水平井重復(fù)壓裂技術(shù)在美國巴肯油田的成功應(yīng)用

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——巴肯油藏底部頁巖層 (高水位期)。

圖1是巴肯油藏儲(chǔ)層段測井曲線類型[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。總之,示蹤劑測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)示蹤測井顯示無支撐劑進(jìn)入的井。這些井根據(jù)示蹤測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: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,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,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井的示蹤測井曲線對(duì)比圖[1]。初次壓裂時(shí)的示蹤測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: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,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)量僅為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)量僅為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。

[1]Tom Lantz D,etal.Refracture treatments proving successful in horizontal Bakken wells:Richland Count,Montana:SPE 108117[R].Denver,Colorado,U S A,2007.

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

2010-05-05)