俄羅斯油田油層水力壓裂工藝綜述

馬翠 (大慶油田勘探開發(fā)研究院)

韓功全 (大慶油田天然氣分公司)

俄羅斯油田油層水力壓裂工藝綜述

馬翠 (大慶油田勘探開發(fā)研究院)

韓功全 (大慶油田天然氣分公司)

油層水力壓裂是一種最有效、發(fā)展最快的強化采油方法。深部水力壓裂既可以處理近井底地帶,又可以處理油層。俄羅斯從上世紀(jì)50年代開始,采用油層水力壓裂方法來提高原油產(chǎn)量,并將此工藝逐步發(fā)展成深部水力壓裂,這對于開采低滲透分層油藏來說是最強有力的手段。

俄羅斯油田 低滲透油層 深部水力壓裂 增產(chǎn)

對于低滲透分層油藏,油層水力壓裂是作用于油層最強有力的手段,該方法不僅可以影響當(dāng)前產(chǎn)量,還可以影響油層最終采收率。油層水力壓裂在一定程度上與井網(wǎng)加密相似,在儲層嚴(yán)重不連續(xù)及裂縫長度大時油層水力壓裂能夠保證未被注水波及的孤立夾層和透鏡體的水力連通。

利用油層水力壓裂方法提高采收率的主要機理可以歸結(jié)如下:

◇通過使嚴(yán)重非均質(zhì)分層儲集層中孤立透鏡體的未動用儲量得到開采來提高波及系數(shù);

◇進行水力壓裂時地層壓力場重新分配使得排油差的死油區(qū)投入開發(fā),從而提高注水系數(shù);

◇當(dāng)?shù)貙訅毫μ荻忍岣吆土黧w滲流速度升高時剩余油飽和度降低;

◇未采用水力壓裂鉆開的低滲透區(qū)塊的開采在經(jīng)濟上是無效的。

由于油層水力壓裂裂縫使得油層非均質(zhì)性提高是最終采收率降低的主要原因,這可以導(dǎo)致注入水超前突進。

俄羅斯 (前蘇聯(lián))很早就采用油層水力壓裂方法進行油田開發(fā)。

20世紀(jì)50年代油層水力壓裂已開始應(yīng)用于前蘇聯(lián)油田開發(fā)中,50年代后期完成了研究壓裂機理的礦場試驗工作。

50年代末至60年代初,石油部門每年都進行2000～3000次壓裂作業(yè),并達(dá)到了較高的技術(shù)-經(jīng)濟指標(biāo),解決了伏爾加-烏拉爾地區(qū)各油田和其他油區(qū)的注水問題,同時也證明了油層水力壓裂作為強化采油的一種方法具有較高的效果。例如,在韃靼的舒古羅夫油田和基爾吉斯油氣開采管理局的昌格爾塔什油田,50%的投產(chǎn)井進行了水力壓裂,單井產(chǎn)量分別從2.5～3 t/d和1.5～2 t/d提高到8～9 t/d和5～7 t/d。

60年代,在以較大功率的注水技術(shù)設(shè)備裝備礦場之后,在注水井中進行大規(guī)模的油層水力壓裂已無必要。70年代減少了作業(yè)次數(shù),削減了完善壓裂方法的科研與設(shè)計工作。這主要是因為儲集性能好,油井不采取強化輔助措施就具有較高產(chǎn)能的一批大油田投入開發(fā)的緣故。

80年代,在石油部門中每年進行大約1000次壓裂作業(yè) (90%是在阿塞拜疆石油聯(lián)合企業(yè),其中大多數(shù)是通過壓裂工藝向滲濾層段附近擠粗砂以控制出砂)。壓裂成功率和效果都下降了,成功率為40%～50%。

在俄羅斯油田開采中,油層水力壓裂只用于處理油層近井底地帶,以恢復(fù)滲透率下降帶半徑大的油水井的產(chǎn)量或吸水能力。在這種情況下造成長度為10～30 m的支撐裂縫溝通井底與油層未污染部分。一般在大修時進行水力壓裂,而在產(chǎn)量低于其潛在能力的井投產(chǎn)時進行壓裂則較少。

油層水力壓裂工藝特點是,在油層中能造成具有高通過能力的各種不同裂縫系統(tǒng),能夠從低滲透層強化采油,從而能更加有效地開采油藏。與近井底地帶的水力壓裂的區(qū)別在于,這種工藝技術(shù)可形成較長的裂縫,并幾乎在所有完鉆的鉆遇低滲透層的井中使用,即水力壓裂已成為整個完井工作的組成部分。

世界石油開采經(jīng)驗表明,油層水力壓裂是強化開采低滲透層的有效方法之一。這種方法在俄羅斯采油中從上世紀(jì)50年代開始應(yīng)用,但到90年代仍主要只用于油層近井底地帶。如果把水力壓裂作為低滲透層開采系統(tǒng)的一個組成部分的話,那么在實施該工藝時,尤其是在設(shè)計時還需要全新的方法。這種情況下必須進行深部水力壓裂。

其他國家所進行的研究和礦場試驗表明,對于強采低滲透層而言,壓開裂縫的最佳長度與油層的滲透率成反比關(guān)系。據(jù)此,對有效作用滲透率為(1～30) ×10-3μm2的油層來說,就必須造成能擠入30～50 t砂、長50～100 m的支撐裂縫。在其他國家的文獻中將這種水力壓裂稱之為“深部壓裂”[1],深部水力壓裂與普通水力壓裂存在很大的差別[2],見表1。

表1 深部水力壓裂與普通水力壓裂的差別

美國25%～30%的石油儲量利用深部水力壓裂進行開采,因此每年要進行4～6千次作業(yè)。加拿大利用水力壓裂動用的石油儲量還要多。

20世紀(jì)80年代末,在其他國家又出現(xiàn)所謂的密集油層水力壓裂工藝,用以強采滲透率低于0.1×10-3μm2的氣層。采用該項工藝可造成長達(dá)1000 m或更長的支撐裂縫。在深部水力壓裂下,不僅近井底地帶,而且油層的深處也受到作用。由于滲流表面增加顯著,滲流由徑向流改變?yōu)榫€性流,油井與不連通的地帶溝通而獲得效果,油井產(chǎn)能成倍增加。

20世紀(jì)90年代,俄羅斯提出必須進行大規(guī)模深部水力壓裂,以使低滲透儲量投入有效開發(fā)。為了評估和分析這些儲量,借助電子計算機對能夠?qū)嵤┥畈克毫训臐摿酉?(油藏)進行了普查,并采用下列標(biāo)準(zhǔn):

◇儲集層滲透率在原油黏度小于5 mPa·s時不超過30μm2;當(dāng)黏度為5～50 mPa·s時,滲透率不超過50μm2;

◇地層有效厚度不小于3 mm;

◇儲量動用程度不超過原始可采儲量的30%;

◇地層埋藏深度不超過3500 m;

◇原始平衡表儲量不少于50×104t。

評估表明,利用深部水力壓裂有效開發(fā)的油藏的累積平衡表儲量占油氣部門低滲透層儲量的50%以上,可以把這些儲量分為兩類:

◇不借助深部水力壓裂開采、經(jīng)濟上無利潤的油藏儲量,也就是說,水力壓裂可以使油井產(chǎn)能提高到利潤開采水平并可以把表外儲量轉(zhuǎn)化為工業(yè)儲量 (儲量增加量);

◇開采水平高于利潤水平的油藏儲量,此時,深部水力壓裂可以成倍地提高儲量及井自身的利用效率 (強化開采)。

對于所選擇的油藏根據(jù)含油面積和平均井網(wǎng)密度 (25×104m2/井)確定了設(shè)計的總井?dāng)?shù) (21000口),其中18000口位于西西伯利亞。此外,規(guī)定深度不超過2500 m的井?dāng)?shù)可以利用油氣部門已有的物質(zhì)技術(shù)裝備進行深部水力壓裂:用于水力壓裂的配套設(shè)備壓力小于70 MPa,用石英砂支撐裂縫,這些井占設(shè)計井?dāng)?shù)的45%。對于更深的井(特別是深度超過3000 m)需要壓力為105 MPa的設(shè)備及更堅固的支撐劑。所進行的深部水力壓裂作業(yè)結(jié)果列于表2[2]。

表2 深部水力壓裂作業(yè)結(jié)果

深部水力壓裂是能夠成倍提高鉆遇的低滲透層井生產(chǎn)能力的唯一現(xiàn)代方法,應(yīng)當(dāng)將其看作是強采低滲透層油藏的最有前途的方法。這項工藝要求每口井完井后都要進行油層水力壓裂。

盡管最近一段時期油層水力壓裂也廣泛用于高滲透層,但這種方法無疑在開采低滲透層時起著關(guān)鍵性的作用。尤甘斯克油氣股份公司在開采普里鄂畢這類低滲透油田時就采用了油層水力壓裂方法[5]。以下簡述了尤甘斯克區(qū)最大的油田普里鄂畢油田開發(fā)時采用油層水力壓裂的主要效果。

該油田主要儲量位于三個層系: А С10、А С11和А С12。這些層系孔滲性質(zhì)差,高度非均質(zhì),地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜 (透鏡狀構(gòu)造)。АС12為最低滲透層,實際上整個區(qū)塊都屬于深水透鏡狀沉積層,而 А С10和А С11層系在油田的大部分區(qū)塊上并存在厚的大陸架油藏,儲集性質(zhì)好。油田于1989年投入開發(fā)。截至2005年1月1日,鉆了331口注水井和838口采油井。А С11層系大陸架沉積層中的采油量占當(dāng)前產(chǎn)油量的主要份額 (約70%)。

Юганскфракмастер公司于 1992 年在 3 口井中進行了最初的油層水力壓裂作業(yè)[3]。1994年后,ИНТРАС公司不間斷地實施了水力壓裂作業(yè); 而從 1996 年開始 , Юганскфракмастер公司也持續(xù)進行了油層水力壓裂作業(yè)。1999—2003年,油層水力壓裂的主要作業(yè)公司為Schlumberger公司。從2004年開始,為了提高競爭和改善水力壓裂質(zhì)量,從事水力壓裂的服務(wù)公司 (Halliburton、Катконефть、Петроальянс) 的數(shù)量增多 。目前已進行了1300多次水力壓裂作業(yè)。

1998—1999年,由于國內(nèi)經(jīng)濟危機和國際油價低使得水力壓裂數(shù)量減少 (圖1)。從2000年1月到2004年12月,普里鄂畢油田共進行水力壓裂945次,其中28次為重復(fù)壓裂[4]。無論從采油量和采液量增長倍數(shù)看,還是從含水速度角度看,所進行的大部分水力壓裂都是成功的。

圖1 水力壓裂次數(shù)逐年變化情況

初期進行的水力壓裂特點是:擠入的проппант試劑量不大 (平均約 10 t), 裂縫半長不大 (不到35 m),這符合油井無因次產(chǎn)能系數(shù) K=0.34。近來,作為實施水力壓裂對象選擇了不同產(chǎn)量的井,但認(rèn)為中高產(chǎn)量油井 (超過 40 t/d)較好。

對 1992 —2003 年擠入油層中的проппант試劑量動態(tài)情況分析表明,服務(wù)公司對水力壓裂作業(yè)工藝進行了完善,由此可以向油層中注入更大量的проппант試劑 。如果 2000 —2001 年проппант試劑擠入量超過50 t,那么從2003年起就會增加到100 t或更多 。有時 ,проппант試劑擠入量超過 200 t(裂縫半長達(dá)到180 m,K≈0.7)。大量的水力壓裂作業(yè)主要在低滲透分層層系 А С12中進行,以提高方法的波及系數(shù)和強化采油。陸續(xù)向地層中擠入組分和性質(zhì)不同的проппант試劑工藝得到了廣泛應(yīng)用。這種工藝的優(yōu)點如下[4]:

◇ 在壓應(yīng)力最大的井周圍用高強度проппант試劑支撐裂縫;

◇在流體流速最大的井底周圍形成最大的傳導(dǎo)能力;

◇ 防止проппант試劑被攜帶到井里 ;

◇用細(xì)粒砂封堵裂縫末端和天然裂縫,這樣可以降低壓裂液的流失并改善裂縫傳導(dǎo)能力。

由于水力壓裂工藝的完善以及應(yīng)用各種方法防止проппант試劑流失使得產(chǎn)液量有了較大的提高 ,同時與1995年水力壓裂相比作業(yè)效果持續(xù)時間更長。如果1995年措施后產(chǎn)液量增長倍數(shù)為4,經(jīng)過13個月后措施效果實際上已不明顯,那么2003年進行的作業(yè)中峰值時期產(chǎn)量增長倍數(shù)為7或更多。在注水井和采油井中同時采用水力壓裂工藝作用油藏最為有效[5]。根據(jù)文獻[6],注水井中實施水力壓裂后產(chǎn)油量比采油井中實施水力壓裂后高30%。由于在注水井中實施水力壓裂,使得具有低效儲量的遠(yuǎn)井死油帶和低滲透夾層得到強化開采。實際上,油田所有注水井在開采期都采取了激勵措施。轉(zhuǎn)注后可以有效保持采油帶的地層壓力。

還有一個例子說明了應(yīng)用各種防止проппант試劑流失的方法可以完善水力壓裂工藝:那就是在實施水力壓裂后延長免修期。1999—2004年,普里鄂畢油田電動離心泵免修期由140天延長到了220天。

為了確保獲得最大的效果同時使負(fù)面影響降到最低,尤甘斯克油氣股份公司特別關(guān)注兩個關(guān)鍵的方面:第一就是模擬每次水力壓裂對油田開發(fā)系統(tǒng)的影響 (為了進行完全相符的計算建立了詳細(xì)的地質(zhì)模型,應(yīng)用地質(zhì)統(tǒng)計方法,相對應(yīng)地模擬儲層的所有非均質(zhì)性);第二就是對所進行的水力壓裂進行詳細(xì)的分析并研究儲層的機械性質(zhì)。為了確定巖應(yīng)力張量主軸的方向以及普里鄂畢油田井中水突進的最可能方向,尤甘斯克油氣股份公司聯(lián)合Schlumberger公司,借助地下微電鏡掃描儀開展了幾項專題研究。根據(jù)所完成的研究確定了最大應(yīng)力方向。所注入的指示液證實了這一結(jié)果:最大應(yīng)力方向與最大滲流速度方向相符 (圖2)。

圖2 根據(jù)3口井獲取的ΠЗ М С資料給出的普里鄂畢油田裂縫方向 (а),根據(jù)注入指示液資料給出的與儲量動用的關(guān)系 (б)

從2000年1月到2004年12月,普里鄂畢油田在跨年度井中實施了412次水力壓裂作業(yè),其中右岸277口,左岸135口 (圖3а)。對增采油量的分析證實在老井中實施水力壓裂具有很好的效果。右岸的井作業(yè)前平均采液量為61.4 t/d,作業(yè)后為131.1 t/d,左岸的井作業(yè)前平均采液量為17.2 t/d,作業(yè)后為50.3 t/d。從圖3а可以清楚地看到,AC11層右岸產(chǎn)能較大的區(qū)塊實施的壓裂作業(yè)次數(shù)最多,絕對效果最好。同時,無論從壓裂數(shù)量還是壓裂效果看,AC12層都非常落后。對油田不同部分各井采液量動態(tài)對比表明,右岸各井中效果持續(xù)時間高于左岸。這是因為油田右岸孔滲性質(zhì)好并且壓力保持系統(tǒng)也好。

計算表明,由于普里鄂畢油田在跨年度井中實施水力壓裂增采油量為1130×104t。大部分增采油量都是在具有最好孔滲性質(zhì)的右岸AC11層中射開的油井中獲得的。同時必須指出,油田左岸部分各井采液量含水降低,這證明由于水力壓裂使得先前未動用儲量投入了開發(fā)。

從2000年1月到2004年12月,普里鄂畢油田在完鉆井中實施了505次水力壓裂作業(yè) (圖3б)。新井開采曲線缺失加大了其實施水力壓裂效果的評估難度。利用根據(jù)裂縫實際參數(shù)計算得到的系數(shù) K 與符合проппант試劑最佳配置的可能最大的 K值之比,來研究水力壓裂工藝效果[7]。兩個服務(wù)公司 (Schlumberger和 Halliburton)根據(jù)這一標(biāo)準(zhǔn)對所進行的作業(yè)效果進行對比表明,它們所取得的效果指標(biāo)比較接近——分別為89.91%和90.94%。兩個公司實施水力壓裂的效果是令人滿意的。

圖3 間歇井 (а)、新井 (б)和重復(fù)壓裂 (в)時油層水力壓裂次數(shù)的分布情況

用類似的方法研究了新井水力壓裂的工藝效果。根據(jù)井工作實際特征取得的 K與在預(yù)測基礎(chǔ)上計算得出的 K(新井的集膚因子等于零),可以計算出新井水力壓裂后采油量增長的倍數(shù)。根據(jù)204井次作業(yè)計算表明,2003年水力壓裂增油量為590×104t。

同時,油田在井中進行了28次重復(fù)水力壓裂(圖3в)。總體來看,重復(fù)壓裂效果要低于跨年度井或完鉆井中水力壓裂的效果。效果持續(xù)時間甚至非常低。重復(fù)壓裂前和壓裂后初期平均產(chǎn)油量分別為20.6 t/d和53.4 t/d。采出物含水特點總體沒有變化。對措施效果進行詳細(xì)計算表明,由于重復(fù)壓裂增采油量為47.15×104t,或單井作業(yè)增油為1.568×104t。

結(jié)論

(1)水力壓裂工藝是俄羅斯一些油田從上世紀(jì)50年代就開始采用的油田開發(fā)的有效方法,尤其對普里鄂畢油田開發(fā)更為有效。在普里鄂畢油田僅依靠實施水力壓裂增產(chǎn)的原油占總采油量的50%。由于水力壓裂工藝不斷完善其措施效果也在增加。

(2)實施大量的密集水力壓裂可以有效地開采像AC12層這樣孔滲性特差的油層。同時,大量的增采油量取決于在油田右岸AC11層高產(chǎn)井中實施的水力壓裂作業(yè)。

(3)總的來看,油層水力壓裂對井含水速度影響不大,但是需要長期監(jiān)控含水量和含水增長情況,必要時需要利用調(diào)剖工藝。

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2009-04-28)