水力压裂概述

  水力压裂概述
  一、单井水力压裂的增产作用及其效果预测方法
  从油藏工程观点看,水力裂缝是油层中带有方向性的具有一定长、宽、高的几何形状的高渗带。单井压裂后,水力裂缝与井筒所组成的系统,与油层连通的面积远大于无水力裂缝时井筒的面积,显著地降低了单井生产时地层的渗流阻力,这是压裂改造后单井的基本增产机制。当钻开油层后,井底附近地带因受钻井液等伤害而使产量下降,通过压裂使水力裂缝穿过伤害地带(一般伤害带小于2m)进入未受伤害的油层,使未伤害油层中的油流通过水力裂缝进入井筒,恢复并提高了井的自然产能。在单井压裂时,往往两种机制都起作用。
  一般来说,在相对较高的渗透率油藏,由于生产井压后投产很快就进入拟稳态流状况,所以产量预测求解可以用径向流动方程,通常,这可用Prats McGuire Sikora 方法来求解。相反地,在渗透率相对较低的油藏,生产井压后投产,油层中液体将长时间保持非稳态流状况,所以对裂缝的影响应在非稳态条件下求解,可应用非稳态流的单相油藏数值模拟或Agarwal 等人或Holditch 等人的典型曲线图版。若油藏处于注水开发期并进行了整体压裂,其产量预测需使用三维三相油藏数值模拟。正确地使用压后产量的模型与计算方法,是进行压裂经济优化设计的基础。
  (一)稳态与拟稳态条件下水力裂缝的增产作用与效果预测方法
  相对渗透率较高的油藏中的井,压后投产可较早出现稳态与拟稳态渗流情况,其最通用的两种增产预测方法是Prats 法与McGure Sikora 法。
  1Prats
  Prats 提出用井径扩大的概念来评估井被压裂后垂直裂缝对油层改造的作用,即有效井筒半径r′w。这是用于确定增产倍数最简易的方法。假设条件为稳态流动(产量恒定,外边界压力恒定),圆形泄流面积,不可压缩流体,单相渗流,无限裂缝导流能力(在r′w范围内渗流阻力为零),支撑缝高等于油层厚度,无油层伤害。
  (二)在稳态与拟稳态下,对于油层受伤害的生产井压后的增产预测
  当受伤害井压裂后,在稳态与拟稳态条件下的增产倍数将大大超过McGuire—Sikora 曲线预测的结果。Raymond Binder 提出了油层受伤害时在圆形泄流面积下,有限裂缝导流能力的水力裂缝在拟稳态渗流下的增产倍数。
  (三)非稳态渗流条件下水力裂缝的增产作用与效果预测方法
  低渗油藏中的井,压裂投产后非稳态流的作用,将在生产史上持续较长的时间。当前,提出的最通用的分析模型为有限导流的垂直裂缝模型。模型假设无限大板状油藏,油藏均质与各向同性,由水力裂缝在垂向穿透并被上、下不渗透的遮挡层所限制。由于存在水力裂缝,改变了油层流体原有的径向渗流方式与渗流阻力,而显著地提高了单井产量。非稳态的压力行为将包含4 个流动期:(1)初始的裂缝线性流;(2)地层与裂缝的双线性流;(3)地层线性流;(4)最终的拟径向流。
  1.非稳态条件下生产井压后增产倍数预测
  Morse Von Gonten 提出了在非稳态条件下恒定井底流动压力的压后增产倍数J/Jo与无量纲时间tLD在不同裂缝穿透率Lf/re下的函数关系。f图中示出的假设条件为油藏均质与各向同性、非稳态单相渗流、微可压缩流体、恒定井底流动压力、无限导流能力裂缝与正方形泄流面积,压后与压前的增产比J/J与无量纲时间t在不同的裂缝穿透率L/r下的函数关系。
  2.非稳态渗流条件下,用典型曲线所进行的生产井压后产量预测
  使用Agarwal 等人或者Holdtch 等人的典型曲线进行生产井压后在恒定井底流动压力下的产量预测。Agarwal 等人的典型曲线,其假设条件为:无限大油气藏,均质与各向同性,单相渗流,井底流动压力恒定,在其系统中,油(气)的粘度与总的压缩系数乘积恒定,支撑缝为均质的具有有限导流能力以及无近井地带的伤害,不考虑围限压力与湍流的影响。该图为无量纲产量的倒数1/qD随支撑半长的无量纲时间tLD变化的双对数曲线,并对每一条曲线,标示出了无量纲导流能力fFCD
  3.用非稳态流油藏模拟进行生产井压后产量预测
  在需要较精确的计算时,可用二维单相带有水力裂缝的油藏数值模拟。当低渗油藏进行注水两相渗流开发时,压后增产预测一般使用三维三相油藏数值模拟,一般皆使用改进的黑油模型(IBO)来进行生产并与注水井的压后增产与增注预测。显然,这时,在压裂研究概念上从单井进入井组或区块的整体压裂范畴。
  二、单井水力压裂的优化基础
  (一)正方形泄流面积对单井压后增产优化问题
  从McGuire 等人拟稳态渗流的模拟曲线图版可看出,当渗透率Ke相对较低时,则在常规压裂技术中使相对导流系数KfWf/Ke较易于达到153,在其优化半缝长为泄流半径的0607 倍时,增加穿透率对提高增产倍数的影响将开始减弱。另外,若渗透率增加,使相对导流系数为03 时,在其优化半缝长为泄流半径的0304 倍时,增加穿透率对提高增产倍数就不敏感。所以,McGuire等人的拟稳态渗流模拟曲线图版,涉及至油层渗透率、裂缝导流能力与裂缝半长以及泄流面积及其形状之间的函数关系。
  (二)低渗油藏压裂半缝长与不同泄流面积、形状的组合对压后累计增产量与采出程度的影响
  使用油藏数值模拟分别研究有效渗透率Ke01×103μm21×103μm2,粘度μ1mPa·s⑽p7MPa,在6 种不同的单井泄流面积、形状以及不同的半缝长匹配组合下与采收率的变化关系(按10 年计算),半缝长平行于泄流面积底边,图中的纵坐标为采出程度比较,即以其中占有最小泄流面积的正方形150m ×150m (情况1)的单井在压裂半维长为泄流半径时取得的采出程度为分母,与其他几种泄流面积情况下的单井在不同半缝长取得的采出程度为分子的比率,显然,现场目前暂不使用150m ×150m 这样小的泄流面积,这里可将其视为能取得最高采收率的对比标准;另外图中的横坐标为水力裂缝的半缝长。在未压裂时,所获得的采出程度由高至低的排列次序与单井泄流面积由小到大的次序一的致。情况2 (正方形泄流面积150m ×150m 00225km2)泄流面积最小,可获得高的采出程度,这即为密井网的优点。由图也可看出,只要有增长的水力裂缝来补偿其采出程度的降低,若泄流面积增加,采出程度仍可相同。以上研究,都是在形成水力裂缝后的泄流区域上的完善泄流条件下的结果,若水力裂缝方位使其形成不完全泄流,将造成泄流面积重叠。显然,水力压裂即使在一次采油期也显示出可以提高低渗油藏采收率的作用,这就为研究整体压裂如何与开发井网系统优化匹配与抽稀井网密度等奠定了基础。
  (1)对于有效渗透率Ke01×103μm2,随半缝长增加,采出程度皆增加,而在当穿透率约为0708 之后,变化的敏感性较差,所以穿透率0708 将为优化似。现观察团517 中的情况3 5,它分别为矩形形状泄流面积300m ×150m 0045km2600m×150m 009km2,当裂缝穿透率为100%时,采出程度皆接近于情况1 穿透率100%时的采出程度,这是最小的正方形泄流面积150m×150m 00225km2。另外,情况45 的泄流面积相同,仅其面积的形状不同。情况4 为正方形300m ×300m 009km2,而情况5 为矩形600m ×150m 009km2。在穿透率皆为100%时,情况4 半缝长为150m ,而情况5 300m ,这使采出程度有明显的差别。情况4 的采出程度仅为情况1 (穿透率100%)的60%,而情况5 (穿透率100%)已接近于情况1 (穿透率100%)时的采出程度。由此可以看出,当单井泄流面积增加时,只要其面积形状能保证半缝长获得充分的扩展,是可以提高压后采收率的。除此以外,情况6 单井泄流面积最大600m ×600m 036km2又为正方形,半缝长达到300m 后不可能再扩展,所以其采出程度不可能取得更高的补偿。
  (2)对于有效渗透率Ke1×103μm2,与有效渗透率Ke01×103μm2相比;由于有效渗透率提高,总的采出程度也皆增高,压后提高采收率是无疑的,而长缝作用的敏感性将相应减弱。除情况6 外,其余5 种情况通过压裂皆有可能达到情况1 的采出程度。泄流面积愈小,压后会愈易于使采出程度接近情况1 的采出程度。情况2 3 在穿透率为03 以及情况4 5 在穿透率接近05 时,就使其采出程度接近情况1 (穿透率03)的采出程度。这样,也显示出若增加了泄流面积,只要有水力裂缝补偿,是对以取得与较小的泄流面积同样的采收率效果的。
  (三)水力裂缝方位对泄流作用的影响
  水力裂缝以其缝长、导流能力及其方位使井点形成一定的泄流面积,若方位在井网系统中使井点与裂缝形成的泄流面积能完全泄流,则在一次采油中是有利方位;若形成不完全泄流则是不利方位。井网中各井距皆相同,仅裂缝方位不同。有利方位使能形成彼此独立的泄流面积,而不利方位造成泄流面积的重叠。Lacy 等人指出在有利方位形成的泄流系统,在同样井数的部署条件下由于避免了泄流面积重叠,可使采收率明显提高。尤其在加密井网时要特别重视。显然,这里考虑水力裂缝方位对单井泄流面积与泄流作用影响已进入井网系统的研究,即进入整体压裂研究,所以单井压裂的优化研究是整体压裂技术建立的基础。
  三、整体压裂对低渗油藏开发的作用
  整体压裂技术,充分考虑油藏(区块)的特性,将水力裂缝与开发井网形成优化组合系统,达到提高低渗油藏的单井累积产量、油藏的采出程度及开发期最大净现值的目的。在上述单井压裂优化研究中,使用的水力裂缝与井的泄流面积的优化组合单元,即为整体压裂计算的最基本单元,并已表明:(1)低渗井需要长缝才能获得工业性油流;(2)压裂长缝需要与泄流面积、形状相匹配;(3)矩形形状的泄流面积将为压裂长缝提供充分扩展的可能。注水开发期的整体压裂将进一步在上述研究的基础上,考虑水力裂缝与不同注水开发井网系统组合时对油藏开发的作用。
  在低渗层的均质与非均质条件下,影响最终采收率的因素主要为缝长、裂缝导流能力、方位、地层渗透率以及井网泄流面积的大小和形状;对一定的裂缝长度与泄流面积,当渗透率相对较高时,正方形泄流面积的采出程度较高;而在渗透率相对较低时,矩形泄流面积的采出程度更高;当渗透率存在各向异性时,对一定的井网密度和生产时间,长宽比差别较大的矩形井网,将获得更高的采出程度。
  (一)注水开发油藏中水力裂缝对扫油效率的影响
  水力裂缝在注水开发井网系统中的方位可能有三种,即(1)水力裂缝在井网系统中是有利于扫油的方位;(2)不利于扫油的方位;(3)介于有利与不利之间。模拟计算时,若依据5 点法正方形井网,并按方位有利时可取5 点法井网的1/4(含一口注水井、一口采油井)作为计算单元;若按方位不利时可取5 点法井网的1/2 (含二口注水井、二口采油井)作为计算单元,如图5110。对方位介于有利与不利之间的,为了慎重,皆按不利方位进行计算。在油藏模拟计算网格处理上采用等效导流能力方法,即裂缝宽度适当放大,而裂缝的渗透率按同一比例缩小,保证其乘积(导流能力)保持不变。确定注水前缘含水饱和度将应用分流方程,以判别水推进的前沿位置。上述内容的计算可应用黑油模型进行。
  (1)若方位有利,压裂井的扫油效率大于未压裂井,注采井皆压裂时扫油效率最高;若方位不利则压裂并扫油效率小于未压裂井。并且所有结果随注入孔隙体积倍数增加都将趋于一致。现以鄯善油田三间房油藏特性数据为例进行讨论。Φ012Ke323×103μm2,流度比 M 3,五点法正方形井网。
  若方位有利,且半缝长与导流能力等对比条件一致,注采井皆压裂时A 的扫油效率大于仅注水井压裂的B 的扫油效率,大于仅采油井压裂的C 的扫油效率,大于未压裂井的D 的扫油效率。非常重要的是,以上皆大于方位不利时注水井压裂的G 的扫油效率:
  A>B>C>D>G
  若方位有利,导流能力高的扫油效率大于导流能力低的扫油效率,即:
  E>B>F
  所有结果,随注入孔隙体积倍数增加都将逐渐趋于一致。
  (2)存在有利方位的水力裂缝时将比无水力裂缝的扫油效率高,并且缝长增加也使扫油效率增加;若方位不利,缝长增加将使扫油效率降低。对新开发油藏,若不能准确判别裂缝方位,为了不致使扫油效率减少,控制缝长是完全必要的。
  现以鄯善油田三间房油藏特性数据为例进行讨论,有关数据同前。若方位有利时,压裂将提高扫油效率,以及增加缝长可使扫油效率缓慢增加,见表512
  表512 方位有利情况时缝长与扫油效率之间的关系(井距300m ,第540 大时的结果)
缝长,m
0
75
105
135
165
190
面积扫油效率
062
0664
0664
0665
0677
0683
若方位不利时,缝长增加则扫油效率降低(表513)。着忽略扫油效率5%以下的变化,由表514 可见仅当缝长小于75m 025 井距)时扫油效率降低小于5%;而当缝长增至135m 时(045 倍井距),扫油效率将降低10%。所以,当处于不利裂缝方位或裂缝方位不能确定时,缝长控制在小于75m ,即井距的025倍是必要的。所以,在一次采油期确定经济优化缝长后必须在二次采油期检验扫油效率,以免发生降低采收率问题;若两者不一致时,应进行平衡考虑。在鄯善油田整体压裂时,由于油田开发初期难以准确确定裂缝方位,所以方案计算皆按不利方位考虑,最终选择的支撑缝半长为75m ,这是经一、二次采油期研究平衡的结果。
  表513 方位不利情况下缝长与扫油效率之间的关系(井距300m 720d 时的结果)
缝长,m
0
45
60
75
105
135
165
195
225
面积扫油效率
0873
0852
0846
0829
0805
0773
0737
0684
0666
所以,在水力裂缝方位不利的条件下,考虑水力裂缝与井网优化的原则是必须控制半缝长,平衡增产与最大限度地控制扫油效率降低之间的关系。
  (二)注水开发油藏中不利裂缝方位优化压裂及其生产效果预测
  使用三维三相油藏模拟,可对压后生产井进行产量预测;其中裂缝在有利与不利方位上的结果,将有明显的差别。水力裂缝与井网的优化就应分别考虑方位有利与不利时的不同优化准则。当方位有利时,可以按单井压裂优化方法,创造在井网中充分延伸半缝长的条件与井网系统相互优化匹配以取得最大的净现值,这里主要讨论不利方位的优化压裂问题。对于不利方位,优化研究的主要问题是平衡增产与最大限度地控制扫油效率降低之间的关系。研究方法是:(1)研究在一次采油期,基于单井压裂优化方法(如前所述),求取在最大净现值条件下的半缝长;(2)研究注水开发期半缝长与扫油效率变化的关系,延伸的半缝长所对应的扫油效率的降低值,应在工程上允许忽略的范围内;(3)根据投资者经济决策,平衡(1)与(2)两者之间的关系,由于若在一次采油期不能取得一定的工业性产能,也难以考虑长期的较高采出程度;同时,也不能仅考虑早期产量而降低了注水开发期的扫油效率,甚至引起生产井过早见水与爆发性水淹。
  表514 井网方位与裂缝方位
方位名称
井网方位
N18°E N252°W
水力裂缝方位
N50°60°W
有利的裂缝方位
N27°W N63°E
不利的裂缝方位
N72°W N18°E
如在吐哈鄯善油田,由于开发初期难以准确确定裂缝方位,并且井网密度与形式也已确定,水力裂缝正方形5 点法井网中处于有利方位与不利的方位之间,偏于不利的裂缝方位,见表514。通过对半缝长与扫油效率的研究,当半缝长在75m 时(即025 倍井距),在工程上可忽略扫油效率的降低,如前所述。另外,在进行一次采油期的压裂优化研究时,发现取得最大净现值时的半缝长在7078m 范围。其中一组数据的净现值与半缝长的曲线关系。控制半缝长为75m 的压裂,并使用黑油模型进行生产动态预测,与有利方位比较,在稳产与控制含水率上已有很大程度的接近,如在注水井日注入量50m3的条件下日产量皆在30t以上;仅在见水时间上有差别,有利方位6 年仍处于无水采油期,而不利方位是35 年后见水。所以在不利方位时的优化压裂研究上,采用了控制半缝长75m 的优化结果。除此以外,使用黑油模型,同样可在整体压裂研究中对注水井的压后增注量进行预测。
  (三)在注水开发油藏中的有利裂缝方位优化压裂及其生产效果预测
  (1)均质与各向同性油藏,有利方位时的不同井网与半缝长的组合系统对产量与采收率的影响
  对于K01×103μm2:情况c450m ×200m 矩形形状,因为可延伸半缝长至400m,所以与情况a b 比较,将获得最高的采出程度。
  对于 K 1 ×103μm2:情况c,半缝长400m ;与情况b “矩形形状(360m ×250m 半缝长320m),以及与情况a 正方形300m ×300m 半缝长265m 比较,皆将获得更高的采出程度。
  对于K 10×103μm2:情况a300m ×300m ,正方形面积,半缝长120m ,与情况b c 比较,将取得更高的采出程度,并对半缝长延伸的敏感性减弱。显然,低渗油藏其相对的有效渗透率愈高,则采收率也愈高;较低的渗透率应选择合适的矩形井网的泄流面积形状,设置较长的裂缝,可提高注水开发期的采收率。
  (2)低渗非均质与各向异性油藏注水开发,在有利方位时不同的井网与半缝长的组合系统对采收率的影响
  低渗层的渗透率各向异性对压后的生产动态将有很大影响,在整体优化压裂研究中是不可忽视的重要因素。五点法井网的三种情况,泄流面积皆同,而形状不同。情况为正方形,边长为300m ,以及情况为矩形,边长为450m 200m 。矩形的长边与Kx、以及水力裂缝方向平行,而与Ky方向垂直。对不同渗透率及不同各向异性程度,使用改进的黑油模型(IBO)进行压后的油藏生产动态研究。设Ky01×1031×10310×103μm2KxKy的关系为Kx5KyKx10Ky,在上述条件下,渗透率愈高,采出程度也愈高;而不同的渗透率各向异性程度与不同的半缝长对应的采出程度不同,与水力裂缝方向相平行的方向渗透性愈好,采出程度愈高。
  (四)在有利方位时水力裂缝与井网的经济优化
  低渗油藏如何进行水力裂缝与井网的经济优化研究,在开发年限已确定的情况下,可按以下基本程序进行:
  (1)使用油藏模拟与经济模型,将不同的支撑缝半长与导流能力放入不同的井网系统(型式、井网密度)求取相应的单井累计产量、油藏(区块)采油速度、采出程度及其累计经济收入;
  (2)使用水力裂缝模拟与经济模型,考虑不同井网下钻井与地面工程建设投资、压裂施工费用、生产维护与管理费用等,求取在不同规模压裂施工与井网系统条件下的累计经济支出;
  (3)将(1)减(2),得到最大净现值下的井网设置(型式、密度)以及半缝长和裂缝导流能力。
  根据现场资料经大量方案选择初步列出的在优化的半缝长下的三种井网方案选择的比较结果,开发年限20 年。其中,A 为矩形的交错行列式井网、B 为菱形井网,C 为正方形井网。油层为孔隙度Φ012,有效渗透个平均09×03μm2。并考虑各向异性Kx15×103μm2Ky05×103μm2。由表可见,组合型式A 的平均单井产量、采出程度与净现值皆明显高于组合B C。组合型式C的平均单井产量、净现值最低,采出程度稍高于B。在优化半缝长下矩形单元中不同井网密度下获得的采油速度、采出程度与净现值的比较,其中最大净现值在井网密度为83 /km2、长宽比为4/1 处,即图示的C 点;在井网密度125 /km2、长宽比为6/1 处采出程度最高,即图示的E 点,但净现值明显降低;以及采油速度差别尚不显著。所以C 点可建议为优化的选取。
  表518 不同水力裂缝井网型式组合结果比较(开发期20 年)
水力裂缝与井网型式组合
A
矩形单元的交错行列式 B 斜反九点菱形
C
五点正方形
井网密度,井/km2
 
833 729
 
1111
 
 
 
 
 
采出程度,%
 
21073 12284
 
13878
累计产量,104t
 
5597 3263
 
3686
20 年平均日产油,t
 
486 206
 
155
综合含水,%
 
529 4456
 
2667
动态投资回收期,a
 
11 22
 
10
财务净现值比较
 
 
  278
 
 
四、水力压裂力学
  地层中形成水力裂缝的过程与液体流动特性及岩石的力学性质有关。水力压裂力学本质上是研究地层岩石在液体压力作用下的变形问题,它涉及到应力场、压力场、速度场、温度场等方面的关系。水力压裂中的裂缝数值模拟就是建立在流体力学及岩石固体力学研究的基础上,通过一系列流体与固体相互耦合的力学行为以方程形式来表示的,它是压裂优化设计的重要基础。
  (一)地应力场
  水力造缝的本质是岩石在液体压力作用下的破裂及变形问题,因此造缝特性与岩石的受力及力学性质有关。
  1.地应力场概念
  地应力是由于岩石变形引起的介质内部单位面积上的作用力,它的大小与方向随空间位置的不同而变化,从而构成了地应力场。油层在生产或注水过程中由于孔隙压力发生变化,作用在岩石骨架上的应力也会变化,从而导致整个地应力场发生变化。地应力场的研究包括地应力大小与方向的研究。一般说,构造等地质因素与环境相对稳定的地层,其应力的变化比较小。构造复杂、天然裂缝及断层发育的地层,其应力的变化较大。整体压裂设计中,水力裂缝方向与开发井网方向的相互关系影响到井的泄油面积和采出程度,而压裂施工中,水力裂缝方向总是沿着最大主应力方向,因此了解地应力场对经济有效地开发低渗油气藏是至关重要的,它是整体压裂优化设计的关键。
  2.地应力剖面
  研究地应力大小在纵向上的变化即地应力剖面,对深部地层,目前国内石油界常用的方法如下。
  (1)长源距声波与密度测井方法
  该方法通过测井取得剖面上变化的岩石的纵波速度vP和横波速度vS,然后求出岩石泊松比ν的纵向变化,利用下列公式求出最小水平主地应力σh,而取得地应力剖面。
  这是目前深部地层确定最小就地应力值最基本和直接的方法,与其他测量方法比较也是最可靠的。该方法是将不含砂的压裂液注入地层,停泵后测压力降落曲线,待曲线上出现拐点后测试结束,出现拐点时相应的压力即裂缝闭合压力,其大小与岩层中垂直于裂缝面的应力值相等,也即就地最小主应力;并用它来校验由测井方法取得的结果。
  3.地应力方向
  目前国内研究地应力方向的主要方法如下:
  (1)地层倾角测井法用该方法来测量井筒的变形,从井筒椭圆度的长轴与短轴方向来确定主地应力的方向,长轴方向为最小主地应力的方向。
  (2)地面电位监测法该方法是在压裂作业时通过压裂井周围地面电位的变化,判断裂缝延伸的方向,从而确定最小主地应力方向。
  (3)微地震波法由于岩石的破裂相当于一个微地震源,进行压裂作业时,在周围井安装检波器以获得岩石破裂信号来判断裂缝延伸方向,从而确定最小主地应力方向。根据检波器的位置分为地面监测与井下监测两种,目前国际公认井下监测精度较高。
  (4)实验室差应变法与古地磁法结合该方法主要利用取得的岩心,加工制成不同的试验岩样,通过古地磁相对于地理北极方向确定岩心坐标系,通过差应变法确定主地应力相对岩心坐标系方向,两者结合就可确定主地应力相对地理北极方向;除此以外,还可确定主地应力的比值。
  (5)数值模拟法该方法主要利用弹性力学有限元模型,依据应力测量资料,反演远场应力边界条件,进而计算出弹性应力场。它可以计算出地应力的大小与方向。
  (二)岩石力学参数
  在压裂施工的设计和分析中,通常涉及的岩石力学参数如下。
  1.弹性模量
  岩石的弹性模量对造缝宽度及压裂压力有较大影响。在裂缝高度假设为恒定的1二维模型中,对牛顿流体,裂缝宽度与弹性模量的四分之一成反比,即 W 1/E4;对非牛顿流体,裂缝宽度与弹性模量的关系是:W 1/E12n′2,式中n′为非牛顿流体幂律指数。进行压裂设计时,砂岩的弹性模量取值范围一般为1×1044×104MPa
  2.泊松比
  岩石的泊松比是决定水平地应力的一个重要参数。从式(111)可看到,它决记了垂直上覆有效应力作用下水平有效应力的大小。砂岩的泊松比取范围一般为015035
  3.断裂韧性
  在模拟裂缝的延伸过程中,一般假定裂缝的延伸是在一个水平面内,大多数裂缝模型在判别裂缝延伸的条件时都利用了线弹性断裂力学中型应力强度因子的概念,它反映了裂纹尖端附近区域内各点应力的强弱。当应力强度因子增大到某一临界值时,岩石的裂缝将发生急剧的不稳定扩展。岩石应力强度因子的临界值称为岩石的断裂韧性,它决定了裂缝在延伸过程中所需的力。因此岩石断裂韧性是目前水力压裂设计中一个很关键的参数,可以在实验中求得。常温常压下求得的砂岩断裂韧性值一般在0530MPa·m1/2范围内。
  4.孔隙弹性系数
  孔隙弹性系数反映了孔隙压力对岩石变形的影响,也是求取水平地应力的一个重要参数。孔隙弹性系数α定义为:
  另一种方法是实验室利用现场取得的岩心加工制成标准岩样,进行实验测试求取岩石力学参数。为获得地层条件下岩石的力学参数,实验室在进行实验时应模拟岩层实际承受的地应力与孔隙压力状况,否则不同的条件其结果将有较大的差别。
  (三)水力压裂造缝
  1.裂缝的起裂
  水力裂缝起裂从点源开始,逐步连接成线源缝,井筒周围裂缝起裂可能是多条缝,在裂缝延伸过程中逐步形成一条主缝。地层破裂形成裂缝,首先要克服地应力及岩石的抗张强度。一般来说,岩石的抗张强度比抗压强度低得多,而且由于节理或天然裂缝的作用,在一些地层破裂的模式中,也采用岩石抗张强度为零的假说。较常用的预测地层破裂压力的模式为:
  2.裂缝延伸
  裂缝的延伸是指岩石破裂形成裂缝后,在缝内液体压力作用下继续向前扩展的过程,主要研究侧向(长度)与垂向(高度)上的延伸,它的延伸平面总是垂直于最小主地应力方向,也即沿着最大主地应力方向。地层破裂在近井筒地带形成裂缝的几何形态是较复杂的,也可能是多条缝。随着裂缝的延伸,逐渐形成一条主缝,在天然裂缝发育等条件下,将会出现多裂缝。裂缝的延伸压力是指扩展裂缝所需要的压力,一般低于破裂压力,但有些天然裂缝发育的地层,地层破裂压力并不明显。实测得到的裂缝延伸压力往往高于利用模型预测的裂缝延伸压力,这是由于模型的一些假设条件,如裂缝延伸准则等并不一定符合实际的地层条件。目前许多模型在这些假设条件方面作不同的修正,以便数值模拟的结果更能代表实际情况。裂缝垂向上的延伸主要受地应力控制,一般认为,隔层与储集层的应力差达到57MPa 便可有效地控制裂缝的垂向延伸。在层与层之间水平地应力相差不大的情况下,岩石的力学性质差异如弹性模量差异、断裂韧性差异等,也可成为控制裂缝垂向延伸的重要因素。
  3.裂缝闭合
  压裂施工停泵后,使裂缝逐渐闭合的压力称为闭合压力。由于施工期间高压液体从裂缝壁面向地层滤失,使缝周围的孔隙压力增高,也引起周围地应力场变化,因此裂缝的闭合应力要高于水平最小主地应力。在小型压裂测试中,由于注入液量较少,裂缝周围孔隙压力的变化有限,因此可以认为从小型压裂测试压降曲线分析中得到的裂缝闭合应力即为最小主地应力。
  (四)裂缝中支撑剂的输送
  压裂施工过程中,支撑剂和压裂液混合形成的携砂液在裂缝中运动,支撑剂的运动方向一是向裂缝端部,另一方面由于重力作用将逐渐在裂缝中下沉。目前在支撑剂输送模拟中,主要考虑两种情形:第一种是一维输送模拟,认为缝中支撑剂砂子是全悬浮的,支撑剂铺置在整个缝壁面上,这种考虑简单但不符合实际情况。第二种是二维输送模拟,即考虑缝中支撑剂的沉降,对低粘液体,支撑剂的沉降速度较高,容易在裂缝底部形成砂堤。对高粘液体,支撑剂沉降速度较低,可以认为是全悬浮,支撑剂也可在裂缝中运移相当长距离。支撑剂在缝中的输送受很多因素影响,如携砂液的粘度、浓度的变化、支撑剂的粒径及密度等。压裂液在缝中运移的过程中,由于滤失造成浓度增高,加之温度、剪切速率、剪切时间的变化,携砂液的特性(包括粘性和弹性)也随时间和空间位置不断变化,导致支撑剂的输送及沉降速率也在不断变化。因此在实际压裂施工中,支撑剂的输送表现在最后支撑剂沿缝长和缝高的浓度分布上是极为复杂的。得到合理的支撑剖面是极为重要的。
  (五)水力裂缝数值模拟
  1.基本数学模型
  目前用于描述水力压裂过程中裂缝起裂、延伸及最终几何形状、尺寸大小的数学模型主要包括以下一些基本组成部分。
  (1)岩石的受力与变形的关系
  模拟的基本关系可以用下式表示:
  ⑽pf1W ΩEν)         (116
  式中 ⑽p———缝内净压力,定义为缝内流体压力减去裂缝闭合压力;
  W ———造缝宽度;Ω———裂缝的各种不同截面面积,包含了缝长、缝高等因素;
  Eν———分别为岩石的弹性模量和泊松比。
  (2)液体在裂缝中的流动
  根据不同情况可考虑一维流动和二维流动。
  (3)压裂液滤失
  基本关系式可表示为:
  qLf3CLSt)           118
  式中 CL———综合滤失系数;
  S———裂缝面积;
  t———滤失时间;
  qL———滤失量。
  此外,也可利用达西定律,通过油藏模拟的方法求取液体的滤失量。(4)物质平衡关系考虑注入液体总量与造缝体积和滤失进地层液体之间的平衡关系。
  ⑽qf4qL⑽Vf)          119
  式中 ⑽q———注入量的变化;
  qL———液体滤失量;
  ⑽Vf———裂缝体积的变化。
  (5)裂缝延伸准则
  目前在处理裂缝延伸的条件通常是借助于描述金属内部微裂缝扩展的各种准则,如用应应强度因子、裂缝前缘的张开位移等来建立判断地层内水力裂缝延伸的准则。
  2.二维裂缝模拟及其应用
  在研究裂缝的几何形状时,假定裂缝的高度不变,在此基础上的裂缝数值模拟称为二维裂缝模拟,裂缝面的外轮廓线接近矩形,有时也称为矩形模型。这种模型运用于油层的上、下界层应力较高的情形。模型根据油层与界层接触面上有无滑移而分成两种类型:一种是由Christionove Zheltov 提出的是由GeertsmaDe KlerkDoneshy 加以发展的CGD 模型。他们研究的裂缝在边界层上产生滑移,因此裂缝的横截面是矩形,横截面的面积SW xt)。裂缝是在无限大的、均匀的、各向同性的弹性介质中扩展,考虑在水平面上承受一个平面应变的弹性问题。另一种是由Perkins Kern 提出,后由Nordren 加以发展的PKN 模型。他们研究的裂缝在边界层上不产生滑移,因此裂缝横截面的形状是椭圆的,横截面的面积是Sπ/4HW xzt)。平面应变问题是在每一垂直平面上考虑,而且不考虑两个垂直平面之间的相互影响。对CGD 模型和PKN 模型,岩石的受力与变形关系式(116)可分别表示为:
  3.三维裂缝模拟及其应用
  当油层和上、下界层之间的应力差较小,不足以阻挡裂缝在高度上延伸时,裂缝就可能向上、下扩展,这时裂缝的长、宽、高都是随时间变化的量,裂缝的几何形状称为三维的。原则上裂缝的长、宽、高可由解三维非线性弹性方程、连续方程、流动方程和裂缝扩展准则得到,这时的裂缝模拟称为全三维裂缝模拟,但这样耦合问题的解是相当复杂的,有时为了避免解的复杂性,在裂缝长、宽、高的变化及解法上给以某种假设条件,这样的裂缝模拟就称为拟三维裂缝模拟。
  压裂液及其添加剂
  压裂液按泵注顺序和所起作用不同分为预前置液、前置液、携砂液和顶替液。目前,国内外有各种压裂液体系以适应不同油气藏和不同施工工艺的要求。现代压裂液按配制材料化学性质和压裂液体最终性状的不同而分类命名,包括水基压裂液、油基压裂液、乳化压裂液、泡沫压裂液、醇基压裂液、表面活性剂胶束压裂液和浓缩压裂液等。
  一、水基压裂液体系
  水基压裂液是以水为分散介质,添加各种处理剂,特别是水溶性聚合物,形成具有压裂工艺所需的较强综合性能的工作液。一般水溶性聚合物与添加剂的水溶液被称为线性胶或稠化水压裂液。而线性胶一旦加人交联剂,则会形成具有粘弹性的交联冻胶。水基压裂液以其安全、清洁和容易以添加剂控制其性质而得到广泛的应用。除了极少数特别对水敏感性地层,水基压裂液几乎可以应用到所有的油气储集层,是压裂液技术发展最快也最全面的体系。
  (一)水基压裂液添加剂
  1.稠化剂
  水溶性聚合物作为稠化剂,可以应用植物胶(如饥肽香豆胶、日奔胶、皂仁胶、槐豆胶、魔芋胶和海藻胶)及其衍生物、纤维素的衍生物(如梭甲基纤维素、羟乙基纤维素等)、生物聚合物(黄胞胶〕以及合成聚合物(如聚丙烯酸肽甲叉基聚丙烯酸胺、按甲基聚丙烯酸胺等)。不同水基压裂液稠化剂分子结构示意图。
  (1)植物胶及其衍生物。
  目前,植物胶及其衍生物是水基压裂液系统的主要稠化剂,占总使用量的90%以上。大多数植物胶均属于半乳甘露聚糖,具有相似的结构和不同的组成与分子构象,表现出不小的物理和化学性质。国外普遍使用的是脱胶及其羟丙基化或按甲基化的衍生物。国内的植物胶包括香豆胶、田着胶和皂仁胶及其衍生物。
  (2)纤维素衍生物。
  纤维素是一种不溶于水的非离子型直链多糖。常用纤维素衍生物有接甲基纤维素(CMC)、羟乙基纤维素(HEC)和核甲基羟乙基纤维素(CMHEC)等。
  (3)生物聚合物。
  黄胞胶是以黄单孢杆菌与1%5%的碳水化合物以及磷源和镁源在一定条件下发酵生成的水溶性轻度阴离子型聚糖衍生物,水不溶物含量在05%以下。黄胞胶用量少(005%01%),增调性好,水不溶物和冻胶残渣量低对地层伤害小。但制备工艺的技术性高,价格也较高,国内尚未进行压裂工业性应用。
  (4)合成聚合物。
  目前国内应用的三种稠化剂性能指标对比,其他详细性能和具体实验方法可以参照中国石油天然气行业标准SY/T6074—1994 植物胶及其改性产品性能测定方法、SY/T5766—1995 压裂用香豆胶、SY/T 5764—1995 压裂用脱胶和羟丙基抓胶等。
  2.交联剂
  交联剂是能通过交联离子(基团)将溶解于水中的高分子链上的活性基团以化学链连接起来形成三维网状冻胶的化学剂。聚合物水溶液因交联作用形成水基交联冻胶压裂液。
  (1)两性金属(或非金属)含氧酸的盐。
  由两性金属(或非金属)组成的含氧酸根阴离子的盐,如硼酸盐、铝酸盐、锑酸盐、钛酸盐等,一般为弱酸强碱盐。在水溶液中电离水合后溶液呈碱性。这些两性金属离子以羟基化合物酸根阴离子的形式存在,在pH 值为711 (锑酸盐在36)下,其羟基化合物阴离子通过极性键和配位键与含有邻位顺式羟基的各种非离子型半乳甘露聚糖植物胶及其衍生物交联。典型实例为硼砂,其化学名称为十水合四硼酸钠,分子式为Na2B4O7·10H2O,是一种坚硬结晶或颗粒。交联机理为硼砂在水中离解成硼酸和氢氧化钠,硼酸继续离解成四羟基合硼酸根离子与非离子型聚糖中临位顺式羟基络合形成冻胶。一般交联浓度为04%08%的半乳甘露糖植物胶水溶液,硼砂的用量在001%01%左右。现场中将硼砂配成水溶液作交联剂使用,其水溶液与线性胶溶液的比例称为交联比,交联比常根据现场泵人交联剂的能力确定,按交联比配制不同浓度的硼砂。其特点是清洁无毒、交联的压裂液破胶彻底对储牌层伤害小,但其交联速度快、交联的压裂液耐温在90℃以下,使其应用受到一定限制。
  (2)有机硼。
  有机硼是用特定有机络合基间(如乙二醛等)在一定条件下和硼酸盐作用的络合产物,是一种略带黄色的液体。其交联机理为与硼砂类似,但由于有机络合基团的引入,使四羟基合硼酸根离子的生成是有控制的缓慢生成,即具有延迟交联作用。同时,由于有机络合基团的引入可以在高温下缓慢释放需要的硼离子而使其具有耐高温特性,而引入的有机络合基团在长时间高温作用下可以转化为有机酸,使压裂液降解减少对地层的伤害,因而具有自动内破胶机制。一般交联浓度为04%1%的聚合物,有机硼的用量在05%以下。它克服了无机硼交联压裂液耐温性能差(小于90℃)、快速交联(小于10s)、适用范围小、施工摩阻高等不足;同时也达到或接近了有机钛、错交联压裂液的耐温能力,克服了有机金属交联压裂液破胶困难,对支撑裂缝导流能力伤害大的缺点。目前,国内已成功地将其应用于温度153℃、井深超过5800m 的高温深井,并取得了良好的施工参数和增产效果。
  (3)无机酸酯(有机钛或锆)。
  无机酸分子中的氢原子被炸塞取代牛成龙机酸酯,用作交联剂的宪机酸酯l 要是一些高价两性金属含氧酸酯,如钛酸酯、锆酸酯。用钛盐、铝盐制取的钛酸酯、铅酸酯俗称有机钛和有机锆则是非离子型植物胶理想的高温交联剂。常见的有机钛和三乙醇胺异丙基钛酸酯,有机锆如乙酰丙酮锆酸酯。一般交联浓度04%1%的聚合物,有机钛锆的用量在05%以下。其耐温能力远高于硼砂,可达到180℃,且能延迟交联。但往往带来压裂液的破胶困难。
  3.粘土稳定剂
  清水将引起粘土颗粒膨胀或迁移。在水基压裂液中,常加入粘土稳定剂防止粘土膨胀、分散和运移。氯化钾是压裂液中常使用的粘土稳定剂,使用浓度一般为10%20%
  4杀菌剂
  用于抑制和杀死微生物,使配制的基液性质稳定,防止聚合物降解,同时阻止储集层内的细菌生长。甲醛(HCHO)、乙二醛(OHCCHO)、戊二醛(OHCCH2CH2CH2CHO)及其复配物具有良好的杀菌防腐作用,用最根据地表气温和配制水质而定,一般浓度为05%10%,是水基压裂液常用的杀菌剂。它们均为液体,有刺激性气味,对人体有害。对于压裂液杀菌剂的杀菌效果,最简单的评价方法为在不同条件下压裂液放置不粘度的变化,防止粘度下降的能力一般就表现为杀菌剂的杀菌能力。
  D—580 百宜压裂液专用杀菌防腐剂。植物胶属于聚糖类高分子化合物,极易受微生物的侵蚀而降解。特别是腐生菌对植物胶的危害最大。D—580百宜压裂液专用杀菌防腐剂是我单位采用国外先进技术和生产工艺专门针对此而研制的。它是以阳离子长链聚合物、表面活性剂、稳定剂复合而成的广谱杀菌防腐剂,对杀灭腐生菌、硫酸盐还原菌、铁细菌有特效。是目前国内植物胶压裂液防腐剂的换代产品。它不仅提高压裂液冻胶的运动粘度,而且可以延长压裂液的保存时间。
  5.表面活性剂
  水基压裂液中表面活性剂常用于压后助排和防乳破乳作用,有时也用作配置压裂液时的消泡剂。乳化压裂液用表面活性剂做乳化剂。泡沫压裂液又用表面活性剂做起泡剂。表面活性剂还用于防止和处理井眼附近的水锁,即所谓的压裂液助排;影响压裂液返排的主要因素是地层压力降、粘滞力和毛细管力等。地层压力降越慢,排液压差越大,即具有排液的动力越大;粘滞力与地层孔隙大小、压裂液破胶液粘度、残渣含量、颗粒大小以及油水乳化的贾敏效应有关;毛细管力按下式确定:
  pc2σcosθ/r           127
  式中 pc———毛细管压力;
  σ———油水界面张力;
  θ———接触角;
  r———毛细管半径。
  氟破表面活性剂是目前发现最有浓的降低表面张力的表部合性剂,但对于油水界面张力的降低,单纯的氟碳表面活性剂不如烃类表面活性剂更有效,这是由氟试的憎油性引起的。但加入醉做增效剂或多种表面活性剂复配使用会使助排剂的性能得到很大夫;宁同时,多种表面活性剂的复配,还能使助排剂的功能增加,即具有助排和破乳多功能的压裂液添加剂。几种商业用途的助排剂性能对比见表5111
  表5111 几种表面活性剂的性能比较
名 称
DL 6
CF 6
Losur300
F75N
ZA 3
D 50
A O H
表面张力,m N/m
23 25
199
300
24
298
28
283
界面张力,m N/m
0157
42
29
81
32
96
6.抗高温稳定剂
  高温下压裂液粘度下降是多种机理引起的,比较常见的机理是氧的存在起到厂加剧压裂液降解的速度,因此抗高温稳定剂往往和除氧有关。常用甲醇、硫代硫酸钠、三乙醇胺等。
  7.降滤失添加剂
  常用作压裂液降滤失的添加剂为柴油、油溶性树脂、聚合物(如淀粉)和硅粉等。各种降滤失剂对压裂液的初滤失和造壁滤失系数的影响差异很大。在控制初滤失方面,各种添加剂的效率按如下顺序排列:聚合物/硅粘土>硅粉>油溶性树脂》柴油>无降滤失剂;而在控制造壁滤失CⅢ方面,柴油》聚合物/硅粘土>硅粉>油溶性树脂>无降滤失剂。柴油降滤失剂就其对CⅢ的影响而言,可产生极好的降滤失效果,但对初滤失量几乎没有影响。合理的降滤失剂应是固体降滤失剂(如硅粉)和液态烃类(如柴油)的配合体系,固体降滤失剂用于控制高渗面的初滤失,而液态烃则降低系数值。对固体降滤失剂必须选择合理的粒径匹配,优化用量,同时尽可能选用可以降解的产品如淀粉及其衍生物以避免堵塞储集层孔道。
  8.破胶剂
  破胶剂主要作用是使压裂液中的冻胶发生化学降解,由大分子变成小分子,有利于压后返排,减少对储集层的伤害。常用的破胶剂包括酶、氧化剂和酸。生物酶和催化氧化剂系列是适用于ZI54℃的低温破胶剂;一般氧化破胶体系适用于5493℃,而有机田适用于93℃以上的破胶作用。施工中要求压裂液维持较高粘度与施工结束后又要求快速降解、彻底破胶。为此,在90 年代初,利用流化床原理,国内外相继研制了胶囊包裹破胶剂,即延缓释放政蚀剂。它是在常规破胶剂外表包裹、层特殊的半渗透材料,一般膜厚为2030μm ,占15%20%,利用挤压或渗透作用释放破胶活性物质。
  囊心材料一般为过氧化物或酶。胶囊破改剂有两方面主要作用:(1)提高了破胶剂的适用范围,酶胶囊破胶剂可与碱性交联压裂液相配伍,pH 值达913,同时也提高了温度使用范围;(2)可提高破胶剂的用量,对压裂液流变性能影响很小,使压后快速彻底破胶,加快压裂液返排成为可能。同时,胶囊破胶剂作为一种不随滤波进入地层的破胶剂,将对裂缝壁面滤饼的破胶起一定的作用。压裂液对支撑裂缝长期导流能力的影响研究表明,使用大量破胶剂将压裂液快速破胶,会明显改善导流能力,使支撑裂缝渗透率保持率由20%上升到43%
  9.滤饼溶解剂
  在水基压裂液中,由于使用了降滤失荆,特别是压裂液在施工中由于滤失造成的聚合物浓缩,使得压裂液在裂缝及裂缝表面形成了非常致密的滤饼。由于滤饼聚合物浓度高且非常致密,常规压裂征所含破胶剂远不能将其破坏,因此需要使用滤饼溶解剂进行后处理,以解除伤害。这是由压裂液动态滤失研究而推出的新型添加剂。表5112 对比了几种被肢剂和艺饼溶解剂之问溶解滤饼的能力。
  表5112 主联冻胶滤饼的溶解实验
滤饼溶解剂
溶解温度
  
溶解时间
  h
溶解程度
  %
硼冻胶
过硫酸铵溶液
70
8
90
有残留物
金属交联
过硫酸铵溶液
70
8
50
 
硼冻胶
酶溶液
25
24
60
 
硼冻胶
稀盐酸
25
8
70
有残留物
硼冻胶
地层水
60
24
30
滤饼软
硼冻胶
FCS 11
25
4
100
 
金属交联
FCS 11
70
5
100
 
硼冻胶
FCS 6
25
2
100
 
10.缓冲剂(pH 调节剂)
  在水基压裂液中,通常用pH 值调节剂控制稠化剂水合增粘速度、交联剂所需的pH 值范围和交联时间以及控制细菌的生长。通常使用的pH 值调节剂为碳酸氢钠、碳酸钠、醋酸、柠檬酸、富马酸和氢氧化钠等,配合使用可使pH 值的控制范围达到要求。
  (二)水基压裂液类型与性能特点
  1.线性胶压裂液
  线性胶压裂液(稠化水压裂液)由水溶性聚合物稠化剂和其他添加剂(如粘土稳定刑、破胶剂、降滤失剂、助排剂、破乳剂和杀菌剂等)组成,具有流动性,一般属于非牛顿流体,可近似地用幂律模型来描述。典型压裂液配方为:稠化剂:(香豆胶04%06%,胍胶03%05%、羟内基胍胶03%06%)+杀菌剂(甲醛02%05%)+粘土稳定剂(氯化钾2%)+破乳剂(SP169 01%02%)+破胶剂(过硫酸铵20100mg/L)。其粘温曲线在有和没有破胶剂时会有很大区别.线性胶粘温曲线。线性胶压裂液具有一定的表观粘度与低滤失特性,减阻性能好,有利于输送支撑剂、增大裂缝宽度,易破胶与低伤害;但对温度、剪切速率较为敏感。其表观粘度为剪切速率、温度、聚合物浓度、聚合物相对分子质量及化学环境的函数,具有剪切变稀、流动无滑移、测粘重复性较好等流变特性。一般仅用于注水井、浅层油气藏和煤层气压裂压裂。线性波压裂液的摩阻一般较低,在不同的注人管径和排量下,可以达到清水库阻的23%30%左右。给出了国产羟丙基胍胶在05%浓度下的摩阻曲线。
  2.交联冻胶压裂液
  交联冻胶压裂波同线性胶压裂液比较,它表现出更强的粘弹性与塑性,所以在水力造还力等压裂液综合性能方面优于线性胶压裂液,但由于破碎降出相对困难,造成的伤害将比线性胶严重。所谓粘弹性能,就是指在压裂液中不仅仅表现出流体具有的粘性特征,还表现出固体所具有的弹性特征,其研究仪器主要是控制应力流变仪。在较低温度下,交联压裂液的弹性性质强于粘性性质,在较高温度且与振荡频率较低试验条件下,显示出粘性性质强于弹性性质;而当试验振荡频率增高时,反转为弹性略高于粘性性质。因此,描述交联冻胶压裂液的流变性能。远不是粘度一个参数所能完成的。常使用旋转粘度计和管路粘度计以及控制应力型的流变仪来进行综合解释。交联冻胶压裂液的流变特性受交联程度、温度、剪切速率和流体配方等多因素的影响。典型的交联冻胶压裂液配方如下:
  基液:调化剂(03%07%香豆胶、胍胶、羟丙基胍胶)+杀菌剂02%05%甲醛)+粘土稳定剂(2%氯化钾)+破乳剂助排剂(02%DL6)+降滤失剂+pH 调节剂+温度稳定剂
  交联液:交联剂(硼砂溶液、有机硼、有机锆、有机钛)+破胶剂(少量过硫酸铵),视交联比和交联剂性能配制交联液浓度。
  破胶剂:追加的过硫酸铵(酶、还原剂)+胶囊破胶剂+滤饼溶解剂
  按照压裂液将适应不同地层的情况,调整各添加剂用量,上述压裂液分类可形成低温(2060℃)、中温(60120℃)和高温(120℃以上)体系。也有根据压裂液的主要添加剂稠化剂和交联剂,将其分类和命名的习惯做法,如称之为脏胶或香豆胶压裂液、羟丙基抓胶压裂液、硼交联压裂液、有机钛错交联压裂液等。还可以根据交联剂量的不同,将压裂液命名为弱交联和强交联压裂液。不同的分类命名各有优缺点,还不能得到统一。目前,出于对油藏保护角度的考虑,大多压裂液尽可能使用硼(硼砂、有机硼)交联压裂液。表5113~表5115 给出了不同交联程度下的压裂液流变性。表5116 则给出了不同压裂液之间滤失性能的对比。
  表5113 加入001%BS 弱交联在80℃的流变性能
时间,min
05
5
10
15
20
25
30
50
70 90
粘度,mPa·s
261
149
917
904
871
855
818
795
765 734
温度,
279
390
585
668
723
777
798
799
801 804
5114 加入001%BS 弱交联含0005%APS 80℃的流变性能
时间,min
05
5
10
15
20
25
30
50
70 90
粘度,mPa·s
245
111
701
641
578
562
457
367
336 325
温度,
330
560
664
736
801
807
798
803
809 814
5115 加入03%有机硼完全交联含0005%APS 87℃的流变性能
时间,min
05
30
60
90
120
150
180
210
240 300
温度,
165
880
877
873
864
868
867
869
869 870
粘度,mPa·s
994
471
393
342
337
328
312
276
256 264
5116 线性胶、弱交联冻胶和完全交联冻胶的滤失性能
序号
温度
  
交联剂
  %
破胶剂
  %
总滤失量
  mL
初滤失量
  m L/cm2
滤失系数C Ⅲ
  104m/ min
1
80
0
0005
136
995 ×103
386
2
80
0
0005
184
141 ×102
352
3
60
001
0005
405
342 ×103
993
4 8
80 0
001 000
0005 33 47
33 478
478 ×105
  978
  5 80 0
978
  5 80 0
二、泡沫压裂液系统及其添加剂
  泡沫压裂液实际上就是一种液包气乳化液,或者说泡沫是气体分散于液体中的分散体系。气体使用N2CO2泡沫提供了高粘度和优良的支撑剂携带能力。在施工过程中,保持稳定的泡沫,干度范围极为重要。干度低于52%的体系仅能称为增能体系,典型的压裂施工设计达到70%75%80%泡沫干度,这意味着压裂液的70%75%80%是气。一般,随着泡沫干度从60%增到90%,泡沫的稳定性和粘度也增大。超过90%,泡沫恢复成雾状。泡沫压裂液具有易返排、低滤失。粘度高。携砂能力强、对储集居伤害小等优点九个足之处在于压裂施工中需要较高的注入压力、特殊的设备装置、施工难度大与投人经费高。适用于低压、强水敏性储集层。
  (一)N2CO2的性质比较
  氮气是无色、无味、无嗅基本为惰性的气体,而二氧化碳则带酸味,略溶于地层液体。二者的物理性质相差也很大。
  (二)泡沫压裂液起泡剂
  对起泡剂的要求:(1)起泡性能好。(2)稳泡能力强,所产生的泡沫性能稳定,寿命长,即使在较长时问泵送的剪切条件也可保持性能稳定。(3)与地层岩石、流体及压裂液的配伍性好,即使与原油、盐水、碳酸盐及各种化学添加剂接触时,也能保持其稳定性,并且不伤害油层的导流能力。(4)凝点低,具有生物降解能力,毒性小。(5)用量小,成本低。
  常用起泡剂有:阴离子表面活性剂如烷基磺酸钠、烷基磺酸铰、烷基苯磺酸铰、丁基苯磺酸钠、烷基硫酸钠、松香酸钠、月桂醇醚硫酸酯钠盐、硬脂酸醇醚硫酸酯钠盐、脂肪酸醚硫酸酯钠盐、脂肪醇醚硫酸酯饺盐、月桂醇硫酸酯三乙醇胺盐等;非离子型表面活性剂如聚氧乙烯月桂醇、聚氧乙烯棕桐醇醚、聚氧乙烯硬脂醇醚、聚氧乙烯月桂酸酯等。大多数特别是二氧化碳泡沫的起泡剂是多种表面活性剂的复配品。
  (三)泡沫压裂液的分散介质
  1N2泡沫
  根据氮气与二氧化碳性质的不同,氮气在储存和运输过程中是以液态形式存在,在现场施工时,可直接通过液氮车本身设备进行热交换而汽化成气态,尔后以一种气体形态被泵送入井。气态氮施工时地面温度可在1026℃范围内变化。由于N2泡沫液的低密度造成液往水压头低,所以大部分被用于10002000m 左右的低温浅井。氮气为惰性气体,不易与地层流体及岩石发生反应,在水中的溶解能力大约仅为二氧化碳的1/10,因此可避免发生乳化、沉淀堵塞地层的情况,也不腐蚀地面及井下设备和工具。由于N2基本为惰性,其对液相和起泡剂的配伍性良好,因此大部分活性水、水基压裂液等均可形成相应的泡沫压裂液。因此,N2泡沫按分散介质材料划分可包括活性水泡沫、调化水泡沫、水冻胶泡沫、酸泡沫、油泡沫、醇泡沫和油冻胶泡沫压裂液。
  2CO2泡沫
  二氧化碳则通常作为一种液体泵这,只有到达它的临界温度(31℃)后才在井筒汽化,汽化时需要从井筒吸热。由于二氧化碳可压缩性大,在给定一个泡沫质量时,则比氮气需要更多的气液比,但由于液态二氧化碳的密度比氮气大,因而就相同的深度来讲,地面注入压力可比用氮气时低。即二氧化碳密度大、静水压头高,使其可适用于深井作业。二氧化碳泡沫压裂液已经应用到3000m 以上的深井。二氧化碳由于溶解能力强和极易反应的性质,因此形成的泡沫稳定性较差。
  CO2飞的三种主要化学特性是:在液体中的溶解性,在流体中的互混性,以及在溶液中起酸作用。由此,二氧化碳压裂波能用的添加剂有限,需要考虑其独特化学性质带来的对液相性质的影响。如用交联的水基压裂液在使用二氧化碳泡沫后就不会象氮气泡沫那样依然保持冻胶状态。大多数二氧化碳泡沫压裂液施工的分散介质限于用活性水和稠化水形成的泡沫压裂液完成,但最近交联的二氧化碳泡沫压裂液也逐渐有了工业应用。
  (四)泡沫压裂实验室及泡沫压裂液特性
  1.泡沫压裂实验
  室泡沫压裂液专用实验室旨在描述试验过程中泡沫压裂液在模拟剪切、时间、温度及压力等试验条件下泡沫压裂液的性能。这种实验室必须包括必要的密闭管路流变和滤失装置,目的是使模拟处理情况和井下条件尽可能与实际情况近似,并确定在此种条件下泡沫压裂液的特性。
  泡沫压裂液实验室试验研究的项目有CO2飞和N2。泡沫的流变性(包括高温下和井下条件)及流体动滤失试验。用一台显微镜和摄像机观察的高压观测传感器,可提供泡沫和气泡大小的影象。可用井眼和裂缝模拟器测定剪切速度低、温度和压力升高条件下时间对泡沫流变性的影响,以及动态滤失和地层伤害。
  2.泡沫的流变性
  泡沫流体属于一种较复杂的非牛顿流体,最普遍的流变模式为宾汉塑性模式,其次为假塑性模式,当泡沫质量较低时,也可表现为具有牛顿流体的特点。影响流变性的一些主要tq 素如下:(1)内相气体的性质及粘度。(2)外相液体的性质及粘度。(3)气相与液相的相对体积(即泡沫质量)。(4)表面活性剂的类型、浓度及泡沫界面薄膜性质。(5)泡沫结构。气泡尺寸。(6)剪切速率。(7)温度、压力等参数。当把泡沫看做是一个单相流体时,该流体的粘度比两相中任何一相的粘度都要大得多。泡沫的粘度主要是由泡沫的质量和液相性质所决定。泡沫质量越高,气泡越密集,因此,泡沫的视粘度随着泡沫的质量增加而增加,一般质量到达75%80%时,粘度最大,此后随着泡沫质量的增加而有所下降。由于高质量的泡沫属于非牛顿流体,在剪切速率不太高的情况下,表现为具有假塑性流体的行为特征,所以其视粘度随着剪切速度而变化。
  3.泡沫的滤失性
  泡沫流体的防滤失性能很好,在相同条件下,其滤失系数比水、交联冻议要小。泡沫流体滤失系数低,是由于它本身独特的结构决定了它具有良好的抗滤失能力,这是由泡沫的气相和液相之间的界面张力造成的。当泡沫流体进人微细孔隙时,需要有较大的能量以克服表面张力和气泡的变形。从泡沫的动态滤失试验中可观察到当岩心试样渗透率低于1×103μm2时,泡沫通过岩心后完全破坏,变成气相和液相。当渗透率高于1×103μm2时,少量泡沫存在于气液之中,随着岩心试样渗透率的增大,量筒所测得的泡沫组分也增加。当渗透率大于5×103μm2时,测得泡沫的增加比液体的增加快得多。当渗透率到达70×103μm2时,测量到的只有泡沫,这意味着在高渗透介质中,气泡变形很小,或根本不发生变形,以致对滤失控制较少。把泡沫滤失系数定义为当泡沫流体施工时度量流体滤人地层的流动阻力的一个常数。则滤失系数越低,进入地层的滤失滚越少。影响泡沫压裂液滤失的主要因素有:(1)岩心试样的渗透率对泡沫滤失量的影响最大,当岩样渗透率增加两个数量级时,泡沫的滤失系数即增加一个数市级,(2)泡沐液川粘度对泡沫滤失的影响是主要的,随着液相增调剂浓度的加大,液相粘度的增加,泡沫的滤失系数显著下降。(3)温度对泡沫的滤失系数也有直接影响,随着温度增加,滤久没缓慢增加,这是由于温度增加、使泡沫液相稀释。(4)泡沫中有聚合物增稠剂时使泡沫具有造壁性能,进一步控制液相滤失,同时又可控制其他一些变量,使泡沫质量及压差变化时对滤失没有明显的影响。(5)泡沫的结构及气泡尺寸分布的变化对液体滤失也有影响。(6)表面活性剂(起泡剂)的种类对泡沫滤失没有明显的影响。
  (五)配制及施工要求
  1.氮气配制泡沫压裂液及施工布置
  泡沫压裂液一般不必预先配制,目前普遍采用的是在地面将氮气和加有起泡剂的液体在泡沫发生器内混合形成泡沫。也有采用将氮气、液体和起泡剂分别注入泡沫发生器,在泡沫发生器内混合形成泡沫液。氮气一般以液态形式装在氮气泵车的特制容器内,基液和氮气以及起泡剂分别泵送,在井口的三通接头处相遇混合形成泡沫,再进入非简。
  2.二氧化碳配制及施工布置
  当使用CO2泡沫时,泵入液态CO2方以代替干燥的气体,在混合时并未形成气液泡沫,到储集层条件下,液态CO2转化为气态时,乳化液才转变为泡沫。
  低压CO2飞处理设备的发展为定期和安全泵送CO2压裂液提供了方便,因为二氧化碳以液态装人储罐运往现场。二氧化碳泵人井下时,罐内压力下降会造成流出的液体不规律,进而导致液堵、气阻。地面设备底流的CO2有可能冻结。目前有两种系统可以控制现场CO2容器蒸汽压力。其中最简便和最有效的是蒸汽反馈系统。这种系统的作用是从送至井场的CO2储罐中抽出少量CO2输送至低压蒸发器;然后蒸汽再返回储罐中,这样储罐内的压力就保持恒定,不再受液面高低的影响。另一种系统是交替系统,从外部提供气源,例如在压力和温度适中条件下泵人适量的N2,这样CO2的储罐压力就可保持恒定。二氧化碳泡沫压裂波的现场设备。
  三、油基压裂液系统及其添加剂
  油基压裂液是以油为溶剂或分散介质,加入各种添加剂形成的压裂液一当前较通用的是铝磷酸酯与碱的反应产物,将有机脂肪酸与无机非金属氧化物五氧化二磷生成的磷酸酯均匀混入基油中,用铝酸钠进行交联,可形成磷酸酯铝盐的网状结构,使油成为油冻胶、铝磷酸酯盐冻胶改善了原油的稠化,并提高了温度稳定性。20 世纪90 年代初,进一步完善了的油基压裂液体系,以原油为介质,磷酸酯为稠化剂,铝酸盐为交联剂,醋酸盐为破胶剂、并通过两次交联过程,实现了现场施工的连续混配,缩短了交联时间,优化用量,改进流变性能,耐温能力达120 130℃,实现了高砂比施工。在某些情况下,使用油基压裂液有利于避免对水敏性产油层使用水基液而引起的地层伤害。适用于低压、偏油润湿、强水敏性储集层。使用油基压裂液的缺点是易燃性。并且大多数情况下,油基压裂液的泵送摩阻明显高于水基压裂液体系。与水相比。使用油品时静水地头较小,所以要求泵送压力也较高。由于以油为介质,添加剂用量大、成本高。施工安全性差,现场配制及质量控制较难。
  四、乳化压裂液系统及其添加剂
  油水两相的两种基本类型是油外相和水外相。油外相乳化液的粘性与基油十分相似,所以油外相乳化液产生与油的高粘度相联系的高摩擦阻力。水的粘度低,且水相中加入聚合物可以降低摩阻,因此水外相乳化液具有较低的摩擦阻力。乳化压裂液水相由植物胶稠化剂和含有表面活性剂的淡水或盐水配制而成,油相可以是原油或柴油,根据表面活性剂即乳化剂性质不同,可以形成水包油(O/W)或油包水(W/O)两种类型的压裂液。HLB 值小的乳化剂易形成O/W 型,相反则形成W/O型。用于O/W 乳化压裂液的表面活性剂的HLB 值一般为718,油水体积比为50∶5080∶20。用于W/O 乳化压裂液的表面活性剂的 HLB 值一般为36,油水体积比为60∶40
  五、其他压裂液
  (一)醇基压裂液
  醇基压裂液是以醇作溶剂或分散介质配制的压裂液。一般醇仅是作为水基压裂液的添加剂出现的,以其低表面张力消除水锁或起除氧作用而用作稳定剂。将其作为压裂液的主要成分应用具有:(1)成本高;(2)低级醇极易燃;(3)醇难以稠化,粘度低;(4)醇基液表面张力低,具有消除水锁的功能,但配制的醇泡沫不稳定。醇基压裂液适用于水敏、低压和低渗透油层的压裂。可以配成调化醇、醇冻胶或醇泡沫压裂液。但其易燃性、对人体伤害性与成本高,使得在水敏地层首先想到的是油基压裂液而不是醇基。醇冻胶压裂液往往是聚丙烯酸胺的衍生物,如二甲胺基甲基聚丙烯酚胺一甲醛田基冻胶压裂液,是用甲醛来交联的。
  (二)胶束压裂液
  胶束压裂液是近年开发的新型压裂液,其主要组分是表面活性剂。同以往压裂液的最大区别是它不会形成固相残渣,因此又称之为清洁压裂液。相对常规交联聚合物压裂液,胶中压裂液具有无固相、无残渣、低伤害、添加剂种类少。减少施一11 一前期配液L 序和混合时间、施工摩阻低、携砂能力强等特点。同时也存在两方面缺点,一是用温能力较低,适用温度2479℃;二是成本较高。国外目前在加拿大、美国等地开展厂近500 口井的压裂应用,国内该压裂液体系也已用于现场。
  (三)浓缩胶压裂液
  而浓缩胶压裂液,实际上是为了解决现场配液的浪费和污染等问题而开发的将水基压裂液稠化剂制成浓缩的液态,在施工时能够随配随用,做到有批量混配向连续混配转化的水基压裂液的延伸。由于需要配备特定的设备,目前也还没有在国内推广。
  水力压裂支撑剂
  压裂液在地层内形成裂缝,然后使其保持张开直至压力下降。压力下降后裂缝的两个壁面会闭合,除非缝内有一些颗粒状物质如剥落的岩石、砂子或者其他类型的支撑剂存在(Republic Geothermal 公司,1979)。
  支撑剂的选择依据以下性能:(1)强度,(2)加载条件下支撑带高渗透率的保持特性,(3)内聚力特性,(4)价格低廉,(5)长期的化学稳定性。石英砂是最常用的一种支撑剂,其主要缺点是性脆,在高压下易于破碎。破碎产生的微粒会堵塞新压开的裂缝并在返排时磨损地面设备(如阀门和管件)。有的支撑剂在承压后会随时间推移而变形,从而使新张开的裂缝通道的渗透率降低。理想的支撑剂应该是:(1)完全支撑闭合压力或者上覆地层压力,(2)在采油作业期间保持高渗透性,(3)与流经它的各种流体不起化学反应,(4)价格低廉使措施成本较经济(Republic Geothermal 公司,1979 年)。在低闭合应力条件下支撑剂颗粒尺寸较大,支撑段的渗透率较高,所以大颗粒直径支撑剂可用于浅井。含泥质油层或微粒运移严重的油层不宜选用大颗粒直径支撑剂。因为随时间的推移,地层中的微粒可能侵入支撑段形成部分堵塞从而使渗透率迅速降低。此时选用小颗粒直径支撑剂较好,因为它能防止地层微粒的侵入。鉴于破碎性和铺置问题,大颗粒支撑剂一般不用于深井。对上覆应力高的地层(井较深),裂缝选用石英砂混合物支撑时,颗粒尺寸分布和质量是重要因素。直径和密度较大的支撑剂要求裂缝能够较宽且容易迅速脱砂。
  支撑剂相对密度是与输送有关的另一物理性质,某些情况下可能很重要。影响支撑剂输送的因素有流体的速度、粘度、密度和支撑剂的尺寸及密度。要铺设支撑剂,要求压裂液必须(1)形成足够的缝宽使支撑剂颗粒能铺置,(2)在缝内保持足够的流速以把支撑剂携带到离井筒足够远的地方,(3)保持足够的粘度以把支撑剂携带到希望铺设的位置(Republic Geothermal 公司,1979)。密度大的支撑剂难于悬浮和在缝中输送,虽然高密度、高粘度流体能在井筒内输送这种支撑剂,但在流速较低的裂缝内就有问题。因此选择支撑剂就决定了压裂液及添加剂类型。
  玻璃球曾经是最硬的支撑剂。因为其圆度和分选性好,能较好地填充,但在高温和接触盐溶液时对应力较敏感,在闭合压力下易破碎成微粒,Cooke 1973)的研究说明了用玻璃珠出现的问题,加之价格高,使玻璃珠用作支撑剂受到限制。在闭合应力不太高的浅井,核桃壳被认为很有用。因它们由纤维材料构成所以会变形,在深井中因温度高核桃壳会降解和破碎。在整个50 年代和60 年代早期一直使用核桃壳,这期间开始涌现出许多新产品。
  60 年代在实验室和矿场都对超强度支撑剂(如铝球和钢球)进行了试验。其主要缺点是:(1)密度高;(2)在产层存在酸性环境时对腐蚀敏感;(3)价格高。70 年代出现的新型支撑剂有铝和铜包覆的玻璃珠。进口塑料石榴石和其他形式的铝氧化物以及陶瓷片或球珠。但由于制造费用高所以不经济。Exxon 公司研制出两种新产品:(1)烧结陶粒,它是由许多小陶粒烧结而成的球形支撑剂;(2)树脂预包砂。大小均匀的陶粒强度很高且耐大多数酸腐蚀;树脂预涂层(热固性塑料)使砂粒与井中腐蚀性流体完全隔绝,同时通过变形使砂粒不破碎来提高充填层的承载能力。从欧洲引进的氧化铝(陶粒)是强度很大的支撑剂。但价格和货源成问题。
  AcFracTMPR 是一种热固性酚醛树脂预包砂(2040 目白色颗粒),适用于中等的闭合应力为500010000 psi 3570 MPa)的施工压力。当韧性树脂在裂缝内固化后,破碎和嵌入都将减少。这种树脂在45 232℃)和一般酸处理是稳定的。在常用的盐水和油中都不溶解。
  核压裂简介
  美国政府机构和几家主要石油公司,都对核能在蕴藏大量油气的致密油藏的压裂力面的潜在应用前景,进行了广泛的研究。世界范围内,有丰富的无法投产或低产油气藏,以及大量的含焦油砂岩和油页岩的存在,刺激了用原始开采工艺来提高最终采收率的技术经济可行的方法的发展。
  核压裂的可行性已由美国GNOME 实验和GASBUGGY,及RIOBLANCO 项目)和其他国家的矿场试验所证明,通常包含的因素有技术、经济、政治。环境和主观动机等方面。从技术上讲,水力压裂和核压裂的主要区别在于,水力压裂一般只形成单一裂缝,而核压裂却形成一个直径几百英尺的空穴,且其周围有大量裂缝放射状地延伸到附近岩石中。结果是采油有效半径非常大(Atkinson Lekas1963),这就使产能可能很大。油页岩和焦油砂岩会被就地蒸发,油气以气态或液态被采出,因而省去了采矿作业。但如果考虑通过裂缝系统用原有热采工艺进行开采,则水力压裂技术要比核爆炸造穴工艺优越。另外,在水力压裂效率高的地区核压裂便不能与之竞争,因为后者费用太大。
  选择核压裂油藏的原则是低渗、气层或低粘油层,并有非渗透大厚隔层遮挡。井筒核爆炸是通过使岩石及其饱和流体汽化而产生空穴的。坍塌成空穴的岩石形成一个井帼抛石层,大多数熔化后的物质和放射性副产品集中到这些层的底部(Atkinson1964)。
  对几次密闭地下核爆炸的研究表明,核装置产生空穴的几何特征有较统一的模式。现已有计算爆后几何形状特征与核装置的二次放射系数、下入深度和地层类型的数学关系式(Boardman 等,1964Bray 等人,1965)。