为500 mL/min,最高注入压力为65 MPa。低温浴槽可降低CO2 温度,将其转变为CO2 泵可增压的液态。温度控制系统可控制岩心室和中间容器温度,用于加热试样、压裂介质和染色液。数据采集系统可实时采集注入压力和排量等数据。
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图1 真三轴水力压裂模拟系统
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Fig.1 True triaxial hydraulic fracturing system
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1.1.2 试样制备
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试验所用岩样取自同一块芦草沟组页岩露头, 其层理分布特征和力学性质相近。页岩岩样为边长30 cm的立方体,层理面近似平行于岩样端面。为模拟水平井压裂,在垂直层理面的表面中心钻取1 个直径为2.8 cm、深度约为23.5 cm的盲孔(图2(a))。将外径2.5 cm、内径2.2 cm的聚氟乙烯(PVC)管居中放置于此盲孔内,并在盲孔底部滴入深度为1.0 cm的高强度环氧树脂,待环氧树脂胶固结(24 h)后,向盲孔和PVC管之间的环空注入高强度环氧树脂,将PVC管和试样固结。采用数控割缝机在井筒不同深度位置径向切割出6 个直径为3.4 cm的凹槽,在岩石中的切割深度为0.3 cm,实现对套管射孔完井的模拟,射孔位置为9.5、10.5、14.5、 15.5、19.5、20.5 cm,每两个射孔对应一个压裂段(图2(b),其中d为射孔深度,h为射孔间距,σh、σH和 σv 分别为最小水平主应力、最大水平主应力和垂向应力)。
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图2 压裂物模试样及完井示意图
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Fig.2 Fracturing specimen and schematic diagram of completion
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1.1.3 页岩物性参数测试
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X射线衍射测试结果表明,该页岩矿物组成以长石和菱镁矿为主,其中长石质量分数为36.7%, 菱镁矿质量分数为25.7%,石英和碳酸盐岩含量适中,质量分数分别为16.9%和14.8%,黏土矿物含量较低,质量分数为5.9%。压裂前后采用大尺寸高能CT扫描系统(型号:IPT4106D)检测试样内部层理和裂缝分布,该系统的线性加速器可将X射线源的能量增大到6 MeV,空间分辨率为4 Lp/mm,对比分辨率为0.4%。压裂前岩样CT扫描的结果表明,芦草沟组页岩含有大量的层理弱面和少量的天然裂缝(图3( b))。铸体薄片观察结果表明,该页岩含有大量厘米级矿物夹层,矿物夹层与邻近矿物之间存在明显界面特征,矿物夹层内还存在一些微裂缝(缝宽为5~70 μm)(图4)。
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图3 压裂前物模岩样CT扫描
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Fig.3 CT scanning of specimen priors to fracturing experiment
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图4 芦草沟组页岩层理和微裂缝
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Fig.4 Bedding plane and microfractures of Lucaogou shale
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通过单轴压缩和巴西劈裂试验测得的页岩岩样力学参数如表1 所示。由表1 可知,垂直层理方向页岩抗张强度约为平行层理方向的2.3~10 倍。
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1.2 试验方案
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根据研究区块水平应力差(8~12 MPa)和垂向应力差(10~20 MPa),设定压裂试验的最小水平主应力 σh、最大水平主应力 σH 和垂向应力 σv 分别为10、20、25 MPa。采用从井筒趾部向跟部的顺序分3 段压裂,段间距(s)根据几何相似原则确定,设定段间距为5 cm,每个压裂段设定两簇射孔,射孔簇间距为1 cm,射孔深度为0.3 cm [21]。为了考察不同压裂液的压裂改造效果,采用低黏度滑溜水压裂液(μ=2.5 mPa·s) 和超临界CO2 压裂液( μ=0.02 mPa·s)、高黏度胍胶压裂液(μ=200 mPa·s)进行单一介质的压裂模拟。此外,对比分析CO2-胍胶复合压裂与单一介质压裂效果的差异。 CO2 -胍胶复合压裂在现场的压裂顺序为,先采用胍胶垂向启裂裂缝,然后大排量注入CO2 扩缝高,达到提高改造体积的目的。由于裂缝起裂瞬间的扩展速率极快, 室内试验极难控制胍胶仅在井筒附近有限范围内产生裂缝,而不形成贯穿试样的裂缝。同时,即使采用胍胶在层理性页岩试样井筒附近形成有限范围的裂缝,新形成的裂缝可能沟通近井筒的层理,导致后续注入的CO2 通过层理滤失而无法在井筒憋起高压。因此在充分考虑胍胶和CO2 在复合压裂中作用的基础上,近似模拟CO2-胍胶复合压裂,其方法为:低排量向井筒注入胍胶直至15 MPa,稳压5 min封堵近井区域的层理和微裂缝,然后大排量将超临界CO2 注入压裂试样。其中井筒中胍胶段塞的隔离作用可降低CO2 的滤失。
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由于实验室条件的限制,很难获得水力压裂应用的现场规模参数。因此根据实验室设备的性能并遵循相似准则[22],设定不同黏度流体的注入排量: 滑溜水和胍胶的排量为20 mL/min,超临界CO2 的排量为100 和500 mL/min。压裂过程中,试样和注入流体的温度维持在地层温度(80℃)。为了避免岩样在加工过程中潜在的损坏和岩样的非均质性对试验结果可靠性的影响,每种试验条件均开展了重复试验,试验方案如表2 所示。
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1.3 试验方法
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1.3.1 多段压裂注入井筒
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为模拟水平井多段压裂,研制可重复使用的三段压裂注入井筒,如图5 所示。根据试样尺寸(30 cm)设定水平井长度为22 cm,根据实验室模拟射孔完井设备的性能设定井眼直径为2.2 cm。该注入井筒含有3 个独立的内径为0.3 cm的注入孔道。当注入井筒插入固结在试样内的PVC管后,3 个注入管道被8 个密封圈分隔成3 个互不连通的压力系统,分别对应第一压裂段、第二压裂段和第三压裂段,每一个压裂段由注入孔道和射孔(环形凹槽)组成。密封圈与PVC管紧密贴合。当向某一注入孔道注液时,密封圈可防止压裂液进入临近压裂段,从而实现多段压裂模拟。
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图5 多段压裂注入井筒及其结构示意图
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Fig.5 Injection tool and its schematic diagram for multi-stage fracturing
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1.3.2 试验步骤
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以7 #试样CO2-胍胶复合压裂为例,说明水平井多段压裂模拟步骤:①连接注液管线,将安装有声发射探头和加热片的承压板固定在试样的6 个表面,用同轴缆线连接声发射采集系统,并设置相关采集参数;②沿X轴方向将试样推入试验系统的岩心室内,通过液压站施加三向应力,并维持三向应力稳定;③将胍胶压裂液和染色液置于中间容器内,启动温度控制系统,将试样和3 个中间容器加热(4 h)到地层温度(80℃);④启动低温浴槽,当温度降低至-4℃后将CO2 从钢瓶导入低温浴槽,使其转变为液态,然后采用CO2 泵将低温浴槽内的液态CO2 泵入中间容器,直至CO2 压力达到6.3 MPa,待液态CO2 被中间容器加热至80℃后开始压裂;⑤第一段压裂时,将第一段的注入管线连接装有胍胶的中间容器,开启恒速恒压泵,并开始采集声发射数据和井口压力数据;以低排量向井筒中注入胍胶,当压力达到15 MPa时,恒定压力注入5 min;恒定排量100 mL/min注入CO2,当注入压力高于7.38 MPa时,CO2 转变为超临界态;试样破裂后,在压力波动较小时停泵,待注入压力趋于稳定时停止采集数据;在低注入压力条件下将染色液注入试样井筒,将裂缝面染色;⑥压裂第2 段和第3 段时,调整相应管线阀门,并重复步骤⑤;⑦试验结束后取出岩样,采用CT扫描方法无损检测试样某一截面位置的裂缝形态, 采用沿裂缝将试样剖分的方法可直接观察裂缝在三维空间的展布和裂缝面形貌,两种方法相结合可明确裂缝在二维和三维空间的形态,从多个角度展现裂缝高度扩展结果;⑧解释声发射监测数据,获取各段声发射事件空间分布和震源(破裂)机制,并结合CT扫描、试样剖分结果分析裂缝扩展路径。
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2 试验结果分析
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2.1 破裂压力、裂缝形态及破裂机制统计结果
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共开展10 组水平井多段压裂试验,破裂压力和裂缝形态统计结果如表3 所示。由表3 可知,胍胶、滑溜水、超临界CO2 和CO2-胍胶复合压裂的平均破裂压力分别为27.4、23.7、10.3 和19.4 MPa。由于1 #~4 #试样形成了连通射孔的层理缝,导致滑溜水第三段压裂、超临界CO2 第二段和第三段压裂未能起裂新裂缝。由表3 可知,相同试验条件下的破裂压力和裂缝形态相近,考虑到论述逻辑和文章篇幅,本文中仅着重分析具有代表性的5 组试验结果(1 #、3 #、6 #、7 # 、10 #)。根据声发射信号的P波极性(膨胀型初动的比例 λ) 判断破裂机制:压缩破裂(λ≤0.3)、剪切破裂(0.3<λ<0.7)和张性破裂(λ≥ 0.7) [23-24]。图6 为5 组代表性多段压裂试验的破裂机制(剪切和张性事件的比例)。由图6 可知,胍胶、滑溜水和超临界CO2 压裂形成裂缝过程中张性破裂占主导(58.7%),CO2-胍胶复合压裂形成裂缝过程中剪切破裂占主导(51.8%)。
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图6 代表性多段压裂试验的破裂机制
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Fig.6 Failure mechanism of representative fracturing experiments
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2.2 多段压裂动态破裂特征
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图7 为3 段均起裂的6 #试样和7 #试样的压裂曲线,以此为例说明多段压裂的动态破裂特征。由图7(a)可知,在6 #试样胍胶压裂第一段的起压阶段(t=0~157 s),注入压力以0.175 MPa/s的速率迅速增加,当注入压力高于21 MPa后有少量声发射事件(小于5 s -1 ),表明近井筒区域可能有微裂隙生成。在t=157 s时,注入压力达到最高点26.7 MPa,之后注入压力急剧下降,相应地声发射率达到峰值(大于40 s-1), 表明试样破裂形成宏观裂缝。第二段压裂的注入压力波动和声发射响应特征与第一段压裂相似,破裂压力相当,但声发射事件略少于第一段,说明第二段裂缝形态较第一段简单[25]。第三段压裂的注入压力在达到13.3 MPa后急剧降低,此时声发射事件达到峰值(大于20 s-1),表明试样破裂。试验结果表明,相比于沿垂直于井筒方向起裂,沿层理弱面起裂的破裂压力更低,且声发射事件数量减少。
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图7 胍胶压裂和CO2-胍胶复合压裂的声发射响应曲线
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Fig.7 Acoustic emission(AE) respense cures of gel and CO2-gel hybrid fracturing
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由图7(b)可知:在7 #试样CO2-胍胶复合压裂第一段的 t 为0~328 s时间段,胍胶注入压力迅速增大到15 MPa并保持恒定;t 为328~640 s,注入压力从6.5 MPa以0.005 MPa/s的速率缓慢增加至7.93 MPa,此阶段未监测到声发射事件;t 为640~838 s,注入压力从7.93 MPa以0.057 MPa/s的速率逐渐增加至19.2 MPa,在注入压力大于14.5 MPa后开始有少量声发射事件(小于5 s-1),说明近井筒区域可能形成了少量微裂缝;t 为838~850 s,注入压力急剧降低,试样破裂,声发射事件数量大幅增加(大于50 s-1)。 CO2-胍胶复合压裂的破裂压力明显高于超临界CO2 直接压裂,试样破裂瞬间超临界CO2 释放的弹性能更多。试验结果表明,在高压(15 MPa)条件下向井筒内注入高黏度胍胶(μ=200 mPa·s)可封堵近井筒的层理和微裂缝,且胍胶段塞的隔离作用大大减弱了超临界CO2 的滤失。然而,具有超低黏度(μ=0.02 mPa·s)和高扩散率特性的超临界CO2 仍能穿过胍胶段塞,渗入近井孔隙或微裂缝中,进而增大孔隙压力和降低有效法向应力[26],从而使其破裂压力低于胍胶压裂的破裂压力,降低幅度为29.2%。同时,层理内孔隙压力的升高可促进层理的剪切激活,从而使开启的层理数量增多,压裂改造体积进一步提高。
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2.3 低黏度滑溜水和超临界CO2 压裂
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滑溜水体积压裂具有易形成复杂裂缝的优点,是一种广泛应用于非常规油气储层改造的技术[27]。相比于滑溜水压裂,CO2 压裂可在均质致密砂岩储层形成多分支缝,从而提高裂缝复杂程度[28]。 1 #试样滑溜水压裂和3 #试样超临界CO2 压裂形成的裂缝形态如图8 所示。由图8(a)可知,层理发育的芦草沟组页岩采用滑溜水压裂仅有第一段正常起裂,形成一条与井筒斜交的水力裂缝,在远离井筒区域沟通一条天然裂缝。第二段压裂形成一条连通井筒的层理缝BP,张性事件比例高达70.2%,层理的开启表现出明显的张开破坏特征。由于层理缝BP沟通了第三段射孔,进而导致第三段压裂失败。因此建议层理性页岩储层水平井滑溜水压裂改造的段(簇)间距不宜过小,以免段间裂缝在近井区域通过层理弱面相互连通。
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图8 1 #试样滑溜水和3 #试样超临界CO2 压裂的裂缝形态
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Fig.8 Fracture geometry of slickwater fracturing in specimen 1 # and supercritical CO2 fracturing in specimen 3 #
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3 #试样超临界CO2 压裂第一段时,当注入压力达到10.7 MPa时,试样破裂,形成两条与井筒连通的层理缝(图8(b))。第一段压裂破裂时,张性事件占主导(65.9%)(图6)。第一段压裂形成的层理缝沟通了第二段和第三段的射孔,导致第二段和第三段因无法在井筒憋起高压而不能起裂新裂缝。超临界CO2 具有超低黏度和高滤失速率的特性[26],易渗入并开启具有较高渗透率的层理,其高滤失性严重限制了裂缝的垂向扩展程度。因此层理性页岩储层采用CO2 直接压裂存在缝高受限的问题。
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2.4 高黏度胍胶压裂
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6 #试样胍胶压裂形成的裂缝形态、CT扫描及声发射定位如图9 所示。图9(b)中展示在CT扫描切片上的圆点为分布于CT扫描位置(Y=15 cm)两侧1.5 cm范围内(Y=13.5~16.5 cm)的声发射事件, 红点、蓝点、绿点分别代表第一段、第二段、第三段压裂声发射事件,下同。由图9 可知:第一段压裂形成一条斜交缝HF1,声发射监测结果表明水力裂缝HF1 沟通了远离井筒的层理BP1 和天然裂缝NF, 其原因为天然裂缝NF胶结较差、黏聚力较小,水力裂缝HF1 以大接触角与天然裂缝NF相交时易将其开启[29-30];第二段压裂起裂一条偏向于HF1 的斜交缝HF2,HF2 在扩展过程中与HF1 合并,并沟通天然裂缝NF;第三段压裂形成一条与井筒相交的层理缝BP2,声发射事件分布于第三段射孔附近(图9(b))。由图6 可知,第一段压裂的剪切事件比例(38.5%)远高于第二段压裂(15.6%) 和第三段压裂(10.9%),说明斜交缝的形成、层理和天然裂缝的激活过程中剪切破坏增多,裂缝形态趋于复杂。
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图9 6 #试样胍胶压裂的裂缝形态、CT扫描及声发射定位
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Fig.9 Results of fracture geometry, CT scanning and AE localization of gel fracturing in specimen 6 #
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试验结果表明,胍胶压裂可以有效突破井筒附近层理,沿近似垂直于水平最小主应力方向起裂后, 在缝长和缝高方向同步扩展,尤其是显著增大了垂向改造程度,沟通了远离井筒的层理和天然裂缝,从而在一定程度上提高了页岩储层的改造体积。胍胶压裂的垂向扩展程度明显高于滑溜水和超临界CO2 压裂,说明胍胶压裂对层理性页岩储层具有较好的适应性。然而,由于高黏胍胶低滤失的特性,胍胶压裂开启的层理缝较少,压裂改造体积仍具有进一步提高的潜力。
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2.5 CO2-胍胶复合压裂
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7 #试样CO2-胍胶复合压裂形成的裂缝形态、CT扫描及声发射定位如图10 所示。由图10( a)、( b) 可知:第一段压裂形成两条水力裂缝,开启一个层理面BP1,沟通一条天然裂缝NF1;第二段压裂形成一条斜交缝HF2,在扩展过程中与水力裂缝HF1 沟通合并;第三段压裂形成一条阶梯状横切缝HF3,形成三条层理缝(BP2、BP3 和BP4),并沟通天然裂缝NF2。 7 #试样压裂形成了一个由水力裂缝、层理和天然裂缝组成的复杂裂缝网络,相比于滑溜水、超临界CO2 和胍胶压裂的裂缝形态更复杂,压裂改造体积显著提高。由图10(c)、(d)可知,声发射事件集中于射孔附近,同时声发射事件分布于水力裂缝、层理缝和天然裂缝附近,表明水力裂缝与天然裂缝或层理相遇后激活了这些力学强度弱面。 CO2-胍胶复合压裂三段均正常起裂, 剪切事件占主导(49.7%),高于滑溜水、超临界CO2 和胍胶压裂的剪切事件比例(图6)。胍胶段塞的隔离作用可有效封堵近井层理,降低了超临界CO2 的滤失,使超临界CO2 可以在井筒憋起高压,从而提高了CO2-胍胶复合压裂的成功率。此外,试样破裂瞬间,高压的超临界CO2 释放大量弹性能,促进了裂缝的垂向扩展,同时水力裂缝的张开可促进层理的剪切激活,从而显著提高压裂改造体积。
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泵注排量是影响压裂改造效果的重要工程因素之一[27]。在排量500 mL/min条件下, 10 # 试样CO2-胍胶复合压裂裂缝形态、CT扫描及声发射定位如图11 所示。由图11 可知:第一段压裂形成一条横切缝、一条斜交缝和4 条层理缝,并沟通一条天然裂缝;第二段压裂形成一条横切缝;第三段压裂形成一条横切缝、一条纵向缝和一条远离井筒的层理缝。相比于7 #试样(Q=100 mL/min),10 #试样3 段压裂(Q=500 mL/min)的破裂压力升高10.1%,剪切事件比例提高4.2%,且裂缝复杂程度进一步提高。随着排量的提高,水力裂缝倾向于垂直井筒起裂扩展,开启的层理数量增多,压裂改造体积增大。其原因为:排量升高使CO2 增压速率增大,CO2 向页岩中渗入的时间变短、渗入程度减弱,孔隙压力增大的幅度降低,导致破裂压力升高[31];当试样在较高注入压力条件下破裂时,CO2 能量释放率增大,在10 MPa高水平应力差条件下更有利于形成垂直于井筒轴线的横切缝,且横切缝的张开变形对层理的激活作用更强,形成的层理缝更多,从而使压裂改造体积进一步增大。
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图10 7 #试样CO2-胍胶复合压裂(100 mL/min)的裂缝形态、CT扫描和声发射定位
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Fig.10 Results of fracture geometry, CT scanning and AE localization of CO2-gel hybrid fracturing in specimen 7 # with injection rate of 100 mL/min
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图11 10 #试样CO2-胍胶复合压裂(500 mL/min)的裂缝形态、CT扫描和声发射定位
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Fig.11 Results of fracture geometry, CT scanning and AE localization of CO2-gel hybrid fracturing in specimen 10 # with injection rate of 500 mL/min
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前期研究发现,在相对均质的盒8 致密砂岩储层超临界CO2 压裂可形成多分支裂缝,而在砂质纹层发育的长7 致密砂岩储层超临界CO2 压裂可形成复杂裂缝网络[28]。然而,由于超临界CO2 的高滤失性和近井筒区域发育的层理弱面,3 #和4 #试样超临界CO2 压裂仅形成与井筒连通的层理缝,缝高严重受限。 1 #和2 #试样滑溜水压裂虽然能在一定程度上突破层理,但近井筒的层理易于被开启,导致缝高受限。胍胶压裂液具有高黏度、低滤失的特性,常与滑溜水压裂液复合应用于非常规油气储层的体积压裂改造,即利用高黏胍胶起裂造缝,然后通过低黏滑溜水延伸裂缝,并携带支撑剂将水力裂缝支撑[27]。 5 #和6 #试样试验结果表明,胍胶压裂可突破层理对裂缝高度的限制,然而形成的层理缝较少,裂缝改造体积仍具有进一步提高的潜力。 7 #和8 #试样CO2-胍胶复合压裂形成了复杂的裂缝网络,说明综合利用胍胶压裂液低滤失的特性突破层理、CO2 的高压缩性造复杂裂缝的优势可提高压裂改造体积,即CO2-胍胶复合压裂相比于滑溜水、超临界CO2 和胍胶压裂,在层理性页岩储层具有更好的适应性。
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3 结论
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(1)滑溜水压裂在一定程度上可突破层理对缝高的限制,但由于近井筒层理的开启和平面延伸沟通了未压裂段的射孔,可能导致后续压裂失败。建议现场层理性页岩储层滑溜水压裂改造的段(簇) 间距不宜过小,以免段间裂缝在近井区域通过层理连通。超临界CO2 压裂裂缝易沿层理方向扩展,垂向裂缝扩展严重受限,不建议直接用于层理性页岩储层压裂。胍胶压裂可突破层理对裂缝高度的限制,裂缝垂向扩展程度明显高于滑溜水和超临界CO2 压裂,但开启层理的数量较少,水平方向改造程度较低。 CO2-胍胶复合压裂可显著提高裂缝垂向扩展程度,同时在水平方向开启大量层理,并沟通远井区域的天然裂缝,从而形成复杂的裂缝网络,压裂改造体积显著提高。提高CO2-胍胶复合压裂中CO2 的注入排量,水力裂缝倾向于垂直井筒起裂,开启的层理数量增多,压裂改造体积增大。
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(2)提出一种针对层理性页岩储层的CO2-胍胶复合压裂方法,即先注入高黏胍胶压裂液启裂裂缝,在近井区域垂向突破层理,然后大排量注入CO2,进一步在高度方向扩展裂缝,同时通过在水平方向开启大量层理、沟通远井天然裂缝,提高垂向和水平方向的改造程度,从而提高压裂改造体积。
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参考文献
摘要
针对吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层压裂垂向改造程度低的问题,基于真三轴水力压裂模拟试验研究 CO2 与胍胶复合压裂相比于常规水基和超临界 CO2 压裂缝高扩展的优势。 创新性建立一套针对天然页岩的水平井多段压裂模拟试验方法,并通过试样剖分、CT 扫描和声发射监测等方法综合确定多段压裂裂缝形态和破裂机制。 结果表明:低黏度滑溜水和超临界 CO2 压裂缝高受限,且超临界 CO2 压裂缝高受限更严重;高黏度胍胶向层理中滤失较弱, 可提高裂缝垂向扩展程度,但开启的层理较少;CO2 -胍胶复合压裂时胍胶的隔离作用可有效降低 CO2 的滤失,从而促使 CO2 突破层理对裂缝高度的限制,同时 CO2 的高压缩性在破裂瞬间释放大量弹性能,促使层理和天然裂缝发生剪切破裂,从而形成复杂裂缝网络;提高注入排量,破裂压力升高 10. 1%,剪切事件比例升高 4. 2%,CO2 -胍胶复合压裂形成的裂缝更复杂。 进而提出并论证一种适合于层理性页岩储层的 CO2 -胍胶复合压裂新方法,即先采用高黏度胍胶压裂液启缝,在近井区域突破层理,然后大排量注入 CO2 进一步提高储层压裂改造体积。
Abstract
In order to solve the problem of low degree vertical stimulation in shale oil reservoir of Lucaogou Formation in Jimsar Sag, the advantages of fracture height propagation using CO2 -gel hybrid fracturing over conventional water-based fracturing and supercritical CO2 fracturing were investigated by conducting laboratory tri-axial hydraulic fracturing experiments. A multi-stage fracturing experimental method for horizontal wells with real rock samples was firstly established. The fracture geometry induced in the multi-stage fracturing was comprehensively determined by a rock sample splitting technique along with computed tomography (CT) scanning and acoustic emission monitoring. The experimental results indicate that the fracture height formed using a low viscosity " slick-water" was restricted, though the performance of the " slick water" was better than supercritical CO2 . High-viscosity gel fracturing fluids can effectively increase the fracture height propagation, but with fewer bedding planes activated. During CO2 -gel hybrid fracturing, the blocking effect of gel can effectively reduce the leak of CO2 , so that CO2 can break through the confinement of bedding plane on the fracture height. Meanwhile, high compressibility of CO2 can release a large amount of elastic energy during fracturing, which can promote shear failure of the bedding planes and natural fractures and generate a complex fracture network. Increasing the injection rate of CO2 during CO2 -gel hybrid fracturing, the fracturing pressure can be increased over 10. 1%, and the shear failure event can be increased by 4. 2%, which can induce a more complex fracture network. Consequently, a novel CO2 -gel hybrid fracturing method for stimulating multi layered shale oil reservoirs was proposed and verified. Firstly, high-viscosity gel is injected into the wellbore to initiate fractures vertically, and then CO2 with a large injection rate is pumped to further increase the stimulated reservoir volume.
