非常规油气开发技术进展ppt课件

Company name 相对套管直井，水平井生成 多条横向裂缝后储层接触面 积提高 100万倍，从而使极低渗透率（比常规储层低 1000倍 的）储层达到并超过经济开发所要求的渗透率。 采油、采气对渗透率要求有 10倍差异。 套管直井 裸眼直井 裸眼水平井 双翼裂缝 多条横向裂缝 水平井 水平井 储层接触面积， m 2 储层渗透率， mD 极低渗透率下不同井型获得的储层接触面积 Company name 两个问题： (1) 缝高不足和 /或水力不连续性； (2) 横向裂缝与井筒的连接点小，造成流体汇聚问题。 Company name (1) 缝高不足 地层沉积 近水平方向。 一个储层由数千个沉积序列构成 。 地层垂向渗透率（ kv）极 低，垂向 /水平渗透率（ kv/kh） 通常低于 0.01，普遍低于 0.001。 形成纵向遮挡，流体很难在层间 纵向流动。如果纵向渗透率高， 油气早泄漏到大气中了。 裂缝很难穿过层状序列扩 展。层状序列具有不同的机械特 性和胶结面，它们能抵抗裂缝延 伸。类似于层压木板比单层木板 更耐裂。 图 2 地层可能是多个薄层构成，多层结构阻止了纵向上的渗透和裂缝扩展 （从左到右分别是巴肯中段的层理，伍德福德层状漏头和尼尔布拉勒漏头的层理） 图 3 沿木板的纹理总是更容易将木板劈开 （这跟地层的压裂相似，它解释了多层储藏中为什么纵向扩展很难） （从左到右分别是巴肯中段的层理，伍德福德层状漏头和尼尔布拉勒漏头的层理） Company name (1) 缝高不足： 物理缝高 VS 有效缝高 缝高评价：示踪剂、裂缝取心 、岩石采矿、微地震、测斜仪、地 面压力推算。 现场监测的物理缝高通常较大 ，巴内特在 30-300m之间，巴肯在 90 -150m之间，表明纵向上能够被拉开 ，然而这些纵向裂缝的有效缝长却 很小，不能实现长期导流能力。 图 4 水平井、直井和斜井内的有效缝高通常不足以打开多层内的油气 Company name (1) 缝高不足： 物理缝高 VS 有效缝高 巴肯和三叉水平井： 高产的巴肯中段 与下部高产 的三叉层之间隔有巴 肯下段页岩层，曾经尝试通过压裂拉开该段，当时水平井钻在三叉层， 10 级压裂并生产 11月后，在巴肯中重钻一口水平井，评价两口井的沟通情况 ，结果表明，巴肯下段有效地阻挡了纵向扩展。 Kv/kh=0.00025，因此许 多开发商不得不钻两口井开发巴肯中和三叉。但当三叉层压力衰竭后，从 巴肯中段可以向下压开三叉层，但却无法验证裂缝能长期导流。在萨斯卡 切温省的浅层巴肯，大型压裂处理曾被监测到向上压窜了上覆 Lodgepole 水层，并导致大量产水。这些地区，开发商通常会采用小型处理来降低含 水。这些重复压裂反而能在提高产油量的同时降低含水率。 Company name (2) 聚流效应 横向裂缝与井筒接触面积极小，要实现与纵向裂缝同样的产量，横向 裂缝中流速必须快 6250倍，这就要求提高近井裂缝的缝宽、导流能力和长 期稳定性 。 裸眼井结合纵向裂缝能提供最优的接触（图 5a），套管固井结合限流射孔能提供中等接触（图 5b），水平 井筒与横向裂缝的接触却非常小（图 5c） Company name (3) 产液问题 凝析油产出需要更高的导流能力。凝析油环会降低裂缝面附近的渗透 率。 井筒液面以下的裂缝被水淹后可能不再产出油气。钻井时井身的起伏 也会形成一些水坑，压制部分裂缝的产能，可尝试钻出 上翘的水平井 ，并 尽量 减少井身起伏 。另外采用 润湿性反转 的支撑剂或注入化学剂来降低地 层的相圈闭也有一定的效果。 Company name (4) 工艺问题 常规桥塞射孔压裂或滑套投球压裂都要求后期过顶替，从而保证井筒 清洁，使桥塞坐封和投球顺利。因此许多横向裂缝完井中，近井铺砂浓度 较低，存在裂缝区坍塌的风险。另外，由于横向裂缝内油气速度极高，许 多井中支撑剂返排问题严重，有些井甚至达到了 50t，可能最终导致裂缝 坍塌。在巴肯北部的一些井中，早期生产通常会因压窜水层出现含水和 H2S增加问题，然而，其中许多井的含水和 H2S会快速下降，这也说明裂 缝支撑不足导致裂缝闭合。 Company name (5) 缝长与级数 模型预测在第一种情况下最终采收率更高，因为裂缝穿深更大，泄油 面积也更大。然而，开发商在现场发现，加砂量一定的情况下提高横向裂 缝数量（级数）却能大幅提高初期产量和最终采收率。 图 11 简化模型通常错误地认为裂缝内压力损失极小，两种条件下初始产量相同。 （ 另外，模型忽略裂缝导流能力会随时间降低） 假设相同条件 井身长度 总用液量 总加砂量 裂缝宽度 则 3条长裂缝和 12条短裂 缝的总表面积相同 倘若裂缝内压降极小，哪 种条件下初始产量更高？ 哪种储藏改造体积更大？ 哪种的总产量更高？ 模型是否正确？ Company name (5) 缝长与级数 在巴内特，曾在原水平井外 120m处加密钻井采出了 “母井 ”80%的储 量。显然，母井并未采出微地震成像显示的裂缝体积内的全部产量。如果 用更多短的、有效裂缝代替大量长的低效裂缝，可能大大提高可采储量。 横向裂缝较长但部分失效时，加密井会低效。但利用更多短裂缝，结 合加密井，则更容易成功 加密钻井成功性 较差，尤其裂缝 导流能力降低时 加密钻井显然 会取得 更好的 效果 Company name 利用高频率、间歇式交替泵入加 砂和不加砂的凝胶压裂液，在地层内 实现不均匀铺砂，并在充填层内形成 开放的高导流通道。为了防止支撑剂 脉冲（加砂段塞）冲散，在压裂液中 添加一种可降解的纤维，使加砂段塞 通过泵、管柱和进入地层时保持整体 。 通道压裂工艺示意图 Company name 设计：依靠一个地球力学模型，来预 测在特定泵送程序和储层特性下能形 成怎样的开放通道。 通道压裂工艺示意图 Company name l 在页岩油气的直井和水平井中都已成功应用。 l 产量数据表明提高产量 32% 68% 。 l 数字拟合和产量规格化表明效果比常规压裂高出 51% 左右 。 l 现场作业中单井压裂液用量和加砂量大幅降低，不会出现 砂堵现象。 Company name Company name 国外认为对于不同脆性地层，完井策略和压裂目标有所差异。 脆性页岩 （如巴内特）：形成复杂裂缝。为了提高裂缝复杂度，可以采用交替泵注的方 式来降低或反转地层应力各向异性，提高储藏接触面积。 中等柔性页岩 （如马塞勒斯和伊格福特）：在两翼裂缝基础上，尽可能利用天然裂缝 。关键是实现远井转向，克服应力各向异性并打开天然裂缝。 柔性页岩 （如蒙特利）：形成两翼裂缝，复杂缝几乎没有。压裂目标：提高裂缝密集度 （级数），提高储藏改造体积。 Company name 伍德福德 Marcellus Floyd 伊格福特 Haynsvil Bossier 巴内特 CV Lime Ohio 煤层 Company name 为了最大程度增加储层改造体积，需要使裂缝更加复杂，充分利用原 有天然裂缝，通过储层转向压裂技术可以实现。在地层形成两翼主裂缝的 基础上，通过砂比和排量的不断变化，桥堵已压开的主裂缝，使压裂液转 向，打开和扩展天然裂缝，最终形成枝状裂缝。 工艺上，国外是采取连续油管井下混合压裂来实现。 Company name 施工程序 (1)连续油管带井下工具下入至目标深度。 (2) 校深。 (3) 上提至喷射射孔部位。水力射孔。 (4)达到设计排量后，通过 油管泵送高砂比 砂浆 ，并通过 环空泵送纯液体 ，调节环 空 /连续油管排量，实现井下达到设计砂 比。 (5)压裂完成后，置入砂塞，隔离分段。 (6)砂塞试压。 (7)重复，完成全部压裂。 (8)清除全部砂塞。 (9) 取出连续油管。 连续油管井下混合压裂示意图 Company name 1、利用施工压力和实时微地震进行实时调节 ； 2、利用井下混合和段塞加砂实现层内转向，即泵送一段高砂比 段塞后，随后进行大排量纯液驱替。 排量和砂比频繁变化，能提高地层净压力，扩大原有天然 裂缝。 大排量纯液能将支撑剂冲到裂缝更深处。 通过不断大排量地将砂浆段塞驱替到储藏内，最终裂缝将被 桥堵，在桥堵处，大排量纯液体将会压开天然裂缝 实时控制 Company name 连续油管内的砂浆通过一 个 混合短节 与纯液体混合，混 合短节连在连续油管下部的井 下工具组件中。 井下工具 Company name (1) 不限级数压裂； (2) 所有层段压裂和返排一趟完成 ； (3) 一次只压一层，避免漏压层，降低水马力（常规一半）； (4) 可利用井下混合和微地震数据对每级进行优化； (5) 液体可采用清水、组合压裂液和交联液体系； (6) 实现储层转向，扩展分支裂缝，提高储藏改造体积； (7) 砂塞分层，无需过顶替，确保近井高导流能力； (8) 防止砂堵，出现时用连续油管冲洗快速解决（或上提）； (9) 用水量少（桥塞泵送、过顶替 , 500m3）； Company name 现场应用 马塞勒斯 3口井，伊格福特 1口井，井深 2200m， 5 套管 ， 2 3/8 连续油管施工， 30级压裂， 平均排量 6m3/min 。 两级 之间的时间 40分钟（桥塞 4小时） 转向 砂堵 砂塞 Company name 在注入一部分前置液和支撑剂段塞后，暂停（关井）一 段时间，使地层压力扩散，当压力降低到设计压力值时，恢 复并完成施工。 间 歇 压 裂 Company name 间 歇 压 裂 为了对比，一口 井部分压裂级采用了间歇压裂。如图是第 10级压裂的微地震监测图。 黄点是第一段压裂的微地震事件，绿点是关井 10小时后恢复压裂时产生的微地震事件。可 以发现，恢复施工后的 10分钟内，微地震事件提高了 18倍。说明 间歇压裂技术能够提高水 平段上裂缝的覆盖能力，提高改造体积 。 Company name 某井 10、 12、 13、 14、 17级进行了间歇压裂，得到的改 造体积高于其它未采用间歇压裂的级。 间 歇 压 裂 有效改造体积，千 ft 3 Company name 4、国外页岩油开发 巴肯和三叉 1、钻井导向确保井身保持在巴肯中段和三叉目标层内。 2、分级工艺中采用桥塞方式代替了滑套方式，并且提高了压裂级数。 3、采用高强度、热稳定性、抗返排的陶粒来提高导流能力，代替了石 英砂和涂料砂。 4、压裂采用更高砂比，包括脱砂技术，从而提高导流能力。 结果： 产能大大提高 Company name 4、国外页岩油开发 巴肯和三叉 Company name 4、国外页岩油开发 尼尔布拉勒 由多个交互的白垩岩和页岩组成，储层深度变化很大，从地面漏头至 7315m深之间，流体类型多样，有生物成因气、热成因气、原油（ 32- 62API）。之前直井开发，当前水平井开发（主要位于产油区）。 1、只有钻在尼尔布拉勒 B层内产量才最高（压裂显示全层沟通），且要穿 越多个断层。 2、当前压裂采用中砂比，过顶替，部分井初产很好，但递减过快。 3、重复压裂在直井很有效。水平井可能也需要。 4、提高裂缝长期导流能力会有利（高砂比、长效支撑剂、有意脱砂、间 歇压裂）。 Company name 4、国外页岩油开发 威 金 加拿大西部沉积盆地 ，白垩地层。有油层和气层。目前采用水平井 开采含油层。 1、压裂难点是导流能力不足和支撑剂返排。 2、一口水平井筒实现上下多个产层泄油。 Company name 4、国外页岩油开发 伊格福特 高导流能力裂缝完井能在生产期内获得更高的产量。 应用陶粒（红色）与未知支撑剂（蓝色）的井的累积产量对比 （左图显示陶粒 12个月产量高出 33%，右图是 1200m水平段规格化后的对比，陶粒高出 38% ） Company name 5、全通径单球多级压裂新技术 常规投球滑套技术是依靠逐级改变球 /球座尺寸，实现多级压裂，但在 压裂和生产期间存在限流问题。 2011葡萄牙召开的 SPE非常规气研讨会 上， Petrowell公司提出了一种全通径单球多级压裂系统，它采用同一尺 寸的球和消失的球座，球座内径接近油管，没有摩阻损失。投球时无需降 低排量，以高排量投球后，在下层进液停止前滑套已打开，之后全部流体 动能转向，快速压开地层。 Company name 5、全通径单球多级压裂新技术 大排量下球被投入并坐到球座上，打开滑套，填充支撑剂，流体动能 被保持并转向进入地层，巨大压力几乎瞬间压开岩石。 施工压力（ MPa） 井口排量（ m3/min） 井口砂比（ kg/ m3） 施 工 压 力 （ MPa ） 球到达球座 投球 时间 min 全通径滑套压裂曲线 Company name 5、全通径单球多级压裂新技术 球的材料： 大理石粉 木屑 细云母 压裂细砂 压裂粗砂 粗云母 陶粒 与水和粘稠岩浆混合 与黄油混合 用油灰粘结，以适用井下工具 Company name 5、全通径单球多级压裂新技术 技术特点： 1、每个滑套内径与油管内径一致，管柱摩阻小； 2、一次只压一层，不会出现多簇压裂的漏压层。 3、作业水马力降低，设备和井场要求降低； 4、无需磨铣； 5、地层砂堵时，处理方面，将井内砂直接泵到砂堵层下部层内。 6、配套的裸眼井用皮碗式封隔器排列更紧密，压裂压力更集中，不 受管柱蠕动影响。 Company name 5、全通径单球多级压裂新技术 技术特点： 1、每个滑套内径与油管内径一致，管柱摩阻小； 2、一次只压一层，不会出现多簇压裂的漏压层。 3、作业水马力降低，设备和井场要求降低； 4、无需磨铣； 5、地层砂堵时，处理方面，将井内砂直接泵到砂堵层下部层内。 6、配套的裸眼井用皮碗式封隔器排列更紧密，压裂压力更集中，不 受管柱蠕动影响。 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 水泥 阀门 压裂通道 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 1、连续油管带井下工具下至井底，其中机械接箍定位器校深； 2、上提井下工具至最下一级滑套位置； 3、封隔器坐封锚定； 4、封隔器上部压力增加，与下部产生压差； 5、压差达到预定值（ 20MPa），滑套阀门打开； 6、 CT留井，从环空泵注压裂液，通过压裂通道压开地层； 7、压完后，封隔器解封，上提，压上一层。 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 机械接箍定位器 Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 技术特点： 1、套管压裂，全通径，摩阻低； 2、连续油管留井，可实时监测井下压力； 3、砂堵时，连续油管能快速解决，可实现更高砂比； 4、压裂级数更高，更快，更高效； Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 技术特点： 1、套管压裂，全通径，摩阻低； 2、连续油管留井，可实时监测井下压力； 3、砂堵时，连续油管能快速解决，可实现更高砂比； 4、压裂级数更高，更快，更高效（ 9小时完成 19级压裂）； Company name 6、连续油管操作滑套的套管多级压裂 现场应用 10+ 裸眼井应用 120+ 套管井应用 实施了 2000+级处理（ 130+口井） （一天 48级） 4 和 5 井中都有应用 Company name 7、页岩气生产测井后认识 对美国多个盆地的 112口页岩水平井进行了生产测井和资料 解释。数据解释结果表明，水平段上产量差异很大。从全部盆 地考察，差不多 1/3的射孔簇没有产量， 2/3的产量来自于 1/3的 射孔簇。 盆地分级参数 页岩储层 水平段 长度 (m) 级数 每级长度 (m) 级间距 (m) 伍德福特 939.4 6.1 160.5 50.5 巴内特 736.3 5.6 144.7 66.0 菲耶特威尔 882.5 7.1 125.2 33.7 伊格福特 661.5 11.8 54.7 30.4 海恩斯威尔 1223.6 10.2 119.8 25.2 马塞勒斯 947.0 10.0 93.6 20.1 平均射孔数据 页岩储层 簇间距 (m) 每级簇数 伍德福特 39.5 4.2 巴内特 55.6 3.3 菲耶特威尔 36.5 4.3 伊格福特 21.9 2.8 海恩斯威尔 26.5 4.5 马塞勒斯 15.2 5.2 Company name 7、页岩气生产测井后认识 伍德福德测井显示，沿水平段上产量变化很大。 （红色：气，蓝色：水） 炮眼 Company name 7、页岩气生产测井后认识 每级射孔簇数与低产级数的关系 每级射孔簇数越多，不出力簇数越多 各区低产射孔级数（小于 20%平均产量） Marcellus和 Woodfood可能是因为平面非均质严重 低产级数 良好级数 高产级数 低产级数 良好级数 高产级数 多簇射孔压裂 =低效！ Company name 8、减阻水对岩石的影响 室内用纳米压痕技术对页岩样品在减阻水浸泡后机械性能变 化和嵌入测试。结果显示，杨氏模量降幅最大的是受热后和高 含碳酸盐的岩样。 伍德福德 Marcellus Floyd 伊格福特 Haynsvil Bossier 巴内特 CV Lime Ohio 煤层 Company name 8、减阻水对岩石的影响 杨氏模量降低后，支撑剂嵌入严重。 巴肯中 巴内特 Company name 伊格福特 位于德克萨斯中南部，晚 白垩 纪地层，产层厚度 35-90m。孔隙度 6%，渗透率 0.003-0.4md。埋深 1500- 4500m，从东南向西北埋深变浅，因此成 熟度逐渐降低，东南部 (深度 4200m)产 干 气 ，中部产 凝析气 (3000m)，西北端产 油 (2400m)。 1、多生烃窗口 Company name 地层非均质性严重，矿物组成差异大，主要是 钙质泥岩和白垩岩 ，钙 质 30-90%，还有石英、粘土等。根据沉积又分为上、下两层，下层为海 进段，为富含有机质的黑色页岩，交错分布着钙质页岩、斑脱岩、石灰 岩和粉砂岩；上层为海退段，含有裂缝发育的灰岩、钙质页岩和斑脱岩 ，长期以来上层采用少量酸化即可产油。 2、矿物组分差异大 4个县的伊格福特层岩性差异 Company name 伊格福特储层较软（布氏硬度 22），应力差异较大，更容易形成 两翼裂缝。杨氏模量（ 2E6）低，塑性较强，容易出现支撑剂嵌入。因 此，需要采用组合压裂液置入更高浓度和更大粒径的支撑剂，从而充 分提高导流能力。 3、储层脆性低 不同杨氏模量 VS闭合应力下嵌入模拟 嵌入粒径 闭合应力 ,psi Company name 现场压裂中，井下高温高压给压裂设计和施工带来困难，许多井温 度达到 160 ，地层压力达到 77-85MPa，导致施工中无法提高排量。 现场许多井出现第 1级（水平井端部）出现压不开的问题。 4、储层高温高压： Company name 施工工艺 (1) 12 m3 15%HCl。盐酸与 酸溶性水泥 和地层内的碳酸盐岩反应 后，降低施工压力。 (2) 注入 8m3线性胶段塞驱替，随后注入 20m3 浓度为 29kg/m3和 20m3 59kg/m3的低砂比线性胶段塞。通过注入段塞，扩大炮眼和降低 近井摩阻。压力会先升后降。 (3) 提高排量和线性胶粘度，到线性胶达到 28mpa.s时，开始泵注 硼交联胍胶。 (4) 先加 15t 30/50优质白砂，然后加 45t 20/40目棕砂，最后用 55t 20/40目优质白砂（或涂料砂）尾追。 全部采用水平井多级压裂，主要采用桥塞射孔压裂。早期为 14级压裂， 现在 20级。每级加砂 117t，用液 1760m3。 参数 最小 最大 平均 总 (垂 )深 (m) 1698 3832.5 2458.5 测深 (m) 2982.9 5196.6 4204.8 级数 9 26 17 总射孔段跨度 (m) 860.7 2381.7 1590.3 每级射孔段跨度 (m) 45.3 182.7 97.8 每级炮眼簇数 3 10 6 施工压力 (MPa) 37.7 69.7 52.3 施工排量 (m3/min) 6.80 15.95 13.08 水马力 6317 23258 15284 每簇排量 (m3/min) 1.44 3.77 2.22 每簇水马力 1532 4692 2568 单井用液 (m3) 6272 39584 16720 单井加砂 (t) 841.3 3672.2 2207.8 每级用液 (m3) 406.4 3044.8 1008 每级加砂 (t) 62.5 213.0 130.6 每簇用液 (m3) 92.8 761.6 177.6 每簇加砂 (t) 11.3 43.7 22.5 Company name Company name 1、分段原则： 寻找有利部位，并将相似应力岩石设计为一段。 压裂设计 低脆性层段（绿色）通常表现施工压力较高，难于压开 Company name 2、射孔原则： 寻找高脆性（红色）部位，在 “相似 ”岩石射孔 射孔簇长度不大于井筒直径 2-4倍（ 0.3-0.6m） 射孔簇数结合砂量、缝长，通常要求铺砂 5kg/m2 均匀布孔 在 “相似 ”岩石上射孔 压裂设计 Company name 水平段脆性： 通常靠裸眼测井获得，缺乏该数据时，哈里伯顿公司常利用 CHI模拟软件推算获得。直井导眼（或邻井水平段）石油物性数据与水平井 的垂深、钻速、 Gr测井和泥浆