两种不同完井方式的比较：裸眼洞穴完井与套管压裂完井

比较裸眼洞穴和套管水力压裂完井技术在新墨西哥州圣胡安盆地的应用摘要自从19世纪50年代圣胡安盆地第一口煤层气井钻井以来，完井技术有了大幅度的提升。最初的井都使用裸眼完井，然而除了分隔不同煤层外，井壁稳定性是另一个重要问题。套管完井后又进行了射孔和水力压裂措施。圣胡安地区大多采用煤层裸眼洞穴完井，但是最近裸眼完井重新在该地区应用起来。之后将裸眼段和未固井的预射孔套管连通。在圣胡安盆地由Blackwood&Nichol公司管理的布兰科东北部地区，套管压裂完井技术和裸眼洞穴完井技术都在使用。这为比较并最终决定采用哪项技提供了难得的机会。简介圣胡安盆地Fruitland层煤层气储量预计为50万亿立方英尺。开发这样的大气藏的前提条件是定位富集区的可靠技术和开采煤层的创新技术。煤储层是非均质的，即使同一区域的气藏地质条件也可能不同。储层参数如渗透率、压力、含水饱和度、含气量，地质参数如煤阶、厚度和天然裂缝决定了气藏的生产潜力。完井和采气技术影响气藏的产能和有效采收率。并列比较不同完井技术效果时，储层和地质参数的影响较完井技术本身要更大。圣胡安盆地产出油气的历史已有65年之久，主要层位是Fruitland层以深的多个砂岩层。由于Fruitland浅层超压煤层可能引发井喷，造成在这些地区深部层位钻井有风险。讽刺的是，现在开发的大多煤层气藏正是以往打井时要避开的超压层。圣胡安盆地Fruitland层最早的煤层气井于37年前投入开发，即1952年。自那之后采用了多种多样的完井技术，然而还从未确定过某种技术为“最好的”。1988年Blackwood&Nichol公司开展了一项关于煤层气井钻井的合作研究，具体层位位于新墨西哥州圣胡安盆地布兰科东北部地区的Fruitland层，本文报告正是基于上述研究作出的。该研究由能源公司承担，由天然气研究所通过西部白垩纪煤层气藏项目赞助。目前在布兰科东北部地区，由Blackwood&Nichol公司负责实施套管压裂和裸眼洞穴完井，因此提供了一个难得的机会比较这两项技术。圣胡安盆地煤层气发展历史50年代早期，在科罗拉多Ignacio背斜地区试验钻探了数口煤层气井。早期煤层气井在Fruitland层使用裸眼完井，产出大量水后方产气。直到1977年Amoco公司在Cedar山区打出Cahn1号井后，才标志着煤层气开发进入高水准阶段。从那以后不同的公司在该地区打了大约16口气井。Amoco公司最初的的5口气井钻进到Fruitland下部煤层使用裸眼完井。煤层扩孔以解除钻井造成的储层伤害，而后用砾石充填保持井壁稳定性，然而充填的砾石很快被煤粉堵塞。Amoco公司随后将其他气井下入套管、注水泥固井，在Fruitland下部煤层进行射孔、压裂。1988年该公司在Cedar山区完成了三口裸眼完井气井，平均产量为产气940千立方英尺/天和产气29桶/天。只有一口井例外，产气1833千立方英尺/天和产气28桶/天，这种产量的大小更多是由于地质和储层的差异造成的，而不是归因于完井技术。1985年Meridian石油有限公司开始开发位于圣胡安盆地圣胡安30-6区块的的Meridian"400”气井（如图1所示），在那之前圣胡安盆地广泛应用的是套管完井后水力压裂。施工中首先下入7寸套管到Fruitland层，再用清水欠平衡钻井钻穿Fruitland超压煤层后完井，其次在煤层造穴以清除储层污染，然后将预射孔尾管置放在裸眼层段。气井完井后由于井壁不稳定常会产出煤粉，通过控制井底回压可以减少煤粉产出。这项技术获得了成功，有些井产气量超过了10000千立方英/天。Meridian公司14口裸眼洞穴气井在1988年前九个月的平均产气量为2770千立方英/天，平均产水量为495桶/天。Meridian公司在该区域也有一口套管水力压裂的煤层气井--Meridian401。该井产量在13个月中从52千立方英/天上升到最高455千立方英/天。1988年前九个月的平均产气量为342千立方英/天，产水量为127桶/天，相比于邻近洞穴井的产量明显较少。那些产水量较大的气井需要配套充足的水处理技术工艺，位于恩特拉组和莫里逊组的处理井（9000英尺）可以满足水处理要求。Blackwood&Nichol公司目前在开发新墨西哥州RioArriba县布兰科东北部地区T30N-R7W的Fruitland层位的9区、20区、21区，与Meridian"400”区块西部和西北部相邻。共钻4口井，两口采用套管固井后水力压裂，另外两口采用裸眼洞穴悬挂预射孔尾管完井。Blackwood&Nichol计划1989年上半年钻进并完井6口水力压裂井，6〜8口裸眼洞穴井。由于最终采收率、洗井和修井的频率、经济寿命、最终收益都无法确定，因此只有在相似储层和地质条件下使用这两种完井技术的气井足够多时，才能确定哪种技术更好。地质和储层条件Blackwood&Nichol公司开发位于布兰科东北部地区的Fruitland层，包括砂岩隔层，页岩和三个不同的煤层段。特别是T30N-R7W的9区煤层，包含在一个长度为170英尺、深度为3100英尺的的地层间隔中，它的总厚接近54英尺。煤质属于含沥青质高挥发分烟煤-A，最大镜质组反射率0.8%。含气量随深度增加而增加，从Fruitland上部的243SCF/T到下部的375SCF/T。含气量是未标准化的，其中考虑了灰分或矿物质含量，通常会占到10%〜80%不等，因此无灰分和矿物质含量的含气量会更高。该地区煤层属于超压地层，压力梯度为0.55psi/ft，深部的PicturedCliff砂岩层是常压地层，压力梯度为0.434psi/ft。煤层超压很有可能是水动力封闭造成的，局部地区抬升、流体下侵煤层段导致的地形起伏最终导致超压，而且煤层横向不连续使压力封闭在煤层中。煤层产出的气、水组分均与相邻砂岩有很大区别，也说明了煤层与其他层是隔离的。该地区Fruitland层上煤岩段割理的总渗透率为1.5md〜8.8md，还存在渗透率更高的天然裂缝，压力资料也证实了井周围发育有高传导率的裂缝。从PicturedCliff砂岩层地形图可以看出圣胡安盆地的一些构造特征，可能是地质构造运动使基岩运动取代了上覆煤层，从而产生裂缝改善了渗透率，而要证实这个推测还需要更多的地质构造资料。肉眼可以将端割理、面割理与天然裂缝区分开，如图3所示，天然裂缝的方向和面割理的不同。通常面割理的方向平行于最大水平主应力方向，除非在割理形成之后构造运动使应力场方向改变。如方向玫瑰图所示，面割理为东北向而最大主应力为北北西向。水力压裂时需要考虑应力、割理及裂缝的方向对井距、井位和完井设计的影响。垂直裂缝应平行于水平最大主应力方向。在布兰科东北部地区，水力压裂的垂直裂缝应近似平行于天然裂缝的北北西方向，横穿较低渗透率的面割理。压裂以沟通高渗透率的天然裂缝已经得到共识，然而需要发展更有效的压裂技术以沟通较低渗透率的裂缝。裸眼洞穴完井技术圣胡安盆地最初的煤层气井使用裸眼完井后扩孔解除钻井造成的储层伤害。大多数裸眼井都有煤粉堵塞的问题，充填的砾石很快会被煤粉堵塞而且很难清除。Meridian公司开发了一项更有效的裸眼完井技术。首先在Fruitland层以上下入7寸套管，然后用清水欠平衡钻穿煤层。欠平衡钻井可以避免潜在的储层伤害，主要来自于钻井液和储层流体以及和割理或天然裂缝的不渗透带的相互作用，钻井后使用空气和泡沫将钻井液替出。Fruitland层的裸眼段大多长200英尺。然后造穴以解除可能存在的储层伤害，也可以提高割理的渗透率。从前期调研可知煤层造穴后应力场会重新分布。洞穴的垂直应力分量大小改变，部分转移到洞穴的各个方向，形成由煤层指向洞穴的单一载荷。因此煤层破碎并运移到洞穴，这种效应可以扩展到洞穴周围300英尺的距离。应力降低造成割理和天然裂缝张开更大，渗透率也随之增高。某些井由于特殊的储层条件如高渗和高压，大量的煤流动形成了天然的洞穴，因而在某些区域很有必要激励煤层流动。可以在气井关井恢复压力时，“激动”该井让压力快速释放来造穴，快速压降使煤剥落掉入井筒中，可以使用高速循环的空气或泡沫祛除井筒中的煤和水，重复“激动”步骤直到已恢复压力的煤层不再掉落。如果生产中不断有煤粉产出，表明煤层仍在剥落，井壁稳定性也较差。洞穴造好后，将51/2英寸的预射孔尾管下入到裸眼段，尾管每英尺分布有12个孔，孔洞直经为1英寸。孔中塞有铝栓，下入尾管后铝塞被磨碎留下一个直径5/8英寸的的孔洞。为了保持井壁稳定性、防止完井液压井以此来避免可能的储层伤害，有时在压力下下入尾管。通常完井需要十天，但根据不同的地质、储层和气井的具体情况会有较大差别。经验表明完井用的时间越长，因页岩滑落或膨胀造成卡钻的几率越高。Blackwood&Nichol公司在新墨西哥州布兰科东北部地区T30N-R7W的21区的#407井（NEBU407）应用了此项完井技术。该井初期产气为1630千立方英尺/天和产气213桶/天，和Meridian“400”气井相似。该井Fruitland层的储层测试表明有效渗透率为8.8md，表皮系数为-0.3,表皮系数很小且为负值说明煤层没有污染，因此认为这种完井方式有效且无污染。在圣胡安盆地深度1000ft的Fruitland层，打一口使用裸眼洞穴完井的气井需要花费40万2000美元，其中包括钻井、完井和安装生产设备的费用，如表1所示。当遇到井壁不稳定、煤层滑脱、页岩膨胀，尾管损坏时费用更高，其中一口井花费了80万美元，另一口花费了120万美元，某些情况下需要花费几周和多次打捞才能完成完井工序。裸眼洞穴完井看似是一个有效的完井方式，但是裸眼的危险系数较高，后期维护费用不可预测。气井生产时煤粉在井筒中聚集阻碍产气，因此需要清除煤粉。清除工作大概需要5万5千美元，但是产量增幅非常显著。清除工作的频率根据气井情况而定，大概平均每年清理一次。裸眼洞穴完井技术在圣胡安地区大概已使用两年，因此还无法确定最终采收率、洗井的频率、经济寿命、最终收益。水力压裂技术由Amoco公司开发的套管完井技术可以改善许多裸眼完井的缺陷。套管完井开发多套煤层时可以有选择的完井和生产。首先用平衡钻井钻穿煤层，下入生产套管并固井。然后在煤层以下钻个小孔，为掉落的煤粉和杆式泵运动留出空间，提高排水的效率。煤层选择性地射孔和压力可以改善流入动态，避免钻井和固井对储层的伤害。水力压裂完井的预期效果有四个：1）避免近井储层伤害；2）增产并加快排水速度；3）改变压力降落以减少煤粉产出；4）有效沟通井筒和天然裂缝的流动通道。调研表明作业压力高和裂缝几何形态复杂是水力压裂中普遍存在的问题。可能会出现三种情况：1）.浅层煤层出现水平裂缝；2）单个的垂直裂缝贯穿数个煤层；3）复杂裂缝系统，包括多个平行的垂直裂缝和一个可能贯穿整个厚煤层的水平裂缝。布兰科东北部地区的压裂资料分析表明该地区普遍出现复杂裂缝。压裂后压力降落资料也显示存在多裂缝的特征。位于研究区的#403井（NEBU403）使用了套管将Fruitland上下煤层固井后压裂。钻井时和固井后压裂前分别进行了两次储层测试，以确定渗透率和表皮系数。结果显示Fruitland下部煤层渗透率为1.5md、表皮系数为+4.3，正表皮系数说明储层受到伤害。表皮系数从钻井时的-0.9升高到固井后的+4.3，说明下套管和固井操作降低了近井筒传导系数，因此流动效率减少了接近50%。压裂前该井Fruitland层的平均产气量为35千立方英尺/d，产水量为零。NEBU403井Fruitland层下部煤层深度为3160英尺，厚度为25英尺。压裂使用携砂液74000加仑，成分为30#硼酸交联凝胶，总砂量199000磅，泵速55桶/分。上部煤层与下部分开压裂，使用相同成分携砂液107000加仑，总砂量293000磅。下部和上部煤层压裂时都出现了施工压力高的情况，压裂梯度分别为1.1psi/ft和1.3psi/ft。如图4所示的净压力与时间双对数图（Nolte-Smith曲线）可以看出，下部煤层破裂后净压力平稳下降，而上部煤层破裂后净压力平稳上升。煤层压裂特点包括异常高的施工压力和复杂的裂缝形态，这都为扩展Nolte-Smith技术的应用范围提供了经验。但是，Nolte-Smith曲线一般用来量化比较不同压裂结果。如图5所示，压裂后伽马射线曲线可以看出Fruitland上部煤层的裂缝都在煤层内，然而下部煤层的裂缝向上覆砂岩层延伸了30英尺。就长度而言，下部煤层的裂缝长度短，接近下部煤层的厚度。压裂后该井合采的平均产气量为986千立方英尺/天，产水量为425桶/天。第一个星期初始产气量为300~600千立方英尺/天；经过十天左右，产量增长到1300〜1650千立方英尺/天后遇到井下泵故障；然后气井无泵生产，产量为800〜1000千立方英尺/天。因此裸眼完井和套管完井压裂的产量非常接近，导致产量差别的原因主要是NEBU407井的有效渗透率较高（裸眼洞穴），完井技术只占很小的部分。还需对产量进行长期的评估才能对完井技术的优劣作出正确判断。在圣胡安盆地深度3000ft的Fruitland层，打一口使用套管完井并压裂的气