基于全直径岩心的页岩层理缝流体流动非均衡性实验.pdf
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1、 石 油 勘 探 与 开 发 1032 2023 年 10 月 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.50 No.5 文章编号:1000-0747(2023)05-1032-09 DOI:10.11698/PED.20220674 基于全直径岩心的页岩层理缝流体流动非均衡性实验 朱炬辉1,曾晶1,耿周梅1,李勇明2,王腾飞3,李德旗4,潘勇1,王娟1(1.中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司,成都 610051;2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都 610051;3.延安能源服务有限公司,陕西延安 716099;4.中国石油
2、浙江油田公司,杭州 310023)基金项目:国家自然科学基金区域创新发展联合基金“四川深层页岩气水平井缝网压裂填砂暂堵物理机制研究”(U19A2043);中国石油川庆钻探工程有限公司科研课题“提升 3500-4500m 页岩储集层水力裂缝复杂程度和有效性工艺技术研究”(CQ2021B-39-Z2-4)摘要:采用全直径页岩岩心,保留原始天然层理缝,基于自主设计的全直径岩心实验装置,在不同闭合压力、注入流量下对层理缝在 4 个径向方位的流动能力非均衡性进行评价。研究表明,层理面的表面分布形态影响层理缝导流能力,在不同闭合压力、不同注入流量条件下,4 个径向方位的流动能力差异明显,裂缝表面粗糙度越大
3、,流动能力随闭合压力的变化幅度越大。对于未支撑层理缝,随着闭合压力增加,存在 4 个径向方位上流动能力均差百分比逐渐增大的现象,在埋深较大的岩样中特征更为明显,表明随着闭合压力增加,层理缝内流动非均衡性存在增大的趋势。铺置支撑剂后,在较低闭合压力下受到裂缝粗糙面自支撑、支撑剂失稳与非均匀铺置综合影响,流动非均衡性在相同闭合压力下大于未铺置支撑剂时,但随着闭合压力增加,支撑剂逐渐压实稳定,流动非均衡性逐渐缓解。关键词:页岩;全直径岩心;层理缝;导流能力;非均质性;压裂 中图分类号:TE122.3 文献标识码:A Experimental study on flow heterogeneity o
4、f shale bedding fractures based on full-diameter cores ZHU Juhui1,ZENG Jing1,GENG Zhoumei1,LI Yongming2,WANG Tengfei3,LI Deqi4,PAN Yong1,WANG Juan1(1.Downhole Service Company of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited,Chengdu 610051,China;2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir G
5、eology and Exploitation at Southwest Petroleum University,Chengdu 610051,China;3.Yanan Energy Service Co.,Ltd.,Yanan 716099,China;4.PetroChina Zhejiang Oilfield Company,Hangzhou 310023,China)Abstract:A self-designed full-diameter core experimental facility was used to evaluate the flow heterogeneity
6、 of bedding fractures at four radial directions under different closure pressures and injection rates,using full-diameter cores retaining original natural bedding fractures.The distribution morphology of bedding surface affects the conductivity of bedding fractures,and the flow capacity of bedding f
7、ractures in four radial directions varies greatly with the closure pressure and injection rate.The rougher the fracture surface,the greater the flow capacity varies with the closure pressure.For unsupported bedding fractures,the mean percentage error(MPE)of the conductivity in four radial directions
8、 increase gradually with the increase of the closure pressure.This phenomenon is especially prominent in deep rock samples.It is indicated that the flow heterogeneity of bedding fractures tends to increase with the closure pressure.When proppant is placed in the fracture,at a low closure pressure,du
9、e to the combined effects of self-support of rough fracture surface,proppant instability and uneven proppant placement,the flow heterogeneity is greater than that when proppant is not placed at the same closure pressure;however,with the increase of the closure pressure,the proppant becomes compact a
10、nd stable,and the flow heterogeneity is mitigated gradually.Key words:shale;full-diameter core;bedding fracture;conductivity;heterogeneity;fracturing 引用:朱炬辉,曾晶,耿周梅,等.基于全直径岩心的页岩层理缝流体流动非均衡性实验J.石油勘探与开发,2023,50(5):1032-1040.ZHU Juhui,ZENG Jing,GENG Zhoumei,et al.Experimental study on flow heterogeneity
11、of shale bedding fractures based on full-diameter coresJ.Petroleum Exploration and Development,2023,50(5):1032-1040.0 引言 针对非常规油气储集层提出的体积改造技术1已在页岩气开发中广泛应用并发挥了巨大作用。胥云等2通过总结 10 年体积改造的理论研究与现场应用情况,系统阐述了体积改造技术核心理论,认为“缝网”是体积改造追求的裂缝形态,并阐述了水力裂缝与层理面的“穿过、终止、滑移、沟通”等相交形态,人工2023 年 10 月 朱炬辉 等:基于全直径岩心的页岩层理缝流体流动非均衡性
12、实验 1033 裂缝能够与层理缝和天然裂缝相互串通,并形成复杂缝网。现场实践数据表明1-2,水平井段的轨迹在优质储集层中穿越的巷道位置与改造效果密切相关,裂缝在高度方向上的扩展有限,打破了传统压裂理论认为裂缝在高度方向上的扩展难以控制的观点。Stegent 等3针对北美水力压裂试验得到的研究成果表明有效支撑缝高仅 10 m,说明在体积改造技术应用中,裂缝在高度上的扩展与层理弱面有关。发育的水平层理缝成为阻碍裂缝在高度方向上扩展的主要因素,这使得在体积改造技术的应用中,通常需要严控井眼轨迹确保其在最佳地质“甜点”的水平巷道内,这不仅增大了井眼轨迹控制的难度和成本,也成为制约页岩气获得高产的主要原
13、因之一。针对川渝地区页岩气储集层层理普遍发育的特征,研究层理开启与扩展对指导优化水平井井眼轨迹以及改进体积改造技术工艺方法有重要价值。层理为岩石中的胶结弱面,在滑溜水体积改造中极易在应力作用下开启、产生剪切滑移并形成层理缝。通过现场实践发现层理对压裂缝网的横向扩展以及体积压裂效果具有重要影响。曾联波等4分析了层理缝的发育机制与产状特征,论述了页岩层理缝与顺层剪切裂缝的区别。周彤等5开展了层理发育页岩气储集层压裂裂缝扩展模拟,确定了不同应力遮挡条件下的裂缝高度扩展程度,量化了层理与应力差对裂缝扩展的影响。朱维耀等6研究了层理缝对页岩渗透率的影响及表征方法,建立了考虑层理缝影响的渗透率模型。页岩储
14、集层层理缝渗透能力评价方法直接影响压裂设计参数的针对性和压后产能预测的准确性7。目前,传统压裂中常用的二维或三维模型计算分析结果可以判定主裂缝的导流能力,但无法准确描述层理缝的导流能力以及对储集层流体流动的影响8。目前普遍采用标准尺寸岩心或岩板进行室内导流能力评价9-10。为使页岩岩心层理缝的测试更加接近储集层真实情况,特别是表征层理缝内径向流动的非均衡状态,需要采用更大尺度的岩心开展流动模拟实验。开展全直径岩心实验可从根本上了解页岩储集层层理缝对压裂及天然气流动的影响,进而优化压裂改造施工参数,优化生产制度11-12。与平整裂缝面不同的是,天然层理裂缝面的粗糙度是随机的,不同样品差异很大,难
15、以根据裂缝粗糙度的绝对值获得非均质性对流体流动的影响规律。因此,本文采用全直径页岩岩心开展实验,通过研究粗糙缝面的径向导流能力随着注入流量、闭合压力等参数的变化率来分析裂缝非均质性对流体流动的影响。1 实验设计 1.1 实验装置与岩样制备 实验装置主要包含 5 个单元:流量控制单元。主要包括流体注入旋塞阀、注入压力计和注入流量计,提供实验所需的流量。轴向压力和围压控制单元。通过恒速恒压泵给岩心夹持器提供轴向压力,最高可达 70 MPa;通过恒速恒压泵向岩心夹持器施加围压,最高可达 40 MPa。岩心夹持器。为改进的 API(美国石油学会)导流室夹持器,耐压 70 MPa,适用于直径为 105
16、mm、长度为 50100 mm 的全直径岩心,有4 个流出接口,分别通过金属管线与 4 个流出旋塞阀、气体流量计、压力计相连,实验中出口不控制流量,出口即为大气压。流量测试单元,通过夹持器出口端的流量计监测和记录气体流量。数据采集单元。为 1 台含实验数据监测及处理软件的计算机,采集、储存各个流量计的流量及压力计的压力,并显示不同轴向应力及围压条件下流体压力与时间关系图、流体流量与时间关系图,显示轴向应力与流体流量的关系图、围压与流体流量的关系图。图 1 实验装置示意图 岩心取自昭通页岩气示范区 A、B 两口页岩气井志留系龙马溪组页岩气储集层,岩心保留原始的天然层理缝且未破坏。测井解释表明,A
17、 井储集层取心段有效孔隙度平均为 3.8%,硅质矿物含量较高(大于50%),黏土矿物含量较低(小于 18%),碳酸盐含量23%29%,脆性指数平均为 65%,弹性模量 3541 GPa,泊松比 0.160.20,最小水平主应力 44.049.4 MPa,水平两向应力差 10.513.3 MPa。B 井储集层取心段有效孔隙度为 1.0%4.3%,黏土矿物含量比 A 井高,为 19.7%29.0%,石英含量为 19.3%55.2%,脆性指数较高,平均为 71.8%,弹性模量平均为 25 GPa,1034 石油勘探与开发油气田开发 Vol.50 No.5 泊松比 0.170.19,最小水平主应力 2
18、6.132.0 MPa,水平两向应力差 11.513.7 MPa。本文实验从 A 井、B 井获取岩心样品 5 个,样品岩石力学参数如表 1 所示。表 1 全直径页岩岩心样本岩石力学参数表 岩心来源 岩心编号 取心深度/m 最小水平主应力/MPa 水平两向应力差/MPa 泊松比弹性模量/GPa 黏土矿物含量/%1 2 250 49.4 13.3 0.20 41 16.4 2 2 600 47.0 10.5 0.17 39 16.4 A 井 3 2 670 47.0 11.1 0.17 39 16.4 4 1 620 28.1 12.0 0.19 25 26.7 B 井 5 1 700 27.7
19、13.1 0.19 27 26.7 层理缝将岩心分隔为上下两块,保留破裂状态下的粗糙度,在裂缝面上部岩心中央位置钻 1 个直径 5 mm的圆孔,实验时作为流动介质到裂缝的流动通道,如图 2 所示。岩心上下部端面磨平,实验中放置于岩心夹持器内并用上下胶筒密封,仅上端面注入孔道处与注入管线连接。图 2 全直径岩心样品实物照片 1.2 实验步骤 1.2.1 裂缝内表面遇水前后粗糙度及径向导流能力变化分析实验 采用激光扫描仪对岩心 3、岩心 5 进行裂缝内面扫描。将岩心放入夹持器,裂缝面原位对齐,形成未支撑张性缝,用氮气气测原位张性裂缝的导流能力。轴向压力(即闭合压力)以 5 MPa 为压力等级进行加
20、压,分别为 5,10,15,20,25,30,35 MPa,待每个闭合压力下的气体流量稳定后,记录气体流量。根据记录的流量计算不同闭合压力下径向导流能力。将岩心在清水中浸泡 12 h 后,将岩心再次放入夹持器,重复步骤。实验完成后,取出岩心,再次扫描裂缝面。1.2.2 径向流动能力非均衡性实验 采用激光扫描仪对岩心 1、岩心 2 和岩心 4 进行裂缝内面扫描。将岩心 1、岩心 2 和岩心 4 在清水中浸泡 12 h,然后用氮气把液体驱替干净(2 h 以上),保证为气体单相流。将岩心放入夹持器,裂缝面原位对齐,形成未支撑张性缝,进行径向流动能力实验。如图 3 所示,将岩心裂缝面以流量计为弧面中心
21、位置分为 4 个 90扇形区,记为 A、B、C、D 区,分别代表 4 个径向方位。注入通道为岩心中部预留孔道,分别通过 4 个方向流出,氮气气测 4 个径向方位出口流量。对比传统导流能力实验,本文实验考虑层理缝内非均质条件下的流动,实验中保持原始地层方位垂直放置岩心,中部钻孔作为通道,模拟井眼向地层注入流体。入口压力设置为 0.10.2 MPa,考虑到压力加载过程中全直径岩心的完整性,通过恒速恒压泵施加围压 20 MPa,轴向压力(即闭合压力)以 5 MPa 为压力等级进行加压,分别为 5,10,15,20,25,30,35 MPa,待每个闭合压力下的气体流量稳定后,记录气体流量。根据记录的流
22、量计算不同闭合压力下 4 个方位的径向导流能力。图 3 模拟岩心径向流动装置示意图 在其余实验参数不变的条件下,选取岩心 4 在完成实验步骤后,在层理缝内均匀铺置粒径 150 m(100 目)粉砂 6.2 g。然后,重复步骤、进行实验,实验中轴向压力为 5,10,15,20,25,30,35,40,45,50 MPa。实验完成后,取出所有岩心,扫描未铺置支撑剂实验后的裂缝面,并计算裂缝表面粗糙度。1.3 参数计算方法 参照径向达西公式13并进行修正,得到全直径岩2023 年 10 月 朱炬辉 等:基于全直径岩心的页岩层理缝流体流动非均衡性实验 1035 心层理缝径向导流能力计算公式:12ino
23、ut,ln2iiiQr rLpp(1)为了更直观地分析岩心裂缝非均质性,消除不同岩心之间本身导流能力差异的影响,定义 4 个方向的流动能力均差百分比来衡量每个方向的流动能力:在注入压力和 4 个方向出口压力相同的条件下,裂缝每个扇形区导流能力和 4 个扇形区导流能力平均值之差与总导流能力的比值。流动能力均差百分比为 0,代表该区域流动能力等于平均值,大于或小于 0 则分别代表该区域流动能力高于或低于平均值。流动能力均差百分比可通过下式进行计算:414114100%iiiiiiLLLL(2)JRC(Joint Roughness Coefficient,节理粗糙度系数)为巴顿提出的岩体裂隙面强度
24、经验公式中的参数之一14。巴顿给出 10 条标准曲线,根据岩体裂隙面粗糙程度的不同,由最光滑到最粗糙,JRC 值为 020。通过对上述10条标准曲线的测量计算可得到 JRC与节理表面轮廓线一次导数均方根(Z)的关系式15-16,如(3)式所示。Z 可根据粗糙度扫描图像采用(4)式计算。32.332.47lgJRCZ(3)121121NjjjZZZNS(4)2 实验结果及讨论 2.1 裂缝内表面遇水前后粗糙度变化 采用岩心 3 和岩心 5 分析裂缝内表面遇水前后粗糙度变化,两个岩心遇水前和遇水 12 h 承压 30 MPa后的裂缝表面形态及激光扫描结果如图 4、图 5 所示。遇水前,岩心 3 裂
25、缝表面为单一通道形态,岩心 5 裂缝表面呈现多点分散型形态。遇水承压后,肉眼观察到岩心裂缝面局部分层、脱落,根据扫描结果,裂缝面粗糙度发生明显变化。计算岩心样品裂缝面 JRC 值(见图 6),可以看出,遇水承压后,JRC 值降低,岩心裂缝面粗糙度减小。分析遇水前后相同参数下岩心 3 和岩心 5 裂缝径向导流能力变化,结果如图 7、图 8 所示。岩心 3、岩心 5 遇水前后的径向导流能力均差异较大,这与前文 图 4 岩心 3 遇水前和遇水承压后裂缝面形态及激光扫描结果 图 5 岩心 5 遇水前和遇水承压后的裂缝面形态及激光 扫描结果 图 6 岩心遇水承压前后粗糙度变化 1036 石油勘探与开发油
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