美國致密砂巖氣藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)及啟示

美國致密砂巖氣藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)及啟示

0產(chǎn)量及占天然氣面積的20m3美國的致密砂巖開采始于20世紀(jì)70年代。2008年，致密砂巖產(chǎn)量達(dá)到1757.108m3，約占美國天然氣總量的30%以上。在致密砂巖氣藏開發(fā)技術(shù)等方面積累了較多成功經(jīng)驗(yàn),學(xué)習(xí)和借鑒這些寶貴經(jīng)驗(yàn),將為我國低滲透砂巖氣藏合理開發(fā)起到積極作用。1致密砂巖盆地資料表明:美國本土現(xiàn)有含氣盆地113個(gè),其中發(fā)現(xiàn)具有致密砂巖氣藏的盆地23個(gè),主要分布在西部,特別是落基山地區(qū),該地區(qū)致密砂巖儲(chǔ)層以白堊系和第三系的砂巖、粉砂巖為主。1.1致密砂巖氣儲(chǔ)層1)孔隙度、滲透率均比較低,產(chǎn)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(fā)育,橫向上連續(xù)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(chǔ)層為不連續(xù)的透鏡體,在縱向上呈疊置狀。據(jù)統(tǒng)計(jì),透鏡狀致密砂巖天然氣儲(chǔ)量約占致密砂巖氣總儲(chǔ)量的43%。3)含水飽和度高,致密砂巖儲(chǔ)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(chǔ)層的下限飽和度值。4)裂縫較發(fā)育,天然裂縫是由天然氣生成過程中產(chǎn)生的高孔隙流體壓力和第三紀(jì)晚期的拉臘米構(gòu)造運(yùn)動(dòng)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(xì)粒—粗粒結(jié)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單井、氣井概況1)氣井單井產(chǎn)量低,平均單井產(chǎn)量一般在0.2×104~1.2×104m3/d之間,只有Pinedale、Jonah和Wilcox3個(gè)氣田產(chǎn)量較高,平均單井產(chǎn)量在2×104~3×104m3/d之間。2)單井可采儲(chǔ)量少,并呈逐年下降趨勢(shì)。單井累計(jì)采氣量一般在1000×104~5000×104m3,新井平均單井可采儲(chǔ)量由1996年的6400×104m3降低到2005年的2800×104m3。3)氣井以定壓方式生產(chǎn),單井初期產(chǎn)量高,具有投資回收期短、地層能量充分利用、快速獲得動(dòng)態(tài)資料等優(yōu)點(diǎn),但單井遞減速度較快,早期遞減率超過40%,單井生產(chǎn)期可長40a。4)為了保持氣田穩(wěn)產(chǎn),采取大規(guī)模鉆井、井間接替方式,2001年新鉆井超過5000口,2004年超過10000口,2006年超過13000口。2美國致密砂巖氣藏開發(fā)的中心技術(shù)2.1地震技術(shù)的應(yīng)用進(jìn)展對(duì)致密砂巖氣藏進(jìn)行精細(xì)描述,是有效開發(fā)這類氣藏的基礎(chǔ)。發(fā)展了以提高儲(chǔ)層預(yù)測(cè)和氣水識(shí)別精度為目標(biāo)的二、三維地震技術(shù)系列,主要包括構(gòu)造描述技術(shù)、波阻抗反演儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)、地震屬性技術(shù)、頻譜成像技術(shù)、三維可視化技術(shù)以及地震疊前反演技術(shù)。三維地震技術(shù)的應(yīng)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(shù),開發(fā)井鉆井成功率小于70%;1990年以后,氣藏描述及三維地震技術(shù)的應(yīng)用使鉆井成功率提高到85%以上。對(duì)致密砂巖氣藏而言,尋找裂縫發(fā)育帶,對(duì)提高致密儲(chǔ)層天然氣的儲(chǔ)量、提高單井產(chǎn)量有著舉足輕重的作用,它直接關(guān)系到致密砂巖氣藏的經(jīng)濟(jì)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(yīng)用三維地震及裂縫預(yù)測(cè)技術(shù),優(yōu)化布井,單井控制儲(chǔ)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(chǔ)量勘探開發(fā)成本由177萬美元降到114萬美元。2.2井網(wǎng)加密技術(shù)對(duì)于多層疊置的透鏡狀氣藏,井網(wǎng)加密可以大幅度提高氣藏采收率。2.2.1分析計(jì)算單井模型及加密井位在綜合地質(zhì)研究基礎(chǔ)上,應(yīng)用試井、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析和數(shù)值模擬等動(dòng)態(tài)描述技術(shù),確定井控儲(chǔ)量與供氣區(qū)形態(tài),優(yōu)化加密井網(wǎng),主要包括以下主要步驟:1)利用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析技術(shù)確定單井模型,估算儲(chǔ)層滲透率、單井控制儲(chǔ)量和有效泄氣面積等。2)做單井泄氣面積累計(jì)頻率分布曲線,統(tǒng)計(jì)分析單井泄氣面積分布情況,依據(jù)目前井控條件與泄氣面積的匹配關(guān)系,分析加密井的潛力。3)依據(jù)單井控制儲(chǔ)量與泄氣面積的關(guān)系,估算加密后新增可采儲(chǔ)量,評(píng)價(jià)加密的可行性。4)地質(zhì)評(píng)價(jià)與動(dòng)態(tài)描述相結(jié)合,確定加密井位,實(shí)施井網(wǎng)加密。5)依據(jù)獲得的靜、動(dòng)態(tài)資料,評(píng)價(jià)井網(wǎng)加密效果,評(píng)估是否具有進(jìn)一步加密的潛力。2.2.2井網(wǎng)控制面積井網(wǎng)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(wǎng)控制面積。對(duì)于多層疊置的透鏡狀砂巖氣藏,只要具有足夠多的靜、動(dòng)態(tài)信息,認(rèn)清氣藏分布規(guī)律、單井控制儲(chǔ)量和有效泄氣面積,具有加密條件就可以進(jìn)行井網(wǎng)加密。2.2.3致密砂巖氣藏Rulison氣田主要產(chǎn)層是晚白堊世MesaverdeGroup,埋藏深度在1100~1600m,屬于典型的透鏡狀致密砂巖氣藏。透鏡體厚6~18m、寬150~450m,砂體平面連通性差;儲(chǔ)層孔隙度介于6%~12%、滲透率介于0.005×10-3~0.03×10-3μm2,根據(jù)RMT統(tǒng)計(jì)表明Rulison氣田WilliamsForks氣藏儲(chǔ)量豐度為14.7×108m3/km2。當(dāng)井網(wǎng)密度為0.65km2/井時(shí),采收率介于5%~6%。2.2.3.氣藏模擬研究對(duì)透鏡狀砂巖露頭研究表明,相距304.8m時(shí),除了少量連續(xù)性好的砂體外,大部分砂體均不連通。鉆井成果表明,當(dāng)井距接近335.28m時(shí),極少存在井間干擾。對(duì)WilliamsFork透鏡狀砂體上的3口距離很近的井進(jìn)行多井試驗(yàn),結(jié)果表明井與井之間的測(cè)井相關(guān)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(jìn)行氣藏模擬研究,結(jié)果表明該儲(chǔ)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(wǎng)加密和多層完井技術(shù)促進(jìn)了該類氣藏的規(guī)模有效開發(fā)。2.2.3.高產(chǎn)量老井對(duì)比在Rulison氣田加密鉆井的最初階段,對(duì)新井井底壓力測(cè)試結(jié)果與周邊高產(chǎn)量老井進(jìn)行了對(duì)比,結(jié)果表明基本上沒有連通性。1994~1996年分別進(jìn)行了井網(wǎng)密度為0.32km2/井、0.16km2/井和0.08km2/井時(shí)的井底壓力恢復(fù)測(cè)試,測(cè)試結(jié)果表明井間基本上沒有壓力傳導(dǎo)。2.2.3.氣藏總量、采收率選取氣田不同位置的、具有代表性的氣井,進(jìn)行了氣井?dāng)?shù)值模擬歷史擬合及預(yù)測(cè)。預(yù)測(cè)結(jié)果顯示,氣藏在生產(chǎn)20a后,氣井的單井累積產(chǎn)量平均0.51×108m3,泄氣面積平均為0.05km2。氣藏?cái)?shù)值模擬和生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明在傳統(tǒng)井網(wǎng)密度0.65km2/井時(shí),氣田的采收率僅為7%,當(dāng)井網(wǎng)密度為0.16km2/井時(shí),采收率將升至21%。考慮滲透率、非均質(zhì)性、沉積方向等因素進(jìn)行數(shù)值模擬,結(jié)果表明:泄氣面積將傾向東西方向,同時(shí)砂體的展布是長方形的,而不是正方形。2.2.3.井網(wǎng)加密過程WilliamsForks氣藏早期井網(wǎng)密度為0.65km2/井,甚至更大。1994年向科羅拉多油氣委員會(huì)提出了0.32km2/井的井網(wǎng)加密請(qǐng)求,并首次實(shí)施井網(wǎng)加密。之后又申請(qǐng)以井網(wǎng)密度0.16km2/井進(jìn)行開采。在1996年,鉆4口井進(jìn)行0.08km2/井的試驗(yàn),效果很好,加密鉆井方法得到進(jìn)一步推廣應(yīng)用(表1)。1998~2000年期間,在試驗(yàn)區(qū)又加密了12口井,使得試驗(yàn)區(qū)(2.59km2)的井?dāng)?shù)達(dá)到30口(有效井網(wǎng)密度為0.08km2/井),這些氣井的初期產(chǎn)量為2.83×104~5.7×104m3/d,預(yù)計(jì)單井最終累計(jì)產(chǎn)量為0.4×108~0.7×108m3。針對(duì)井網(wǎng)加密過程生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析如下。1)隨著井網(wǎng)密度的增加,每口井的可采儲(chǔ)量保持相對(duì)比較穩(wěn)定;對(duì)WilliamsForks砂巖氣藏,當(dāng)井網(wǎng)密度為0.08km2/井時(shí),2.59km2試驗(yàn)區(qū)的可采儲(chǔ)量為14.14×108~16.98×108m3。井底壓力測(cè)試結(jié)果表明:在72個(gè)砂巖測(cè)試層中,其中只有4口井3個(gè)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?dāng)?shù)達(dá)到40口,井網(wǎng)密度只有0.04km2/井。初步分析表明:大部分井的初始產(chǎn)量為2.83×104~5.67×104m3/d,比之前井網(wǎng)密度為0.08km2/井和0.16km2/井的井更有優(yōu)勢(shì)。根據(jù)1年的生產(chǎn)數(shù)據(jù),預(yù)計(jì)平均單井累計(jì)產(chǎn)氣可達(dá)0.57×108m3。在對(duì)近期鉆的井網(wǎng)密度為0.08km2/井的加密井壓力測(cè)試中,發(fā)現(xiàn)98個(gè)獨(dú)立砂巖體測(cè)試中的6個(gè)有氣藏壓力部分衰竭現(xiàn)象。如果64口井全部投產(chǎn),預(yù)計(jì)該區(qū)域累計(jì)產(chǎn)氣量大于31.71×108m3(表1)。根據(jù)預(yù)測(cè),試驗(yàn)區(qū)域的采收率將達(dá)到75%,而0.65km2的井網(wǎng)密度的采收率僅為10%。2.3生產(chǎn)工藝增產(chǎn)工藝技術(shù)主要包括層狀砂巖氣藏分層壓裂技術(shù)、塊狀砂巖氣藏大型壓裂和水平井分段改造技術(shù)等。2.3.1分層壓裂時(shí)的影響因素分層壓裂的目的主要是提高縱向上的小層動(dòng)用程度。分層壓裂的主要技術(shù)方法包括連續(xù)油管分層壓裂、封隔器分層壓裂等。分層壓裂時(shí)著重考慮的因素主要有層數(shù)、隔層厚度及各層應(yīng)力差。國外直井分壓技術(shù)以連續(xù)油管加跨隔式封隔器分壓技術(shù)為主,單井可連續(xù)分壓10~20層,一次排液。在Jonah氣田運(yùn)用連續(xù)油管壓裂技術(shù),能夠在36h內(nèi)完成11級(jí)水力壓裂施工,將施工時(shí)間由5周縮短至4d,同時(shí)產(chǎn)量增加90%以上。2.3.2儲(chǔ)層適宜大型壓裂自20世紀(jì)80年代以來,以美國Wattenberg氣田壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用為基礎(chǔ),提出大型壓裂概念,通常要求支撐半縫長大于300m,加砂規(guī)模大于100m3被認(rèn)為是大型壓裂。一般具有以下特點(diǎn)的儲(chǔ)層適宜大型壓裂:氣測(cè)滲透率小于0.1×10-3μm2,砂層厚度一般為20m以上,且平面上分布穩(wěn)定,人工裂縫方位與有利砂體展布方向一致。美國Wattenberg氣田,儲(chǔ)層埋深2316~2560m,砂層厚度15~30m,滲透率0.005×10-3~0.05×10-3μm2。一般加砂量90~150m3,最大255m3,壓后縫長400~600m,壓后穩(wěn)產(chǎn)2.0×104~3.5×104m3/d,最大5.2×104m3/d。2.3.3機(jī)械橋塞分段壓裂管井壓裂工藝水平井分段壓裂可以對(duì)水平層段進(jìn)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(shù)及特點(diǎn):多級(jí)封隔器壓裂,通常壓后不動(dòng)管柱;水力噴射壓裂,氣井壓裂需考慮帶壓作業(yè)問題;限流壓裂,射孔優(yōu)化要求高、排量大;機(jī)械橋塞分段壓裂適應(yīng)套管完井,作業(yè)成本較高。截止到2006年,國外已有1000多口井采用水力噴射改造技術(shù)。2.4小井眼鉆井的必要性對(duì)于致密砂巖氣藏,低成本的鉆采工藝技術(shù)主要是小井眼井技術(shù)和欠平衡鉆井技術(shù)等。小井眼是指完井井眼尺寸小于152.4mm,或全井60%以上井眼尺寸為152.4mm。小井眼技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)主要體現(xiàn)在井場(chǎng)占地面積小,鉆井設(shè)備輕,工作量少,只需常規(guī)鉆井三分之一的工作人員,鉆井費(fèi)用低,井場(chǎng)各項(xiàng)費(fèi)用減少60%,節(jié)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6000m的區(qū)域適合進(jìn)行小井眼鉆井。近十幾年來,隨著油氣生產(chǎn)費(fèi)用的攀升,以及石油工程領(lǐng)域不斷向邊遠(yuǎn)地區(qū)擴(kuò)展和鉆井工藝技術(shù)水平的提高,鉆小井眼井開采油氣的優(yōu)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(xù)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(jìn)入井筒,并可將其循環(huán)到地面可控的鉆井技術(shù),該技術(shù)有利于儲(chǔ)層保護(hù)和大幅度提高機(jī)械鉆速,在致密砂巖氣藏鉆井中得到廣泛應(yīng)用,美國欠平衡鉆井占總鉆井?dāng)?shù)的