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沙特页岩气开发 ▪ 技术驱动之路

文章2插图

为应对美国的 “工厂模式”或“统计学模式”的基本方法,沙特阿拉伯采用了一种“技术驱动型”的方法开发页岩气资源。该工程中所用的技术驱动型方法和定制化的生产流程可以缩短了解储层和选取最适技术所需的时间。截至目前,这套生产流程已经在单井分析中得到了应用并作出了相应的调整。

前言

通过最大化数据采集系统以及开发一种定制式的生产流程来获取技术驱动型方法所需的数据,从而为下一个钻井项目积累经验。由于这是多台钻机同时工作的快速钻井项目,其面临的综合挑战在于如何对该项目进行快速的评价并进行高效率的钻井作业。

通常,对储层岩石的评价、测试和开采分别采用不同的工具,而这些方法则可以根据该地区的钻完井数量,利用统计学方法来进行完善。在本研究案例中,所选取的是一口距离油田基础设施1500千米远的探井,没有可供参考的邻井资料。我们的方法是建立一个单一变量的模型,该模型结合了油田生产运行流程和水力压裂生产流程。模型的基本组成必须包括以下内容:

岩心:由于地质、岩石物性、地质力学、钻井和压裂均需要了解岩石的性质,所以必须要获取岩心,所采集的岩心应该包括储层内部和储层边界区域的岩心。

岩石物性:录井能为该模型提供所有数据,但要根据岩心和井的性能来校对相应的数据信息,保证数据的可靠性。

地质:由于构造作用会影响储层岩石的圈闭作用,因此建立储层的沉积模型至关重要,并且还要在岩心和岩石物性的基础上对沉积模型进行校准。

地质力学:为了满足钻井和油层增产的需求,还应该分别建立以各向同性和各向异性为基础的两种模型。这些模型需要将静态岩心数据和动态录井数据相结合,如果可能的话,还需要用微型压裂的直井压力实验对模型进行再次校准。

钻井:地质资料对于水平井的水平段长度和钻井来说非常重要,也关系到完井过程中泵速和压力的选择。

增产模型:该模型的建立需要收集该区块的地质信息、岩石物性和地质力学资料。同时应在完井性能的基础上考虑地质力学的限制,如它无法确定最大处理压力,也无法控制水泥的胶结状况等。

微地震:提供了一种有效的增产手段,这个过程需要与实时模拟的增产过程相结合。

生产数据:先设计出简化的生产模型,用来理解由增产措施和压裂规模所引起的油藏产量递减的情况,随着录入数据的不断增多,模型的复杂程度也会随之而增大。

案例研究

文章2首图

北阿拉伯页岩A-1井总深2000英尺,该地区的页岩具有两种不同的岩性。顶部页岩含有70%的黏土,使得页岩具有一定的韧性且难以进行压裂和油气开采。第二种岩石则易碎,含60%的石英和伊利石。除了地层压力不足之外,该井符合所有的生产标准。

为了获得构建地质力学模型的数据,需要钻出了一个领眼,主要用于水平方向布井和压裂设计。通过获取目的层的上部、中部和下部岩心,从而计算出储层的杨氏模量、泊松比、三轴应力。为了进一步补充三轴拉伸实验,对主要研究层位进行微型压裂。通过微型压裂可以校准柔性页岩、两种岩性的页岩间的过渡区和下层粉砂岩的应力模型。而且,微型压裂可以对页岩横断面井孔模型的稳定性进行校正。

水平井眼方位应该沿着最小地应力方向钻进,以确保垂直裂缝沿着水平段分布。北 阿拉伯地区部分钻井情况表明,该区域最大地应力梯度方位为N10°W,该信息在借 助领眼井识别井筒破损和天然裂缝情况的测井图像时也得到了证实。初始压裂模型 能够判断出增产效果是增大还是减小。A-1井模型显示出下降的生产曲线,也印证 了位于有机页岩层顶部的水平井段产能情况。

A-1井计划在有机页岩层中拥有3000英尺水平井段,以保证满足实行多级压裂的水 平段长。地震资料所显示出的1.5°地层倾角,保障了钻进中的地质导向作用,使 得井段成功维持在有机页岩层顶部;采用4-1/2″水泥衬里套管完井;通过完井测试 获得裸眼段测井以及水泥环测试资料。水泥环测试对于最终的固井效果至关重要, 保证了各系统的独立性,同时也是页岩层段固井的关键部分,能够保证98%的水平 井段的固结效果。

完井工程师记录了关于目的层侧向井的信息、井波动情况、轨道和储层构造特点,然后按照相似的岩石应力、岩性和综合指数来划分水力压裂层段。综合指数指的是储层孔隙度、页岩的矿物组成以及完井质量等参数,其中完井质量包括了储层岩石性质和水泥胶结情况。

为了找出最好的增产储层,A-1井的完井工程师认为本井应分为12个压裂阶段。在这12个阶段中,采用了常规压裂、混合压裂、润滑液压裂和射孔孔道压裂4种方法,这些设计能够快速评价压裂效率和预测最大产能。由于井下作业和储层特性中存在许多不可控因素,之后我们证明,用一个侧向井去评价这么多方法则太过复杂,也无法评价各自的压裂效果。

为了提高井下作业的效果,通过测试毛管渗吸时间来确定抑制黏土膨胀所需的盐浓度。测试结果表明,一种黏土替代物可以有效地抑制黏土膨胀。有了这个快速测试方法,我们就可以省去将压裂液与KCl提前混合这一步骤,从而改善了作业效果和压裂液的性能。

在井底进行的分段压裂试验,比导向钻孔的微型压裂效果更好。之后,这项技术成为了一种标准,能够判断出储层是产生了一个新的裂缝还是本就存在着天然裂缝。

这四种压裂技术所用的压裂液的量相差无几,并使用了100目40/70高强度支撑剂(HSP)。从易于实施、微震情况和产量方面来考虑的话,压裂作业首先在常规的射孔通道中进行。这些时期的产液中有77%是天然气。润滑液和混合压裂的设计可以少量的增加产量,并能产生微震活动。这些不太理想的结果主要是由于先期设计理念和油流速率的限制,而油流速率则是由于完井最高压力对其进行了限制。这些不理想的结果也可能是由于使用了较重的HSP,支撑剂无法送至裂缝所造成的。

除去清洗和反排支撑剂的时间, 13天内我们就完成了12次压裂作业。这四种技术所用的压裂液的量几乎相同,并使用了100目40/70 的HSP作为支撑剂。选择HSP的原因是它的适用性很强,但它并不是该井最适的支撑剂。

所有的压裂作业都会增加油井产量,包括射孔后和常规压裂设计的天然气产量。我们从各个压裂作业后的产量可以看出,压裂作业几乎对所有区域的产量均有较大的提升。由于裂缝受支撑剂的支撑,它们在井孔附近相连通,这减弱了微地震活动的作用效果。这些数据表明裂缝几何形状对其产量影响并不大,并且裂缝长度的增加似乎对其产量的提升作用不大,而微震所引起裂缝宽度的增加对其产量的提升作用却比较明显。

结论

最终的产量表明技术驱动型在页岩气开发方面应用前景较好。为了开采沙特阿拉伯北部的页岩区块,考虑到地质情况和压裂结果关系到页岩层的最终产气率,我们在这些方面还有很多工作要做。目前还有一些工作正在进行,例如,通过地球化学测试方法和周期推算来探明返排液的来源等。考虑到岩石构造和天然裂缝会影响裂缝的几何形状,所以还需要优化我们的压裂模型。由于微地震可以反应出二维裂缝与连接其他地层的复杂裂缝的区别,所以我们更应该对油井增量的原因进行分析。

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