頁巖氣水平井水力壓裂優化設計

莘怡成，姚佳佩，李 戀，高 聰，文泉泉

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頁巖氣水平井水力壓裂優化設計

莘怡成，姚佳佩，李 戀，高 聰，文泉泉

（長江大學， 湖北 武漢 430100）

水平井水力壓裂技術，對于頁巖氣的開發是至關重要的，是頁巖氣獲得工業性開發和提高采收率的關鍵技術。其中，縫網壓裂技術是實現頁巖氣藏高效開采的關鍵技術，頁巖氣藏壓裂設計最根本的出發點在于如何形成有效的儲層改造體積，由于天然氣裂縫發育，脆性強的頁巖氣藏容易形成交錯的網絡裂縫，因而對于研究頁巖氣藏壓裂裂縫網絡的形成過程和網絡體積的大小對頁巖氣藏的開發和開采具有重要的指導意義，計算結果表明 ：在壓裂段儲層力學性質和裂縫尺寸設計相同時，每個射孔簇的有效孔眼當量直徑從水平井等的跟端到趾端依次增加，通過應力翻轉來改變裂縫在儲集層中的走向，在壓裂設計時，對分簇射孔參數優化，形成均勻裂縫。

縫網壓裂；簇間距優化；分簇射孔；應力翻轉

頁巖氣作為一種新型能源，越來越被世界所重視，美國對于頁巖氣的開發有著豐富的經驗與技術，而中國作為頁巖氣儲量大國，卻沒有足夠的技術與能力進行頁巖氣的大規模開發，關鍵問題在于壓裂。頁巖氣存在于低滲低孔的泥頁巖中，必須經過壓裂才能使其連通達到開采的目的，通過水力壓裂在地層中形成裂縫，保證頁巖氣的運移。目前研究的比較多的是裂縫數量和裂縫長度的優化（尹健），本文主要是對射孔簇間距的優化和對于射孔簇射孔直徑，改變微裂縫的走向及主裂縫的形態。

1 水平井分段壓裂射孔間距優化模型

1.1 初次裂縫誘導應力場分析

水平井分段壓裂時，形成的裂縫形態是垂直于井筒方向的橫向裂縫，因此對裂縫形成后產生的誘導應力場的研究以均質、各向同性的二維平面應變模型為基礎[1]，建立裂縫誘導應力幾何模型。

模型假設條件：裂縫形態為垂直縫，裂縫縱剖面為橢圓形，半縫高為/2，以縫高方向為軸，以垂直于裂縫方向（水平井井筒方向為軸，建立圖1的水力裂縫誘導應力場幾何模型。定義拉應力為正，壓應力為負。

圖1 二維垂直裂縫誘導應力場模型

二維水力裂縫在井筒周圍某質點（，，）處產生的誘導正應力和剪切應力大小[2]為:

各幾何參數間存在以下關系

原始地應力由最大水平主應力、最小水平主應力和垂向應力組成，后續起裂裂縫周圍的應力場由先起裂裂縫產生的誘導應力場與原地應力場疊加組成，根據疊加原理，分段壓裂產生的第條裂縫周圍的復合應力場計算公式[3,4]：

式中：為第條裂縫周圍的復合應力分量，MPa；為第條裂縫對第條裂縫產生的誘導應力分量，MPa。

1.2 轉向機理分析

根據巖石力學和彈性破裂準則水力裂縫總是產生于強度最弱、阻力最小的方向，即裂縫破裂面垂直于最小主應力方向。在水力壓裂過程中，水平井分簇射孔之后，每一射孔簇都會對其他射孔簇產生應力干擾，當后續起裂的裂縫最大與最小水平主應力差別較小時，會出現應力翻轉的現象，導致裂縫的延伸方向發生改變，由原來的垂直于井筒方向變為平行于井筒。

分段壓裂產生的第條裂縫能否發生轉向取決于該條裂縫受到的最小水平主應力方向的誘導應力與最大水平主應力方向的誘導應力之差是否大于原始最大、最小水平主應力之差，可以表示為：

1.3 射孔間距優化技術應用

四川某氣田某水平井水平段長541.46 m。完鉆井深2 896 m，完鉆層位。儲層平均滲透率0.13 mD,平均孔隙度7%，屬于低孔低滲儲層，滲流條件差，單井自然產能低，需要進行分段加砂壓裂改造，解除近井地帶污染，并在砂體中形成合適的人工裂縫，增大井的有效滲流半徑和控制含氣面積，達到增加天然氣產能和提高氣層采收率的目的。對射孔簇間距進行優化使用的參數為：

σ=34.3 MPa

σ=31.2 MPa

=0.23

=19.5 MPa

=58.5 m

可以看出考慮三簇應力干擾時，最佳的簇間距大約在17 m，此時只有4 m的距離會未生應力翻轉。

2 射孔參數的優化

2.1 目前存在的問題

在頁巖氣非常規油氣開發中，對套管進行射孔時，由于每個射孔簇起裂的壓力不同，要實現多條裂縫同時起裂比較困難。當第一條裂縫起后，由于孔眼節流的摩阻的作用，井筒內部壓力會繼續增加進而繼續起裂第2條裂縫甚至第3條裂縫。裂縫會大量吸收壓裂液，會導致壓力不夠，無法起裂更多的裂縫，為了促使多裂縫都能夠開啟，我們需要控制前面的射孔孔徑，使后面能夠形成裂縫并且均勻。頁巖氣藏水平井分段壓裂設計時，要將水平井段分為10個甚至20個小段，然后，每段內又要分2-3簇，簇間距在30 m左右。在進行分段壓裂時，首先對每一簇進行射孔，但射孔參數都相同。在實際壓裂過程中，由于射孔孔眼摩阻和壓裂液沿水平段的流動摩阻的存在，就會導致進入各簇的流體不均勻。也就是，壓裂液沿水平井段流動時，進入上簇射孔段內的流體較多，中部簇內的流體在減少，下部簇內的流體最少，這樣，導致三簇射孔段所形成的裂縫存在較大的差異，難以達到充分改造地層的目的。所以，要進行各簇射孔參數的優化，使壓裂液能夠均勻進入各簇，進而實現裂縫均勻分布。

2.2 流量在裂縫中的分配

流量在裂縫中的分配滿足物質平衡定律:

式中：Q為壓裂施工作業的總排量，m3/min，Q為各條裂縫中的流量，m3/min;為裂縫條數。

假設有3條裂縫，其流量分配如圖3滿足壓力連續性準則:

圖3 流量分配準則

根據壓力連續性，有：

井筒的摩阻公式：

射孔孔眼的摩阻計算公式：

為沿程阻力系數；為壓裂液在套管中的流速,m/s；為套管直徑,m；l為壓裂液沿程管路的長度,cm；為單簇有效孔眼直徑,cm；為第個射孔孔眼的當量直徑，cm；為單簇有效射孔孔眼數量；d為各個有效孔眼的直徑,cm；為孔眼的流量阻力系數；為壓裂液的密度,。

2.3 初始條件以及射孔簇當量直徑

假設在水力壓過程中裂每一段套管有三簇射孔，射孔簇間距1=2=17 m，設計裂縫長度為130 m，孔眼的阻力系數為0.82，壓裂液的粘度為30 mPa·s,壓裂液的密度為=1.03，壓裂作業時間=105.145 min，套管直徑152.4 mm，射孔簇數=3。

三個當量直徑的關系式：

假設有效孔眼直徑分別為0.7, 0.8, 0.9, 1.0, 1.1, 1.2 cm, 則根據式2.311計算出各個射孔的當量直徑如表1。

表1 各個射孔的當量直徑以及有效直徑 (cm)

將表1中的數據代入Mfrac軟件中進行測試和計算如表2：

表2 各射孔簇裂縫長度及壓裂液體積

由表1和表2的數據分析:

假設三簇射孔數目都為20，當第一簇射孔直徑為0.9 cm，第二簇為0.9083 cm，第三簇為0.9125 cm，此時形成的3簇裂縫長度和壓裂液進入裂縫的體積大致相當，所以，在這種條件下，0.9 cm這一套射孔直徑是最合適的。

2.4 結果分析

圖4 射孔間距為17m時第一簇射孔直徑為0.9cm裂縫寬度剖面輪廓

圖5 射孔處最大寬度剖面圖

由圖可知：裂縫的最佳簇間距為17m，射孔孔徑最佳為0.9 cm，此時，在相同的地層條件，和人工現場條件下，形成的裂縫翻轉的距離最大,進入每個裂縫的壓裂液的體積大致相當，產生的裂縫形態相近。

3 結 論

（1） 跟據四川的某氣田地層參數和實驗的模擬結果分析，考慮三簇應力干擾時，要形成更加均勻的裂縫網絡，裂縫的最佳簇間距為17 m，射孔孔徑最佳為0.9 cm，此時，在相同的地層條件，和人工現場條件下，形成的裂縫翻轉的距離最大, 進入每個裂縫的壓裂液的體積大致相當，產生的裂縫形態相近。

（2）建議在實際油田生產過程，選用一套最佳的參數，使形成的裂縫網絡更加均勻，裂縫的形態更加完好，提高開采效益。

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［1］尹建，郭建春，曾凡輝．水平井分段壓裂射孔間距優化方 法［Ｊ］．石油鉆探技術，２０１２，４０（５）：６７－７１．

［2］李道品．低滲透油田開發［Ｍ］．北京：石油工業出版社，1999,1-3.

［3］呂志凱，何順利，羅富平，等．射孔水平井分段壓裂起裂壓力理論研究[J].石油鉆探技術，２０１１，３９（４）：７２－７６．

［4］尚希濤，何順利，劉廣峰，等．水平井分段壓裂破裂壓力計算[Ｊ]．石油鉆采工藝,2009,31（2）：96-100.

［5］周再樂，張廣清，熊文學，李軍，倪小龍，黃衛紅.水平井限流壓裂射孔參數優化[J].2015（05）.

［6］任閩燕.水平井限流分段壓裂技術研究及應用[J].石油天然氣學報（江漢石油學院學報），2011,33（3）:120-123.

［7］張士誠，王世貴，張國良，等.限流壓裂射孔方案優化設計[J].石油鉆采工藝，2000,22(2):60-63.

Optimization Design of Hydraulic Fracturing Processfor Shale Gas Horizontal Wells

(College of Earth Science ,Yangtze University, Hubei Wuhan 430100,China)

Horizontal well hydraulic fracturing technology is very important for shale gas development, and is the key technology for shale gas industrial development and improving oil recovery. Among them, seam fracturing technology is the key technology to achieve efficient exploitation of shale gas reservoirs, the most fundamental starting point of shale gas reservoir fracturing design is how to form an effective reservoir transformation volume. Due to the development of natural gas crack, strong brittle shale gas reservoir is easy to form staggered crack network, so the research on formation process and sizeof shale gas reservoir fracturing network has an important guiding significance for exploitation of the shale gas reservoir. The calculation results show that, when the mechanical properties of the stimulation segment and design size of each fracture are the same, effective equivalent diameter of the hole for each perforation cluster increases from heel to toe of horizontal well if the hole diameters are constant. The crack direction in the reservoir is changed by the stress reversal. In fracturing design, the clustering perforation parameters should be optimized to form uniform cracks.

fracture network fracturing; cluster spacing optimization; split perforation; stress reversal

TE 357

A

1004-0935（2017）03-0284-05

長江大學大學生創新創業項目，項目號：20150026。

2017-01-21

莘怡成（1997-），男，湖北省棗陽市人，就讀于長江大學地球科學學院，研究方向: 石油工程。

李亭（1976-），男，講師，博士學位，研究方向: 采油工程。