重复压裂使裂缝转向提高巴尼特致密页岩气井采气量

1、重复压裂使裂缝转向提高巴尼特致密页岩气井采气量本文在2000年10月1-4日德克萨斯州达拉斯举行的2000年SPE技术年会展览上发表。摘要重复压裂可以用来提高老旧压裂井的产量。这种技术的一种不同的应用是重复压裂有着大的原始裂缝的井。在本文中，我们提供的增产依据来源于重复压裂两个有深层穿入原始裂缝的致密气井。地面测斜仪结果显示重复压裂的方向倾斜的角度对应原始裂缝的方位。前言重复压裂裂缝转向先前已被假定在软、浅地层中直接观察。我们提出了两种重复压裂方案来测试在致密气层中正交重复压裂裂缝转向的结果。从前基于致密气藏理论上考虑的工作表明，在某些条件下重复压裂造缝方向可以与初始水力压裂裂缝呈90

2、6;角。在这种情况下，重复压裂裂缝能穿入储层未开发段，显著增加了产量和储量。用于油田测试的的试验井是那些仍在生产的井，这表明这样的井有一个深层穿透并有高传导性的原始裂缝。需要指出的是，这种井通常不会被考虑用于重复压裂。现场试验是在位于沃思堡北的巴内特页岩气田进行的。一排地面测斜仪用于监测重复压裂方案。结果表明，A井重复压裂获得有效的重新定向，B井获得倾斜的重新定向。生产数据显示，两口井重发压裂后产量显著增长。该地区其他非本次研究范围的井，重复压裂后也有类似的产量增加的现象。在本文中，我们简述了试验井的选择过程，生产预测的结果，并提供了重复压裂的设计和处理的细节和讨论。重复压裂裂缝转向的概念图1

3、是重复压裂裂缝转向概念的示意图。改图显示了穿过一口垂直井的水平剖面图，包括一条东西向的原始裂缝。原始裂缝填充后，生产会引起井筒和原始裂缝附近的一个扩张的椭圆区域中孔隙压力的重新分布。孔隙压力减少改变了储层的应力分布。数值模拟显示，总水平应力平行于原始裂缝的分量比垂直分量沿着提出的重复压裂方向，随时间减小的更快。如果诱发应力的改变大到足以克服初始水平偏应力的影响，那么在井筒和原始裂缝附近的一个椭圆区域内（见图1），水平应力最小值的方向会变为最大值。在这些条件下，重复压裂裂缝将会沿与原始裂缝方位呈90度的方向延伸，直到达到椭圆应力反转区域的边界。沿着被提出的重复压裂裂缝延伸方向的椭圆边界，定义为各

4、向同性的点，这些点具有相同的水平应力。我们可以预计，重复压裂裂缝开始在某个距离Lxf超过各向同性点（在距离Lxf处）使之适应，如图1所示。各向同性点一般将小于原始裂缝延伸距离的一半。然而，断裂韧性延长了重复压裂裂缝的正交延伸，使之超出该点。到各向同性点的距离取决于初始水平应力差的大小、原始裂缝延伸长度、生产速度、储层渗透率和产油层与边界地带的弹性模量之差。选择试验井的时候应该考虑这些参数。油田试验井的选择和评价起初我们没有考虑含有天然裂缝的岩层，因为我们不知道他们会给重复压裂带来怎样的影响。不过，米切尔能源公司已成功地在巴尼特页岩气田里的天然裂缝重复压裂了许多井。 C井是这些井之一，对其生产曲

5、线的分析进一步确定了成功的原因。重复压裂裂缝是原来方案的两倍多长，使用的交联液约500,000加仑，超过1MM磅的支撑剂。图2a显示C井重复压裂前后的生产历史曲线。 图2b中的双对数曲线显示了层流特征曲线，代表一条拥有有限裂缝导流能力的的深层延伸的原始裂缝，这是选择一口成功的重复压裂裂缝转向试验井的要求之一。这口井的处理参数，以及本文所讨论的其他方面，总结在表1中。运行产量历史拟合用以确定所需的可能的重复压裂方向和数值，以在这口井实现递增的生产利益。当水平方向渗透率各向异性kx/ky = 12时，会得到最佳拟合。这个各向异性的数值能在自然断裂的地层中预测。图3表示累计产气量与实测数据的拟合。模

6、拟了三种情况下将来的生产状况。第一种情况显示了模拟拟合和没有重复压裂的设计。第二种情况，同一平面重复压裂裂缝是原始压裂裂缝的两倍，因为原始裂缝与观察的数据无法拟合。最后一种情况，重复压裂裂缝略小于原始压裂裂缝，但与原始裂缝方向呈90度延伸。这些解决方案不是唯一的，但对我们来说，他们提供了令人信服的重复压裂的证据。钻井监督选择了重复压裂井A。A井的生产状态与已制定的重复压裂方案相匹配，见图8。A井重复压裂后，钻井监督决定对井B也进行重复压裂。然而，重复压裂之前没有B井的详细生产数据评价。B进行了重复压裂，并且用与A井所用相同的的一排测斜仪测量了方位角。该油田的原始裂缝方位是N40ºE。

7、这已通过多种方法得到证实，包括测斜仪和脉动数据。一项关于东边约三英里的井D的研究显示，次生裂缝在N60ºE ± 15°。这个研究也表明，天然裂缝定向在N65ºW。其他在巴尼特页岩气田未发表的井壁稳定成像数据显示了一口井天然裂缝不同的方位角，其他的没有。然而，天然裂缝在巴尼特页岩气田似乎有优势。对井A的重复压裂米切尔目前的压裂施工过程中，包括流沙裂缝，使用低浓度和大量的支撑剂，泵入井A。射孔段7090到7280英尺，在重复压裂之前再射孔120度相位。一个微裂缝泵入包括185桶，注入速度53桶/分。主要方案包括17177桶，注入平均速度53桶/分，注入5.5

8、小时。支撑剂的浓度为0.2ppg，中途加入，在最后20分钟的时间间隔上升到1.6ppg。整个过程中，地面处理压力保持大约5035psi不变。图4显示处理的进度。低浓度的减阻剂加入到水中，处理压力的轻微的变化归因于摩擦力的变化。井底流动压力不测。一组24个地面测斜仪，位于临井位置，呈放射状排列在测试井周围，用来监测重复压裂裂缝方位角的变化。测斜仪裂缝绘图的原则是通过测量次生裂缝岩石变形简单的推断水力压裂几何形状。次生变形场放射向各个方向，能用一组地面测斜仪测量，也可用测井电缆输送到井底的一组测斜仪测量（见图13）。地面和井下测斜绘图技术细节在文献8-12中有据可查。来自井A的数据划分为5部分，对

9、应于微裂缝，其次是主要试验井，被分为4节（每个83分钟）。表2总结了这些区间的重复压裂特性。该倾斜仪观测资料分析（见表2）表明，在N5ºW方向进行的重复压裂，逐步重新定向到最终方位N66ºW。这可以通过总裂缝发育百分比增长促使方位角由N60ºW到 N67ºW而推出。方位角范围见表2。另外，测斜仪信号分析清楚的表明方位角逐渐变化（图 5）而不是突变（例如，见图6，加利福尼亚的一个倾斜仪的测量结果）。如果重复压裂分割了天然裂缝而且立即选择天然裂缝的优先发育方向，或者如果二次重复压裂在不同的方位开始，后者可能被希望出现。图7是一个重复压裂方位角作为时间的函数的

10、示意图，从倾斜仪资料解释。断裂长度不是从表面倾斜的数据确定。因此，数据准确反映了方位角的细节但不能推断长度。在N5ºW方向开始的重复压裂，比估计的原始裂缝方位N40ºE偏离了45度角。重复压裂裂缝后来逐渐弯曲到NW-SE方向，最终方位角范围是N66ºW，即与假设的原始裂缝方位角差了106度。平均重复压裂方位角计算得N28ºW，与原始裂缝方位角差了68度。因此重复压裂方位角为正交概念提供了部分验证。最终的重复压裂方位角非常接近绘图的天然裂缝方位角，天然裂缝在A井往东大约3英里。从理论的角度来看，重要的在于重复压裂裂缝的发育路线。重复压裂最初没有沿与原始裂缝

11、呈90的方向延伸，正如理论预期那样。这可能是由于各种原因，如射孔方位或到重发压裂已经关井几星期的事实。这段关井时间改变了井筒附近地层孔隙压力梯度，并可能影响重发压裂裂缝的初始方向。同时在关井期间，近井地带的天然裂缝可能已经充满了水。因此，在重复压裂一开始，这些充液裂缝将会被加压，然后从井筒附近延伸出去，在近井地带形成复杂的裂缝系统。因此，裂缝初始方位角可能已经被早期的复杂性影响。A井的初始产量历史拟合良好。该拟合的参数被用来预测重复压裂裂缝长度，约是原来裂缝长度的4080%，如图8所示。在A井重新投入运行后，产量从50增加到100 Mscf/d再到 750 Mscf/d（图8）。六个月后产气量

12、约300 Mscf/d，管线压力稍高。六个月后重复压裂的生产数据更准确地拟合了重复压裂裂缝长度是初始裂缝长度的40%。重复压裂增产的成本已从提高的产量中获得补偿。对井B的重复压裂井B不是作为正交重复压裂试验井来评价的。这是重复压裂和加密钻井中一个独立的研究部分，但地面倾斜数据可以从A井相同的一组测斜仪中获得。B井的不同之处在于，生产曲线并没有表现出长期的层流，而在A井中有观察到（图11），这代表一个较短的原始裂缝。它的生产率很高，5年生产的气体累积量与A井11年的量相同。因此，B井可能有高渗透性，或者来自基岩渗透率或者可能因为天然裂缝系统。井B应用了与井A相似的方案。射孔段7,004 to 7

13、,242英尺，在重复压裂之前再射孔120度相位。进行变产量测试后，进行两个持续25和48分钟的微裂缝，注入速度大约52bpm。主要方案包括14861桶，注入平均速度52桶/分，注入5小时。支撑剂的浓度为0.12-0.25ppg，进行1/3时加入，在最后7分钟内逐渐上升到2ppg。重复压裂过程中的压力变化（图9）不像典型重复压裂方案那么高。没有重新定向的的依据，这与在A井中观察到的不一致。表3表明，第一个微裂缝的方位角是N55ºW，与原始裂缝方位角N40ºE的变化范围差了93度角。第二个微裂缝定向为N80ºE，与原始裂缝方位角差了40度。主要的重复压裂裂缝沿着与假设

14、的原始裂缝方位角呈25度的方向发育。重复压裂过程中的主要注入表明重新定向。然而，数值不足以旁证正交的概念。虽然如图10所示仍有实质性的增产。讨论如前所，在含天然裂缝的地层进行现场试验，我们很犹豫。该储层枯竭时，总应力降低，因此应力各向异性的总大小也减小。此外，因为原始裂缝，两个水平应力分量以不同的速率减少，如前面所讨论的。这些因素加上天然裂缝的存在，可以在重复压裂过程中产生复杂的状况。同时，低粘度水的注入能让更多的开放天然裂缝延伸，这对重复压裂裂缝的初始方向有很大影响。在这项研究中，每次注入和关井后，方位角都会发生变化。我们不知道天然裂缝在何种程度上影响这个。方位角的变化和随后的注入已经在钻屑

15、处理试验中报告了。然而，这些变化不是由于我们正在研究的正交理论。图12是该地区附近的井的示意图，基于瞬态压力的估计给出了裂缝井的标示。在图12中，初始裂缝方向指向方位角N40ºE，用带箭头的黑线表示。重复压裂过程中初始注入或微裂缝的方位角范围，用带方形符号的虚线表示。B井第二微裂缝方位角的变化范围用三角形表示。每口井重复压裂裂缝的主要方向用长的灰色线表示。请注意，每条线的长度不代表裂缝长度。两口井的重复压裂裂缝转向是显而易见。这个项目中的重新定向理论纯粹是基于受压降影响的无限的均质介质。在注入井和生产井的研究中也可以观察到同样的机理，在生产井中，重复压裂裂缝向注入井发育。这意味着，在

16、一定的条件下，重复压裂裂缝向远离生产井的方向发育。来自两个主要的重复压裂的路径显示，每个好像都避开了临井现有的排水路径，虽然这可能是纯属巧合。总结重复压裂裂缝转向可用于合适的致密气层中，花费重复压裂的钱以增加产量。该技术同样适用于油藏。现场试验在增加产量方面取得成功，并获得一些对于正交概念的验证，尽管井不是最好的选择。利用这一技术对未来的生产是一种鼓舞。专业名词kx 水平x方向渗透率ky 垂直y方向渗透率Lxf 原始裂缝半长Lxf 从井筒到各向同性点的距离Lxf 到重复压裂第一曲率点的距离 Table 1-Summary of initial frac and refracture treat

17、ments on WellsA, B and C Table 2-Summary of surface tiltmeter mapping results for Well A Table 3-Summary of surface tiltmeter mapping results for Well B Fig.Refracture reorientation concept Fig. 2a-Production history of Well C before and after successful refracture treatment Fig. 2b-Log-log plot of

18、production history of Well C before and after successful refracture treatment Fig. 3-Production history match on refractured Well C in Barnett shale for parallel and orthogonal refractures (Lf1 is initial fracture length, Lf2 is refracture length) Fig. 4-Treatment schedule for Well A refracture job

19、Fig. 5Raw tiltmeter signal for main frac treatment on Well A showing gradual azimuth change Fig. 6Raw tiltmeter signal for main frac treatment on a Lost Hills, CA, site showing abrupt azimuth change at time 10:20 Fig. 7Plan view of Well A refracture azimuth growth as a function of time Fig. 8Production history match on Well A in Ba