水平井重复压裂技术在美国巴肯油田的成功应用

颜磊 刘立宏 李永明 张冲

(1.中石化西南油气分公司工程技术研究院;2.中石化东北油气分公司工程技术研究院)

水平井重复压裂技术在美国巴肯油田的成功应用

颜磊1刘立宏2李永明1张冲2

(1.中石化西南油气分公司工程技术研究院;2.中石化东北油气分公司工程技术研究院)

巴肯油田位于蒙大拿州东部里奇兰县,是典型的低孔低渗油田。为提高油田的储量动用,自2000年成功完成第一口水平井以来,至2004年该油田相继部署了17口水平井,均采用水平段射孔完井,以促进水平段纵向上的裂缝延伸。但通过放射性示踪测井发现,初次压裂后水平段中有相当多的产层未有支撑剂铺置,导致压后产量不高且稳产时间短。因此对储层中大段无支撑剂进入的井进行重复压裂,压后最高产量远高于最初的完井改造测试产量。此次成功,使得油田将所有水平井列入了重复压裂计划。迄今为止,除一口井施工无效外,其余全部施工成功。重复压裂方案合计已为该区增加了130×104bbl的可采储量。而示踪测井有效范围的扩大也从压前和压后的生产曲线上得到充分反应。通过探讨巴肯油田水平井重复压裂的泵注方案及施工效果,结合川西低渗气藏具体情况,展望了该技术在川西气田的应用前景。

水平井 示踪测井 重复压裂施工效果 应用前景

1 引言

春天湖/榆树古力区块位于巴肯油田中部,蒙大拿州里奇兰县境内,面积约500 mile2(1 mile2=2.59 km2)[1]。其孔隙变化较大,东北方向逐渐递减,西南方向则呈尖灭式递减。20世纪80年代后期,在里奇兰县东部的上巴肯页岩层内,水平井开发就取得了一定的成效。

巴肯油藏处于威利斯顿盆地下。它包含以下三个独立的产层,几乎均覆盖整个工区:密西西比系——巴肯油藏上部页岩层 (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——巴肯油藏底部页岩层 (高水位期)。

图1是巴肯油藏储层段测井曲线类型[1]。在该区域,中巴肯储层厚度基本在6～15 ft(1 ft=30.48 cm),深度约在10 000 ft。破裂压力梯度在0.69～0.77 psi/ft(1 psi/ft=22.621 kPa/m)之间。储层流体性质是:油 API重度 42°,气 API重度为0.95°,初始油气比为 500 scf/bbl(1 scf/bbl=0.206 7 m3/t)。储层初始孔隙压力梯度为0.5 psi/ft,显示出弱高压状态,井底静态温度为240℉ (1℃=33.800 0℉)。渗透率为0.05～0.5 mD(1 mD=1.02×10-3μm2),孔隙度为8%～12%。

图1 巴肯油藏主力产层的测井曲线显示

春天湖/榆树古力区块总体的成藏效果被前人戏称为沉睡巨人。在该区中,中巴肯油藏的云岩主要运用长水平段的水平井进行开发,使得超低渗油藏的开发能够尽量达到最大经济生产效率。但天然裂缝所形成的运移通道无法满足生产的需要。

目前有超过十支作业队伍在此区块进行作业。一些作业者运用各自配置部署完成了一些多分支井,以优化控制井距单位内的井壁接触。相反地,在该区进行过深入研究的作业者 (最先进入的作业队伍)已经关注部署连续的单水平段定向井,其中一些水平段长度超过9 000 ft,以实现对储层有效改造的最大化。

作业者最初在640 acre(1 acre=4 046.9 m2)的区块内钻了17口水平井,均使用单水平段方式来对该区进行开发。为了促进垂直裂缝的延伸,水平段是平行于最大主应力方向钻进的。这些水平井基本都有3 000 ft的水平段,且进行射孔完井。基于对限流射孔将帮助施工过程中裂缝转向的认识,大多数初始压裂施工均采用传统的单级泵注程序方式。初始压裂施工平均规模都在300 000 lb(1 lb=0.453 59 kg)的20/40目树脂包裹的支撑剂,其中三次超过了600 000 lb。

在完井过程中,多采用大间距限流射孔方式以改善水平段端部的压裂效果。推测认为,水力压裂过程中由于水平段根部的摩阻损耗小,井筒压力达到最大,所以会优先对水平段根部进行改造。大多数首次施工井采用同位素标记的支撑剂,运用光谱伽马射线仪进行测井以展示支撑剂在泵注过程的前、中、后三个阶段的铺置效果。测井结果表明,与预想的相反,水平段的端部和中部的铺砂效果好于根部,并且在许多施工过程中表现为铺砂效果由端部到根部逐渐改善。总之,示踪剂测井显示支撑剂在初次施工井中的分布是不规则的,并且在有些井中,重要的产层根本没有支撑剂铺置[2]。

目前新井常用的几种方法包括:①裸眼完井;②压裂过程中扩大线性加砂的规模;③应用孔眼封堵球和段塞促使裂缝转向;④加大施工规模。

2 选井方法

尽管示踪测井提供了含有未改造产层的井特征,但曲线的定性评价大于定量评价。最初的重复压裂候选井均来自那些最早进行射孔完井而且水平段经示踪测井显示无支撑剂进入的井。这些井根据示踪测井显示的问题大小进行排列。初次压裂的时间不作为考虑的因素,因而初次压裂和重复压裂时间差别跨度很大。有些老井在2年内就进行重复压裂,而有些井则在三年半以后才进行重复压裂。重复压裂前的累计产量也不是最主要的考虑因素。比如早期的几口井重复压裂后的累积产量为40 000～70 000 bbl,而稍后重复压裂井的累积产量已经超过了15 000 bbl。

随着对测井特征认识的不断深入,重复压裂的效益也不断体现出来。最终,所有采用射孔完井的井均被列入了重复压裂计划中。

3 重复压裂施工过程

为了增大井身与储层的接触面,提升重复压裂效果,已选水平段在已完成的限流射孔基础上,进行了喷砂射孔。与早期的大间隔射孔相比,该水平段的射孔密度在喷砂射孔后增加了1～2个孔集。射孔间隔由先前的700 ft降低到300 ft甚至更低[1]。射孔过程中,用3个喷嘴以120°相位进行喷射。在每一个孔集处,2 000gal(1gal=0.003 875 m3)的压裂液携带1 lb/gal(1 lb/gal=119.826 kg/m)20～40目的支撑剂,在泵注过程中,以3 000 psi(1 psi=0.006 89 MPa)的压降经过喷嘴。在喷砂射孔后,井筒进行了循环洗井,并提出了施工油管。

最新的重复压裂设计将前置液和携砂液以多个泵注阶段按顺序逐步注入。前5口井施工过程中,采用的都是三级泵注阶段的注入方式,而其余井采用的是四级泵注阶段的方式。由于施工十分顺利,因此很少考虑砂堵问题。而前置液用量不需要为克服近井滤失而大量增加,延续初次压裂时的施工排量48～55 bbl/min即可满足要求。所有的重复压裂支撑剂规模设计约为60 000 lb、20～40目陶粒。表1是详细的四泵注阶段程序表[1]。压裂液采用的是一种30 000 lb/gal交联的羧甲基-羟丙基瓜尔胶体系 (CMHPG),添加具有很强承载属性的氯基破乳剂。

按照新的施工设计,每个支撑剂的尾追注入阶段 (最后一个泵注阶段尾追除外)均采用10 lb/gal的高砂浓度,以促使施工作业面沿水平段转向进入新的储层段造新缝。并且,孔眼封堵球在前2个泵注阶段的后期投入,改善裂缝的转向效果。

在压裂施工结束后,以0.6 bbl/min的实际速度返排。在返排结束进行洗井作业后,示踪测井仪被下入油管。而后生产装备、抽油杆、抽油泵陆续开始在井下工作,进行投产。

4 施工效果

最初的重复压裂方案是17口井,其中,16口顺利完成了重复压裂施工,而1口井在施工过程中遇到了机械问题。在16口已施工井中,有1口井在加砂至1/3规模时发生了砂堵。这口井在重复压裂前已经产出超过23×104bbl油,是17口井中产能最好的。而那口遇到机械问题的井在重复压裂后没有产量。

尽管在大多数施工过程中没有出现问题,但是压前产能对重复压裂的影响也相当明显。从表2可以看出,重复压裂后的平均瞬时停泵压力仅2 342 psi,比初次压裂的平均瞬时停泵压力降低了669 psi[1](如果考虑压力梯度,初次压裂时为0.74 psi/ft,而重复压裂时为0.66 psi/ft)。和预测的一样,初次压裂的压降更明显。重复压裂的平均施工压力也明显降低。有趣的是,即使两次施工规模相当,重复压裂的净压力比初次压裂仍然增长了50%。

绘制重复压裂破裂压力梯度与压前累积产量的关系图,发现有一个很强的趋势:压前累产越多,破裂压力梯度越低。运用单轴应变方程推算 [方程(1)][3],可看出和预期的一样,累产越多,孔隙压力越低,破裂压力梯度也越低。

表1 重复压裂泵注程序表 (L TS 36-2-H井)

表2 初次压裂与重复压裂施工参数对比

式中 Pp——储层压力,m/L2,psi;

v——泊松比,无因次量;

σz——上覆岩层压力,m/L2,psi;

σmin——最小闭合应力,m/L2,psi。

当将首次施工时的原始破裂压力梯度加入一起绘图时,也发现了相同的趋势,即破裂压力越高,初次压裂压后累积产量越多 (图2)[1]。对于重复压裂前的低破压梯度与压前累产量的相关性,很有可能是因为储层以纵向裂缝为主。在水平段造缝位置,纵向缝促使了储层压力降低。并且,当重复压裂施工开始进行时,裂缝转向,残余诱导应力[4]、净压力的增长,迫使施工作用转入未作用储层。而在重复压裂施工前,压力则不会发生聚集。

图2 初次压裂和重复压裂的破裂压力梯度对比

图3是L TS 36-2-H井初次压裂时的施工曲线图[1]。这口井于2001年12月进行了初次压裂施工,共加入601 000 lb、20～40目陶粒。初始瞬时停泵压力在起破后为3 352 psi,在23 min后下降了322 psi。施工排量在50 bbl/min时,净压力有472 psi的增加。施工尾声的压力递减和储层被压开后的压力递减情况相似。

L TS 36-2-H重复压裂施工于2004年4月进行。重复压裂前,该井已累积生产原油84 700 bbl,保持着54 bbl/d的产量。重复压裂的规模设计为641 000 lb、20～40目陶粒。图4是此次施工曲线图[1]。从图中可以看出,初次瞬时停泵压力在起破后为2 210 psi,10 min后下降了1 167 psi。施工排量仍然为50 bbl/d,净压力上升了1 705 psi。最终的瞬时停泵压力比初次压裂时高90 psi。

图3 初次单泵注阶段压裂施工曲线

图4 重复多泵注阶段压裂施工曲线

从重复压裂施工曲线图中可以看出,当第一泵注阶段中以4 lb/L的砂浓度进行加砂时,随着静液柱压力的增加,井口压力并没有减少。反应了井底施工压力有所增加,这可能和早期新缝发生转向进入相对低渗的储层有关。在该阶段的支撑剂顶替过程中,尽管静液柱压力降低,施工压力却急剧上升了500 psi,同样反应早期新缝转向进入储层高应力区。这样的施工异常现象在第二、第三泵注阶段也有所表现。

图5是L TS 36-2-H井的示踪测井曲线对比图[1]。初次压裂时的示踪测井曲线成果位于下部,重复压裂后的位于上部。施工中加入了三种同位素进行监测:第一阶段加入 Sb-124(蓝色,顶部),第二和第三阶段加入了 Ir-192(红色,中部),第四阶段加入了 Sc-46(黄色,底部)。从对比图中可以看出,重复压裂使得更多的储层被压开,增加了裂缝的覆盖范围和缝长,并从示踪同位素的分布发现各次注入的支撑剂均延水平段分布。

重复压裂后的示踪测井结果显示,转向技术很可能引导支撑剂优先进入初次施工后的经示踪测井解释的无支撑剂缝隙,而不是先前所认为的最佳铺砂位置。很显然,深入研究测井技术对施工工艺的有效改进具有很大帮助。

图5 初次压裂 (下部)和重复压裂 (上部)示踪测井结果对比

5 重复压裂效果

这些井在初次压裂后30天平均产量为200 bbl/d,而重复压裂后30天的平均产量为155 bbl/d。尽管如此,重复压裂使得数以万计的原油储量得到动用。类似地,这些井的平均气油比从915 ft3/bbl降到了520 ft3/bbl。气油比和生产压差在重复压裂后的下降显示之前未被开发的基质已经得到了改造,并且新的储量得到了持续动用。从L TS 36-2-H井生产曲线 (图6)可以看出重复压裂后气油比的降低与产能的关系[1]。前期估算的该井的单井可采储量为301 300 bbl;而在重复压裂后,单井可采储量增加了68 400 bbl。对15口射孔完井的重复压裂改造井进行统计发现,重复压裂使单井可采储量平均增加了32%,约为89 000 bbl。表3展示了15口井重复压裂前后产量和储量的变化情况[1]。而这些增量的成本仅为 US＄4.45/bbl,其中包括了材料准备、施工、清洗和恢复投产等所有费用。

表3 重复压裂前后产量对比表

图6 L TS 36-2-H井生产曲线图反应重复压裂后产量的增加和气油比的降低

6 重复压裂应用小结

从此次重复压裂的效果可以看出重复压裂对于水平井的改造具有重要意义。研究表明,重复压裂使得初次压裂中遗漏的纵向产层得到有效改造。此次成功不仅仅源于水平段的喷砂射孔技术,更多的是裂缝转向技术的应用。示踪测井显示早期和晚期注入地层的支撑剂分别位于水平段中的不同位置,充分说明了裂缝转向的重要性。尽管最初的方案仅是造垂直缝,但从示踪测井结果和邻井施工的情况可以看出仍然生成了许多有效横向缝。重复压裂应用成功使得预估可采储量增加了30%,说明井周围的裂缝网络通过后续压裂能够充分扩大。

和预测的一样,重复压裂中破裂压力和施工压力均低于初次压裂。尽管储层破裂后的液体滤失明显高于初次压裂,但并不影响压裂施工。施工中更高的净压力也说明了与新储层的有效接触。

7 川西应用前景

川西中浅层致密碎屑岩气田具有复杂的地质条件,单井自然产能低,难动用储量高,开采效益极为低下,虽然水平井技术起到了一定的改善作用,但仍有超过10%的水平井未达到预期效果。如MP1H井,其储层渗透率为0.04～0.63 mD,孔隙度为6%～12%,是典型的低孔低渗储层。完井投产后,产量仅为0.419×104m3/d。2008年,为改善其生产效果,中石化西南油气分公司决定对MP1H水平段进行压裂。采用的压裂技术与巴肯油田初次压裂时所采用技术一样,均为笼统压裂。压后初期产量仅为4.839 5×104m3/d,远远低于相邻直井10.3×104m3/d的平均产量。并且从压后采气曲线可以看出,压后稳产时间短,产量递减相当快。分析其原因,认为笼统压裂加砂规模受限,没能有效利用水平井的长水平段中的含气层,增大裂缝的有效泄流面积,是MP1H井低产的主要原因。这和L TS 36-2-H井初次压裂后的情况极其相似,具备采用巴肯油田的水平井重复压裂技术对MP1H进行重复压裂的条件。

8 结论

此次对巴肯油田16口井的重复压裂是成功的。从施工结果中得出以下结论:

◇射孔完井的水平井可以进行重复压裂施工;

◇在巴肯油田,由于生产优先,并没有对施工中的滤失和复杂性进行充分研究;

◇初次压裂中未被改造的水平段储层可应用增加射孔和裂缝转向技术得到充分改造;

◇喷砂射孔和裂缝转向技术的应用使得裂缝网络有效扩大,以进入新的储层;

◇川西低渗气藏和巴肯油田储层条件类似,且部分水平井低产原因相同,具备该技术的应用条件。

[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.

[2]Wiley C,et al.Improved horizontal well stimulations in the Bakken formation,Williston Basin,Montana:SPE 90697[R].Houston,Texas,2004.

[3]丁云宏.难动用储量开发酸化压裂技术[M].北京:石油工业出版社,2005.

[4]Schubarth S K,et al.Understanding proppant stress:SPE 37489[R].Oklahoma City,Oklahoma,1997.

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

2010-05-05)