低渗透油藏的划分及致密油藏的开发

低渗透油藏的划分及致密油藏的开发

近年来，致密油和天然气的开发已成为国内外的主要热点之一。美国在威利斯顿盆地的巴肯区带发现(4~6)×108t可采储量的致密油藏,储量规模大,产量逐年迅猛上升,单井初期产量超过274t/d,引起了全球油气工业界的高度关注。2010年,威利斯顿盆地的总产量已超过2000×104t,约相当于美国从科威特进口石油的一半,仅巴肯区带的致密油产量已达到1569×104t。美国在非常规油气勘探和开发方面的重大突破,不但将改变美国的能源消费结构,而且也将对全球油气市场产生持续和深远的影响。因此,依据国内外对低渗透和致密油的开发实践,对我国低渗透、特低渗透和超低渗透油藏进行了重新划分,对超低渗透油藏和致密油藏划定了区分界限。同时,分析了巴肯致密油规模开发的水平井裸眼多段压裂完井系统的关键技术,以期对我国加快动用超低渗透油藏的未动用储量起到推动作用。1低渗透和致密油藏的基本概念1.1低渗透油田分类通常,低渗透油气藏具有油层孔隙度低、渗透率低、喉道小、流体渗透能力差、产能低等特点,一般需要进行油藏改造,维持油气田的正常生产。目前低渗透储层的岩石类型包括砂岩、粉砂岩、砂质碳酸盐岩、灰岩、白云岩等,但以致密砂岩储层为主。随着技术的发展,低渗透的标准和界限将发生重大变化。综合国内外对于低渗透的认识,根据目前我国油田开发低渗透油藏和特低渗透油藏的实践,按油层平均渗透率将低渗透油田划分为下面3类,但这个划分不同于以前研究者的划分,供低渗透油藏分类研究和开发参考。(1)低渗透油田,1.0mD≤油层平均渗透率≤10mD。这类油层接近正常油层,油井具有一定的工业油流,但自然产能很低,需采取压裂措施,才能取得较好的开发效果和经济效益。(2)特低渗透油田,0.1mD≤油层平均渗透率≤1.0mD。这类油层与正常油层差别比较明显,一般束缚水饱和度增高,测井电阻率降低,正常测试,基本没有工业油流,必须采取较大型的压裂改造和其它相应措施,才能有效地投入工业开发。(3)超低渗透油田,0.05mD≤油层平均渗透率≤0.10mD。这类油层束缚水饱和度很高,没有自然产能,但通常油层较厚,埋藏较浅,原油性质较好,同时采取既能提高油井产量,又能减少投资、降低成本的有力措施,可进行工业开发,并取得一定经济效益。1.2油气水为因变质地层储层致密油藏成为全球非常规石油勘探开发的关注领域,主要源自于威利斯顿盆地巴肯致密油开发的重大突破。致密油藏不同于低渗透油藏,它是伴随“非常规油气”的概念而出现的。非常规油气是相对于常规油气而提出。非常规油气主要指连续分布的油气,无明确圈闭与盖层界限,流体分异差,无统一油气水界面和压力系统,含油气饱和度差异大,油气水常多相共存。2007年,由SPE、AAPG、WPC和SPEE联合发布的《石油资源管理系统》认为:连续性矿产和非常规资源基本等同。连续油气藏一般性地质特征为:缺少明显的盖层和圈闭;弥漫式富油或气;大范围分布;储层基质渗透率低;异常压力;与源岩距离较近。致密油是指以吸附或游离状态赋存于富有机质且渗透率极低的暗色灰岩、泥质粉砂岩和砂岩夹层系统中的自生自储、连续分布的石油聚集。页岩生成的油气除部分排出并运移至砂岩或碳酸盐岩等渗透性岩石中形成常规油气藏外,大量(高达总生烃量的50%以上)在“原地”滞留,以游离烃和吸附烃的形式赋存于纳米级孔隙或微裂缝中,形成可供商业开采的致密油(气)。致密油藏属于非常规油藏,而油气大面积连续分布是连续型致密油的标志性特征,因此,将储层面积作为一项考虑因素。定义致密油藏孔隙度小于12%,空气渗透率在0.001~0.05mD,含油面积大于1×104km2。2巴氏油藏特征致密2.1巴肯组和威利斯顿盆地上泥盆系—下密西西比系的巴肯组位于美国最大的陆相沉积盆地—威利斯顿盆地,是美国最主要的致密油成藏组合,面积约为518000km2。该层组从蒙大拿州东北部延伸到北达科他州西北角,并向北进入加拿大萨斯喀彻温省。巴肯组含油气系统包括巴肯组、下Lodgepole组和上ThreeForks组。巴肯组和ThreeForks组在盆地深部可能是整合接触关系,但沿着盆地周缘为不整合接触关系。巴肯组被Lodgepole组整合覆盖。巴肯组厚度范围从楔状体边缘到大于42.7m,其中最厚的位置在北达科他州西北部的Nesson背斜东部。威利斯顿盆地大部分的巴肯组包含3部分(图1):(1)上部页岩;(2)中部粉砂质白云岩或白云岩化粉砂岩和砂岩;(3)下部页岩。该含油气系统的烃源岩层是巴肯组上部和下部有机质丰富的页岩,储层为整个巴肯组及下Lodgepole组和上ThreeForks组。2.2油藏功能2.2.1西藏特征巴肯组含油气系统是在威利斯顿盆地深层形成的一个连续型油气藏,具有前面有所提及连续型油气藏的所有特征。2.2.2巴肯含油气系统的划分正如前面提到的,巴肯组含油气系统由3个不同的组——巴肯组、下Lodgepole组和上ThreeForks组,而巴肯组又可以分为3段:含致密砂岩的巴肯中段以及上下的过渡段。因此,巴肯含油气系统可以划分为5层,表1、图2给出了每层的物性。由图2可以看出,中巴肯地层孔隙度为1.8%~7.3%,渗透率为0.350×10-6~0.15mD,而下巴肯地层孔隙度在8.5%左右,渗透率4.5×10-3mD,巴肯属于低孔低渗的致密油藏。2.2.3巴肯组解释的裂缝上部和下部页岩岩石学性质在整个盆地内均相似。页岩质地坚硬,硅质含量高,轻微钙化,呈块状或片状,一般沿水平裂缝或贝壳状断口破裂。在巴肯组中识别出了3种裂缝:(1)与构造活动相关的构造裂缝,改善了巴肯组致密油藏的储层质量;(2)与应力相关的区域性裂缝;(3)与生烃造成的超压相关的排烃裂缝。产油区或甜点一般位于经天然裂缝改良储层渗透率的位置或基质渗透率改良后的位置,或两种因素共同作用的位置。M.Mullen在测定天然裂缝对产量影响时,发现目标井在甜点区钻遇800多条天然裂缝,可见巴肯层甜点区天然裂缝相当发育。2.2.4流量特征巴肯储层流体为低密度低黏度原油,油品较好(表2),有利于开发,弥补了储层致密给生产带来的不足。3巴氏合金紧密油的开发和生产3.1中方巴肯层为中方水平井开发阶段,2.巴肯致密油藏开采的报道最早见于20世纪50年代。其开发经历了3个主要阶段。第1开发阶段(1953—1987年):采用常规垂直钻井阶段。自1953年至1987年,在北达科他州共有145口垂直井。整个巴肯层段的累积产量约为175×104m3。平均每口井的初期产量为4.45m3/d,并预期开采1352×104m3。第2开发阶段(1987—2000年):上巴肯层采用了水平井开发。1987年9月,Meridian石油公司在巴肯地层钻了第1口水平井,标志着第2个开发阶段的开始。在这期间,上巴肯层段钻了225口水平井。上巴肯层段平均的水平井初期产量为13.7m3/d,预期最终采油量为2300×104m3。水平井产量是垂直井的2.5~3倍。第4开发阶段(2000—至今):在中巴肯层采用了水平井开发,显示出了良好的发展前景。2000年,蒙大拿州的艾勒姆库里油田中巴肯层段钻了第1口水平井。中巴肯层段艾勒姆库里油田的成功开发,带动了北达科他州的新一轮开发。目前,北达科他州的巴肯致密油开发是北美继页岩气之后又一战略性突破。北卡莱罗纳州矿产资源部(NDDMR)宣称:在北卡莱罗纳98%开发井将采用水平井,是美国未来石油生产最有潜力的地区。北卡2009年已经跃居为美国第3大产油州,这个地区也是美国未来产量的增长区。3.2管外封隔和内分流巴肯组目前水平井多级水力压裂增产所用的两个主要的完井方法是[12,13,14,15,16,17,18]:裸眼多级压裂系统和衬管固井桥塞射孔完井。它们分别采用不同的方法实现管外封隔和衬管内部分流。衬管固井桥塞射孔完井借助水泥环实现管外封隔,而通过桥塞来实现管内分流。裸眼多级压裂系统采用裸眼封隔器实现管外分流。这些裸眼封隔器都有能够挤压或膨胀的弹性元件,可分别通过化学作用或液压/机械驱动坐封。裸眼多级压裂系统的衬管内部分流可以由以下3种方法实现:投球分流、桥塞射孔分流或者是两者结合的混合体系。3.2.1井身压裂井段水平井裸眼多级压裂效果受裸眼条件的影响,因为光滑的井眼更有利于OHMS运行到井底并实现良好的环空密封。常规定向钻井技术难以获得光滑均匀的井眼,而旋转导向钻井系统(RSS)克服了常规定向钻井的缺点。使用“钻头推进”工具,使RSS成为一个简单的具有全旋转功能的系统,在有效清洗井眼中发挥着关键作用。钻头的轴线与钻柱组合(BHA)的轴线一致,可以进行有效的钻头切削和钻头旋转,避免了常规定向钻井产生的螺旋效应,钻出的井眼光滑且均匀,为OHMS的成功实施打下了良好的基础。投球分流:这种方法是下入裸眼机械坐封完井系统(OHMS)。此完井系统开始于2001年。这种新的完井系统能够保证无论时间、成本还是可重复性和可靠性都更加有效。具体工艺是:水平段钻完以后,将OHMS元件分布在生产衬管上并下入井眼。采用液压/机械方式坐封裸眼封隔器。这种封隔器能快速安装并保持长期有效。在各封隔器之间的管柱上有压裂孔,安装压裂装备并将一定尺寸的球按从小到大的顺序投入井眼,打开对应的压裂孔,可通过投球或液压打开滑套使孔眼开启。投球到达水平段趾端,并在外加压力下封住循环接头。压力继续增大,坐封衬管悬挂封隔器,然后再一次继续增大压力来坐封裸眼封隔器。当这个系统安置好以后,移走钻机并安置井口装置,准备实施压裂作业,并将一定尺寸的投球按从小到大的顺序投入井眼,打开对应的压裂孔,从井的趾端开始压裂第1段,然后依次压裂,一直到水平段的跟端,并达到所需要压裂的级数。一旦完成压裂,就立即进行返排并投产。封隔器可采用遇某种烃反应而膨胀的可膨胀封隔器,但是当井眼的矿化度、温度、黏度、pH或气体含量改变后就会影响坐封效果和膨胀时间。通常采用液压/机械膨胀器坐封的封隔器,这种封隔器坐封性能好,表现出很好的耐温、耐盐等性能。如前所述,投球分流需要在裸眼封隔器之间有一个压裂孔,用投球或来自地面的液压打开滑套,使压裂孔与地层连通。底座直径从井筒趾端到跟部逐渐减小,球与底座直径要保持一致。投球分流的主要好处是泵入球的同时可以完成冲洗井筒的工作,减少了泵入量。此外,每段都能被单独连续泵入,而不需要多条服务管线,节省了时间和成本,同时也减少了与作业和安全有关的风险。桥塞射孔分流:首先要求,复合桥塞和射孔枪组合通过电缆从地面到达衬管的预定深度,衬管的环形空间由裸眼封隔器进行隔离。坐封桥塞并释放,随后射孔,以建立与地层之间的联系。从井眼中收回射孔枪罩和封堵装置,投球到桥塞的阀座上,提供桥塞之上部位与连通地层的射孔通道的机械分流。对该级进行压裂,随后在下入下一个桥塞和射孔枪组合并隔离下一级之前,用同井筒体积的液体来冲洗。重复这个过程直到得到所需的级数。最终,用连续油管或其它工具将所有桥塞取出,返排压裂液,最终生产得以有效进行。混合体系组成:水平井眼趾部井段采用投球分流,接着是水平井的跟部井段采用桥塞射孔分流。3.3分段压裂发育井眼的油气OHMS最早应用于碳酸盐岩地层,随着技术的进步,水平井段不断增长,可实现的压裂级数不断增多。2006年下半年,优化生产开始将重点集中在每一级的增产措施而不是加长整个水平井段的长度。这种趋势一直延续到现在。在碳酸盐岩地层中应用OHMS的压裂级数已超过18级。巴肯储层已有操作者压裂了更多的级数。在2010年,巴肯已经在长约3048m的井中压裂了47段。单分支短水平井早期生产时,分段压裂级数越多,油井产量越高。在这些油井中压裂支撑剂的数量是相同的,分段压裂级数是影响油井产量的一个主要因素。多级分段压裂的增产效果主要归功于最大限度地连通了储层裂缝与井筒的渗流通道,使进入井眼的油气产量大幅度增加。同时,在巴肯地区发现一个重要现象,当压裂目的井时,相邻井被同时压裂,形成了连续的裂缝带。在巴肯地区大量油井已经进行了重复压裂,通过放射性示踪剂发现,形成了新的油气渗流通道。该发现证实了这样一个认识:有压裂生成的裂缝带会形成一个应力区带,它会使连续裂缝改变方向,从而增加井眼与油藏的有效接触面积。此现象在间距比较密集的裂缝中更容易发生。同时,在压裂或重复压裂时,其邻井产量有明显的增加。随着操作者不断增加分段压裂的级数,已经从最初的几级增加到了几十级,且每段分布4个横向裂缝带,从油井的完井中可看到存在一定程度扩展应力区带的证据。水平井多段压裂每口井超过8段以上,普遍认为达30~36级较好。分段的长度从122~168m缩短到66~80m,其缩短长度后的油井产量增加了2倍。目前的主要结论是:减少在水平井中的压裂长度,增加压裂级数,增产效果较好,水平井多段压裂已成为巴肯开发致密油藏的专有技术。4致密油气藏开发技术(1)根据低渗透和致密油藏在其成藏和岩石结构特征等方面的差异,将基质渗透率在0.05~0.1mD储层岩石划为超低渗透储层,将储层基质渗透率在0.001~0.05mD的储层岩石划分为致密储层范围。(2)中国石油目前的储层渗透率动用下限虽然不断降低,但从长庆油田华庆0.3mD油藏的成藏特征及渗透率范围看,不属于致密油藏范畴。而长庆油田渗透率为0.03mD长7组及四川盆地侏罗系渗透率为0.055mD凉高山储层属于致密油储层。美国威利斯顿盆地开采致密油的实践给我国开采已发现的致密油层开了先河,其裸眼水平井多段压裂等技术可以借鉴。(3)北美地区巴肯致密油藏采用裸眼水平井/多分支井多