西西伯利亚油田水平井压裂作业——保持长期生产达到最大值

编译:郭丽 (中原石油勘探局工程建设总公司)

审校:付明希 (中原石油勘探局勘探开发科学研究院)

西西伯利亚油田水平井压裂作业
——保持长期生产达到最大值

编译:郭丽 (中原石油勘探局工程建设总公司)

审校:付明希 (中原石油勘探局勘探开发科学研究院)

对西西伯利亚油田2005—2006年所做压裂水平井进行了综合分析。讨论了成功选择压裂水平井候选井的一系列标准,给出了压后产量预测的统计关系曲线,对影响长期生产动态的重要因素作了说明。依据现场最佳效果和本研究结果,开发出一项新的优化设计压裂作业法。利用多相流油藏模拟器和拟三维压裂模拟器对结果进行了模拟研究:①未进行压裂的水平井产量 (“基础”情况);②处理井动态 (“真正”情况);③以新开发的优化设计法为基础的处理井动态(“理想”情况)。利用“真正”情况的拟合扇形模型确立出压裂后影响产量保持长期生产的一些重要因素,如泄油区域油藏压力下降,探讨了重复压裂问题。通过这些油井动态对比可以评估压后产量增加以及新设计方法实施后潜在增油情况。

水平井 压裂 模拟 压后动态 西西伯利亚油田

1 引言

2005—2006年,在俄罗斯西西伯利亚地区Sugmutskoe油田对16口水平井进行了增产处理。所有处理井完井都使用割缝衬管,该类型完井不适合于压裂,因为它限制了压裂技术选项的实施。最终采用了常规的高速压裂技术,提高了累积采收率。

大部分井压裂后产液和产油量很高,但其长期动态并非很好。一些井最初产液量相对较高,但下降也很快。一些井由于各类原因不是按预期作业进行,所以压裂后产液量低,之后开始下降,降到预压裂值以下或比其更低。而另外一些井则保持相对高的产液量,下降速度也慢。为获得更好的产量,对其原因进行了调查研究。重点是改善作业设计,保持足够压力,本文的关键是优化作业设计,从先前作业中吸取经验教训。

Sugmutskoe油田位于俄罗斯西西伯利亚,在 Tyumen地区的 Yamolo-Nenetsky。该油田发现于1987年,于1995年投产。Sugmutskoe油田主要含油层在BS9-2,该地层的沉积与浅海环境有关,所以该油田的横向非均质性严重。与浅海沉积环境有关的许多相导致单一层内性质变化很大。该油田有45口水平井,全部是割缝衬管完井。表1对BS9-2地层参数进行了概括。

表1 BS9-2地层主要参数

2 生产数据分析

2.1 生产动态概述

压裂作业后产液量增加2.5～3倍,而产液量的增加并不意味着油井产油增加。一般产油量增加约2倍,而对一些正在研究的油井来说,产油量有的高达3.5～4倍,有的低于该值。对比产油量较高的井,有些产量较低的井则大部分是含水量增加。S06井,压裂作业后含水量从 12%增加到47%。该井处理前后产油量基本没变,而产液量增加了2倍。该油田地层产能指数提高3左右。图1对压裂前后的产能指数进行了比较。

2.2 产能指数的不确定性

需要考虑的另一因素是压裂处理前后油井产量变化和与产量计算有关的不确定性。产能指数建立了产液量、油藏压力和井筒流动压力之间的关系。计算采油指数最准确的参数是产液量,因为它可以直接测量出来。井筒流动压力不是特别可靠。对于本文情况,产能指数有些可以根据井下泵的信息数据重新计算出来,而有些可以通过测量动态液面加以计算。产能指数计算涉及的第三个参数是油藏压力,它的不确定性最大。无法测量泄油区域的油藏压力,只能推算。利用生产测井工具进行的研究表明,油井水平段压力变化十分明显。预计远离井眼的压力变化也是如此,压力分布无法预测。

图1 产能指数对比

假设水平井的泄油区已经枯竭,而且任何类型的直接测量都证明了该事实。如果压裂处理后产生了长的横向裂缝,那么这类井会产生什么样的结果?如果最小与最大水平应力差不大 (这种现象在西西伯利亚很典型),那么产生的裂缝会向压力高的区域延伸。如果裂缝会到达高压力区域,那么基于压裂处理前油藏压力的评估,实际压降会高于计算产能指数所假设的值,这样可能对产能指数估计过高。图2示出了这种情况。对于井S13,压裂处理后一个月的产能指数值大约为7 m3/(bar·d) (1 bar=0.1 MPa),产能指数的增长系数大约也是7。这似乎很典型,但如果裂缝到达了具有高油藏压力的区域,并使用该区域压力来计算产能指数,那么结果会更符合实际。

图2 井S13的生产动态

图2中生产动态对于大部分的处理井来说都比较典型。在压裂处理前,井的产量和产能指数都相对恒定。产量变化的原因主要是因为水驱系统的改善或井下设备或酸液浸泡产生的变化。压裂后,产量和产能指数值迅速增加,然后在3～8个月内产量迅速递减;之后,产液和产油量随时间稍稍递减,产能指数值较稳定。

图3说明了另一典型生产动态。作业很成功,压裂后头3个月产量很高,随后产量迅速递减。12个月后,油、液产量几乎下降到起始值。从图中可观察到产量稍有增加,这是水驱的结果,但这一组压裂后产量普遍增加,然后迅速下降到预压裂值或更低。这一组有2口井,S05和S02,占总处理井的12.5%。从动态来看,这些井是最差的井。

图3 井S05的生产动态

其他因素对这组井也有影响。对于井S02来说,在压裂处理后投入生产前就进行了3个月的修井。修井后,其渗透率严重降低,还有更多的流体漏失到地层中。影响动态的另一个因素是油藏压力。对于井S02来说,预计油藏压力是243 bar,但根据小型压裂数据,它是170 bar;对于井S05,评估油藏压力是180 bar。显而易见,2口井都处于衰竭区域。

最后一组井表现出另一种动态:处理前相当恒定,处理后产量和产能指数迅速增加,然后产量和产能指数稍稍递减,最后产量和产能指数恒定一段时间,但比压裂前的值高很多 (图4)。

这一组有2口井,S14和S01,占总处理井的12.5%。从所保持的长期持续产量来看,这些井是最佳井。

2.3 产量递减的对比

对压裂后三组井的三个产量递减剖面进行了一年期的计算。根据2007年1月前开始作业井一年多的真实数据以及其他井的外推递减率,计算了这些井组曲线的平均值。最佳实例和最常见实例的趋势曲线是对数曲线,最差实例是指数曲线,还进行了6个月的时间外延 (图5)。

图4 井S01的生产动态

图5 产量递减分析

处理后,最佳实例的情况是从原始值开始每年平均递减率为20%;最常见实例情况大约为45%;最差实例大约为60%。

3 油井动态控制

3.1 液体、颗粒和支撑剂在井眼中的滞留量

Kuchuk等人认为,由于液体在井眼中的滞留,水平井的产量损失大约为总潜能的30%～50%。值得注意的是,井眼的部分堵塞不仅是液体或气体造成的,还与返排的支撑剂和地层颗粒有关。当进行压裂处理后计划对油井进行清洗时,就要考虑“滞留效应”,甚至在钻井设计阶段就应该考虑,这样可以最大程度地降低支撑剂返排。

3.2 井眼方位影响

一般假设产生横向裂缝的最佳井眼方位是朝向最小水平应力方向。对于西西伯利亚,占优势的最大应力方向似乎是北—南方向,因此,产生横向裂缝的最有利井眼方位应为90°～270°。在这种情况下,裂缝似乎容易朝向最大水平应力、垂直于井眼的方向延伸。这样,近井眼区域的摩擦压力损失较小。对此进行了研究,发现近井眼区域的摩擦压力损失和井眼方位之间没有关联,可能是因为最小和最大水平应力与油藏衰竭之间的差异小。

另一因素是井眼方位对产量增加系数的影响。

趋势曲线表明方位角为90°和270°的井产量增加系数较高,但是处理井数还不足以证明这一点。由于有些井正在进行增产,所以实际产量要高一些。假定该油藏中天然裂缝网络发育不是很好,那么井眼方位对成功进行增产处理就不是很关键。最后研究的是井眼方位和年产量递减之间的关系。方位角为0°～50°和170°～240°的井在生产的头一年产量递减更多。还观察到最佳实例井的方位值不同,该油田压裂处理后对于大部分不同方位的井都可能达到长期持续的产量。

3.3 油藏压力

该地层的原始油藏压力是280 bar,目前油藏压力在160～245 bar之间变化。像先前讨论的那样,当评估油藏压力以计算水平井的产量和产能指数时存在不确定性,但压裂时却可以从目前的油藏压力获得相当准确的评估值。压力数据分析表明,压裂时的油藏压力和产量增加系数之间没有太大关联。据预测,具有较好的长期动态的井,其压力保持系统比动态较差、产量递减快的井更好。

这些井之间距离差别不是很大,但它们的动态却完全不同。可能的一种原因是3口注入井所在位置距离井S01不到2 km,只有一口井用于保持井S02的压力。另一个原因可能是压裂处理前油藏压力不同。S01井是228 bar,S02井是170 bar。应注意的是,假定该区域裂缝主导方向为北—南走向,那么就水驱来说,S01井的裂缝走向有利,而S02井的走向不利。显而易见,在该油田保持压力是获得长期压后产量动态的关键因素。用等量的水替换地层产出液很重要。

4 压裂作业最优化

就该油田和地层而言,压裂候选井最重要的内容是:

(1)对在枯竭地带要钻的井做认真分析。产能指数不取决于油藏压力,但产量自身却取决于油藏压力。应该考虑压力保持体系不好情况下产量会迅速下降的情况。

(2)寻找注水前缘突进到目标井泄油区的证据。在生产过程中,如果井内含水量迅速增加,就要认真分析水源,不应该对油井进行作业处理。

(3)在目标层上下方出现水层的时候,应该研究水的运移性。就该油田水平井压裂作业而言,含水层内水的流度还不太高,所以,一般来说压裂作业后含水量没有明显增加。

4.1 最优化方法

压裂参数的最优化选择一般需要几个步骤:先做一个总体估测,然后根据具体标准和参数条件进行若干次迭代,核算出技术/经济可取的参数,最终获取参数设定条件下的最优解。压裂作业最优化的一项重要内容是确定并比较不同增产作业情况下的产量,利用分析模型或多相流油藏模拟器计算压裂后的预期产量。

为了预测水平井压裂后产量并对压裂参数进行优化,过去的几十年里,研发出若干个分析模型。Mukherjee和Economides给出了具有横向裂缝的水平井与压裂直井动态比较的分析模型。在该项研究中,假设直井与水平井的入流是从油藏到裂缝,再从裂缝到油井。油井的其余部分,不管射孔与否,假定对液体的流动没有影响。由于横向裂缝与水平井之间接触面积小,所以出现了额外的压力降,把这一压力降与裂缝的压力降加起来,称之为阻流表皮因子。

与Diyashev和Economides所给出的一样,由于存在阻流表皮因子,带有横向裂缝的水平井产能指数总是比直井压裂的产能指数低。研究人员提出的“统一的裂缝设计”概念适用于裂缝尺寸优化选择,但这是针对一定支撑剂注入数量而言的。

西西伯利亚大部分水平井是割缝衬管完井,很多水平段对液体流动起一定的促进作用。根据产能指数预测的产液量跟压裂后的实际产液量比较,看出相关系数很高,实际产液量比预测值高3倍。还能看出,压裂后处理过的水平井的产能指数值 (不考虑阻流表皮因子的水平井产能指数)高于具有横向裂缝的水平井产能指数,甚至比使用相同量支撑剂直井的产能指数高 (图6)。造成这一结果的可能原因有两个:①油藏到水平段之间经过割缝衬管有显著的液流;②在作业期间,主裂缝产生了一些小裂缝,导致井壁堵塞减小,因而增加了产量。

最优化的另一组办法根据不同的模拟技术和模拟软件进行。Soliman等人给出了建立在油藏基础上的裂缝最优化方法并进行了详细的描述。为了提高作业设计,使用了两种类型的软件:第一种是商业上应用的拟三维裂缝模拟器;第二种是室内三维多相流油藏模拟器,能清楚地显示模型内裂缝。水平井割缝完井的优化设计步骤如下:

◇输入采集数据并分析;

◇讨论作业设计要达到的目的及制约条件;

◇在裂缝模拟器和油藏模拟器内制定模型;

◇把模型跟油井生产数据进行匹配,按岩石机械和物理性质要求的数值和计算出的就地应力值调整裂缝模型;

◇利用裂缝模拟器模拟基本情况,用油藏模拟器模拟压裂后的产量预测;

◇调整压裂参数,通过迭代过程达到预期值,为用户确定压裂作业价值 (计算项目的经济性或确定压裂后的产量增加);

◇对最佳压裂参数以及压裂后的产量进行模拟,对压裂液、材料、设备和人员需求作一预算。

图6 产能指数的相互比较

4.2 目的和目标参数

该油藏增产作业的首要目的是获得6～10的无因次裂缝导流能力。理论上讲,该地层在普通渗透率范围下最优化的裂缝导流能力是1.6。高的导流能力对油井更好地洗井很有帮助。但由于下列原因,支撑剂充填层渗透率也会有一个长时间的下降:

◇支撑剂嵌入到地层内;

◇凝胶残余物带来的污染;

◇支撑剂时间长之后的退化;

◇颗粒运移及堵塞;

◇从裂缝出来的支撑剂返流;

◇由于非达西流量和多相流的影响,导致有效导流能力的迅速下降;

◇在多级压裂情况下所产生的裂缝会跟压裂液和支撑剂相互竞逐,这样主裂缝就比设计中预期的裂缝导流能力低。

第二个目的是要获得裂缝内良好的支撑剂充填以及沿其长度上裂缝导流能力的正确分布。

第三个目的是要保持压裂后短期内高的产量增长,然后持续保持产量下降最低。

4.3 作业设计最优化

确定某些参数对压裂后产量的直接影响是不容易的。例如,由于减少聚合物充填而改善了支撑剂充填层的导流能力,进而减少了瓜胶残留物。本文提出的一些观点只是就Sugmutskoe油田BS9-2地层最佳作业经验的总结。

4.4 主压裂作业规模和支撑剂类型

根据要求的裂缝导流能力、目标层几何尺寸(与油藏地质有关)、层段总高度、净产层厚度和层数对每口井进行作业规划。在泵入不同量支撑剂的地方,最佳选择项是把压裂后的产量跟泵注进程表注入比例变化情况进行对比。经过这些设计步骤后,再重新计算所需支撑剂的量。

图7给出了一个例子,就是压裂后5年期内计算出的累计产量取决于支撑剂注入量的情况。

图7 支撑剂用量对5年期累计采油量的影响

如图7所示,每米产层注入10 t支撑剂似乎是比较好的选择,这一数值可以当作初始近似值或“保守估测值”。泵入230 t支撑剂会带来额外19 500 t的原油。注入90 t支撑剂的额外花费与创造的价值相比似乎微不足道。另一方面,作业规模越大,风险就越高。对于Sugmutsko油田BS9-2地层来说,风险就是裂缝突进到上面的含水层BS9-1。所以,对这口特殊的井来说,最佳的作业规模似乎是注支撑剂230 t,因为它能在风险、成本、增油量之间达到平衡。这一数值可以用在最佳情况下的模拟。

还应注意到,对产层厚3～4 m、产层总厚度较大的某些油井来说,考虑作业用起始支撑剂注入量应该比想要获得理想效果所用的数值要高些。支撑剂类型和筛目大小也是增产作业成功的重要方面。中等强度的陶粒和树脂涂层支撑剂都适合在这些油藏条件下长时间保持支撑剂充填层的导流能力。对割缝衬管完井情况,支撑剂筛目大小有一定的限制。衬管内的割缝直径一般约为10 mm,所以,泵注筛目12/18、浓度超过840 kg/m3的支撑剂可能存在风险 (如果不考虑作业期间的割缝腐蚀)。对该油田来说,16/20目的支撑剂就是良好的选择。

4.5 压裂液设计

对该油藏来说,水基凝胶加聚合物35(lb/gal和40 lb/gal,1 lb/gal=119.826 kg/m3)加延迟硼酸盐胶联剂似乎是一个不错的解决办法。为了减少凝胶残余物,这些作业就要泵入35 lb/gal的聚合物或者在部分情况下泵入40 lb/gal。另外,使用以化学方法经过调整的低残余瓜尔凝胶剂可以代替传统的瓜胶。在整个作业过程中,使用高浓度的破胶剂并在作业的最后阶段增加破胶剂的浓度也是有利的。另一与压裂液有关的重要建议是使用7%氯化钾盐水 (而不是2%或3%),避免黏土膨胀。

4.6 主压裂前置液

主压裂前置液注入规模要加以优化,以便获取预期的裂缝导流能力和裂缝几何尺寸。由于产生多条裂缝的可能性较高,所以与直井的情况相比,水平井的前置液注入规模在安全上有要求。在注前置液当中,要泵入砂段塞,目的是把割缝清理干净,减少近井筒扭曲,封堵一些微小裂缝。这种做法对减少近井筒地区摩擦压力损失的影响已经由Brovchuk等人讨论过。在该项研究中,所有作业当中的砂段塞大小为100目砂1.5 t,16/20或16/30目陶粒支撑剂1.5 t,或使用相同量的混合目支撑剂。

4.7 支撑剂浓度和返流控制

每一压裂阶段,支撑剂浓度取决于预期的裂缝导流能力剖面和裂缝几何尺寸。由于横向裂缝与井筒的连接区域小,所以保持近井筒地区高的导流能力就相当重要。有两个因素严重影响水平井近井筒区域产能:非达西流量和由支撑剂集中返流引起的潜在的裂缝阻流。Romero等人经过计算得出,即使支撑剂从地层中产出得很少,也会导致具有横向裂缝水平井产能指数的减少 (减少30%或更多)。由于近井筒地区裂缝导流能力应该高些,所以压裂最后阶段树脂涂层支撑剂浓度应为1 400 kg/m3或1 600 kg/m3。2口拟定的有着长期最佳生产效果的油井 (S01井和S14井),在压裂最后阶段,使用支撑剂浓度的最大值为1 400 kg/m3。在开始洗井步骤之前,树脂涂层支撑剂要有足够的固化时间并在地层条件下要有高的压缩强度。另外,要避免支撑剂返流,保持正确的洗井过程 (挠性油管似乎是最佳选择),平稳过渡到油井生产。

5 模拟研究

选S08井作为实例研究,因为它是最常见的典型实例之一,即压裂作业后初始产量高,而在作业后的8个月时间里产量迅速下降。

5.1 基本情况和实际情况

利用3D多相流油藏模拟器建造一个模型,然后按地层和流体特性来调整模型。把压裂后的压力数据跟模型结合匹配后获得压裂参数,然后建造一个网格。再把模型与实际生产数据进行匹配,匹配的质量要求是使用这一模型可以开展敏感性研究。

5.2 敏感性研究

有两个实例用于敏感性分析并和实际压裂情况做了比较。第一个是优化的压裂情况,支撑剂的用量是230 t,这种情况下产量比实际的高,产量下降也比较平稳。另一个实例是优化压裂结合保持油藏边界压力提高水驱效果的情况。假定的条件是东西部边界压力不变,并且等于油藏初始压力。在这种理想情况下,得出基本情况和实际情况的平均最高产量和累积采收率。

5.3 重复压裂作业机会

所研究的最后一种情况就是涉及到油井潜在重复压裂情况。这是假定油井生产经过一年半时间后,对油井进行一次相同规模压裂的再增产作业。如果新裂缝延伸到未衰竭的或衰竭程度小的地层,那么重复压裂的效果可能会更显著。

6 结论

割缝完井的水平井压裂作业在Sugmutsko油田证明是高产、经济有效的。水平井增产作业的两个关键控制项是作业设计/执行和泄油区压力保持。

石油行业优化压裂作业的两种主要方法:①优化横向裂缝参数的分析法,初步给出优化方向,而基于此所做的一些假设不适用割缝完井的水平井压裂;②把多相流油藏模拟器和拟3D裂缝模拟器结合,给出压裂作业详细的最优化模拟。

该油田压裂作业主要参数包括作业规模、凝胶类型、支撑剂目的尺寸等等。作业规模的增加以及支撑剂的较好充填可以带给Sugmutskoe油田显著增加的累积采收率。如果裂缝延伸到未衰竭区域,那么重复压裂应视为一种可行的选择;否则,产量在压裂后会快速降回到压裂前的数值。

资料来源于美国《SPE 107845》

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.6.007

2009-03-25)