美國致密砂巖氣藏開發與啟示

雷群 萬玉金 李熙喆 胡勇

中國石油勘探開發研究院廊坊分院

美國致密砂巖氣藏開發與啟示

雷群 萬玉金 李熙喆 胡勇

中國石油勘探開發研究院廊坊分院

美國是目前致密砂巖天然氣產量最多的國家,歷經40年逐步形成了氣藏描述、井網加密、增產改造及鉆井完井等系列配套技術,其成功的開發實踐將為我國致密砂巖氣藏開發提供寶貴的經驗。在系統調研并分析美國致密砂巖氣藏儲層特征、開發特征與關鍵技術的基礎上,借鑒美國致密砂巖氣田的開發經驗,得到以下幾點啟示:①三維地震技術可以有效地提高開發井成功率;②井網加密可以有效提高多層、透鏡狀氣藏的采收率;③直井分層壓裂是致密氣藏開發的主體增產工藝技術;④綜合應用小井眼、快速鉆井、地面優化簡化等技術來降低成本。上述分析研究結論將對我國低滲透砂巖氣藏合理開發起到積極的推動作用。

美國 致密砂巖 氣藏 開發 壓裂 增產 工藝 經驗

0 引言

美國致密砂巖氣開采始于20世紀70年代,2008年致密砂巖氣產量達到1 757×108m3,約占美國天然氣總產量的30%以上。在致密砂巖氣藏開發技術等方面積累了較多成功經驗,學習和借鑒這些寶貴經驗,將為我國低滲透砂巖氣藏合理開發起到積極作用。

1 美國致密砂巖氣藏儲層與開發特征

資料表明:美國本土現有含氣盆地113個,其中發現具有致密砂巖氣藏的盆地23個,主要分布在西部,特別是落基山地區,該地區致密砂巖儲層以白堊系和第三系的砂巖、粉砂巖為主。

1.1 致密砂巖氣藏儲層特征

1)孔隙度、滲透率均比較低,產氣層的滲透率都在0.01×10-3μm2以下,孔隙度一般為3%～12%。

2)透鏡狀砂體發育,橫向上連續性差。在許多含致密砂巖氣的盆地(如大綠河、皮申斯、猶因他盆地)中,致密砂巖儲層為不連續的透鏡體,在縱向上呈疊置狀。據統計,透鏡狀致密砂巖天然氣儲量約占致密砂巖氣總儲量的43%。

3)含水飽和度高,致密砂巖儲層的含水飽和度一般為30%～70%,通常以40%作為估算致密砂巖氣儲層的下限飽和度值。

4)裂縫較發育,天然裂縫是由天然氣生成過程中產生的高孔隙流體壓力和第三紀晚期的拉臘米構造運動形成的。裂縫中有的開啟,有的為礦物充填。充填礦物主要為細粒—粗粒結晶的方解石,局部為石英、重晶石、地開石等,裂縫一般不穿層。

1.2 致密砂巖氣藏開發特征

1)氣井單井產量低,平均單井產量一般在0.2× 104～1.2×104m3/d之間,只有 Pinedale、Jonah和Wilcox 3個氣田產量較高,平均單井產量在2×104～3×104m3/d之間。

2)單井可采儲量少,并呈逐年下降趨勢。單井累計采氣量一般在1 000×104～5 000×104m3,新井平均單井可采儲量由1996年的6 400×104m3降低到2005年的2 800×104m3。

3)氣井以定壓方式生產,單井初期產量高,具有投資回收期短、地層能量充分利用、快速獲得動態資料等優點,但單井遞減速度較快,早期遞減率超過40%,單井生產期可長40 a。

4)為了保持氣田穩產,采取大規模鉆井、井間接替方式,2001年新鉆井超過 5 000口,2004年超過10 000口,2006年超過13 000口。

2 美國致密砂巖氣藏開發的關鍵技術

2.1 氣藏描述技術

對致密砂巖氣藏進行精細描述,是有效開發這類氣藏的基礎。發展了以提高儲層預測和氣水識別精度為目標的二、三維地震技術系列,主要包括構造描述技術、波阻抗反演儲層預測技術、地震屬性技術、頻譜成像技術、三維可視化技術以及地震疊前反演技術[1]。

三維地震技術的應用有效地提高了鉆井成功率。1990年以前,以二維地震為主體技術,開發井鉆井成功率小于70%;1990年以后,氣藏描述及三維地震技術的應用使鉆井成功率提高到85%以上。

對致密砂巖氣藏而言,尋找裂縫發育帶,對提高致密儲層天然氣的儲量、提高單井產量有著舉足輕重的作用,它直接關系到致密砂巖氣藏的經濟可采性。1996年,美國ARI公司在科羅拉多皮申斯盆地Rulison致密砂巖氣田北部應用三維地震及裂縫預測技術,優化布井,單井控制儲量由使用三維地震之前的0.51×108m3提高到0.96×108m3,億立方米天然氣儲量勘探開發成本由177萬美元降到114萬美元。

2.2 井網加密技術

對于多層疊置的透鏡狀氣藏,井網加密[2]可以大幅度提高氣藏采收率。

2.2.1 井網加密的技術流程

在綜合地質研究基礎上,應用試井、生產動態分析和數值模擬等動態描述技術,確定井控儲量與供氣區形態,優化加密井網,主要包括以下主要步驟:

1)利用生產動態分析技術確定單井模型,估算儲層滲透率、單井控制儲量和有效泄氣面積等。

2)做單井泄氣面積累計頻率分布曲線,統計分析單井泄氣面積分布情況,依據目前井控條件與泄氣面積的匹配關系,分析加密井的潛力。

3)依據單井控制儲量與泄氣面積的關系,估算加密后新增可采儲量,評價加密的可行性。

4)地質評價與動態描述相結合,確定加密井位,實施井網加密。

5)依據獲得的靜、動態資料,評價井網加密效果,評估是否具有進一步加密的潛力。

2.2.2 井網加密條件和時機

井網加密條件:一是井間基本無干擾;二是有效泄氣面積小于目前井網控制面積。

對于多層疊置的透鏡狀砂巖氣藏,只要具有足夠多的靜、動態信息,認清氣藏分布規律、單井控制儲量和有效泄氣面積,具有加密條件就可以進行井網加密。

2.2.3 應用實例

Rulison氣田主要產層是晚白堊世 Mesaverde Group,埋藏深度在1 100～1 600 m,屬于典型的透鏡狀致密砂巖氣藏。透鏡體厚6～18 m、寬150～450 m,砂體平面連通性差;儲層孔隙度介于6%～12%、滲透率介于0.005×10-3～0.03×10-3μm2,根據 RM T統計表明 Rulison氣田William s Forks氣藏儲量豐度為14.7×108m3/km2。當井網密度為0.65 km2/井時,采收率介于5%～6%。

2.2.3.1 地質評價

對透鏡狀砂巖露頭研究表明,相距304.8 m時,除了少量連續性好的砂體外,大部分砂體均不連通。鉆井成果表明,當井距接近335.28 m時,極少存在井間干擾。

對W illiam s Fo rk透鏡狀砂體上的3口距離很近的井進行多井試驗,結果表明井與井之間的測井相關性較差。綜合考慮低滲、滲透率各向異性和幾何形狀等因素進行氣藏模擬研究,結果表明該儲層砂體縱向分布好于平面分布,平面連通性差,氣井的泄氣面積有限。因此,通過井網加密和多層完井技術促進了該類氣藏的規模有效開發。

2.2.3.2 動態分析

在Rulison氣田加密鉆井的最初階段,對新井井底壓力測試結果與周邊高產量老井進行了對比,結果表明基本上沒有連通性。1994～1996年分別進行了井網密度為0.32 km2/井、0.16 km2/井和0.08 km2/井時的井底壓力恢復測試,測試結果表明井間基本上沒有壓力傳導。

2.2.3.3 確定井網密度

選取氣田不同位置的、具有代表性的氣井,進行了氣井數值模擬歷史擬合及預測。預測結果顯示,氣藏在生產20 a后,氣井的單井累積產量平均0.51×108m3,泄氣面積平均為0.05 km2。氣藏數值模擬和生產數據表明在傳統井網密度0.65 km2/井時,氣田的采收率僅為7%,當井網密度為0.16 km2/井時,采收率將升至21%。考慮滲透率、非均質性、沉積方向等因素進行數值模擬,結果表明:泄氣面積將傾向東西方向,同時砂體的展布是長方形的,而不是正方形。

2.2.3.4 技術驗證

Williams Forks氣藏早期井網密度為0.65 km2/井,甚至更大。1994年向科羅拉多油氣委員會提出了0.32 km2/井的井網加密請求,并首次實施井網加密。之后又申請以井網密度0.16 km2/井進行開采。在1996年,鉆4口井進行0.08 km2/井的試驗,效果很好,加密鉆井方法得到進一步推廣應用(表1)。1998～2000年期間,在試驗區又加密了12口井,使得試驗區(2.59 km2)的井數達到30口(有效井網密度為0.08 km2/井),這些氣井的初期產量為2.83×104～5.7×104m3/ d,預計單井最終累計產量為0.4×108～0.7×108m3。

針對井網加密過程生產動態分析如下。

1)隨著井網密度的增加,每口井的可采儲量保持相對比較穩定;對William s Fo rks砂巖氣藏,當井網密度為0.08 km2/井時,2.59 km2試驗區的可采儲量為14.14×108～16.98×108m3。井底壓力測試結果表明:在72個砂巖測試層中,其中只有4口井3個層存在井間干擾,即壓力部分衰竭。

2)從2001年末到2003年初,加鉆了10口井,使總井數達到40口,井網密度只有0.04 km2/井。初步分析表明:大部分井的初始產量為2.83×104～5.67 ×104m3/d,比之前井網密度為0.08 km2/井和0.16 km2/井的井更有優勢。根據1年的生產數據,預計平均單井累計產氣可達0.57×108m3。在對近期鉆的井網密度為0.08 km2/井的加密井壓力測試中,發現98個獨立砂巖體測試中的6個有氣藏壓力部分衰竭現象。如果64口井全部投產,預計該區域累計產氣量大于31.71×108m3(表1)。根據預測,試驗區域的采收率將達到75%,而0.65 km2的井網密度的采收率僅為10%。

2.3 增產工藝技術

增產工藝技術主要包括層狀砂巖氣藏分層壓裂技術[3]、塊狀砂巖氣藏大型壓裂和水平井分段改造技術等。

2.3.1 分層壓裂技術

分層壓裂的目的主要是提高縱向上的小層動用程度。分層壓裂的主要技術方法包括連續油管分層壓裂、封隔器分層壓裂等。

分層壓裂時著重考慮的因素主要有層數、隔層厚度及各層應力差。國外直井分壓技術以連續油管加跨隔式封隔器分壓技術為主,單井可連續分壓10～20層,一次排液。在Jonah氣田運用連續油管壓裂技術,能夠在36 h內完成11級水力壓裂施工,將施工時間由5周縮短至4 d,同時產量增加90%以上。

2.3.2 大型壓裂技術

自20世紀80年代以來,以美國Wattenberg氣田壓裂技術研究與應用為基礎,提出大型壓裂概念,通常要求支撐半縫長大于300 m,加砂規模大于100 m3被認為是大型壓裂。一般具有以下特點的儲層適宜大型壓裂:氣測滲透率小于0.1×10-3μm2,砂層厚度一般為20 m以上,且平面上分布穩定,人工裂縫方位與有利砂體展布方向一致。

美國 Wattenberg氣田,儲層埋深2 316～2 560 m,砂層厚度15～30 m,滲透率0.005×10-3～0.05× 10-3μm2。一般加砂量90～150 m3,最大255 m3,壓后縫長400～600 m,壓后穩產2.0×104～3.5×104m3/d,最大5.2×104m3/d。

2.3.3 水平井分段壓裂技術

水平井分段壓裂可以對水平層段進行選擇性改造,提高水平段整體滲流能力。水平井分段壓裂技術及特點:多級封隔器壓裂,通常壓后不動管柱;水力噴射壓裂,氣井壓裂需考慮帶壓作業問題;限流壓裂,射孔優化要求高、排量大;機械橋塞分段壓裂適應套管完井,作業成本較高。截止到2006年,國外已有1 000多口井采用水力噴射改造技術。

2.4 鉆采工藝技術

對于致密砂巖氣藏,低成本的鉆采工藝技術主要是小井眼井技術和欠平衡鉆井技術等。

小井眼是指完井井眼尺寸小于152.4 mm,或全井60%以上井眼尺寸為152.4 mm。小井眼技術[4-5]的優點主要體現在井場占地面積小,鉆井設備輕,工作量少,只需常規鉆井三分之一的工作人員,鉆井費用低,井場各項費用減少60%,節約鉆井成本15%～40%,在低滲透、特低滲透氣藏,水平井、分支井、深井最大垂直井深超過6 000 m的區域適合進行小井眼鉆井。近十幾年來,隨著油氣生產費用的攀升,以及石油工程領域不斷向邊遠地區擴展和鉆井工藝技術水平的提高,鉆小井眼井開采油氣的優越性更為凸顯,目前,世界上已鉆成小井眼井上萬口,國外已開始用連續管鉆小井眼。

欠平衡鉆井是在鉆井過程中井筒流體有效壓力低于地層壓力,允許地層流體進入井筒,并可將其循環到地面可控的鉆井技術,該技術有利于儲層保護和大幅度提高機械鉆速,在致密砂巖氣藏鉆井中得到廣泛應用,美國欠平衡鉆井占總鉆井數的比例已達到30%。

3 幾點啟示

通過分析美國致密砂巖氣藏地質開發特征和關鍵技術,得到以下幾點啟示:

1)三維地震勘探有助于準確認識復雜構造、儲層的非均質性和裂縫,可有效提高開發井成功率。

2)井網加密技術能夠有效提高多層、透鏡狀氣藏的采收率,井網密度和加密時機的確定需要充分利用動、靜態資料,并考慮經濟因素。

3)直井壓裂是致密氣藏開發的主體技術,工藝技術要適應地質條件,對于裂縫發育的層狀氣藏可以探索應用水平井。

4)致密氣藏開發通過應用小井眼、快速鉆井、地面優化簡化等技術來降低成本。

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A study on the developmen t of tight gas reservoirs in the USA

Lei Qun,Wan Yujin,Li Xizhe,Hu Yong
(L angfang B ranch,PetroChina Petroleum Ex p loration and Development Research Institute,Langfang,Hebei 065007,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 1,pp.45-48,1/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The USA is one of the largest p roducersof tight sand gas in the wo rld.In the last four decades,an integrated technology has been established,w hich includes gas reservoir descrip tion,well pattern thickening,stimulation,drilling and completion,etc.Its successful development p ractices p rovide valuable experiences for China to develop tight sand gas reservoirs.Based on the in-dep th investigation into the reservoir characteristics,the development features and key technologies of tight sand gas reservoirs in the USA,several pointsof enlightenment have been achieved:a.Three-dimensional seismic technology can effectively imp rove the success rateof developmentwells;b.Well pattern thickening can effectively enhance the recovery ofmulti-layer and lenticular gas reservoirs;c.Separate layer fracturing in vertical wells is one of themain stimulations of tight sand gas reservoir development;d.Slim hole,quick drilling,simp lification and op timization of surface facilities are the key methods to reduce the cost.These experiences w ill p lay a positive role in the development of low-permeability sandstone gas reservoirs in China.

USA,tight sand,gas reservoir development,fracture,stimulation,technology,experience

雷群,1963年生,教授級高級工程師,中國石油天然氣股份有限公司高級技術專家,博士生導師;從事油氣田開發研究工作。地址:(065007)河北省廊坊市萬莊44號信箱。電話:(010)69213526。E-mail:leiqun@petrochina.com.cn

雷群等.美國致密砂巖氣藏開發與啟示.天然氣工業,2010,30(1):45-48.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.01.012

2009-05-27 編輯 韓曉渝)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.001.012

Lei Qun,p rofesso r of senior engineer,was born in 1963.He is a docto ral tutor and one of advanced experts fo r the CNPC.He is mainly engaged in oil and gas development research.

Add:Mail Box 44,Wanzhuang,Langfang,Hebei065007,P.R.China

Tel:+86-10-6921 3526E-mail:leiqun@petrochina.com.cn