作者简介:雷群,1963年生,教授级高级工程师,中国石油天然气股份有限公司高级技术专家,博士生导师;从事油气田开发研究工作。地址:(065007)河北省廊坊市万庄44号信箱。电话:(010)69213526。E-mail:leiqun@petrochina.com.cn美国致密砂岩气藏开发与启示

雷群 万玉金 李熙喆 胡勇

中国石油勘探开发研究院廊坊分院

雷群等.美国致密砂岩气藏开发与启示.天然气工业,2010,30(1):45-48. 摘 要 美国是目前致密砂岩天然气产量最多的国家,历经40年逐步形成了气藏描述、井网加密、增产改造及钻井

完井等系列配套技术,其成功的开发实践将为我国致密砂岩气藏开发提供宝贵的经验。在系统调研并分析美国致密砂

岩气藏储层特征、开发特征与关键技术的基础上,借鉴美国致密砂岩气田的开发经验,得到以下几点启示:¹三维地震技术可以有效地提高开发井成功率;º井网加密可以有效提高多层、透镜状气藏的采收率;»直井分层压裂是致密气藏开发的主体增产工艺技术;¼综合应用小井眼、快速钻井、地面优化简化等技术来降低成本。上述分析研究结论将对我国低渗透砂岩气藏合理开发起到积极的推动作用。 关键词 美国 致密砂岩 气藏 开发 压裂 增产 工艺 经验 DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.01.012

0 引言

美国致密砂岩气开采始于20世纪70年代,2008

年致密砂岩气产量达到1757@108m3,约占美国天然

气总产量的30%以上。在致密砂岩气藏开发技术等

方面积累了较多成功经验,学习和借鉴这些宝贵经验,

将为我国低渗透砂岩气藏合理开发起到积极作用。

1 美国致密砂岩气藏储层与开发特征

资料表明:美国本土现有含气盆地113个,其中发

现具有致密砂岩气藏的盆地23个,主要分布在西部,

特别是落基山地区,该地区致密砂岩储层以白垩系和

第三系的砂岩、粉砂岩为主。

1.1 致密砂岩气藏储层特征

1)孔隙度、渗透率均比较低,产气层的渗透率都在

0.01@10-3Lm2以下,孔隙度一般为3%~12%。

2)透镜状砂体发育,横向上连续性差。在许多含

致密砂岩气的盆地(如大绿河、皮申斯、犹因他盆地)

中,致密砂岩储层为不连续的透镜体,在纵向上呈叠置

状。据统计,透镜状致密砂岩天然气储量约占致密砂

岩气总储量的43%。 3)含水饱和度高,致密砂岩储层的含水饱和度一般为30%~70%,通常以40%作为估算致密砂岩气储

层的下限饱和度值。 4)裂缝较发育,天然裂缝是由天然气生成过程中

产生的高孔隙流体压力和第三纪晚期的拉腊米构造运

动形成的。裂缝中有的开启,有的为矿物充填。充填

矿物主要为细粒)粗粒结晶的方解石,局部为石英、重

晶石、地开石等,裂缝一般不穿层。

1.2 致密砂岩气藏开发特征

1)气井单井产量低,平均单井产量一般在0.2@

104~1.2@104m3/d之间,只有Pinedale、Jonah和

Wilcox3个气田产量较高,平均单井产量在2@104~

3@104m3/d之间。

2)单井可采储量少,并呈逐年下降趋势。单井累

计采气量一般在1000@104~5000@104m3,新井平

均单井可采储量由1996年的6400@104m3降低到

2005年的2800@104m3。

3)气井以定压方式生产,单井初期产量高,具有投

资回收期短、地层能量充分利用、快速获得动态资料等

优点,但单井递减速度较快,早期递减率超过40%,单

井生产期可长40a。

4)为了保持气田稳产,采取大规模钻井、井间接替

方式,2001年新钻井超过5000口,2004年超过#45#第30卷第1期 开 发 工 程 10000口,2006年超过13000口。

2 美国致密砂岩气藏开发的关键技术

2.1 气藏描述技术 对致密砂岩气藏进行精细描述,是有效开发这类

气藏的基础。发展了以提高储层预测和气水识别精度

为目标的二、三维地震技术系列,主要包括构造描述技

术、波阻抗反演储层预测技术、地震属性技术、频谱成

像技术、三维可视化技术以及地震叠前反演技术[1]。

三维地震技术的应用有效地提高了钻井成功率。

1990年以前,以二维地震为主体技术,开发井钻井成

功率小于70%;1990年以后,气藏描述及三维地震技

术的应用使钻井成功率提高到85%以上。

对致密砂岩气藏而言,寻找裂缝发育带,对提高致

密储层天然气的储量、提高单井产量有着举足轻重的

作用,它直接关系到致密砂岩气藏的经济可采性。

1996年,美国ARI公司在科罗拉多皮申斯盆地Rul-i

son致密砂岩气田北部应用三维地震及裂缝预测技

术,优化布井,单井控制储量由使用三维地震之前的

0.51@108m3提高到0.96@108m3,亿立方米天然气

储量勘探开发成本由177万美元降到114万美元。

2.2 井网加密技术 对于多层叠置的透镜状气藏,井网加密[2]可以大

幅度提高气藏采收率。

2.2.1 井网加密的技术流程

在综合地质研究基础上,应用试井、生产动态分析

和数值模拟等动态描述技术,确定井控储量与供气区

形态,优化加密井网,主要包括以下主要步骤:

1)利用生产动态分析技术确定单井模型,估算储

层渗透率、单井控制储量和有效泄气面积等。

2)做单井泄气面积累计频率分布曲线,统计分析

单井泄气面积分布情况,依据目前井控条件与泄气面

积的匹配关系,分析加密井的潜力。 3)依据单井控制储量与泄气面积的关系,估算加

密后新增可采储量,评价加密的可行性。

4)地质评价与动态描述相结合,确定加密井位,实

施井网加密。

5)依据获得的静、动态资料,评价井网加密效果,

评估是否具有进一步加密的潜力。

2.2.2 井网加密条件和时机 井网加密条件:一是井间基本无干扰;二是有效泄

气面积小于目前井网控制面积。

对于多层叠置的透镜状砂岩气藏,只要具有足够多的静、动态信息,认清气藏分布规律、单井控制储量和有效泄气面积,具有加密条件就可以进行井网加密。

2.2.3 应用实例

Rulison气田主要产层是晚白垩世Mesaverde

Group,埋藏深度在1100~1600m,属于典型的透镜

状致密砂岩气藏。透镜体厚6~18m、宽150~450

m,砂体平面连通性差;储层孔隙度介于6%~12%、渗

透率介于0.005@10-3~0.03@10-3Lm2,根据RMT

统计表明Rulison气田WilliamsForks气藏储量丰度

为14.7@108m3/km2。当井网密度为0.65km2/井

时,采收率介于5%~6%。

2.2.3.1 地质评价 对透镜状砂岩露头研究表明,相距304.8m时,

除了少量连续性好的砂体外,大部分砂体均不连通。

钻井成果表明,当井距接近335.28m时,极少存在井

间干扰。 对WilliamsFork透镜状砂体上的3口距离很近

的井进行多井试验,结果表明井与井之间的测井相关

性较差。综合考虑低渗、渗透率各向异性和几何形状

等因素进行气藏模拟研究,结果表明该储层砂体纵向

分布好于平面分布,平面连通性差,气井的泄气面积有

限。因此,通过井网加密和多层完井技术促进了该类

气藏的规模有效开发。

2.2.3.2 动态分析

在Rulison气田加密钻井的最初阶段,对新井井

底压力测试结果与周边高产量老井进行了对比,结果

表明基本上没有连通性。1994~1996年分别进行了

井网密度为0.32km2/井、0.16km2/井和0.08km2/

井时的井底压力恢复测试,测试结果表明井间基本上

没有压力传导。

2.2.3.3 确定井网密度

选取气田不同位置的、具有代表性的气井,进行了

气井数值模拟历史拟合及预测。预测结果显示,气藏

在生产20a后,气井的单井累积产量平均0.51@108

m3,泄气面积平均为0.05km2。气藏数值模拟和生产

数据表明在传统井网密度0.65km2/井时,气田的采

收率仅为7%,当井网密度为0.16km2/井时,采收率

将升至21%。考虑渗透率、非均质性、沉积方向等因

素进行数值模拟,结果表明:泄气面积将倾向东西方

向,同时砂体的展布是长方形的,而不是正方形。

2.2.3.4 技术验证 WilliamsForks气藏早期井网密度为0.65km2/

井,甚至更大。1994年向科罗拉多油气委员会提出了

0.32km2/井的井网加密请求,并首次实施井网加密。

之后又申请以井网密度0.16km2/井进行开采。在#46# 天 然 气 工 业 2010年1月1996年,钻4口井进行0.08km2/井的试验,效果很好,

加密钻井方法得到进一步推广应用(表1)。1998~2000

年期间,在试验区又加密了12口井,使得试验区(2.59

km2)的井数达到30口(有效井网密度为0.08km2/

井),这些气井的初期产量为2.83@104~5.7@104m3/

d,预计单井最终累计产量为0.4@108~0.7@108m3。

针对井网加密过程生产动态分析如下。

1)随着井网密度的增加,每口井的可采储量保持

相对比较稳定;对WilliamsForks砂岩气藏,当井网密

度为0.08km2/井时,2.59km2试验区的可采储量为

14.14@108~16.98@108m3。井底压力测试结果表

明:在72个砂岩测试层中,其中只有4口井3个层存

在井间干扰,即压力部分衰竭。

2)从2001年末到2003年初,加钻了10口井,使

总井数达到40口,井网密度只有0.04km2/井。初步

分析表明:大部分井的初始产量为2.83@104~5.67

@104m3/d,比之前井网密度为0.08km2/井和0.16

km2/井的井更有优势。根据1年的生产数据,预计平

均单井累计产气可达0.57@108m3。在对近期钻的井

网密度为0.08km2/井的加密井压力测试中,发现98

个独立砂岩体测试中的6个有气藏压力部分衰竭现

象。如果64口井全部投产,预计该区域累计产气量大

于31.71@108m3(表1)。根据预测,试验区域的采收

率将达到75%,而0.65km2的井网密度的采收率仅

为10%。

2.3 增产工艺技术

增产工艺技术主要包括层状砂岩气藏分层压裂技

术[3]、块状砂岩气藏大型压裂和水平井分段改造技

术等。

2.3.1 分层压裂技术

分层压裂的目的主要是提高纵向上的小层动用程度。分层压裂的主要技术方法包括连续油管分层压

裂、封隔器分层压裂等。

分层压裂时着重考虑的因素主要有层数、隔层厚

度及各层应力差。国外直井分压技术以连续油管加跨

隔式封隔器分压技术为主,单井可连续分压10~20

层,一次排液。在Jonah气田运用连续油管压裂技术,

能够在36h内完成11级水力压裂施工,将施工时间

由5周缩短至4d,同时产量增加90%以上。

2.3.2 大型压裂技术

自20世纪80年代以来,以美国Wattenberg气田

压裂技术研究与应用为基础,提出大型压裂概念,通常

要求支撑半缝长大于300m,加砂规模大于100m3被

认为是大型压裂。一般具有以下特点的储层适宜大型

压裂:气测渗透率小于0.1@10-3Lm2,砂层厚度一般

为20m以上,且平面上分布稳定,人工裂缝方位与有

利砂体展布方向一致。

美国Wattenberg气田,储层埋深2316~2560

m,砂层厚度15~30m,渗透率0.005@10-3~0.05@

10-3Lm2。一般加砂量90~150m3,最大255m3,压

后缝长400~600m,压后稳产2.0@104~3.5@104

m3/d,最大5.2@104m3/d。

2.3.3 水平井分段压裂技术

水平井分段压裂可以对水平层段进行选择性改

造,提高水平段整体渗流能力。水平井分段压裂技术

及特点:多级封隔器压裂,通常压后不动管柱;水力喷

射压裂,气井压裂需考虑带压作业问题;限流压裂,射

孔优化要求高、排量大;机械桥塞分段压裂适应套管完

井,作业成本较高。截止到2006年,国外已有1000

多口井采用水力喷射改造技术。

2.4 钻采工艺技术

对于致密砂岩气藏,低成本的钻采工艺技术主要

是小井眼井技术和欠平衡钻井技术等。 小井眼是指完井井眼尺寸小于152.4mm,或全

井60%以上井眼尺寸为152.4mm。小井眼技术[4-5]

的优点主要体现在井场占地面积小,钻井设备轻,工作

量少,只需常规钻井三分之一的工作人员,钻井费用

低,井场各项费用减少60%,节约钻井成本15%~

40%,在低渗透、特低渗透气藏,水平井、分支井、深井

最大垂直井深超过6000m的区域适合进行小井眼钻

井。近十几年来,随着油气生产费用的攀升,以及石油

工程领域不断向边远地区扩展和钻井工艺技术水平的

提高,钻小井眼井开采油气的优越性更为凸显,目前,#47#第30卷第1期 开 发 工 程