巴肯页岩油藏压裂增产作业的最佳实例(2012年第12期).doc

巴肯页岩油藏压裂增产作业的最佳实例Barry T.Hlidek，Brad Rieb摘要：本文通过一项为期三年的对加拿大萨斯喀彻温巴肯页岩地层超过460口井的几千次增产作业的生产结果研究，总结了压裂增产作业的最佳实例。作业变量包括：支撑剂类型、砂比、压裂液配方、作业规模、井筒方位角以及分支裂缝密度。作业效果基于四个月累计产量的比较，包括：油、水和总液量。巴肯是深度约为1500米的低渗透产油和水的地层。研究区占地约390000公顷，位于威利斯顿盆地的北部地区。这一区域井的经济生产需要支撑剂压裂增产。研究中所有井都是水平井，通常是在中巴肯层裸眼完井。大多数完井包含多级封隔作业。遇到的一个重要挑战是在压裂设计时存在一个上覆水层，Lodgepole。压裂作业击穿Lodgepole水层被认为不是最优的，因为会产出额外的水。本文还将考察该区的设计和操作因素，包括作业量、泵速和流体化学性质。本研究中的井主要用两类水基压裂液完井。作业规模和作业速度是重要的考虑因素。限制裂缝增长的要求与理论上需要一个大的有效裂缝相冲突。然而，研究表明，支撑剂浓度和由此产生的裂缝导流能力影响生产。同时也考虑了分支长度、压裂级数和级间距的影响。本研究结果将作为最佳实例，可以用来在这重要的产油盆地改进完井技术以最大限度地提高油气产量而没有产出过多的水。1 引言虽然很久以前就开始了页岩油的开发，但加拿大巴肯页岩的开发在过去几年中通过应用裸眼水平井、多级压裂封隔工具以及优化的压裂设备和技术恢复了活力。巴肯已成为加拿大和美国最大的陆上油层。威利斯顿盆地北部的Viewfield巴肯区不同于盆地中心的巴肯页岩（位于美国北达科他州），因为它埋深较浅，温度较低且易于产水。研究区的中巴肯深度约1500米，压裂梯度为15.4 kPa/m。地层静温约为65。图1显示了威利斯顿盆地的位置以及盆地内的Viewfield区域。巴肯地层非正式地分成三个性质不同的层，俗称下巴肯黑页岩层、中巴肯砂岩层和上巴肯黑页岩层。有生产效能的中巴肯层是一种非常细的粒状、泥质、白云质砂岩和粉砂岩。平均总厚度为5-30m。上下巴肯页岩为片状、非钙质，且富含有机物，颜色从暗灰色至棕黑色至黑色。上巴肯页岩比较薄。巴肯层位于上泥盆系Three Forks层上方（Torquay/Big Valley）和下密西西比系Lodgepole层下方。基质渗透率范围为0.01-0.5mD；含水饱和度平均值为50%，孔隙度范围为5%-12%。20世纪50年代在北达科他州巴肯地层开始采油。直到20世纪50年代初在直井中开始支撑剂压裂增产，1990年之前胶凝原油是压裂液的首选。加拿大早期作业利用10-15吨的20/40或10/20砂，支撑剂浓度为1000kg/m3。作业泵速范围为1-3m3/min。出于水基系统的安全和经济方面的考虑，用原油做为基液被停止。20世纪90年代和图1 地理位置21世纪初主要的压裂液选择是淡水交联瓜胶或瓜胶衍生聚合物。典型压裂作业包括6吨20/40的砂，浓度为1000kg/m3。作业速度被限制为1m3/min或更低，以阻止从Lodgepole层产水。图2 巴肯生产单元地层柱状图巴肯第一口水平井由Meridian Oil Inc在1953年完成。水平井钻井在加拿大开始于本世纪初。大多数巴肯水平井钻于2005年后。一些早期的水平井完井是裸眼压裂，无任何封隔技术。作业规模大到120吨20/40的砂，速率为15-17m3/min。在作者看来，这些井都不能沿水平段有效地增产。一些明显的过量产水与裂缝高度增长有关。2 研究范围图3 直井测井曲线显示了Lodgepole、Bakken和Torquay层。优化标准：本研究的目的是井成功的增产，是指井获得最高产油量及最低含水量。所有产量都归一化到零点，产量的单位为“累积产液量，m3/h”，本文后面将之称为“产量”。图中将使用术语“累积产液量，m3/h”。生产周期为四个月，数据来源于公开的生产记录。生产周期小于四个月或处于保密状态下的井不包括在内。本研究的井都是单水平井；不包括多分支井。所有井的压裂增产都使用20/40砂。用于低浓度（30-50kg/m3）冲刷或多段压裂修复的砂不包含在支撑剂总数中。井范围限于42个城镇的特定区域，以减少地质不确定性。分析包括463口井，总计约3900次压裂作业。水平段长度范围为400-1350m。早期水平井作业不使用机械封隔的被排除。增产方案的经济分析不在本文讨论范围内。图4 所有井的产油量和产水量关系图图5 研究井的地理位置图4是一个生产曲线，显示水与油的关系（如上面定义）。成功的井位于图中的右下象限。本研究的主要目的是确定作业参数和完井参数对井产量的影响。作者提醒，其他变量的参与以及油藏组成没有考虑。其他作者也指出，由于在巴肯水平井中缺乏优质储层表征，因此难以获得特定油藏的井数据。图5是一个地理描述，显示了研究生产井的位置。3 处理流体化学性质本研究中大多数的作业使用两种压裂液。这两个系统都是交联聚合物压裂液。经验表明，交联系统需要支撑剂在水平段井筒中输送。第一个系统是一种低pH值的锆交联凝胶，另一个是高pH值的硼酸盐交联凝胶。研究中约68%的井使用锆基系统，其余使用硼酸盐系统。图6比较了两种压裂液配方的油水产量。数据表明，两种压裂液都取得了较好的生产结果。就统计学上而言，两个系统油和水的平均产量几乎一样。硼酸盐系统在平均产水量一致的情况下产油量比锆基系统图6 不同压裂液的累积产量对比约高8%。鉴于数据具有较大的标准偏差，作者不认为差异显著。考虑到环境的重要性，本研究中40%的作业利用产出水作为基液。在两个压裂液系统中使用产出水已被证明是成功的，但需要定制化学配方。此外，水来源和质量控制的特殊程序必须遵守。图7 砂比对产液量的影响4 砂比（支撑剂浓度）作业中的砂比似乎对井的总产水量有影响。图7比较了井筒中的砂比及其对油水产量的影响。5 处理速度作为一个独立的参数，如图8所示，处理速度对产液量的影响不大。图8 处理速度对产液量的影响6 前置液类型在研究组中189个作业使用线性（未交联）前置液。总体结果表明线性前置液使产油量增加且产水量减少（图9）。7 级数、水平段长度和级间距 水平段长度范围为400- 1350m，平均为1050m。 压裂作业间距范围为30-250m，平均为130m。 每个分支的压裂级数范围为4-20段，平均为8段。从历史角度观察的作业参数比较如表1所示。图10是产量和级间距关系的图形图9 交联前置液对产液量的影响图10 产液量和压裂级间距表示。值得注意的是，根据图10，增加压裂级间距仅导致产水量增加而产油量没有增加。从表1得到以下结论： 每口井的总产液增加而产油量相对稳定。 水平段长度和压裂级间距均减少。 每口井的级数和线性凝胶前置液的作业有所增加。表1 历史作业变量对比平均2007上半年2007下半年2008上半年2008下半年2009上半年2009下半年总液量，m3/h1.531.381.561.671.741.77油，m3/h0.810.800.920.790.870.91水，m3/h0.720.580.640.880.870.86压裂级间距，m1691561551339980N/S方位角，%88.049.065.074.054.069.0段数/井6.87.17.48.19.411.9砂量/段，t12.610.57.36.57.07.9砂比，kg/m3800718751787803750泵速，m3/min0.910.840.710.700.710.99线性前置液作业次数，%0733544651水平段长度，m1138110111271059934916图11 井眼方位角对产油量的影响（最大水平应力预计位于北偏东70度）。8 井筒方位该区微震勘测得出最小水平应力方向为北向西20，其结果是裂缝扩展方向为北向东70。本研究中大多数井钻在两个主要方向，即在南北向15或东西向5，如图11所示。井筒方位和产油量似乎没什么关系。虽然统计的平均产油量表明略微偏好南北向，但是标准偏差很大。9 完井技术本研究中97%的井使用裸眼封隔器和球套完井。13口井使用水泥衬管完井，利用喷砂射孔技术和连续油管下隔离封隔器。在数据这么少的情况下两种技术的产量区别很小。裸眼完井的优势是压裂作业后的生产可以辅以裸眼（未增产）流动。水泥衬管射孔完井的优势：井壁稳定性、起裂点位置是已知的以及减少了多裂缝重合的可能。最近的数值模拟表明，封隔器隔离裸眼完井裂缝开始在封隔器处而不是压裂端口处。10 结论和建议公开的数据被用来分析萨斯喀彻温省东南部Viewfield区463口井的作业参数。各种作业参数与生产记录进行比较，以确定该区的最佳完井实例。 压裂液化学性质似乎对井性能没有产生重大影响。直井使用未交联线性凝胶压裂液取得成功，以低速率作业来限制裂缝高度增长，防止击穿上覆Lodgepole水层。水平段部分需要交联压裂液以携带支撑剂。压裂液系统可以配制成适用采出水作为基液。压裂液的选择应考虑经济性和操作效率。 支撑剂浓度似乎对总产油量没有多大影响，但平均产水量随着浓度增加而增加。支撑剂浓度往往受支撑剂排列能力的限制。通常在井的趾端支撑剂浓度是受限制的。由于在投球/裸眼封隔器完井系统中有小直径球座，在不磨铣球座的情况下使用连续油管取出是不可能的。早期在趾端脱砂可能造成一个或多个压裂段的损失。 产液量和作业速度的直接关系没有确定，虽然低速率更好地限制了裂缝高度的增长。作为证据，两口未列入总体数据分析的井以单级裸眼完井，作业速度达15 m3/min。其产水率高达本研究中井的平