Advantages of thermal stimulation to induce shale cracking after hydraulic fracturing over organic-rich shale reservoirs

  • Li-jun YOU ,
  • Xin-lei LI ,
  • Yi-li KANG ,
  • Ming-jun CHEN ,
  • Jiang LIU
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  • State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation//Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China

Received date: 2019-08-03

  Revised date: 2019-11-08

  Online published: 2020-03-26

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(51674209)

The Innovative Research Project for Sichuan Youth Scientific and Technological Innovation(2016TD0016)

The Major Cultivation Project of Sichuan Scientific and Technological Achievements Transformation, China(17CZ0040)

The China Postdoctoral Science Foundation(2017M623062)

Highlights

The economic development of shale gas reservoirs has become the focus of current unconventional gas development. The development method of shale gas reservoirs is based on "horizontal well and hydraulic fracturing" as the core technology. In the process of hydraulic fracturing, a great amount of fracturing fluids retain in the reservoirs, which are difficult to flowback, forming water phase trap damage and hindering gas production. In addition, large-scale complex fracture networks formed by hydraulic fracturing can communicate micron-scale cracks, but it is still difficult for gas in the nano-scale pores of the matrix to enter the crack. This paper proposes a method for thermal stimulation to cause shale cracking coordinated with hydraulic fracturing technology over organic-rich shale gas reservoirs. The research progress of formation heat treatment is summarized from the aspects of laboratory experiments and field tests. In terms of the geological characteristics and engineering technologies, the advantages of this method over organic-rich shale gas reservoirs are also analyzed. It is considered that the role of hydrocarbon-generating overpressure, different thermal expansion coefficients of minerals as well as pressure compartments formed by micro-nanoscale pores provides the favorable factors. Based on the fracture network formed by application of the stimulated reservoir volume, the retaining fracturing fluids can enhance the heat transfer area of shale. Aquathermal pressuring and hydrothermal fluids at certain temperature can also contribute to thermal fracturing. By making full use of the unique geological superiorities and favorable engineering conditions of organic-shale gas reservoirs, this method will effectively transform the shale gas reservoirs after hydraulic fracturing, which can obviously alleviate or even eliminate water trapping damage, promote thermal cracking of matrix rocks on both sides of hydraulic fractures or natural fractures and finally improve the multiscale gas transport ability from matrix-natural fracture-artificial fracture network of shale. Meanwhile, with increasing temperature, the recovery and utilization of flowback fluids can be realized and it will be an environment-friendly new method for the effective development of shale gas reservoirs.

Cite this article

Li-jun YOU , Xin-lei LI , Yi-li KANG , Ming-jun CHEN , Jiang LIU . Advantages of thermal stimulation to induce shale cracking after hydraulic fracturing over organic-rich shale reservoirs[J]. Natural Gas Geoscience, 2020 , 31(3) : 325 -334 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.11.009

0 引言

我国页岩气藏勘探开发初有成效,已成为继美国和加拿大之后第三个实现页岩气藏商业化开发的国家[1]。页岩储层富含有机质,超低含水饱和度,高黏土矿物含量,具有基质纳米尺度储渗空间,发育层理与微裂缝。页岩储层须经压裂改造沟通天然微裂缝,形成缝网才能有效开发,但水力压裂后大量压裂液会滞留储层,难以返排。滞留压裂液造缝的积极作用与影响气体产出的负面作用[2,3,4],一直是工业界和学者们争论的重要问题之一。可以肯定的是,无论是水力压裂过程形成的裂缝,或是滞留压裂液诱发产生的裂缝,还是天然裂缝,在这些裂缝中滞留的压裂液,必定阻碍气体流动,降低裂缝与基块的气体有效渗透率,产生水相圈闭(或称水锁)损害[5,6,7]
储层高温热处理是通过高温水相蒸发或黏土脱水改性来缓解甚至解除近井带水相圈闭和黏土膨胀引发的损害[8]。JAMALUDDIN等[8]选取基块渗透率为18×10-3 µm2的含气致密砂岩岩心进行热处理,钻井液损害后,气体渗透率降低75%;损害岩心经600 ℃热处理后,渗透率相对于初始值提高51%,800 ℃热处理后,渗透率提高764%,甚至当岩心重新被盐水饱和后,气体渗透率恢复至初始值的622%。
储层高温热处理现场应用[9,10,11]最早追溯到1954年,ALBAUGH[10]在美国加利福尼亚州的一口油井中实施了储层高温热处理现场测试。将电加热器置于靠近储层段直径0.17 m的油井,注入天然气驱替油藏,待油井升温至375 ℃(733 ˚F)后持续加热6 d停止,待井筒温度降至175 ℃(373 ˚F),开井生产。热处理前,该井产量为3.38 m3/d,经热处理后该井产量达到5.88 m3 /d,并持续增产长达数月。JAMALUDDIN等[11]对一口废弃气井进行高温热处理,该井产量增加了76%,渗透率由0.66×10-3 µm2升高至36×10-3 µm2,在压井取出加热工具重新投产,储层渗透率仍能长期保持在20×10-3 µm2左右。
近年来,越来越多的学者关注岩石渗透率对温度的响应。刘均荣等[12]在常压下实施100~800 ℃粉砂岩、灰岩和砾岩热处理,初步探讨岩石热增渗机理。贺玉龙等[13]认为高温条件下黏土矿物分散作用和骨架热膨胀会降低砂岩渗透率。谭启等[14]实验证实岩石热致裂既受到自身性质和结构的影响,也与加热方式和升温速率有关,并归纳了碳酸盐岩、粗粒花岗岩及石灰岩等11种岩石的热致裂阈值温度。张渊等[15]开展的20~800 ℃长石细砂岩热处理实验表明,在70~90 ℃砂岩声发射事件较密集。赵阳升等[16]进行常温至600 ℃条件下砂岩和花岗岩声发射实验结果表明,砂岩和花岗岩的热致裂呈现出间断性和多期性特征。游利军等[17]开展室内100~600 ℃泥页岩、致密砂岩和致密碳酸盐岩岩心热处理实验,明确了热致裂对致密岩石孔隙度、渗透率和质量等物性参数的响应。陈明君等[18]梳理了高温热处理室内实验评价方法,将致密岩石热致裂划分为孔隙水蒸发、矿物脱水、矿物分解及萌生微裂缝网络等阶段。热处理增加岩石渗透率,且作为致密砂岩油气层解除损害与增产改造技术进行了现场应用,但是能否作为页岩气层解除损害的潜在技术还需要深入研究。
本文分析了致密砂岩和富有机质页岩的热处理差异,提出了页岩储层热激致裂增渗的方法,从地质与工程方面分析了富有机质页岩储层热激致裂增渗的有利条件。

1 富有机质页岩储层热激法提出

1.1 储层高温热处理方法

热处理技术应用范围较为广泛,将近年来油气增产改造过程中相关储层高温热处理技术(表1)根据热量传递方式主要划分为传导加热、对流加热和辐射加热,储层高温热处理主要应用在油页岩原位加热和煤炭地下气化[19,20,21,22,23,24,25,26,27,28]
储层高温热处理效果主要由3个因素决定:加热温度、升温速率和热波及范围。热处理所能达到的温度越高,加热速率越快,在储层中的波及范围越广,作用效果越明显。当前较为成熟的井下加热技术主要有蒸汽吞吐、蒸汽辅助重力驱、电加热和微波加热等(表2),在井下加热气体将热量传递到储层的电加热和高频微波加热方法可能适用于页岩储层的增产改造,电加热波及范围较大,微波加热能显著提高加热速率,但目前的电加热与微波加热范围主要在近井储层。
表2 常见几种井下加热技术特点

Table 2 Characteristics of downhole heating technologies

传热方式 技术种类 作用温度 作用范围 技术特点 经济性
热对流[33,34] 蒸汽吞吐 200~400 ℃ 水平段长度约为300 m

向井口注入的高温

高压蒸汽

成本低
蒸汽辅助重力驱(SAGD)
热传导或热辐射 电加热加热[24,25] 约400 ℃ 20 m 需要供输大量的电力,加热温度与速率可控 成本高
微波加热[35] 400~900 ℃

近井带1~2 m

燃烧加热法[27](UCG) 储层温度~1 400 ℃ 作用于储层大部分位置 不断供入空气,点燃储层甲烷加热温度与速率不易控 成本低

1.2 致密岩石高温热处理与富有机质页岩热激法

1.2.1 致密岩石高温热处理

源自秦岭的砂岩高温热处理密度和纵波波速呈阶段性变化[29]。第1阶段:低于400 ℃热处理时(图1),颜色变化不明显;第2阶段:400~800 ℃时,颜色逐渐从灰色渐变为棕红色;第3阶段:高达800 ℃加热时,密度、纵波波速降低幅度大,表明砂岩微观孔隙结构显著改善。LÜ等[30]研究并归纳了砂岩和花岗岩抗张强度随温度的变化,结果呈现出相似性(图2)。第1阶段:抗张强度从室温到300 ℃略有下降;第2阶段:300~600 ℃,抗张强度逐步弱化;第3阶段:600~900 ℃,失水、矿物分解和热应力共同作用,使砂岩和花岗岩内部结构改变,抗张强度下降更显著。热处理可以弱化砂岩和花岗岩的力学强度,改变砂岩微观孔隙结构,提升渗透性能,在温度高达600~900 ℃时,效果比较显著。
图1 砂岩高温热处理密度和纵波波速随温度变化特征(据文献[29]修改)

Fig.1 Variations of density-Pvelocity versus temperature (revised after Ref.[29])

图2 抗张强度随温度的变化(据文献[30]修改)

Fig.2 Variations of tensile strength versus temperature (revised after Ref.[30])

四川盆地龙马溪组富有机质页岩高温热处理实验结果表明,25~400 ℃高温热处理过程中孔隙水蒸发、矿物分解和有机质热解是造成质量损失的主要原因。温度高达800 ℃时,孔隙度增加至初始值的1.6~2.2倍[图3(a)]。页岩渗透率整体呈上升趋势[图3(b)]。温度低于600 ℃时,渗透率上升趋势较为平缓;500~600 ℃处理后渗透率为初始渗透率的3~10倍;高于600 ℃时渗透率显著增加;800 ℃热处理后渗透率为初始值的15~35倍,因此龙马溪组富有机质页岩的有效增渗阈值温度为500~800 ℃[31]
图3 富有机质页岩高温热处理前后物性参数变化特征[34]

Fig.3 Characteristics of physical properties of organic-rich shale before and after high temperature heat treatment[34]

页岩含水饱和度、有机质含量和裂缝密度是影响页岩物性的重要因素,也是页岩储层“甜点”识别的关键参数[32]。加热页岩改变含水饱和度、有机质含量和裂缝密度,可于不同加热阶段发生相应物理化学变化,页岩热处理过程中质量损失源于20~300 ℃脱水,400 ℃有机质热解,高于400 ℃矿物转变。页岩中有机碳被燃烧,颜色由黑色渐变为灰色(图4)。
图4 页岩热处理500 ℃前后的表观特征[35]

Fig.4 The apparent characteristics of the organic-rich shale before and after heat treatment 500 °C[35]

1.2.2 页岩储层热激致裂增渗法

储层热处理主要应用于稠油热采、煤岩就地气化及油页岩原位加热等领域。稠油热采中,由于稠油黏度对温度非常敏感,随温度上升原油黏度急剧下降,利用此特性对储层加热可提高稠油采收率(EOR)。煤岩就地气化是通过在煤层钻孔内点火,并不断供给适量空气、富氧空气或水蒸汽等反应剂,使煤发生热化学反应产生煤气,经导气管引至地面。油页岩原位加热开采指油页岩升温,原地裂解产生油气于生产井采出的过程,该工艺对于300 m以浅油页岩开发具有优势。
页岩储层致密,具有低孔隙度和低渗透率,发育微—纳米级孔隙和微裂缝。页岩气井经水力压裂后才能投产,大量压裂液滞留储层且难以返排。页岩吸附气主要吸附在黏土矿物或干酪根表面,必须经历解吸—扩散—渗流才能进入井筒。鉴于页岩储层独特地质—工程特征,基于“矛盾转化,变害为利”的思路,笔者提出协调水力压裂技术提高页岩气藏采收率的方法——热激致裂法。
热激致裂法[36]是向优选的水力压裂页岩气井中注入高温气体,对水力裂缝面进行热处理,利用岩石矿物热膨胀非均质性和各向异性、水蒸汽受热膨胀以及富有机质页岩在高温下的热解生烃效应,产生热应力和热增压作用,诱使页岩储层在水力裂缝面附近萌生微裂缝。持续或间歇式通入高温气体,使微裂缝扩展并贯通形成微裂缝网络,增加页岩储层的微裂缝密度。基于水力压裂改造的技术,实施该方法可进一步提高页岩气藏采收率。同时,将近井带滞留压裂液,通过气举、泡排等方式回收至地面,不仅能缓解水相圈闭损害,也可实现压裂液回收再利用。
高温热处理改造致密油气层的矿场试验早就取得了成功,但此项技术并未得到推广。究其原因,对于致密砂岩气藏来讲,室内实验表明岩石有效增渗的阈值温度常大于600 ℃,油套管的耐热性能有限,热处理作业难度大。富有机质页岩气藏与致密砂岩气藏地质特征与开发工程技术存在差异,实施热激致裂法具有有利的地质条件和工程条件。

2 富有机质页岩储层热激致裂增渗的有利地质条件

2.1 有机质热解与生烃增压

有机质热解提高页岩气的产出主要体现在:有机质热解促使吸附气转变为游离气;有机孔热演化并萌生微裂缝,改善孔隙连通性;有机质热解生烃增加孔隙压力。
CURTIS[37]认为,页岩气可以是储存在天然裂缝和粒间孔中的游离气,也可以是干酪根和页岩颗粒表面的吸附气或是干酪根和沥青中的溶解气,吸附作用是页岩气聚集的基本方式之一,吸附气可占页岩气总含量的20%~85%。富有机质页岩通过热激催化裂解有机质,降低有机质对甲烷的吸附能力,可增强气体产出(图5)。
图5 加热升温激发吸附气解吸

Fig.5 Thermal stimulation to activate gas desorption

热激致裂富有机质页岩可促使有机质热解、有机孔演化,改善孔隙连通性。鄂尔多斯盆地延长组长7段湖相泥页岩温度高于300 ℃时有机孔发生演化,380 ℃时页岩有机孔开始出现,325 ℃时有机质边缘收缩萌生裂缝,450 ℃时开始出现有机质边缘和粒内孔,超过550 ℃时有机质孔数量明显增加,同时伴有小裂缝的增加[38,39]。四川盆地五峰组—龙马溪组海相富有机质页岩250~550 ℃热演化过程中,有机孔整体遵循“从无到有,从小到大”的过程。低温阶段,孔隙欠发育,温度升高,有机孔隙逐渐出现,孔径逐渐增大,孔隙数量不断增多,直至遍布整块有机质,最终呈现出海绵状的特点[40]。与有机质相关的裂缝主要为收缩缝,低温阶段出现在矿物颗粒单侧,随温度升高,裂缝扩展为孤岛状,且宽度加大。除温度作用外,伴生矿物、黏土矿物、硅质颗粒和黄铁矿均对孔隙演化有一定作用。
储层条件下,热激作用使有机质发生热解,生烃增压作用也会促使页岩热致裂。生烃增压是导致微裂缝萌生,烃源岩孔隙流体排出源外的主要动力来源。王新洲等[41]的济阳坳陷泥岩水热增压实验表明,单纯水热增压不能达到泥岩破裂压力,只有加入油气生成时所产生的增压作用,方能达到并超过压裂的临界值。当泥页岩中硬币状干酪根体完全热解时,将产生一个直径为原来干酪根5倍的孔隙空间[42]。干酪根生烃发生体积膨胀的大小与镜质体反射率相关,当Ⅱ型烃源岩镜质体反射率(R O)达到2%时,生气引起的体积膨胀可高达50%~100%[43]

2.2 页岩层理与矿物组分热激差异膨胀

岩石是多矿物集合体,各种矿物热膨胀系数不同,且同种矿物具有热膨胀各向异性,岩石组分之间相互约束,在某些方向上的变形难以自由发生,促使热应力形成,当热应力超出岩石本身强度上限时,岩石发生热致裂。页岩矿物类型丰富多样,高温条件下,页岩中部分矿物发生反应,导致矿物结构发生显著改变。随着温度升高,石英、长石和黏土矿物等热膨胀性的差异和矿物颗粒之间热膨胀各向异性,所产生的热应力便会在矿物内和矿物之间形成微裂缝,孤立存在的原生孔隙,通过热诱导微裂缝相互连通,形成有效的渗流通道(图6)。
图6 热激致裂诱导页岩孔缝演化示意

Fig.6 Development of pores and fractures in shale induced by them alcracking

页岩层理发育,层理面是弱结构面,应力作用下极易形成层理缝,层理缝长度是影响岩石渗透率的关键因素之一,层理方向渗透率是垂向渗透率的几十倍[44]。层理发育的页岩(图7)加热时,矿物颗粒间产生新的热诱导裂缝可以增加裂缝数量和密度,因各矿物间热膨胀性的差异,不同层理面间存在的层理缝在热应力作用下会不断延伸、扩展,形成裂缝网络。
图7 层理发育的页岩热致裂模式

Fig.7 Thermal cracking modeling of shale with layer well developped

2.3 页岩微米—纳米级孔喉的压力仓作用

富有机质页岩气层“源储一体”,既是优质烃源岩,又作为储集层和盖层,页岩的有效封闭作用为流体提供了储集空间,相当于地质压力仓(Pressure compartment)。烃类在压力仓中生成,流体随压力仓的破裂而向外排出并运移,并聚集在压力仓附近的构造及圈闭中[45]。在加热时,页岩大量发育微米—纳米级孔隙可以视作为微小的压力仓,相当于一个水力和化学上封闭的化学反应器,烃类是这个反应器中最重要的产物[46],压力仓的有利封闭作用在受热时压力快速增加,引起压力仓破裂。

3 富有机质页岩储层热激致裂增渗的有利工程条件

水平井多级分段压裂是实现页岩气藏商业化开发的关键技术。水力压裂技术能有效改善气体渗流通道,增加泄流面积,提高气体产出能力。页岩储层中会滞留大量压裂液,难以返排。美国Muswka、Otter Park和Evie页岩气井压裂液返排率普遍低于3%,四川盆地涪陵、威远页岩气井返排率在10%~40%之间[47,48,49,50]。页岩气井水力压裂形成的缝网与滞留压裂液为热激致裂增渗提供了有利工程条件。

3.1 水力压裂形成缝网增加热激范围

页岩基质具有低孔、低渗的特征,本身热导率差,直接对储层升温加热,热量波及范围有限。水力压裂是实现页岩气藏改造必要措施,形成的水力裂缝沟通天然裂缝和结构弱面形成复杂的裂缝网络系统,在此基础上实施热激作业可增加热波及范围。
热激法沿裂缝面加热既能增加水力裂缝的长度,形成热诱导微裂缝又能增加裂缝的数量和缝网密度。改变热激方式降低页岩热致裂阈值温度与增加热激致裂增渗范围,协同水力压裂,实现热激裂缝、天然裂缝、水力裂缝的多尺度裂缝网络嵌套,改善气体渗流通道,能增扩页岩基质—裂缝—井筒多尺度改造,增加热激范围(图8)。
图8 热激致裂协调水力压裂增扩页岩储层改造尺度

Fig.8 Thermal stimulation coordinating hydraulic fracturing to enlarge the transformation scale of shale reservoir

3.2 滞留压裂液受热增压膨胀作用

水热增压是盆地超压成因机制之一,最初由BAKER提出[51],若孔隙流体被密闭性能良好的围岩封闭,当地温梯度大于15 ℃/km时,温度升高地层压力快速增加,远大于静水环境中地层压力增加量,即水热增压效应。
页岩储层经水力压裂作业滞留大量压裂液,且页岩微米—纳米级孔隙发育,温度上升,含水页岩孔隙中会产生蒸汽压提高孔隙压力,促进岩石发生热致裂。由于水的压缩性较低,低孔岩石中少量的水受热膨胀,孔隙压力便会显著增加。低渗透含水致密岩石加热后,孔隙压力与温度存在指数关系[52],初始含水饱和度低于6%时,饱和蒸汽压大于岩石抗拉强度;岩石孔隙被水饱和,孔隙压力会随温度升高而急剧上升,且孔隙压力与温度呈现指数关系;孔隙压力上升速率取决于岩石的致密程度与含水饱和度。

3.3 滞留压裂液增扩传热范围

热激法需要考虑页岩储层热传输性。相比其他沉积岩类,页岩具有高生热率、低热导率的特殊热物性[53],平行层理面的热导率通常比垂直于层理面的热导率高5%~30%。而页岩热导率还受含水饱和度的影响,干岩样热导率与它在静水压力下饱和水的热导率相差15%以上[54]。因此,页岩储层滞留压裂液可增扩热波及范围。

3.4 滞留压裂液热溶蚀作用

水热环境下,天然矿物会发生水热蚀变反应(Hydrothermal alteration)[55]。富有机质页岩黏土矿物发育,包括黄铁矿、长石、方解石等矿物,同时储层中又滞留大量压裂液,易发生水—岩反应,储层升温为水热蚀变反应提供了有利条件。加热条件下页岩储层中碳酸盐矿物受热分解产生CO2,CO2使得水溶液呈酸性,增强流体溶蚀力。温度升高,化学反应加剧,矿物溶蚀力提高,易形成溶蚀孔缝,优化页岩基质储渗流动通道。高温液体更易溶蚀页岩中可溶盐,增加页岩孔隙度与渗透率,进一步扩大热激增渗范围。

4 结论

(1)高温热处理在致密砂岩气藏中受到增渗范围小、热致裂阈值温度高等问题而没有得到广泛应用。
(2)有机质热解与生烃增压作用、页岩矿物组分热激差异膨胀作用和页岩微米—纳米级孔喉的压力仓作用为富有机质页岩储层热激致裂增渗提供有利地质条件。
(3)水力压裂形成缝网增加热激范围、滞留压裂液受热增压膨胀作用增扩传热范围以及热液溶蚀作用为富有机质页岩热激致裂增渗提供有利工程条件。
(4)改变热激方式降低页岩热致裂阈值温度与增加热激致裂增渗范围,协同水力压裂,实现热激裂缝、天然裂缝、水力裂缝的多尺度裂缝网络嵌套,改善气体渗流通道。

感谢西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室储层保护团队白佳佳、田键、郝志伟、杨东升、曾涛和黄恒清等同学在论文写作中给予的支持和帮助;感谢审稿人与编辑提出的宝贵意见及付出的辛勤努力。

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Outlines

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