俄罗斯油田油层水力压裂工艺综述

马翠 (大庆油田勘探开发研究院)

韩功全 (大庆油田天然气分公司)

俄罗斯油田油层水力压裂工艺综述

马翠 (大庆油田勘探开发研究院)

韩功全 (大庆油田天然气分公司)

油层水力压裂是一种最有效、发展最快的强化采油方法。深部水力压裂既可以处理近井底地带,又可以处理油层。俄罗斯从上世纪50年代开始,采用油层水力压裂方法来提高原油产量,并将此工艺逐步发展成深部水力压裂,这对于开采低渗透分层油藏来说是最强有力的手段。

俄罗斯油田 低渗透油层 深部水力压裂 增产

对于低渗透分层油藏,油层水力压裂是作用于油层最强有力的手段,该方法不仅可以影响当前产量,还可以影响油层最终采收率。油层水力压裂在一定程度上与井网加密相似,在储层严重不连续及裂缝长度大时油层水力压裂能够保证未被注水波及的孤立夹层和透镜体的水力连通。

利用油层水力压裂方法提高采收率的主要机理可以归结如下:

◇通过使严重非均质分层储集层中孤立透镜体的未动用储量得到开采来提高波及系数;

◇进行水力压裂时地层压力场重新分配使得排油差的死油区投入开发,从而提高注水系数;

◇当地层压力梯度提高和流体渗流速度升高时剩余油饱和度降低;

◇未采用水力压裂钻开的低渗透区块的开采在经济上是无效的。

由于油层水力压裂裂缝使得油层非均质性提高是最终采收率降低的主要原因,这可以导致注入水超前突进。

俄罗斯 (前苏联)很早就采用油层水力压裂方法进行油田开发。

20世纪50年代油层水力压裂已开始应用于前苏联油田开发中,50年代后期完成了研究压裂机理的矿场试验工作。

50年代末至60年代初,石油部门每年都进行2000～3000次压裂作业,并达到了较高的技术-经济指标,解决了伏尔加-乌拉尔地区各油田和其他油区的注水问题,同时也证明了油层水力压裂作为强化采油的一种方法具有较高的效果。例如,在鞑靼的舒古罗夫油田和基尔吉斯油气开采管理局的昌格尔塔什油田,50%的投产井进行了水力压裂,单井产量分别从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,在以较大功率的注水技术设备装备矿场之后,在注水井中进行大规模的油层水力压裂已无必要。70年代减少了作业次数,削减了完善压裂方法的科研与设计工作。这主要是因为储集性能好,油井不采取强化辅助措施就具有较高产能的一批大油田投入开发的缘故。

80年代,在石油部门中每年进行大约1000次压裂作业 (90%是在阿塞拜疆石油联合企业,其中大多数是通过压裂工艺向渗滤层段附近挤粗砂以控制出砂)。压裂成功率和效果都下降了,成功率为40%～50%。

在俄罗斯油田开采中,油层水力压裂只用于处理油层近井底地带,以恢复渗透率下降带半径大的油水井的产量或吸水能力。在这种情况下造成长度为10～30 m的支撑裂缝沟通井底与油层未污染部分。一般在大修时进行水力压裂,而在产量低于其潜在能力的井投产时进行压裂则较少。

油层水力压裂工艺特点是,在油层中能造成具有高通过能力的各种不同裂缝系统,能够从低渗透层强化采油,从而能更加有效地开采油藏。与近井底地带的水力压裂的区别在于,这种工艺技术可形成较长的裂缝,并几乎在所有完钻的钻遇低渗透层的井中使用,即水力压裂已成为整个完井工作的组成部分。

世界石油开采经验表明,油层水力压裂是强化开采低渗透层的有效方法之一。这种方法在俄罗斯采油中从上世纪50年代开始应用,但到90年代仍主要只用于油层近井底地带。如果把水力压裂作为低渗透层开采系统的一个组成部分的话,那么在实施该工艺时,尤其是在设计时还需要全新的方法。这种情况下必须进行深部水力压裂。

其他国家所进行的研究和矿场试验表明,对于强采低渗透层而言,压开裂缝的最佳长度与油层的渗透率成反比关系。据此,对有效作用渗透率为(1～30) ×10-3μm2的油层来说,就必须造成能挤入30～50 t砂、长50～100 m的支撑裂缝。在其他国家的文献中将这种水力压裂称之为“深部压裂”[1],深部水力压裂与普通水力压裂存在很大的差别[2],见表1。

表1 深部水力压裂与普通水力压裂的差别

美国25%～30%的石油储量利用深部水力压裂进行开采,因此每年要进行4～6千次作业。加拿大利用水力压裂动用的石油储量还要多。

20世纪80年代末,在其他国家又出现所谓的密集油层水力压裂工艺,用以强采渗透率低于0.1×10-3μm2的气层。采用该项工艺可造成长达1000 m或更长的支撑裂缝。在深部水力压裂下,不仅近井底地带,而且油层的深处也受到作用。由于渗流表面增加显著,渗流由径向流改变为线性流,油井与不连通的地带沟通而获得效果,油井产能成倍增加。

20世纪90年代,俄罗斯提出必须进行大规模深部水力压裂,以使低渗透储量投入有效开发。为了评估和分析这些储量,借助电子计算机对能够实施深部水力压裂的潜力层系 (油藏)进行了普查,并采用下列标准:

◇储集层渗透率在原油黏度小于5 mPa·s时不超过30μm2;当黏度为5～50 mPa·s时,渗透率不超过50μm2;

◇地层有效厚度不小于3 mm;

◇储量动用程度不超过原始可采储量的30%;

◇地层埋藏深度不超过3500 m;

◇原始平衡表储量不少于50×104t。

评估表明,利用深部水力压裂有效开发的油藏的累积平衡表储量占油气部门低渗透层储量的50%以上,可以把这些储量分为两类:

◇不借助深部水力压裂开采、经济上无利润的油藏储量,也就是说,水力压裂可以使油井产能提高到利润开采水平并可以把表外储量转化为工业储量 (储量增加量);

◇开采水平高于利润水平的油藏储量,此时,深部水力压裂可以成倍地提高储量及井自身的利用效率 (强化开采)。

对于所选择的油藏根据含油面积和平均井网密度 (25×104m2/井)确定了设计的总井数 (21000口),其中18000口位于西西伯利亚。此外,规定深度不超过2500 m的井数可以利用油气部门已有的物质技术装备进行深部水力压裂:用于水力压裂的配套设备压力小于70 MPa,用石英砂支撑裂缝,这些井占设计井数的45%。对于更深的井(特别是深度超过3000 m)需要压力为105 MPa的设备及更坚固的支撑剂。所进行的深部水力压裂作业结果列于表2[2]。

表2 深部水力压裂作业结果

深部水力压裂是能够成倍提高钻遇的低渗透层井生产能力的唯一现代方法,应当将其看作是强采低渗透层油藏的最有前途的方法。这项工艺要求每口井完井后都要进行油层水力压裂。

尽管最近一段时期油层水力压裂也广泛用于高渗透层,但这种方法无疑在开采低渗透层时起着关键性的作用。尤甘斯克油气股份公司在开采普里鄂毕这类低渗透油田时就采用了油层水力压裂方法[5]。以下简述了尤甘斯克区最大的油田普里鄂毕油田开发时采用油层水力压裂的主要效果。

该油田主要储量位于三个层系: А С10、А С11和А С12。这些层系孔渗性质差,高度非均质,地质构造复杂 (透镜状构造)。АС12为最低渗透层,实际上整个区块都属于深水透镜状沉积层,而 А С10和А С11层系在油田的大部分区块上并存在厚的大陆架油藏,储集性质好。油田于1989年投入开发。截至2005年1月1日,钻了331口注水井和838口采油井。А С11层系大陆架沉积层中的采油量占当前产油量的主要份额 (约70%)。

Юганскфракмастер公司于 1992 年在 3 口井中进行了最初的油层水力压裂作业[3]。1994年后,ИНТРАС公司不间断地实施了水力压裂作业; 而从 1996 年开始 , Юганскфракмастер公司也持续进行了油层水力压裂作业。1999—2003年,油层水力压裂的主要作业公司为Schlumberger公司。从2004年开始,为了提高竞争和改善水力压裂质量,从事水力压裂的服务公司 (Halliburton、Катконефть、Петроальянс) 的数量增多 。目前已进行了1300多次水力压裂作业。

1998—1999年,由于国内经济危机和国际油价低使得水力压裂数量减少 (图1)。从2000年1月到2004年12月,普里鄂毕油田共进行水力压裂945次,其中28次为重复压裂[4]。无论从采油量和采液量增长倍数看,还是从含水速度角度看,所进行的大部分水力压裂都是成功的。

图1 水力压裂次数逐年变化情况

初期进行的水力压裂特点是:挤入的проппант试剂量不大 (平均约 10 t), 裂缝半长不大 (不到35 m),这符合油井无因次产能系数 K=0.34。近来,作为实施水力压裂对象选择了不同产量的井,但认为中高产量油井 (超过 40 t/d)较好。

对 1992 —2003 年挤入油层中的проппант试剂量动态情况分析表明,服务公司对水力压裂作业工艺进行了完善,由此可以向油层中注入更大量的проппант试剂 。如果 2000 —2001 年проппант试剂挤入量超过50 t,那么从2003年起就会增加到100 t或更多 。有时 ,проппант试剂挤入量超过 200 t(裂缝半长达到180 m,K≈0.7)。大量的水力压裂作业主要在低渗透分层层系 А С12中进行,以提高方法的波及系数和强化采油。陆续向地层中挤入组分和性质不同的проппант试剂工艺得到了广泛应用。这种工艺的优点如下[4]:

◇ 在压应力最大的井周围用高强度проппант试剂支撑裂缝;

◇在流体流速最大的井底周围形成最大的传导能力;

◇ 防止проппант试剂被携带到井里 ;

◇用细粒砂封堵裂缝末端和天然裂缝,这样可以降低压裂液的流失并改善裂缝传导能力。

由于水力压裂工艺的完善以及应用各种方法防止проппант试剂流失使得产液量有了较大的提高 ,同时与1995年水力压裂相比作业效果持续时间更长。如果1995年措施后产液量增长倍数为4,经过13个月后措施效果实际上已不明显,那么2003年进行的作业中峰值时期产量增长倍数为7或更多。在注水井和采油井中同时采用水力压裂工艺作用油藏最为有效[5]。根据文献[6],注水井中实施水力压裂后产油量比采油井中实施水力压裂后高30%。由于在注水井中实施水力压裂,使得具有低效储量的远井死油带和低渗透夹层得到强化开采。实际上,油田所有注水井在开采期都采取了激励措施。转注后可以有效保持采油带的地层压力。

还有一个例子说明了应用各种防止проппант试剂流失的方法可以完善水力压裂工艺:那就是在实施水力压裂后延长免修期。1999—2004年,普里鄂毕油田电动离心泵免修期由140天延长到了220天。

为了确保获得最大的效果同时使负面影响降到最低,尤甘斯克油气股份公司特别关注两个关键的方面:第一就是模拟每次水力压裂对油田开发系统的影响 (为了进行完全相符的计算建立了详细的地质模型,应用地质统计方法,相对应地模拟储层的所有非均质性);第二就是对所进行的水力压裂进行详细的分析并研究储层的机械性质。为了确定岩应力张量主轴的方向以及普里鄂毕油田井中水突进的最可能方向,尤甘斯克油气股份公司联合Schlumberger公司,借助地下微电镜扫描仪开展了几项专题研究。根据所完成的研究确定了最大应力方向。所注入的指示液证实了这一结果:最大应力方向与最大渗流速度方向相符 (图2)。

图2 根据3口井获取的ΠЗ М С资料给出的普里鄂毕油田裂缝方向 (а),根据注入指示液资料给出的与储量动用的关系 (б)

从2000年1月到2004年12月,普里鄂毕油田在跨年度井中实施了412次水力压裂作业,其中右岸277口,左岸135口 (图3а)。对增采油量的分析证实在老井中实施水力压裂具有很好的效果。右岸的井作业前平均采液量为61.4 t/d,作业后为131.1 t/d,左岸的井作业前平均采液量为17.2 t/d,作业后为50.3 t/d。从图3а可以清楚地看到,AC11层右岸产能较大的区块实施的压裂作业次数最多,绝对效果最好。同时,无论从压裂数量还是压裂效果看,AC12层都非常落后。对油田不同部分各井采液量动态对比表明,右岸各井中效果持续时间高于左岸。这是因为油田右岸孔渗性质好并且压力保持系统也好。

计算表明,由于普里鄂毕油田在跨年度井中实施水力压裂增采油量为1130×104t。大部分增采油量都是在具有最好孔渗性质的右岸AC11层中射开的油井中获得的。同时必须指出,油田左岸部分各井采液量含水降低,这证明由于水力压裂使得先前未动用储量投入了开发。

从2000年1月到2004年12月,普里鄂毕油田在完钻井中实施了505次水力压裂作业 (图3б)。新井开采曲线缺失加大了其实施水力压裂效果的评估难度。利用根据裂缝实际参数计算得到的系数 K 与符合проппант试剂最佳配置的可能最大的 K值之比,来研究水力压裂工艺效果[7]。两个服务公司 (Schlumberger和 Halliburton)根据这一标准对所进行的作业效果进行对比表明,它们所取得的效果指标比较接近——分别为89.91%和90.94%。两个公司实施水力压裂的效果是令人满意的。

图3 间歇井 (а)、新井 (б)和重复压裂 (в)时油层水力压裂次数的分布情况

用类似的方法研究了新井水力压裂的工艺效果。根据井工作实际特征取得的 K与在预测基础上计算得出的 K(新井的集肤因子等于零),可以计算出新井水力压裂后采油量增长的倍数。根据204井次作业计算表明,2003年水力压裂增油量为590×104t。

同时,油田在井中进行了28次重复水力压裂(图3в)。总体来看,重复压裂效果要低于跨年度井或完钻井中水力压裂的效果。效果持续时间甚至非常低。重复压裂前和压裂后初期平均产油量分别为20.6 t/d和53.4 t/d。采出物含水特点总体没有变化。对措施效果进行详细计算表明,由于重复压裂增采油量为47.15×104t,或单井作业增油为1.568×104t。

结论

(1)水力压裂工艺是俄罗斯一些油田从上世纪50年代就开始采用的油田开发的有效方法,尤其对普里鄂毕油田开发更为有效。在普里鄂毕油田仅依靠实施水力压裂增产的原油占总采油量的50%。由于水力压裂工艺不断完善其措施效果也在增加。

(2)实施大量的密集水力压裂可以有效地开采像AC12层这样孔渗性特差的油层。同时,大量的增采油量取决于在油田右岸AC11层高产井中实施的水力压裂作业。

(3)总的来看,油层水力压裂对井含水速度影响不大,但是需要长期监控含水量和含水增长情况,必要时需要利用调剖工艺。

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10.3969/j.issn.1002641X.2010.4.004

2009-04-28)