页岩气藏压裂工艺研究

页岩气藏压裂工艺研究

1影响单页岩气井产量的因素1.1地质和物理1.1.1多孔介质中流固耦合在气藏和岩浆岩气储层中，天然气传输和存储机对预测气藏产量和温室气体（如co2）的地质储量非常重要。它涉及到多孔介质中流固耦合现象,包括黏滞流,扩散运移以及吸附机理。常规分析方法主要考虑了天然气与基质骨架的相互作用,却忽略了孔隙和基质骨架在空间上非均质的影响。研究表明:储层非均质性将产生特殊的运移和动力效应,阻止天然气从基质上的解吸附,降低天然气的最终采收率。1.1.2应力状态三方面构成页岩气藏工程地质力学效应由页岩储层力学性质、天然裂缝性质和原始地应力状态三方面构成。在页岩气生产早期阶段,地质力学效应对气藏生产动态没有明显影响,当产量下降稳定以后影响就很明显,当渗流处于边界流时,地质力学效应又开始表现得不明显,曲线呈现汇集的特点如图1所示。1.1.3增强地层抗裂能力1)天然裂缝的影响虽然天然裂缝并不意味着对储量的贡献,但是它却可以通过影响储层改造的方式,而对页岩气藏产能产生正面或者负面的影响。一方面,由于天然裂缝一般都被充填,在储层压裂时这些被充填的裂缝可能就是地层的薄弱地带,从而有助于改善地层的传导能力;另一方面异常裂缝和断层的存在可能导致压裂液进入到无效通道,可能会使井与地质危险区域相连通。现阶段我们可以通过获取高级储层岩石物理数据和成像测井,从而对穿透气井的裂缝进行综合的描述和评价,可以通过增产预处理测试和微裂缝评价等来提高页岩气压裂的效果。2)人工裂缝压裂产生的裂缝与天然裂缝的不同之处在于前者基本都是垂直裂缝。裂缝的评价指标主要包括:裂缝半长(Xf),缝宽(w),支撑剂充填渗透率(kf),储层渗透率(k)。人工裂缝好坏直接由无因次裂缝导流能力(CfD)来表征公式:CfD≤10差,10<CfD≤50好,CfD>50很好;裂缝为页岩气藏的重要渗流通道,所以CfD的好坏将直接影响气井的产能。1.2关于公司的发展1.2.1页岩气藏化学吸附吸附分为物理吸附和化学吸附:(1)物理吸附作用主要产生于储层岩石非平衡分子力;储层骨架颗粒内部分子受到均匀分子引力的作用而保持受力平衡,而最表层的分子因为没有达到受力平衡,所以就会对与它接触的物质产生吸引,因此在页岩气藏中由于对甲烷分子的吸附而存在大量的吸附气含量。(2)化学吸附作用是物理吸附作用的继续,当达到某一条件就可以发生化学作用(包括化学键的形成和断裂)。化学吸附所需的活化能也比较大,所以在常温下吸附速度比较慢。页岩气的化学吸附具有吸附时间长、不可逆性、不连续性、有选择性。吸附作用开始很快,越后越慢;由于是表面作用,被吸附到的气体分子容易从页岩颗粒表面解吸下来,进入溶解相和游离相,在吸附和解吸速度达到相等时,吸附达到动态平衡。不同页岩气藏,其吸附气含量有所差别;但是页岩气藏中吸附气含量构成了气藏产量的重要部分,不容忽视,如Devonian页岩气藏的吸附气含量可能达到总含气量的60%~85%。在气藏的开发过程中,气藏温度近似认为恒定,那么天然气分子的吸附过程即为等温吸附过程。由于页岩气藏主要组分为甲烷,而甲烷的临界温度为-83℃,所以在气藏条件下甲烷不可能呈现液态,即以单分子层吸附于页岩表面,大量研究也证明页岩气吸附过程符合Langmuir等温吸附。公式(2)是Langmuir吸附表达式:式中:VL为固体表面的最大吸附量;P为压力;b1和b2为吸附常数。页岩气井达到拟稳态流动的时间比常规气井晚,页岩气井生产时间较常规气井长;Langmuir体积对产能递减的影响是线性的,而Langmuir压力的影响是非线性的。1.2.2储层滑脱效应由于页岩气具有更低的渗透率,且气井产能小,弄清滑脱效应存在条件及滑脱效应对气井产能影响大小就显得尤为重要。研究表明:页岩储层在孔隙压力较低(小于10MPa)的情况下,气体渗流存在滑脱效应,而在孔隙压力较高的情况下气体滑脱效应不明显。浅层(储层压力小于5MPa,或深度小于500m)页岩气储层滑脱效应对气井产能和生产压差影响很大;中深层(储层压力小于10MPa,或深度介于500~1000m)页岩气储层滑脱效应对于气井产能和生产压差存在一定程度的影响;深层(储层压力大于10MPa,或深度大于1000m)页岩气储层滑脱效应对于气井产能和生产压差的影响可以忽略不计。1.2.3储层和储层中压裂液残余地层的分布页岩气藏的束缚水含量一般比较低,比如美国Barnett气藏的束缚水饱和度为25%~35%;另外在气藏形成过程中,生气具有的干燥作用,导致页岩气藏产水较少,极容易发生水的渗吸,因此,压裂施工后将会有大量的压裂液残余在储层中。在致密砂岩气藏中,因为地层中水和气具有共同的渗流通道,大量的压裂液用水滞留地层能够造成地层封堵以及水锁,以至于气藏产量降低。然而对于同样具有低渗透物性的页岩气藏中,因为在页岩气藏中存在特有的有机物空隙结构,既具有与致密气藏类似的现象,也具有页岩气藏特有的不同之处。对于页岩储层中油湿性的有机物来说,它含气量高,渗透率也较高,与裂缝结构相比其分布面积和体积都比较大;这些都可以看成是储层中暗藏的渗流通道,一旦与裂缝(天然缝或压裂缝)相联通,会大幅度提高产量,但同时在压裂过程中也会加剧压裂液的滤失和滞留。1.2.4水平井的应用更多目前,在页岩气藏的开发中,主要为直井和水平井,而在开发过程中水平井应用显得更多一些,因为新钻页岩气水平井的平均成本大约为直井的1.5~2.5倍,而水平井的产能为直井的2~5倍。2岩浆岩气田的产量2.1地层—渗流机理在压裂页岩气藏中,存在四种不同的渗流机理,包括裂缝线性流,双线性流,气藏线性流,拟径向流。页岩气在裂缝和基质中的流动机理:微小的基质孔隙中的气体向大孔隙和裂缝作扩散运动,遵循达西定律;而基质孔隙表面的吸附气不再是达西流,在一定压力下发生解吸;由于裂缝空间是有限的,因此早期以游离气为主的天然气产量快速下降并达到稳定,稳定期的产量主要是基质孔隙里的游离气和解吸气渗流过程见图2。在地层条件下,页岩气和储层之间存在较大面积的固—气界面,所以存在比较复杂的界面现象。固—气界面最重要的一个现象就是吸附。研究吸附过程的本性后,得出这样的结论:在不同的情况下,吸附剂与被吸附物质之间的作用,既有物理作用,又有化学作用。为了正确地了解吸附过程,必须考虑到吸附剂表层的各原子决不是处于相同的状态下的。固体的表面并不是光滑的,而是有极多的超显微的凸出和凹入部分,不同部位由于价力的饱和度不同与周围气体分子作用力也不同。气体的种类和化学性质对于吸附作用的影响,都具有首要的地位,即吸附在已知情况下有其特殊性。气体的被吸附需要放出大量的热,这类吸附为化学吸附。而物理吸附的过程主要是分子间的引力造成的,岩石骨架颗粒表层分子受力不平衡而会吸附周围的气体分子。在原始地层条件下,吸附和解吸附达到动态平衡,当地层压力降低时,这种平衡被打破,天然气分子解吸附,成为游离气而通过多孔介质、裂缝渗流而产出。2.2常规产能递增分析法与其他分析方法、热价目前用于页岩气藏产能动态分析的方法主要分为:解析法、常规产能递减分析法(以Arps递减分析为主)、Backward方法、Ilk方法、FolarinAdekoya提出的Backward&Ilk方法以及数值模拟方法,分析发现与常规产能递减分析法相比,Backward方法和Ilk方法可以更加准确的预测气藏储量和生产动态,而Backward&Ilk方法拟合预测效果最好。2.2.1增强和完善工质渗流的arps非稳定性减量基准油气藏生产实践表明:致密气藏中由于不稳定渗流的长期性和层间的不同渗流机理的影响,通常异常递减规律,即递减指数b>1,造成产能动态预测结果偏差很大。而页岩气渗透率极低导致达到拟稳定流需要很长时间并且往往进行过压裂,使得渗流极其复杂;常规的Arps递减适用于油气藏生产达到稳定的条件下,因此用于页岩气产能分析误差很大。Y.Cheng等人提出了利用非稳定生产数据对致密气进行动态分析的方法:首先,由公式估算稳定渗流递减指数;然后固定递减指数,以逆向方式拟合求解初始产量和初始递减率,从而获得Arps递减方程。式中:bE为平均递减指数;cgi为原始天然气压缩系数,1/psi;Pp为拟压力,psi2/cp;zi为天然气原始压缩因子,1/psi;zwf为井底流压条件下的压缩因子,1/psi;pi和pwf原始地层压力和井底流压,psi。2.2.2井底层流的产能方程多级压裂水平井页岩气藏中渗流过程分为:不稳定线性流,双线性流,不考虑裂缝的基质线性流,由基质向裂缝的不稳定线性流,边界流。不稳定线性流的产能方程:双线性流的产能方程:不考虑裂缝的基质线性流产能方程:由基质向裂缝的不稳定线性流产能方程:式中:qg——产气量,Mscf/d;m(pi)——原始拟压力,psi2/cp;m(pwf)——井底条件拟压力,psi2/cp;T——油气藏温度,R;ct——总压缩系数,1/psi;kF——有效裂缝渗透率,10-3μm2;km——基质渗透率,10-3μm2;Acw——井眼流动截面积,ft2;Acm——基质流动截面积,ft2;φ——孔隙度,小数;μ——天然气黏度,mPa·s。2.2.3抓水锁对页岩气井产能的影响在进行考虑启动压力梯度的气井产能公式推导之前先作如下假设:(1)在气井近井带rw-rL半径内压裂液滞留影响形成了水锁堵塞,由于水锁启动压力梯度λs随含水饱和度增加而增大,所以,水锁半径内的λs从rw到rL是逐渐减小的。假设水锁启动压力梯度在整个半径内按线性分布,大小由最大水锁启动压力梯度λsmax逐渐过渡到常规启动压力梯度λc,也即地层内存在如图3所示的启动压力梯度分布。(2)地层内rL-re存在常规启动压力梯度λc。1)考虑启动压力梯度的气井产能公式考虑了常规启动压力梯度和水锁启动压力梯度的气体单相平面径向稳定渗流产量公式为:由上式有:对于稳定渗流,(11)式中黏度μ取为平均地层压力即p=pˉ条件下μˉ,渗透率k取为初始平均地层压力下的渗透率值即k=k(pe),Z取为平均地层压力条件下Zˉ,积分可得:再根据状态方程有:将式(13)代入式(12)得标准状态下气体体积流量的计算公式:式(14)中,标准状态取为Ta=293K,Pa=0.101325MPa,同时采用目前气田上实际使用的单位,可写为:式中:Qa——标准状态下的气产量,m3/d;k——渗透率,10-3μm2;λ——启动压力梯度,MPa/m;λs——水锁启动压力梯度,MPa/m;λc——常规启动压力梯度,MPa/m;pe——泄流半径处的压力,MPa;pw——井底流压,MPa;pˉ——气层平均压力,MPa;——气层平均压力下的气体黏度,mPa·s;Zˉ——气层平均压力下的气体偏差系数;T——气层温度,K;h——气层有效厚度,m;rw——井半径,m;re——气井泄流半径,m;rL——气井水锁半径,m。2)启动压力梯度对气井产能影响的实例分析某页岩气藏单井基础参数如下:;pe=55MPa;re=200m;pwf=35.4MPa;rw=0.102m;h=8.6m;T=377K;μˉ=0.0276mPa·s;;k=0.0126×10-3μm2。根据实际页岩气井水锁情况,假定实例计算中的最大水锁启动压力梯度λsmax分别为0MPa/m、10MPa/m、20MPa/m、30MPa/m,忽略相比λs很小的λc,分析不同的水锁程度对页岩气井产能的影响,结果见图4。公式(15)变形为:公式(15)变形为:令rL=1.5m,可得A=-6.667,B=10。因为水锁启动压差与水锁侵入深度有关,所以这里令rL=2m,计算得A=-10,B=20。利用公式(17)进行计算。这里令rL=2.2m,计算得A=-13.64,B=30。利用公式(17)进行计算。由图4可以看出:随水锁启动压力增大,气井产能逐渐减小,且在水锁形成了以后,气井开井后不再是一有压差就有产量,而是具有一定的启动压差,生产压差必须大于启动压差后,气井才有产量,这较好的体现了水锁气井开井恢复生产时需要启动压差的客观事实。2.3气藏水的不确定性目前现有的各种动态分析方法对产量以及可采储量的预测偏差较大。主要原因在于:(1)吸附气量考虑上存在的不确定性;(2)页岩气藏独特的渗流机理决定了其具有初期产量递减快,开发时间长的特点,因此目前能够获取的动态数据非常有限;(3)裂缝描述的复杂性。由于页岩气藏的产能一般都基于裂缝存在的前提,所以目前绝大多数井都需要进行压裂,现今对裂缝进行描述的主要依靠成像测井,压裂过程中的微地震测绘。3页岩气运动态分析的难点页岩气藏自身的独特性决定了页岩气藏产能的影响因素的复杂多样性。本文将产能影响因素分为地质物性和开发两个方面。1)储层非均质性将产生特殊的运移和动力效应,从而阻止天然气从基质上的解吸附,降低天然气的最终采收率