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小尺寸偶极工具优化致密油气开采(上)

小尺寸偶极工具优化致密油气开采(上)

致密油气的开采高度依赖压裂作业,新出现的过钻头小尺寸测量工具能够更精准的测量数据,帮助优化模型和作业结果。

来自 | WorldOil
编译 | 白小明 惊蛰

近日,一种新型过钻头声波服务使作业公司能够对比小尺寸套管井水力压裂前、后测量的裂缝数据,这些数据可用于确定储层改造后裂缝开启的井段,估算支撑裂缝的高度。

目前业界使用的裂缝模型可以根据岩性、岩石力学特性、应力大小和方向等变量,确定作业产生水力裂缝的几何复杂性。尽管如此,工作人员仍然需要使用可信度较高的模型来验证裂缝的几何形状。

现在,声波技术在油气行业的应用得到普及,能够更好地理解裂缝的几何形状特征,并用于优化每一级储层的改造效果。测量数据还可以确定裂缝的几何形状是否符合模型的预测,或者是否需要进一步调整参数以优化模型。

如今,工作人员正在使用一种套管井声波各向异性差分模型来比较水力压裂作业前、后采集的声波数据。分析数据可以确定裂缝开启的井段,使工作人员能够准确估算支撑裂缝的高度。然而,这种技术的使用仅限于较大尺寸的套管。

作业挑战

阿根廷Neuquén盆地的Lajas地层是一个致密储层,具备经济可行性,但需要大量的水力压裂增产作业。2000年,作业公司开始应用大规模的压裂改造作业,目的是尽可能的从Lajas地层开采商业油气,但进展有限。进展缓慢主要受几个因素限制,包括地层地质、岩石物理特性、机械特性和场应力分布等。

描述裂缝的几何形状非常困难,不仅因为储层固有的复杂性,还因为不同测量技术的局限性。在阿根廷,使用声波数据分析裂缝高度被证明是优化水力压裂作业的有力手段。然而,如果没有小尺寸的偶极工具,这种技术就不能应用于非常规油气开发过程中普遍采用的小直径套管井。

地质复杂性

Lajas地层是Cuyo组的一部分,后者属于Neuquén盆地的首次大规模海相沉积。Cuyo地层是重要的含烃沉积,自该地区开始勘探以来就成为作业目标。

Cuyo组由Los Molles地层的泥质海相沉积和隔离的浊积岩沉积组成,被从海洋大陆架到大陆沉积的砂岩和砾岩所覆盖。Lajas地层由不同厚度的泥岩和砂岩夹层组成。从岩相学来说,Lajas地层由中到细粒的长石质岩屑岩和粗到极粗的岩屑砂岩组成,分选差到中等。

已存在的形态特征,如Huincul隆起和上覆载荷,是Neuquén盆地Lajas地层岩石物理特性的主要控制因素。地层孔隙度为7 – 10 p.u.,渗透率为0.001 – 0.1 mD。通过X射线衍射分析,粘土含量范围为5% – 12%,主要对应于伊利石和绿泥石。

裂缝几何形状评估

了解水力裂缝的几何形状,在改造过程中以及后续的设计优化过程中都至关重要。根据数据采集工具的探测深度(DOI),评估裂缝在形成过程中及之后几何形状的方法被分为近井方法和远场方法。

近井评估方法,例如放射性示踪剂和温度、生产测井,被广泛用于确定水力裂缝高度并获得支撑剂的位置信息。然而,这些测量工具的DOI很小,因此测量结果不能代表比近井眼地带更远区域的情况。此外,这些测量数据是时间相关的,这意味着必须在水力压裂作业后立即进行测井,数据才具有代表性。

在压裂改造期间进行的远场评估方法是确定裂缝几何形状的首选,因为它们能提供裂缝的高度、长度、方位和对称性等可靠信息。缺点是它们可能受到作业特点或储层流体类型的限制,例如由于受到监视井和改造井之间的距离限制,只能采用速度模型。

为了弥合远距离和近距离这两种方法在评估水力裂缝几何形状(主要是高度)时的差距,引入了延时声波各向异性分析,这可算作一种“中距离”的方法,分析中采用了Lajas地层水力压裂前、后获得的数据。

套管井声波数据采集

套管井中声波数据的可靠性和质量一直备受工作人员的关注。通常应用于裸眼井的现有技术可以精确测量地层的横波和纵波慢度。然而,在套管井中,传播模式(如随水泥胶结质量不同而变化的套管信号)的增加提高了记录波形的复杂性。一般来说,采集自套管外的声波数据质量主要受水泥胶结质量和地层速度的影响。

由于非常规地层通常是硬岩石,是一种快速地层,因此影响纵波慢度质量的主要因素是胶结质量,而不是偶极横波,偶极横波通常具有高质量。这意味着工程师可以控制好处理过程和质量,来准确测量套管井中的偶极快、慢横波。

最终的快横波数据可用于评估沿胶结质量较差井段缺失的纵波慢度。根据胶结质量不同,使用一个岩石物理模型,结合快横波和来自光谱工具的岩石物理评估数据,可以重建纵波值。

波形色散的各向异性分析

声波工具的偶极弯曲波是分散波,其行为受测井工具的能力、井眼尺寸、泥浆密度和速度,以及地层特性(体积密度、纵波和横波波速)的影响。通过分析频域中的横波慢度变化,并在宽频带上反演离散的慢度值,可以获得不同的DOI。对于低频域,可以获得井眼直径2-3倍的DOI,这就是中距离方法。

横波在不同方向以不同速度通过岩石传播。这种现象被称为声波各向异性,它由很多机理造成,如整齐的断层、地质分层或应力不平衡。与工具方向正交的方位声波各向异性,可以通过测井和处理加工来测量,处理加工时可以识别和旋转快、慢横的分量。

对偶极弯曲分散数据的分析,可以使工作人员仅用声波测量数据来识别声波各向异性的机理。例如,对于水力诱导的裂缝,就非交叉偶极分散而言,长轴向裂缝实际上引入了一个TIH各向异性特征。

因此,工作人员研发了套管井声波各向异性差分(DCHSA)技术,它利用Sonic Sc​​anner*声波扫描平台数据,通过延时对比水力压裂前、后各向异性结果来确定水力裂缝高度。 DCHSA使用以下两个指标之一确定水力裂缝高度:

  • 最小和最大能量间差距的增加和横波慢度的各向异性:当对岩石进行水力压裂时,这种各向异性指标的增加,代表着压裂后观察到的裂缝高度;
  • 对比压裂前、后的快速横波和慢速横波,对于观察到的裂缝高度而言,横波慢度差距大于1%。

当存在明显的横波各向异性增量,且用陀螺仪或磁力计(取决于井斜,需要了解工具的相对方位和相对于北方的位置)采集到了数据时,就可以得到被支撑的水力裂缝的高度,以及水力裂缝或裂缝的优先破裂面方向。(待续)

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