顏磊 劉立宏 李永明 張沖

(1.中石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院;2.中石化東北油氣分公司工程技術(shù)研究院)

水平井重復(fù)壓裂技術(shù)在美國(guó)巴肯油田的成功應(yīng)用

顏磊1劉立宏2李永明1張沖2

(1.中石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院;2.中石化東北油氣分公司工程技術(shù)研究院)

巴肯油田位于蒙大拿州東部里奇蘭縣,是典型的低孔低滲油田。為提高油田的儲(chǔ)量動(dòng)用,自2000年成功完成第一口水平井以來,至2004年該油田相繼部署了17口水平井,均采用水平段射孔完井,以促進(jìn)水平段縱向上的裂縫延伸。但通過放射性示蹤測(cè)井發(fā)現(xiàn),初次壓裂后水平段中有相當(dāng)多的產(chǎn)層未有支撐劑鋪置,導(dǎo)致壓后產(chǎn)量不高且穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短。因此對(duì)儲(chǔ)層中大段無支撐劑進(jìn)入的井進(jìn)行重復(fù)壓裂,壓后最高產(chǎn)量遠(yuǎn)高于最初的完井改造測(cè)試產(chǎn)量。此次成功,使得油田將所有水平井列入了重復(fù)壓裂計(jì)劃。迄今為止,除一口井施工無效外,其余全部施工成功。重復(fù)壓裂方案合計(jì)已為該區(qū)增加了130×104bbl的可采儲(chǔ)量。而示蹤測(cè)井有效范圍的擴(kuò)大也從壓前和壓后的生產(chǎn)曲線上得到充分反應(yīng)。通過探討巴肯油田水平井重復(fù)壓裂的泵注方案及施工效果,結(jié)合川西低滲氣藏具體情況,展望了該技術(shù)在川西氣田的應(yīng)用前景。

水平井 示蹤測(cè)井 重復(fù)壓裂施工效果 應(yīng)用前景

1 引言

春天湖/榆樹古力區(qū)塊位于巴肯油田中部,蒙大拿州里奇蘭縣境內(nèi),面積約500 mile2(1 mile2=2.59 km2)[1]。其孔隙變化較大,東北方向逐漸遞減,西南方向則呈尖滅式遞減。20世紀(jì)80年代后期,在里奇蘭縣東部的上巴肯頁(yè)巖層內(nèi),水平井開發(fā)就取得了一定的成效。

巴肯油藏處于威利斯頓盆地下。它包含以下三個(gè)獨(dú)立的產(chǎn)層,幾乎均覆蓋整個(gè)工區(qū):密西西比系——巴肯油藏上部頁(yè)巖層 (高水位期)、泥盆系/密西西比系——巴肯油藏中部 (低水位期)、泥盆系——巴肯油藏底部頁(yè)巖層 (高水位期)。

圖1是巴肯油藏儲(chǔ)層段測(cè)井曲線類型[1]。在該區(qū)域,中巴肯儲(chǔ)層厚度基本在6～15 ft(1 ft=30.48 cm),深度約在10 000 ft。破裂壓力梯度在0.69～0.77 psi/ft(1 psi/ft=22.621 kPa/m)之間。儲(chǔ)層流體性質(zhì)是:油 API重度 42°,氣 API重度為0.95°,初始油氣比為 500 scf/bbl(1 scf/bbl=0.206 7 m3/t)。儲(chǔ)層初始孔隙壓力梯度為0.5 psi/ft,顯示出弱高壓狀態(tài),井底靜態(tài)溫度為240℉ (1℃=33.800 0℉)。滲透率為0.05～0.5 mD(1 mD=1.02×10-3μm2),孔隙度為8%～12%。

圖1 巴肯油藏主力產(chǎn)層的測(cè)井曲線顯示

春天湖/榆樹古力區(qū)塊總體的成藏效果被前人戲稱為沉睡巨人。在該區(qū)中,中巴肯油藏的云巖主要運(yùn)用長(zhǎng)水平段的水平井進(jìn)行開發(fā),使得超低滲油藏的開發(fā)能夠盡量達(dá)到最大經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)效率。但天然裂縫所形成的運(yùn)移通道無法滿足生產(chǎn)的需要。

目前有超過十支作業(yè)隊(duì)伍在此區(qū)塊進(jìn)行作業(yè)。一些作業(yè)者運(yùn)用各自配置部署完成了一些多分支井,以優(yōu)化控制井距單位內(nèi)的井壁接觸。相反地,在該區(qū)進(jìn)行過深入研究的作業(yè)者 (最先進(jìn)入的作業(yè)隊(duì)伍)已經(jīng)關(guān)注部署連續(xù)的單水平段定向井,其中一些水平段長(zhǎng)度超過9 000 ft,以實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層有效改造的最大化。

作業(yè)者最初在640 acre(1 acre=4 046.9 m2)的區(qū)塊內(nèi)鉆了17口水平井,均使用單水平段方式來對(duì)該區(qū)進(jìn)行開發(fā)。為了促進(jìn)垂直裂縫的延伸,水平段是平行于最大主應(yīng)力方向鉆進(jìn)的。這些水平井基本都有3 000 ft的水平段,且進(jìn)行射孔完井?；趯?duì)限流射孔將幫助施工過程中裂縫轉(zhuǎn)向的認(rèn)識(shí),大多數(shù)初始?jí)毫咽┕ぞ捎脗鹘y(tǒng)的單級(jí)泵注程序方式。初始?jí)毫咽┕て骄?guī)模都在300 000 lb(1 lb=0.453 59 kg)的20/40目樹脂包裹的支撐劑,其中三次超過了600 000 lb。

在完井過程中,多采用大間距限流射孔方式以改善水平段端部的壓裂效果。推測(cè)認(rèn)為,水力壓裂過程中由于水平段根部的摩阻損耗小,井筒壓力達(dá)到最大,所以會(huì)優(yōu)先對(duì)水平段根部進(jìn)行改造。大多數(shù)首次施工井采用同位素標(biāo)記的支撐劑,運(yùn)用光譜伽馬射線儀進(jìn)行測(cè)井以展示支撐劑在泵注過程的前、中、后三個(gè)階段的鋪置效果。測(cè)井結(jié)果表明,與預(yù)想的相反,水平段的端部和中部的鋪砂效果好于根部,并且在許多施工過程中表現(xiàn)為鋪砂效果由端部到根部逐漸改善?？傊?示蹤劑測(cè)井顯示支撐劑在初次施工井中的分布是不規(guī)則的,并且在有些井中,重要的產(chǎn)層根本沒有支撐劑鋪置[2]。

目前新井常用的幾種方法包括:①裸眼完井;②壓裂過程中擴(kuò)大線性加砂的規(guī)模;③應(yīng)用孔眼封堵球和段塞促使裂縫轉(zhuǎn)向;④加大施工規(guī)模。

2 選井方法

盡管示蹤測(cè)井提供了含有未改造產(chǎn)層的井特征,但曲線的定性評(píng)價(jià)大于定量評(píng)價(jià)。最初的重復(fù)壓裂候選井均來自那些最早進(jìn)行射孔完井而且水平段經(jīng)示蹤測(cè)井顯示無支撐劑進(jìn)入的井。這些井根據(jù)示蹤測(cè)井顯示的問題大小進(jìn)行排列。初次壓裂的時(shí)間不作為考慮的因素,因而初次壓裂和重復(fù)壓裂時(shí)間差別跨度很大。有些老井在2年內(nèi)就進(jìn)行重復(fù)壓裂,而有些井則在三年半以后才進(jìn)行重復(fù)壓裂。重復(fù)壓裂前的累計(jì)產(chǎn)量也不是最主要的考慮因素。比如早期的幾口井重復(fù)壓裂后的累積產(chǎn)量為40 000～70 000 bbl,而稍后重復(fù)壓裂井的累積產(chǎn)量已經(jīng)超過了15 000 bbl。

隨著對(duì)測(cè)井特征認(rèn)識(shí)的不斷深入,重復(fù)壓裂的效益也不斷體現(xiàn)出來。最終,所有采用射孔完井的井均被列入了重復(fù)壓裂計(jì)劃中。

3 重復(fù)壓裂施工過程

為了增大井身與儲(chǔ)層的接觸面,提升重復(fù)壓裂效果,已選水平段在已完成的限流射孔基礎(chǔ)上,進(jìn)行了噴砂射孔。與早期的大間隔射孔相比,該水平段的射孔密度在噴砂射孔后增加了1～2個(gè)孔集。射孔間隔由先前的700 ft降低到300 ft甚至更低[1]。射孔過程中,用3個(gè)噴嘴以120°相位進(jìn)行噴射。在每一個(gè)孔集處,2 000gal(1gal=0.003 875 m3)的壓裂液攜帶1 lb/gal(1 lb/gal=119.826 kg/m)20～40目的支撐劑,在泵注過程中,以3 000 psi(1 psi=0.006 89 MPa)的壓降經(jīng)過噴嘴。在噴砂射孔后,井筒進(jìn)行了循環(huán)洗井,并提出了施工油管。

最新的重復(fù)壓裂設(shè)計(jì)將前置液和攜砂液以多個(gè)泵注階段按順序逐步注入。前5口井施工過程中,采用的都是三級(jí)泵注階段的注入方式,而其余井采用的是四級(jí)泵注階段的方式。由于施工十分順利,因此很少考慮砂堵問題。而前置液用量不需要為克服近井濾失而大量增加,延續(xù)初次壓裂時(shí)的施工排量48～55 bbl/min即可滿足要求。所有的重復(fù)壓裂支撐劑規(guī)模設(shè)計(jì)約為60 000 lb、20～40目陶粒。表1是詳細(xì)的四泵注階段程序表[1]。壓裂液采用的是一種30 000 lb/gal交聯(lián)的羧甲基-羥丙基瓜爾膠體系 (CMHPG),添加具有很強(qiáng)承載屬性的氯基破乳劑。

按照新的施工設(shè)計(jì),每個(gè)支撐劑的尾追注入階段 (最后一個(gè)泵注階段尾追除外)均采用10 lb/gal的高砂濃度,以促使施工作業(yè)面沿水平段轉(zhuǎn)向進(jìn)入新的儲(chǔ)層段造新縫。并且,孔眼封堵球在前2個(gè)泵注階段的后期投入,改善裂縫的轉(zhuǎn)向效果。

在壓裂施工結(jié)束后,以0.6 bbl/min的實(shí)際速度返排。在返排結(jié)束進(jìn)行洗井作業(yè)后,示蹤測(cè)井儀被下入油管。而后生產(chǎn)裝備、抽油桿、抽油泵陸續(xù)開始在井下工作,進(jìn)行投產(chǎn)。

4 施工效果

最初的重復(fù)壓裂方案是17口井,其中,16口順利完成了重復(fù)壓裂施工,而1口井在施工過程中遇到了機(jī)械問題。在16口已施工井中,有1口井在加砂至1/3規(guī)模時(shí)發(fā)生了砂堵。這口井在重復(fù)壓裂前已經(jīng)產(chǎn)出超過23×104bbl油,是17口井中產(chǎn)能最好的。而那口遇到機(jī)械問題的井在重復(fù)壓裂后沒有產(chǎn)量。

盡管在大多數(shù)施工過程中沒有出現(xiàn)問題,但是壓前產(chǎn)能對(duì)重復(fù)壓裂的影響也相當(dāng)明顯。從表2可以看出,重復(fù)壓裂后的平均瞬時(shí)停泵壓力僅2 342 psi,比初次壓裂的平均瞬時(shí)停泵壓力降低了669 psi[1](如果考慮壓力梯度,初次壓裂時(shí)為0.74 psi/ft,而重復(fù)壓裂時(shí)為0.66 psi/ft)。和預(yù)測(cè)的一樣,初次壓裂的壓降更明顯。重復(fù)壓裂的平均施工壓力也明顯降低。有趣的是,即使兩次施工規(guī)模相當(dāng),重復(fù)壓裂的凈壓力比初次壓裂仍然增長(zhǎng)了50%。

繪制重復(fù)壓裂破裂壓力梯度與壓前累積產(chǎn)量的關(guān)系圖,發(fā)現(xiàn)有一個(gè)很強(qiáng)的趨勢(shì):壓前累產(chǎn)越多,破裂壓力梯度越低。運(yùn)用單軸應(yīng)變方程推算 [方程(1)][3],可看出和預(yù)期的一樣,累產(chǎn)越多,孔隙壓力越低,破裂壓力梯度也越低。

表1 重復(fù)壓裂泵注程序表 (L TS 36-2-H井)

表2 初次壓裂與重復(fù)壓裂施工參數(shù)對(duì)比

式中 Pp——儲(chǔ)層壓力,m/L2,psi;

v——泊松比,無因次量;

σz——上覆巖層壓力,m/L2,psi;

σmin——最小閉合應(yīng)力,m/L2,psi。

當(dāng)將首次施工時(shí)的原始破裂壓力梯度加入一起繪圖時(shí),也發(fā)現(xiàn)了相同的趨勢(shì),即破裂壓力越高,初次壓裂壓后累積產(chǎn)量越多 (圖2)[1]。對(duì)于重復(fù)壓裂前的低破壓梯度與壓前累產(chǎn)量的相關(guān)性,很有可能是因?yàn)閮?chǔ)層以縱向裂縫為主。在水平段造縫位置,縱向縫促使了儲(chǔ)層壓力降低。并且,當(dāng)重復(fù)壓裂施工開始進(jìn)行時(shí),裂縫轉(zhuǎn)向,殘余誘導(dǎo)應(yīng)力[4]、凈壓力的增長(zhǎng),迫使施工作用轉(zhuǎn)入未作用儲(chǔ)層。而在重復(fù)壓裂施工前,壓力則不會(huì)發(fā)生聚集。

圖2 初次壓裂和重復(fù)壓裂的破裂壓力梯度對(duì)比

圖3是L TS 36-2-H井初次壓裂時(shí)的施工曲線圖[1]。這口井于2001年12月進(jìn)行了初次壓裂施工,共加入601 000 lb、20～40目陶粒。初始瞬時(shí)停泵壓力在起破后為3 352 psi,在23 min后下降了322 psi。施工排量在50 bbl/min時(shí),凈壓力有472 psi的增加。施工尾聲的壓力遞減和儲(chǔ)層被壓開后的壓力遞減情況相似。

L TS 36-2-H重復(fù)壓裂施工于2004年4月進(jìn)行。重復(fù)壓裂前,該井已累積生產(chǎn)原油84 700 bbl,保持著54 bbl/d的產(chǎn)量。重復(fù)壓裂的規(guī)模設(shè)計(jì)為641 000 lb、20～40目陶粒。圖4是此次施工曲線圖[1]。從圖中可以看出,初次瞬時(shí)停泵壓力在起破后為2 210 psi,10 min后下降了1 167 psi。施工排量仍然為50 bbl/d,凈壓力上升了1 705 psi。最終的瞬時(shí)停泵壓力比初次壓裂時(shí)高90 psi。

圖3 初次單泵注階段壓裂施工曲線

圖4 重復(fù)多泵注階段壓裂施工曲線

從重復(fù)壓裂施工曲線圖中可以看出,當(dāng)?shù)谝槐米㈦A段中以4 lb/L的砂濃度進(jìn)行加砂時(shí),隨著靜液柱壓力的增加,井口壓力并沒有減少。反應(yīng)了井底施工壓力有所增加,這可能和早期新縫發(fā)生轉(zhuǎn)向進(jìn)入相對(duì)低滲的儲(chǔ)層有關(guān)。在該階段的支撐劑頂替過程中,盡管靜液柱壓力降低,施工壓力卻急劇上升了500 psi,同樣反應(yīng)早期新縫轉(zhuǎn)向進(jìn)入儲(chǔ)層高應(yīng)力區(qū)。這樣的施工異?，F(xiàn)象在第二、第三泵注階段也有所表現(xiàn)。

圖5是L TS 36-2-H井的示蹤測(cè)井曲線對(duì)比圖[1]。初次壓裂時(shí)的示蹤測(cè)井曲線成果位于下部,重復(fù)壓裂后的位于上部。施工中加入了三種同位素進(jìn)行監(jiān)測(cè):第一階段加入 Sb-124(藍(lán)色,頂部),第二和第三階段加入了 Ir-192(紅色,中部),第四階段加入了 Sc-46(黃色,底部)。從對(duì)比圖中可以看出,重復(fù)壓裂使得更多的儲(chǔ)層被壓開,增加了裂縫的覆蓋范圍和縫長(zhǎng),并從示蹤同位素的分布發(fā)現(xiàn)各次注入的支撐劑均延水平段分布。

重復(fù)壓裂后的示蹤測(cè)井結(jié)果顯示,轉(zhuǎn)向技術(shù)很可能引導(dǎo)支撐劑優(yōu)先進(jìn)入初次施工后的經(jīng)示蹤測(cè)井解釋的無支撐劑縫隙,而不是先前所認(rèn)為的最佳鋪砂位置。很顯然,深入研究測(cè)井技術(shù)對(duì)施工工藝的有效改進(jìn)具有很大幫助。

圖5 初次壓裂 (下部)和重復(fù)壓裂 (上部)示蹤測(cè)井結(jié)果對(duì)比

5 重復(fù)壓裂效果

這些井在初次壓裂后30天平均產(chǎn)量為200 bbl/d,而重復(fù)壓裂后30天的平均產(chǎn)量為155 bbl/d。盡管如此,重復(fù)壓裂使得數(shù)以萬計(jì)的原油儲(chǔ)量得到動(dòng)用。類似地,這些井的平均氣油比從915 ft3/bbl降到了520 ft3/bbl。氣油比和生產(chǎn)壓差在重復(fù)壓裂后的下降顯示之前未被開發(fā)的基質(zhì)已經(jīng)得到了改造,并且新的儲(chǔ)量得到了持續(xù)動(dòng)用。從L TS 36-2-H井生產(chǎn)曲線 (圖6)可以看出重復(fù)壓裂后氣油比的降低與產(chǎn)能的關(guān)系[1]。前期估算的該井的單井可采儲(chǔ)量為301 300 bbl;而在重復(fù)壓裂后,單井可采儲(chǔ)量增加了68 400 bbl。對(duì)15口射孔完井的重復(fù)壓裂改造井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn),重復(fù)壓裂使單井可采儲(chǔ)量平均增加了32%,約為89 000 bbl。表3展示了15口井重復(fù)壓裂前后產(chǎn)量和儲(chǔ)量的變化情況[1]。而這些增量的成本僅為 US＄4.45/bbl,其中包括了材料準(zhǔn)備、施工、清洗和恢復(fù)投產(chǎn)等所有費(fèi)用。

表3 重復(fù)壓裂前后產(chǎn)量對(duì)比表

圖6 L TS 36-2-H井生產(chǎn)曲線圖反應(yīng)重復(fù)壓裂后產(chǎn)量的增加和氣油比的降低

6 重復(fù)壓裂應(yīng)用小結(jié)

從此次重復(fù)壓裂的效果可以看出重復(fù)壓裂對(duì)于水平井的改造具有重要意義。研究表明,重復(fù)壓裂使得初次壓裂中遺漏的縱向產(chǎn)層得到有效改造。此次成功不僅僅源于水平段的噴砂射孔技術(shù),更多的是裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)的應(yīng)用。示蹤測(cè)井顯示早期和晚期注入地層的支撐劑分別位于水平段中的不同位置,充分說明了裂縫轉(zhuǎn)向的重要性。盡管最初的方案僅是造垂直縫,但從示蹤測(cè)井結(jié)果和鄰井施工的情況可以看出仍然生成了許多有效橫向縫。重復(fù)壓裂應(yīng)用成功使得預(yù)估可采儲(chǔ)量增加了30%,說明井周圍的裂縫網(wǎng)絡(luò)通過后續(xù)壓裂能夠充分?jǐn)U大。

和預(yù)測(cè)的一樣,重復(fù)壓裂中破裂壓力和施工壓力均低于初次壓裂。盡管儲(chǔ)層破裂后的液體濾失明顯高于初次壓裂,但并不影響壓裂施工。施工中更高的凈壓力也說明了與新儲(chǔ)層的有效接觸。

7 川西應(yīng)用前景

川西中淺層致密碎屑巖氣田具有復(fù)雜的地質(zhì)條件,單井自然產(chǎn)能低,難動(dòng)用儲(chǔ)量高,開采效益極為低下,雖然水平井技術(shù)起到了一定的改善作用,但仍有超過10%的水平井未達(dá)到預(yù)期效果。如MP1H井,其儲(chǔ)層滲透率為0.04～0.63 mD,孔隙度為6%～12%,是典型的低孔低滲儲(chǔ)層。完井投產(chǎn)后,產(chǎn)量?jī)H為0.419×104m3/d。2008年,為改善其生產(chǎn)效果,中石化西南油氣分公司決定對(duì)MP1H水平段進(jìn)行壓裂。采用的壓裂技術(shù)與巴肯油田初次壓裂時(shí)所采用技術(shù)一樣,均為籠統(tǒng)壓裂。壓后初期產(chǎn)量?jī)H為4.839 5×104m3/d,遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于相鄰直井10.3×104m3/d的平均產(chǎn)量。并且從壓后采氣曲線可以看出,壓后穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短,產(chǎn)量遞減相當(dāng)快。分析其原因,認(rèn)為籠統(tǒng)壓裂加砂規(guī)模受限,沒能有效利用水平井的長(zhǎng)水平段中的含氣層,增大裂縫的有效泄流面積,是MP1H井低產(chǎn)的主要原因。這和L TS 36-2-H井初次壓裂后的情況極其相似,具備采用巴肯油田的水平井重復(fù)壓裂技術(shù)對(duì)MP1H進(jìn)行重復(fù)壓裂的條件。

8 結(jié)論

此次對(duì)巴肯油田16口井的重復(fù)壓裂是成功的。從施工結(jié)果中得出以下結(jié)論:

◇射孔完井的水平井可以進(jìn)行重復(fù)壓裂施工;

◇在巴肯油田,由于生產(chǎn)優(yōu)先,并沒有對(duì)施工中的濾失和復(fù)雜性進(jìn)行充分研究;

◇初次壓裂中未被改造的水平段儲(chǔ)層可應(yīng)用增加射孔和裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)得到充分改造;

◇噴砂射孔和裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)的應(yīng)用使得裂縫網(wǎng)絡(luò)有效擴(kuò)大,以進(jìn)入新的儲(chǔ)層;

◇川西低滲氣藏和巴肯油田儲(chǔ)層條件類似,且部分水平井低產(chǎn)原因相同,具備該技術(shù)的應(yīng)用條件。

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10.3969/j.issn.1002-641X.2010.12.007

2010-05-05)