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美国致密油开发关键技术_严向阳

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美国 致密 开发 关键技术 向阳
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科技导报2015,33(9)014回日期:2015向阳,工程师,研究方向为油气藏增产理论与改造技术,电子信箱:向阳,王腾飞,徐永辉,]2015, 33(9): 楠2,王腾飞1,徐永辉1,严俊红1,李见1,吴银萍11. 美国能新科国际有限公司,北京 1000222. 中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院,乌鲁木齐 830000摘要 中国致密油储量丰富,但目前国内的致密油开发技术还处于探索阶段。美国的致密油开发技术在全球致密油开发技术中最为成熟,具有非常重要的借鉴意义。从美国致密油开发过程分析看,可以发现水平井技术和水力压裂技术是推动致密油成功开发的关键,而与之相配套的技术工艺与工具,包括水平井布井方式、旋转导向工具、行走式钻机、分级/分段改造工艺及工具等,是致密油开发技术最重要的组成部分。通过对美国致密油钻井及水力压裂的相关关键技术的认识,对其开发过程中钻井工艺、配套工具及钻井设备和压裂工艺、分段改造工具及压裂施工参数进行了总结。对比目前中美致密油开发技术,认为加强国际间技术合作及相关技术的自主研发,是推动国内致密油高效开发的关键。关键词 致密油;水力压裂;水平井;工厂化作业;行走式钻机;分段工具中图分类号 献标志码 A in at at S of in S to of of S on of in S. of S to is of 00022, 30000, 密油已经成为国内外油气领域重点关注的对象之一。尤其是美国致密油的成功开发对全球油气工业的发展起到了极大的促进作用,为全球油气的勘探开发带来重大的变革。为了更深入地认识美国致密油开发的关键技术,本文对美国致密油开发技术进行了介绍,以期为中国的致密油开发提供参考。目前,美国致密油开发主要在3个区域:中以012年,占美国石油总产量的22%;占其总产量的36%;2014年,1)[1],短期内可能达到中国常规石油产量规模,可见致密油的潜力巨大。100科技导报2015,33(9) 其是水平井及分段改造技术的大规模应用,为美国致密油的开发起到了关键的推动作用。目前,中国在致密油开发领域取得了一定的技术进展[2],但总体而言还存在一定差距,尤其是在钻井技术及配套工艺与装备、分段改造技术与工具方面。本文综述美国致密油开发的技术与经验。1 美国致密油钻井关键技术在美国致密油开发过程中,水平井技术是致密油高效开发的必备技术之一。以美国1987年第一口水平井[3]钻成以来,水平井在该区域逐渐获得广泛应用。目前该区约95%的开发井都是水平井,而在北卡罗纳州则98%的开发井采用水平井[4]。伴随着水平井技术的日益推广应用,水平段长度也迅速增加,从最初的几百米到目前超过3000 m。而在010年前,主要是采用直井分级改造技术,从2011年起钻井开始逐渐转向水平井,其水平井长度在2133~2186 m,而新井平均水平井长度为2316.5 m[5],一般水平段长度都在1524~3048 m。平段长度目前对最优化水平段长度没有统一定论。2008年,]利用散点图研究了2),认为1219~2134 超过2134 ]利用净现值法(究m(4000 井方式中3),井间距402 m。而在前的m,并计划将井距进一步降低至91.4 m[8]。口水平井的水平段长度都在3048 1 美国致密油产量1 US 2 in 3 in 井配套工具水平井钻井最重要的是确定所钻水平段能准确控制在靶区内,减少潜在的偏离,这样不仅可以提高钻井效率,而且也增加了井筒与目的层的接触[9]。在钻井过程中,随钻测井101科技导报2015,33(9)测量数据实时传送到地面,这些测量对地层或流体边界具有高度的灵敏度,使得其能够对边界进行实时测量。工程专家用先进的地质导向软件进行实时的测绘和曲线解释,使其能够让钻井轨迹在靶区内(图4(a))。在用旋转导向系统(图4(b)),短脉冲加上推荐的井身结构,能够确保钻井的有效性和地层评价,保证储层钻遇率,提高了井眼质量[10]。此外相配套工具还有很多,如成像(统能够在导电泥浆环境中为钻井提供高分辨率的侧向测井视电阻率和全井径图像[11]。图4 钻井实时分析(a)及传统旋转电机与b)4 a a 种不同类型的钻机5 a)行走式钻井 (b)H&P c)30 m[11],其完整的底部钻具组合包含钻头、控制短节、冲器。该系统已在美国主要的页岩储层得到应用。此外,m×整合后的转方位伽马测井和多频电磁波电阻率测井等[12]。型钻井配套设备致密油的高效开发离不开工厂化作业的开发模式,而与之相配套的钻井设备技术的提高为工厂化批量钻井的实现提供了可能,目前行走式钻机、]和3]在北美已获得广泛应用(图5)。以行走式钻机为例,目前可以实现8个方向的自由移动,对井场条件要求较低,且其移动速度较快,可以达到8 m/h。伴随着钻井技术的提高,美国致密油钻井周期大幅降低。2008年,求32 到2013年,6400 有一些12 ]。而d。在大幅度提高钻井速度的背后,上述相配套的钻井装备及钻井配套工具与技术提供了极大支撑。2 美国致密油压裂关键技术水力压裂技术是致密油开发的另一项必备技术。由于致密油储层物性差,自然状态下几乎无工业产能,需要借助水力压裂才能获得经济产能。尤其是随着水平井钻井技术的提高,多段压裂施工工艺在致密油乃至整个非常规资源开发过程中都扮演着十分重要的角色。102科技导报2015,33(9) 裂级数4],而在4级进行改造[5]。目前在0],以保证压后产量的提高。国内梁涛等[15]采用信息量分析、灰色关联和正交试验设计3种方法对为压裂级数、缝长、水平井段长度和渗透率是影响产能的最主要因素,其中压裂级数影响排序最高。从图6可以看出,2006—2010年,裂级数逐渐增加,压裂段间距逐渐减少,单位开发成本逐渐降低,开发效益显著。而近些年也将开发井转向水平井,水平段分段级数逐渐增加。图6 6 眼多级滑套系统7 a)b)a)工具示意 (b)裂工艺与工具目前最常用的压裂分段改造工艺是桥塞与射孔联作技术,该技术占所有多段改造总数的75%~85%[16]。2010年,9前应用该技术最深水平井的垂深为6300 m[17]。实现桥塞和射孔联作目前在北美有电缆泵送或连续油管下入的2种方式实现。电缆下入方式是目前最为常见的方式。由于部分井的停泵压力高,泵送时地面压力过高,对防喷管动密封形成巨大挑战;同时若水平段过长,泵送时间长,施工效率较低,在这些情况下使用连续油管实现射孔联作的方式则更为实际。连续油管下入完成桥塞与射孔联作工艺是通过环空打压坐封桥塞,管内打压点燃多级火药,通过延时装置实现分簇射孔,理论上在防喷管长度不限制的情况下,改造簇数没有限制。在北美,另外一种常见的分段改造工艺是裸眼多级滑套系统(7)[18~20]。该工艺可以通过3种分流方式实现分级改造,即投球分流、桥塞射孔分流以及趾端采用投球分流和根部采用桥塞射孔分流的混合分流。该工艺的施工效率较高,目前分段可达到22段。但由于裸眼封隔器有潜在的风险,尤其是随着压裂段数的增加,这种风险更为明显,因此在现场的应用范围小于桥塞射孔联作工艺。103科技导报2015,33(9)裂液]通过8),认为增产效果好的井多采用凝胶进行压裂施工,而产量较差的井多采用滑溜水或少量的交联液。这种结果可能与储层加砂量大小有关,即由于滑溜水等低黏液体在携砂性能上不及冻胶,因此同样的施工规模,加砂量必然减小,这可能是造成最后的产量不佳的主要因素。而在工液体则常采用复合压裂液。1]通过83%的压裂井采用硼交联冻胶。压裂施工采用冻胶占总施工量的93%。可见在裂液主要以冻胶为主。(d)9 a)b)c)8 a)b)撑剂从图9可看出,0目及更小尺寸的天然砂或人造陶粒,而在1],基本上都采用40目以内的天然砂。近些年,为了保证压后的裂缝导流能力,在多井都开始采用人造陶粒,部分井甚至全部采用人造陶粒作为支撑剂。104科技导报2015,33(9) 2]通过模拟模型得出(图10),在2.6 0使用陶粒和石英砂对产量的影响不大;02级,且使用陶粒的增产效果明显。图11 11 a)b)年累计产油量与压裂级数关系10 b)0a)03]认为,采用抗闭合压力更高的支撑剂可以减少井的重复压裂,他们的依据是在巴肯最初采用天然砂作为支撑剂的压裂井,重复压裂都可以获得经济效益(需要重新射孔);而采用尾管完井方式进行天然砂压裂井,重复压裂基本上都可获得经济效益;尽管滑溜水加天然砂在对加陶粒的部分井实施的重复压裂中获得一定成功,但一口采用30/50目陶粒支撑剂加滑溜水的井的产油量却是4口采用40/70目砂井产量的4倍;滑溜水加人造陶粒进行重复压裂已经在最初采用加天然砂的井中获得巨大成功。因此,而能够保证长期的产量稳定,提高最终增产效果。量从图11可以看出4]和1]压裂施工排量一般在6.4 m3/0 右,这与射孔孔眼数有一定联系。在美国,m3/ 压裂规模从图12[16]可以看出,m3/m,t/m,平均砂浓度大于300 kg/量较低的井,m3/m,t/m。从产量看,砂量和液量对致密油最终的产量起着关键作用。图12 12 b)产油量与支撑剂用量关系(a)产油量与压裂液用量关系105科技导报2015,33(9)工厂化”作业“工厂化”作业可实现批量钻井、批量压裂生产,提高生产效率的同时降低了占地面积,减少了设备动迁费用。此外,“工厂化”作业由于大批量井距离较近,有利于钻井液及压裂液的回收利用,利于降低成本,提高经济效益。目前北美“井工厂”作业成熟,一般的“井工厂”平台采用钻丛式水平井,每个井场一般钻16~20口井,水平段长一般超过1500 m,每口井压裂20级以上。如霍恩河一个比常规井场面积大一些的井场可容纳2部钻机,井场设计钻28口水平井,每口井的压裂 20 段以上[25]。而在北科大州亚特兰大平台(14口井,最长水平段井的井深可达9754 m。为适应“工厂化”作业,同步压裂技术与链式压裂技术[26]是最为常见的技术,其中链式压裂技术的应用最为广泛,这种交叉式的作业对设备和场地的要求比同步压裂的要求要低。同时,从现场实践情况看,链式压裂对形成复杂缝网的形成也十分有利(图13)[27],这对提高油藏增产体积(并最终提高致密油压后产能起着至关重要的作用。图13 同步压裂与链式压裂示意图及微地震监测结果13 a)同步压裂与链式压裂示意图 (b)两种监测压裂方式的监测结果4 讨论美国致密油开发技术,是以水平井技术与多段改造工艺技术的发展成熟为前提的。这是因为水平井与分段改造能够实现体积改造,使储层形成复杂缝网,复杂缝网的形成提高整个得裂缝与油藏接触面积增加,降低了致密油的渗流阻力,提高了压后产量。但水平段的增加和压裂段数的增加,无疑会增加总的施工成本,而“工厂化”作业的实施很好地解决了这些问题,即采用“工厂化”的思路,批量钻井、批量开发,开展钻井液及压裂液的综合利用,降低成本的同时也促进了致密油的高效开发。5 结论1)美国致密油开发的主体思路是利用水平井加分段改造工艺技术实现体积改造,增加油藏改造体积,从而增加最终产量;利用“工厂化”作业降低综合成本,提高整体经济效益。2)以旋转导向、边界测绘系统等与水平井钻井相配套的技术,保证了储层的钻遇率,是寻到“甜点”,保证钻井成功率的关键。这点对中国致密油钻井具有十分重要的借鉴意义。3)美国体积改造实现的方式目前主要为桥塞与射孔联作工艺与裸眼多级滑套系统工艺,这些工艺技术在中国的致密油开发中同样适用。尤其是桥塞与射孔联作工艺技术,由于其采用分簇射孔,在压裂施工过程中,多条裂缝会同时延伸,这样裂缝间会产生相互干扰,进一步增强裂缝的复杂性,有利于储层体积改造。4)美国致密油压裂常常采用天然砂作为主要的支撑剂。但在中国致密油开发中,建议全部或大部分采用人造陶粒,尤其是低密度高强度陶粒。这是因为中国区域地层构造应力复杂,储层的闭合应力往往比较高,采用天然砂无法保证压后的裂缝导流能力,会导致产量的急剧下降。5)美国致密油压裂在压裂规模上的选择不一定适合中国的致密油,但为国内的致密油开发提供了一些思路,即压裂液量及砂量的增加对产能的提高非常重要。如何优化压裂施工规模,保证致密油开发的经济效益还需要加强研究。6)美国致密油开发技术对中国致密油的开发整体上具有借鉴意义,但中美致密油储层的差异决定了不能盲目照搬美国致密油开发技术。尽管如此,美国的致密油开发设计思路和成功经验仍然值得在中国的致密油开发过程中进行推广应用,这对中国致密油开发技术的发展至关重要。参考文献(1] B/ 2014[2] 杜金虎, 刘合, 马德胜, 等. 试论中国陆相致密油有效开发技术[J]. 石106科技导报2015,33(9) 2014, 41(2): e, et on ]. 2014, 41(2): 1983] 林森虎, 邹才能, 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