水平压裂.docx

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水平压裂

HassiMessaoud油田裸眼水平井的成功多段水力压裂

翻译：

李楠张广华

（大庆油田有限责任公司试油试采分公司研究所）

摘要

目前，HassiMessaoud油田数百口已钻水平井计算出占这个油田产量的四分之一。

在这些井中，一些井是非均质性的而且无法产出预期的产能。

垂直、表面非均质性、缺少天然裂缝、严重的非均质性，储层损害和井筒不稳定是低生产率的主要因素。

通过处理低产的纵向联通的问题而且通过近井筒损害，水力压裂被认为是提高生产力的最好解决方法。

这篇论文描述在一口水平井上的候选选择标准、设计和实施的主要压裂作业的施工。

一个新的裸眼井完井装置布置在水平区段。

在每个需要的间隔里系统考虑使用一系列的机械式裸眼封隔器来改造处理。

机械封隔器的使用以高的特定的破裂压力提供积极的机械换向。

在这种情况下，水平井被区分为六个区段。

当有天然裂缝特点的剩余区段藉由简单打开裂缝通道自然开采的时候，它们中的三个已经水力压裂。

系统已经被设计，沿着水平井段的压裂作业能以一连续的操作泵送，因此最少化关联的风险并且最佳化运行工作需要的人员和设备的效率。

在这种情况下泵送作业以少于48小时没有操作问题成功地运行了。

最初的作业已经证明在HassiMessaoud油田水平井段设置多重水力压裂裂缝的可行性。

急剧的生产增加证实了多重裂缝如何允许改进这类型井储层的纵向、区域排水。

本论文提出候选井的选择，对工作实行的设计的所有方案方面。

它也强调关于设计期间牵涉的许多方面的风险。

最后，论文概述一些学习的教训而且草拟预期的候选井的建议。

前言

HassiMessaoud储层从1958年以后就开始投产。

现在，它每天从一个厚的寒武－奥陶纪砂岩地层生产大约65立方米45°API原油。

构造是平缓的背斜构造，有着horts和grabbens层序，在近南北方向含有断层。

断层通常从南南西朝向北北东通过整个储层。

沉淀环境是底部河相顶部海相。

泥质砂岩包含的淤泥夹层厚度在0.2和0.4m之间，有一米到千米的侧延伸。

储层由于构造活动自然断裂成许多部份。

裂缝是开式或被一些物质堵塞，像是页岩、硅石，硬石膏，黄铁矿、和沥青。

储层被细分为四个不别的构造－Ri、Ra、R2和R3-除了一个地带互生有Ra－Ri和R2各自作为主要和次要储层。

开采的Ra－Ri被细分为六个间隔：

D5、D4、D3、D2、ID和D1.储层有从6到12%的孔隙性.总体来说，渗透率是低的，在－开口的裂缝层中，渗透率界限从少于1至超过100md。

储层最初是不饱和的，油的饱和度大约80%。

储层被细分为生产区。

大多数区域在混相的气体注水下。

五个地域是在地层注水。

直到1995年,储层被使用直井开发。

随着点阵式作业，水力压裂广泛地应用超过了300口井，作业补偿低渗透性或者旁通近井筒损害。

气体举升在油田各处用作生产激活。

关于水平井技术的实验性项目在90年代中期开始。

目的是开发储层的不能成功常规垂直钻进的区域。

第一个应用是在较低的浸透性区域钻进中间-半径加密井，区域的外围非均匀性很高，储层的连续性不确定。

油藏模拟结果显示，水力压裂会极大改善下面射孔井的生产能力，但是在这些储层中实现这个已经成为一个挑战。

在非裂缝性的间隔里水力压裂裂缝的选择性布局与此同时保持多裂缝区域的天然生产是主要的挑战。

在这项研究中，我们讨论计划和施工来实现在这一类型井上的第一次多级压裂。

贯穿这篇论文，学习的教训和挑战也被突出。

井的性能指标

实行的油藏表征研究已经显示大部份的渗透性边界和传导性的通道（最大渗透率）位于NNE－SSW方向，平行于储层断层的总走向。

而且，爆破分析显示，除了断层附近的井之外，最大应力有NNW－SSE的方向，在那里应力的再定向已经被确认。

因此，大部分水平区段的钻井方位选择平行于NNW－SSE。

图1显示了一张矿区图，指出油田的主要断层，方向，位置和水平井的方位角。

2006年的生产数据显示,水平井的贡献是27%.这帮助了保持总的油田产量。

图2表示，1995年以后大多数区域的产量一直在递减，尤其在区域Z-2和Z-13中。

主要由井的气窜和地面设备中的过多气体引起。

然而，先前低度开发的边缘区域，例如HZN，产量明显增加，归因于在这期间的钻进加密水平井方案。

水平和恢复井组合预期的流速分别估计为8.9和7.1m3/h。

稍后，这些流速倾向于缩减，分别缩减为7.1和5m3/h。

这些消减被弱效果和随着时间的过去迅速的产量下降控制。

图2表示随着时间的过去两类的平均产量。

最初井因为方案是非常成功的。

随着每年钻井数增加和更复杂的区域成了目标，加密水平井和恢复井的平均油流速度随着时间的过去减少，分别保持在6.3和4mm3/h。

注意，由于例行的维护和增产作业，每口活跃直井的平均产量保持在大约5m3/h。

上面呈现的分析很快地表明，不能证明钻水平井的额外投资会超过常规直井，生产效果不是明显更高的。

候选井选择

为了在将风险减到最少的同时，将试验计划获得的数据最大化，候选井筛选执行了下列的标准：

-裸眼完井

-现时井的产量应该高于3.0但低于7m3/h。

-井的方位/方位角应离最大应力方向大于7°。

-角变率低于26°/100英尺。

-油水界面至少离目标通道50米远，无水产出。

-在气体注入方面无产量突破

-相邻近的水/气注入有足够远的间隔

-足够的储层压力促进作业后的放喷

基于角变率，在考虑的总共112口井中选择了47口裸眼井。

就方位角而论，只选择了21口井生成候选清单。

基于最佳组合（储层压力，方位角，油流流速），在最终的选择做出之前，决定选择2口井进行详细研究。

OMOZ801井被选作研究的第一候选者，进行装备安排和压裂。

这口水平井位于油田中心部分的中间区域。

2002年钻井和完井。

图3显示了这口井的生产剖面，图4显示了这口井在油田这一区域相对于其他井的位置。

油藏描述

井是倾斜的且井的水平剖面横贯ID和D1通道。

测井分析显示ID和D1的平均孔隙度是6.5%和9%，这表明要在出液口和井里对比孔隙性。

R2储层在3413m垂直深度处延伸，油水边界推断且相信在3449m垂直深度处或井的套管鞋下面48m。

图5表示井的轨道和储层出液口的横断面。

双极音波切变成像仪和超声波裸眼成像仪分析报告显示在储层区段有64个开式和65个闭合的裂缝。

裂缝在D1出液口更丰富。

开着的裂缝有ENE－OSO（N070）方向，大多数有60°-90°的倾角。

闭合的裂缝十分相似。

九种较小的断层被视为NESO（N060）倾向性和40°-90°的倾角。

图6表示图像解释结果和裂缝密度。

一个主要断层在3986m处被发现，有ESE－ONO的方向。

图7显示一个井筒突破与这这个主要断层一致。

如图8所示，突破分析显示一个大体很好形状的井眼。

产量分析

油井配有4½”生产油管。

井的产量已经相当稳定，自从钻完后没有实施干预工作。

实行产能测试时压力恢复。

地面测量结果显示下述的结果：

─油嘴尺寸15.87mm

─井口压力33.8kg/cm2

─油气流速8.61m3/h

─无出水

恢复压力持续了10天。

图9显示恢复压力的典型曲线拟合。

测试解析的结果如下：

─地层压力141.8kg/cm2

─渗透率12.6mD

─饱和系数718mD．M

井下完井设计

前面提到的，Hassi-Messaoud油田有着开式天然裂缝的油井产量突出。

这一点被同一出液口另一口井的产水量实施的流动扫描图像测井曲线证实。

图10显示流动扫描图像的干预，它显示只有来自特定间隔的产量更可能被开式天然裂缝控制。

完井设计成沿着井筒的区域测定的开式天然裂缝被隔离开，防止这些区域的断裂发生。

开式天然裂缝很容易用钻孔超声成像分析确认。

图6显示天然裂缝的位置。

油井在较低的区域D1出液口严重断裂，特别在间隔3650-4075m和4175–4375m之间。

井筒的其它剖面如果没有一些增产措施可能永远没有产量。

设计了多重压裂系统来压裂有着低开口裂缝数目的区域（否则可能不能生产）。

裂缝半长的外延预计横贯或圈闭的或不与井筒直接连通的天然裂缝。

有着高度集中天然裂缝的剩余间隔将不是水力压裂的目标。

两者选一，这些间隔将采用一个裂缝端口穿过它们完井，将会连通，当作业确保来自天然裂缝的生产可采。

裂缝的最佳数目用有限差元油藏模拟程序确定。

软件显示，产量增加与水力压裂裂缝的数目的关系曲线在4道裂缝上有一个渐近特性。

表一显示裂缝端口的位置，裸眼封隔器弥补了井下完井。

多级压裂完井的安装通过用修井机来起出现有的完井来完成，接着使用与完井封隔器同样尺寸和大小的裸眼扩眼器执行通井来修整钻孔。

当确保钻孔可到达后，多重压裂系统以少于36小时的时间下到实际井深。

油井使用永久完井完井，运输拆卸为水力压裂作业做准备，无修井机节省钻井时间和费用。

图11显示下部完井的最终结构。

除了直接节省外，多重压裂系统这些工艺提供给操作者的间接好处是关闭裂缝通道的其中一个的可能性，以免水和气体贯穿任何间隔。

井下生产管理在裸眼完井中是非常困难的工作。

新型的多重压裂系统将使生产管理更合理，操作简单解决。

压裂设计和实施

水力压裂普遍用在Hassi－Messaoud油田中，用来增产直井。

当实行了这样的作业，在测试压裂分析TM评估裂缝容积和确认理论应力示图的精确度之后通常进行温度测井。

总走向显示，D1出水口相对于ID有较低的应力，而且D1储层下有一个充分的边界强度，确保在这二个出水口里面包含裂缝。

被设计在这情况使用的应力示图是三口相邻井的外插法的组合，应力示图沿着井筒的剖面产生。

每个出水口产生的平均数被用作压裂设计模拟。

压裂液和支撑剂基于直井的经验选择。

一种35磅/千克的滞后硼酸盐交联凝胶瓜尔胶与20∕40筛孔尺寸的高强度支撑剂以40桶∕分钟泵入。

表2概括了四天作业的压裂工作操作。

包含20000加仑压裂液的测试压裂液被泵入第一个间隔评估压裂液效率和调整岩石机械性确保所有间隔的准确设计。

由于完井压力支配的压力限制，测试压裂液以35桶∕分钟泵入。

高的地面压力归因于在最后的裂缝端口前的1.25"球座对流体流的阻流效应。

很明显地面最后泵送压力和观察到的瞬时关井压力之间有4000psi差异－在测试压裂液调整注入作业结束的时候（见图12）.下述的结果从测试压裂液TM分析中获得；

闭合压力＝7450psi

压裂梯度＝0.67psi∕ft

有效系数＝40%

理论前置液％=43%

基于上述的结果，压裂作业重新设计。

最初二道裂缝用一个保守的想法设计，确保早期脱砂不会在加密期间发生。

在这些裂缝的支撑剂浓度限制为6PPA，体积为64500磅。

第三、最终的裂缝用更积极的想法设计，支撑剂浓度8PPA和体积83000磅。

所有的三道裂缝被确定，而且横跨另外三个间距的裂缝端口在作业过程中被开启。

见图13和表2工作图，而且压力拟合的模拟结果符合。

学习的教训

在作业期间学习的二个主要教训是：

1.穿过球座的压力引起了作业压力的过度增加。

选择了如此小的球是因为需要使用采油树内护套保护作业期间的采油树。

藉由一个较大的球座结构和采油树内护套有更大的阀门内径，将进行进一步的操作

2.因为低储层压力，球落下的特点不容易被注意到。

根据设计，流体静压和储层压力的压差足够打开裂缝端口。

已经考虑做进一步的设计，裂缝端口将要修正以解释储层压力值。

结论

多级水力压裂已经在Hassi-Messaoud油田的1口水平井上成功的实行，地层被置入218,714磅支撑剂。

这个评估增产储层水平井的可能性，没有阻碍裂缝自喷的方案实现了控制储层流动的目标。

虽然井的生产指数提高了若干倍，但是与前面增产措施相比，最后井的产量在相似的条件下增加超过了70%