美国巴肯致密油开发关键技术分析

1736测井相关

随着百余年的勘探与开发,地球上的“常规”石油量大大减少,人们将目光和研究对象投向了“非常规油气”,其中“致密油”就是一个新的勘探开发目标。

致密油(tight oil)是一种非常规石油资源,有低密度的特点,是指以吸附或游离状态赋存于生油岩或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层内,未经过大规模长距离运移的石油聚集。

美国的Bakken致密油的开发

Bakken包含三个小层,其中中间层段是目前开发的目的层段。在美国Bakken致密油核心区,中间层段主要是灰色夹层的粉砂岩和砂岩,也可能存在少量的页岩、白云岩和灰岩。

Bakken致密油开发经历了三个阶段:传统直井开发阶段(1953-1987年)、水平井开发Bakken上部页岩层段(1987-2000年)和水平井开发中Bakken层段(2000-至今)。目前Bakken核心区初期产量在160~380t/d,已成为美国增长最快的陆上油田,水平井多段压裂被证实是Bakken致密油开发的关键技术。

水平井布井和完井方式

致密油主要采用衰竭式开发方式,水平井布井主要考虑水平井的方位和水平段的长度。Bakken致密油水平井方位通常与最大主应力方位存在一定的角度,目前有多项证据证实Bakken致密油裂缝是横切缝。

水平井段的最优长度由油井生产动态决定,但目前在许多油田水平段长度由能压裂的水平井段长度决定,已有水平段超过7000m的水平井应用。在Bakken致密油最成熟的开发区域,完井密度大约是每2.6km2一口水平井。水平井横穿两个单元,因此一般水平段长度超过3000m。水平井有单分支水平井和多分支水平井,但由于多分支水平井有效分隔成本高且偶尔出现封隔无效的问题,目前有单分支水平井应用增多的趋势。

致密油储层完井方式多种多样,无封隔的裸眼井、套管完井和有封隔的套管完井均有应用,主要完井形式包括:

(1)裸眼;

(2)预制射孔或者割缝套管;

(3)套管;

(4)水泥固井的套管;

(5)机械管外封隔器;

(6)充气式管外封隔器;

(7)膨胀封隔器。

水平井多段压裂设计

常用的水平井分段压裂手段主要包括以下几种:

水力喷射;

电缆/泵注快钻陶瓷桥塞射孔;

电缆/泵注可通过的快钻陶瓷桥塞射孔;

连续油管控制的滑套分压;

投球滑套分压;

水力喷射射孔+环空加砂+砂塞分隔。

电缆/泵注陶瓷桥塞射孔和投球滑套是最常用的两种分段压裂手段,其中又以桥塞射孔方式应用最多,因为其施工成本最低。也有一些水平井,在较深的井段采用滑套分压,在较浅的段采用桥塞射孔分压,称之为“组合”或“复杂”或“复合”完井。随着工厂化作业程度的提高,目前许多水平井在钻井之前就已决定如何实施多段压裂。

分压段数已从2008年少于10段快速增长到2011年的40段,此外,已有水平井分压段数超过60段的报道,而在分压工具和技术方面,早已实现无限级数分压的技术储备。统计分析发现,对于水平井段较短(600~2000m)水平井,产量并没有明显随分段数增加而增加,而对于水平井段较长的水平井(2000~4000m),分压段数越多,压后产量越高。说明对于致密油藏,水平井段越长,分压段数越多,增产效果越好。

毋庸置疑,低成本开发是致密油储层能有效动用的核心。在Bakken核心区,超过85%的支撑剂是石英砂,其中超过80%的支撑剂粒径为20/40目,剩下的有10%是100目,有10%是40/70目;而更高强度的陶粒和覆膜支撑剂用量在Bakken大约是10%,粒径基本都是20/40目。支撑剂的类型及粒径对产量影响不明显。

压裂液方面,平均单井用液量在3400m3左右;稍高于40%的压裂施工采用全程冻胶(80%以上的体积),稠化剂浓度0.18%~0.3%;采用滑溜水携砂和线性胶携砂的压裂施工比例分别不到5%和3%;而复合压裂的施工比例超过50%,其中采用滑溜水或者线性胶作为前置液,洗井液和顶替液,携砂液采用交联冻胶,稠化剂浓度仍为0.18%~0.3%。液体种类对产量的影响也不明显,但与全程冻胶相比,成本大幅度降低。

裂缝转向技术

对于致密油藏,最大程度的接触沟通储层和充分的裂缝导流能力对压后效果至关重要。除了采用长水平井多段压裂之外,还应用了多项技术以达到该目的,其中裂缝转向技术最为突出。

裂缝转向技术期望使裂缝变的复杂,而裂缝复杂程度除了与储层类型紧密相关之外,主要取决于地层水平主应力差值、天然裂缝系统和岩石力学性质。参数的评价和获取是取得理想增产效果的基础。目前已有多种室内实验和现场测试手段来评估这三个参数,而且评估手段也在进一步发展中。

使用纤维压裂液累积增产量比其他井高27%。除了能更好的接触沟通储层之外,还有其他一些优点,包括:

(1)应用纤维可大幅度降低聚合物浓度35%以上,提高裂缝导流能力;

(2)纤维压裂液帮助减轻支撑剂回流和沉降。采用很高的支撑剂浓度(大约720~1440kg/m3)来有意造成脱砂封堵也普遍应用。

分簇射孔是致密油储层另一项重要的转向技术。压裂工具的飞速发展使得裂缝间距更短,同时在一段裂缝内实施多簇射孔,提高了储层的改造程度,但也必须注意到应力干扰。

应力干扰是指水平井横切缝的延伸方向受相邻裂缝的诱导应力干扰,横切缝之间可能互相相靠或者背离,在有些情况甚至相交。多人研究成果及微地震裂缝监测证实在水平井横切缝附近存在一个吸引区,使新裂缝偏离垂直方位。如果随后的裂缝在该区域内,它将朝着之前的裂缝扩展。如果相同的裂缝进入应力反转区域,裂缝会相交。裂缝相交使裂缝与储层的接触面积减小。

显然,分簇射孔有利有弊,因此要优化簇间距。如果簇间距太小,应力阴影区的裂缝延伸会受影响,导致两端的裂缝增长与中间簇增长不成比例;但如果簇间距合理,裂缝可能沿正交方向扩展,从而增加裂缝复杂性,增加与储层的接触。

对我国致密油开发的启迪

我国致密油与国外致密油相比,有几点不同之处:

(1)我国致密油以陆相沉积为主,分布范围有限,而北美致密油以海相沉积为主,分布稳定,面积大;

(2)我国致密油储集层物性较差,孔隙度和渗透率总体小于北美致密油储集层;

(3)我国致密油油质相对较重,而北美致密油多为凝析油,油质较轻。显然,我国的致密油也具有连续稳定分布的特点,且纵向上小层相对单一,那么我国致密油开发的主体技术是否也要采用长水平井段结合多段压裂技术呢?

国内从2006年开始采用水平井分段压裂开发低渗透油田,早期由于钻完井和分段压裂技术不成熟,水平井段长度短,平均在300~500m;分压段数小于5段,甚至采用限流法笼统压裂。

经过“十一五”的持续攻关,到2010年底,水平井段长度提高到700~800m,一些试验井超过了1000m,并形成了水平井双封单卡分段压裂、水平井不动管柱滑套多段压裂和水平井水力喷砂分段压裂三套主体分段压裂技术,现场应用超过400口井以上,增产倍数是直井的3倍以上,分段压裂能力也提高到10段左右。水平井分段压裂在低渗透油田应用取得了显著效果。

根据对我国几个典型的致密油区开发的经验统计,水平井压后产量与水平井段长度和分压段数正相关,即水平井段越长压后效果越好,分压段数越多压后效果越好。

2011年,国内在致密油储层开展了长水平井结合多段压裂现场试验,YP1和YP2两口水平井压后试油产量均超过100m3,增产效果显著。因此,可以肯定,长水平井段结合多段压裂也同样将成为国内致密油开发的关键技术。

面对国外致密油开发的技术革命浪潮,结合我国的实践,可以认为:长水平井段结合多段压裂是国外致密油开发的关键技术,平均水平井段长度超过3000m,分压段数超过30段;桥塞射孔和滑套分压是最常用的两种分压方式。

转向技术是提高致密油开发效果的关键配套技术,其中分簇射孔和缝内封堵是两种主要的转向手段,簇长度和簇间距的优化应综合考虑改造程度的提高和应力干扰效应。

国内致密油开采处于起步阶段,通过对比国内外致密油储层特点,结合水平井在国内低渗/特低渗/超低渗储层的应用,可知长水平井段结合多段压裂技术也必将成为国内致密油开发的主体技术。(原载《石油知识》)