北美页岩油气开发关键技术1.doc

《北美页岩油气开发关键技术1.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《北美页岩油气开发关键技术1.doc（10页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、北美页岩气开发关键技术吕晓光作者简介：吕晓光，男，1966年生，黑龙江嫩江人。博士，C&C Reservoirs 首席油藏工程师，现从事全球油气藏开发动态专家类比知识系统产品研发工作。地址：北京市朝阳区望京利泽中一路博雅国际中心写字楼1102A-C； 邮编：100102；电话：84775876； Email: xiaoguang.lu C&C Reservoirs，100102 北京摘 要 目前北美地区已开发或正在评价的页岩油/气主要区带有14个，分布在美国的中东部和加拿大的西南部。北美页岩油/气勘探、开发实践表明油气藏表征识别页岩油气富集的“甜点区”、长水平段水平井、分段清水压裂、微地震监测

2、是页岩气藏开发的四项基本支撑技术。上述技术的应用并通过有效的压裂液水资源管理和同井场多井水平井钻井降低开发成本是北美页岩气有效开发的关键所在。关键词 页岩气；甜点区；分段压裂；微地震监测1821年美国第一口页岩气井自泥盆系地层产气，1920s首个气田级别页岩气（Big Sandy Ohio Shale)开发，1930s Antrium 页岩气投入生产并于80年代得到大规模开发，1950s Bakken页岩气/油投入开发。早期页岩气如Huron和Antrim 页岩气产自浅层（300-900m)富含有机质裂缝性页岩中。气井产量0.3-0.6104m3，单井可采储量700-1400104m3。页岩气

3、早期开发阶段认为裂缝是页岩气产气的前提，吸附气是页岩气储集的主要机制，除非有大量天然裂缝，否则无法有效生产。1981年Mitchell 能源公司的C.W. Slay-1 井在巴耐特（Barnett）2500m石炭系地层页岩中获得天然气产量，发现了现代意义上的页岩气。当时认为深层页岩气层无渗透率，难以经济有效开发动用。随后20年间Mitchell 能源公司探索应用大型压裂设计，开展深入的页岩气藏表征，采用低成本钻井技术和增产措施等使巴耐特页岩直井单井产量增加一倍，得到了经济有效开发。实践中认识到：（1）页岩气可以以自由气的形式存储于孔隙中； （2）水平井压裂可以为深层页岩气提供流动通道；（3）巴

4、耐特页岩并不是水敏的；（4）应用低成本、大体积清水低支撑剂浓度压裂液可改善压裂效果；（5）对老井的重复压裂增加页岩气藏的接触面积，一次重复压裂单井可增加可采储量0.14-1.5108m3 。深层页岩气可以形成有效的流动通道的认识促进了现代意义上的页岩气开发。2005年以来，Haynesvillel、Woodford、Fayetteville和Eager Ford等页岩气区带相继投入规模开发，进一步促进了页岩气经济有效开发技术的进步和发展。概括起来北美页岩气开发受惠于四项基本的支撑技术，即页岩油/气富集区的识别、长水平段水平井应用、分段清水压裂及微地震监测技术。同时采用同井场钻多井水平井和钻井、

5、压裂过程中有效的水资源管理也是页岩气开发的重要方面。1页岩油/气藏表征1.1 页岩气/油藏表征的基本内容和流程King（2010）将页岩气藏表征概括为4个方面共20个主要参数 (图1）。Agrawal等（2010）指出评价页岩气藏应重点考虑8个地质参数，即：（1）沉积环境；（2）总有机碳（TOC）；（3）平均气含量；（4）页岩矿物组成；（5）渗透率；（6）孔隙度；（7）厚度；（8）气藏压力。其他地质参数还包括成岩作用、地应力及各向异性、断层、喀斯特地层、裂缝的发育程度等。总有机碳是有机质大小的定量指标，通常与页岩气的产量成直接的正比关系。尽管形成页岩气藏TOC的下限值到0.5%，但TOC值一般

6、大于3%。气的平均含量标明烃类的地下资源量，是储量计算的基础。美国已开发的5个气藏中气含量1.7-10 m3/t。页岩的矿物组成石英等脆性矿物含量高的页岩气储层有利于压裂并保持裂缝的张开状态。页岩气储层中石英含量多在20%以上，最高达到60%。页岩气的开采同样需要适中的有效厚度，一般要求达到15 m以上。厚度过薄，控制的地质储量低，满足不了经济效益要求。而厚度过大也不利于发挥水平井的优势，除非厚度达到一定程度，可以采用多层水平井进行开采。压力梯度高的气藏通常未经压实作用，同等条件下，孔隙度和渗透率要高于压力梯度低的页岩气藏。具有较高压力的页岩气储层在孔隙和裂缝中贮存了更多的游离气，同时增加有机

7、质对天然气的吸附量。成岩作用通过碳酸盐岩的溶解和地化反应在页岩储层中形成次生孔隙度。地应力控制着压裂过程中初始裂缝的形成和后续压裂裂缝的发育规模和方向。图1 页岩气气藏表征参数及重要性分类 (据George E, 2010)页岩气藏表征需综合应用地震、地质、地球化学和岩石物理多学科方法（表1）。与常规油气藏表征相比，更强调地球化学和地质力学的应用。气藏表征的主要图件和成果果包括：构造图、地层剖面图、厚度等值图、含气量等值图、裂缝分布玫瑰花图、TOC等值图、热成熟度（ Ro)等值图、孔隙度等值图等及三维地质建模结果。表1 页岩气表征工作流程 （据Chong等2010修改）地震/微地震地质地球化学

8、地质力学岩石物理构造特征资料汇总岩芯测试、评价确定力学性质、杨氏模量、泊松比、硬度指标地层对比目标页岩发育：埋深、侧向变化、水层、岩溶、隔层页岩气层段垂向、侧向分布变化及埋深孔隙度、裂缝发育及展布页岩气含气层段泊松比、杨氏模量、地应力特征构造图编制地震解释设计试验井和监测井，指导钻井并获取资料获取裸眼测井信息取芯、沉积环境、沉积相建立地质模型含烃潜力分析：TOC、Ro、自由气和吸附气含量、干酪根类型页岩油/气层识别储层流体识别岩性和流体定义岩石性质表征页岩油/气层识别压裂液优化确定岩石脆性指标确定支撑剂确定渗透率、孔隙度压裂液的配伍性，渗透率可恢复性测试页岩测井评价岩芯校正应用声波测井确定力学

9、性质可压裂性计算并经岩芯校验页岩油/气层识别补偿自然伽马能谱、元素捕获能谱测井识别岩性，岩芯分析、XRD 校验地质储量计算.类比分析储量估算TOC、含气量计算，岩芯测试校验1.2 页岩气藏表征的应用及有利钻井区识别页岩气表征结果的应用包括四个主要方面。一是为页岩气开发方案提供依据；二是识别钻井有利区，根据有机质与脆性矿物发育程度、含气量分布等识别优先、缓钻、待评估区等进行滚动开发钻井，依据孔隙度、裂缝发育程度及方位、最大水平主应力方位等优化水平井钻井轨迹；三是确定地质灾害因素降低钻井、完井风险，避开断层、水层，防止压裂缝沟通可能的岩溶地层；四是为优化增产措施提供依据，根据岩石力学脆性选择相适应

10、的压裂模式。北美已开发页岩气藏的经验表明，有利钻井区（甜点区）应具备以下条件：（1）有效厚度：30m；（2）适中的孔隙度：6-12%；（3）足够的热成熟度（Ro）：1.4%Ro3m3/t；（6）脆性矿物含量（石英、长石、碳酸盐）：50%；（7）断层、喀斯特地层不发育；（8）天然裂缝发育适中。2 长水平段水平井应用北美页岩气产量的大幅度提升是与长水平段水平井的规模应用紧密相关的。以巴耐特页岩气为例，该气藏于1982年投入开发，初期日产气14104 m3。经过20年到2002年，日产气量达到1712104 m3。2003年开始大规模和长水平段水平井应用，2010年总井数达到14886口，其中水平井

11、井数9757口，为总井数的66%，日产气量达到1.4108 m3（图3）。到2010年底，巴耐特页岩累计产出天然气2515108 m3。图3 巴耐特页岩气日产量及累计产气量曲线 （据C&C Reservoirs 内部资料）页岩气气藏水平井初期采用700-900 m 水平段长度，目前水平段长度多在1200-2000m，最长的水平井井段达到3000m以上。水平井初期日产多在4-20104 m3之间，是直井的3-8倍。水平井单井控制可采储量0.2-1.5108 m3。其中巴耐特页岩气水平井控制的可采储量是直井的4-7倍（表2）。页岩气藏水平井单井成本变化较大，单井成本与埋藏深度的关系密切。埋藏深度由

12、1200m增加到3700m，单井成本由3百万美元增加到1千万美元。因此深层页岩气井单井必需有足够大的可采储量才能获得经济效益。3 水平井分段清水压裂自2003年大规模应用水平井技术以来，北美页岩气开发采用了分段压裂技术。压裂段数初期一般4-6段，目前达到10-12段，Eager Ford页岩气水平井压裂段数最大达到24段，每段压裂的长度由2002年的900-1200m 到目前的80-120m（表2）。裸眼多阶段压裂（OHMS）是改善水平井开发效果的有效完井方法，具有省时、节约费用、可重复性和可靠性高的特点。采用特殊的膨胀封隔器分隔水平井井段，压裂过程中无需钻开封隔器，而应用特殊的滑套打开或关闭

13、不同井段进行分段压裂，分段压裂可在一次作业中完成。巴耐特页岩气应用OHMS完井的水平井3年累计产气4234104 m3，是相邻常规完井水平井（累计产气1732104 m3）的2.4倍。同样在卑啃（Bakken）页岩油的开发中，采用裸眼分段射孔的水平井取得了累计产量高、产水量低的开发效果。根据巴耐特页岩气水平井的动态特征结合递减曲线分析获得了水平段长度与可采储量和产量的关系。得到的主要认识如下：（1）随水平段长度的增加，单井可采储量增加。其中水平段长度由900m增加到2100m左右，单井可采储量由0.2-0.55108 m3增加到0.35-0.77108 m3，但可采储量的增加并不是水平段长度的

14、简单倍数；（2）随水平段长度增加，每300m左右的水平段可采储量下降趋势明显，水平段长度由300m增加到1500m左右，每300m左右的水平段的可采储量上限值由2435104 m3减少到1400104 m3左右；（3）水平段长度增加到900m以后，单井高峰日产量增加幅度较大。分析原因可能是在水平段长度达到一定程度后分段压裂的效果更为明显；（4）随水平段长度的增加，每300m左右的水平段对全井产量的贡献大幅度减小。因此在具体的页岩气开采过程中应结合数模和经济评价优化水平段的长度，达到效益最大化。表2 美国六个页岩气区带水平井主要参数页岩气气藏巴耐特(Barnett)费耶特维耳(Fayettevi

15、lle)亨耐斯维尔 （Haynesville）(Marcellus)芜德福地(Woodford)Eager Ford盆地/州Fort Worth/德克萨斯Arkoma/阿肯色North Louisiana Salt/德克萨斯-路易斯安娜Appalacachian/俄亥俄Arkoma/俄克拉荷马Maverick/德克萨斯水平段长度/ m1200 初期：762目前：1219900-1220900760-1220最长30481220-1530水平井压裂方式分段清水初期：交联凝胶目前：分段清水分阶段清水分阶段清水分阶段清水分阶段清水压裂段数初期：4-6目前：8-12128-126-125-910-24

16、水平井初产量/ 104m34.3-201.4-14平均8.514-7011.6-19.87.7-23.514.2水平井/直井产量比5-73.7-583-45.5-水平井单井可采储量/ 104m33400-206711700-849512740-24070124608490155701997起清水压裂技术的大规模应用实现了页岩气开发技术的突破，与凝胶压裂相比，清水压裂液及少量砂支撑剂的应用使产气量更高而费用节省了35%。清水压裂利用含有减阻剂、黏土稳定剂和必要的表面活性剂的水为压裂液，以这种压裂液作为前置液来提供支撑剂输送，避免了凝胶压裂液产生的储层伤害，从而达到增加产量和提高采收率的目的。 巴

17、耐特页岩气的一口生产井1992年采用泡沫压裂投入开采，1996-99年应用凝胶压裂液重复压裂，该井投产18年后应用清水压裂液再次重复压裂，初始产量是前两次压裂的3倍，三种不同压裂方法的累计产量分别为600104 m3，65104 m3，2922104 m3。另一实例比较了单井凝胶压裂和清水重复压裂的效果，初始日产量分别为0.6104 m3和19.8104 m3，后者明显优于前者。尽管清水压裂技术在巴耐特页岩气开发中取得了巨大成功，研究者也指出该技术并非适用于所有页岩气储层，对某些需要大量支撑剂的页岩气储层甚至可能是错误的选择。 清水压裂携砂能力弱且迅速弃置支撑剂的特点限制了裂缝流动能力，一定条

18、件下，低应力场环境未经支撑裂缝的上部具有足够的流动能力使天然气流入下部支撑裂缝部位，但缺少使天然气沿水平方向未经支撑裂缝流动的能力。压裂方式的选择（清水压裂、凝胶压裂、气体辅助压裂或混合方式）取决于不同页岩气储层的具体特点和稳定生产的要求，应基于增加页岩接触面，满足支撑剂置放需求及增加产量等。4 微地震监测技术微地震监测通过在邻井或地面布置地震检波器，监测压裂施工过程中岩石破裂所产生的微地震事件，记录压裂期间由岩石剪切造成的微地震或声波传播情况。通过处理实时提供最大主应力方位、与裂缝连通的储层体积、裂缝网络的规模等。微地震监测已帮助北美地区众多非常规油气藏的先驱公司实现了经济有效的开发，成为页

19、岩气开发的标准实践过程。微地震监测在页岩气藏开发过程中的应用包括几个主要方面。一是应用微地震监测资料估算波及面积，为优化井距提供依据。如美国新田公司在Woodford Cane页岩气开发方案设计中，根据微地震监测获取的人工压裂裂缝网络的波及范围，优化水平井间距，由400m减小到200m，预计采收率由35%增加到50%。二是根据监测结果优化水平井轨迹。应用水力压裂增产措施过程中岩石破裂产生的微地震波事件可测定压裂裂缝方位和形态，获得水平最大主应力方向。水平井压裂投产过程中，当水平井轨迹垂直于最大水平主应力方向，即与水平最小主应力方向一致时，易于形成垂直于水平井轨迹方向的多条人工裂缝，波及体积较大

20、，具有较高产能。页岩气开发水平井总体上应与水平最小主应力方位一致。三是根据监测结果评价分段压裂效果。通过密度和微地震事件的度量可计算获取改造的储层体积 (SRV)。应用微地震事件表征结果SRV可以评价多段压裂过程中每一段的压裂效果、不同完井压裂方式的效果。据巴耐特页岩气的研究实例，初期采用凝胶压裂的井段，经清水重复压裂，改造的储层体积增加了3.5倍，而清水压裂后的实际产量是凝胶压裂产量的2 倍以上。四是优化射孔及压裂段、避免地质灾害层。巴耐特页岩气某水平井段的压裂过程中，微地震监测的实施分析结果表明，形成的裂缝具有靠近水层的趋势，通过及时改变压裂设计，避免了压裂裂缝与地质灾害层的连通，而与前一

21、段压裂裂缝形成了更复杂的裂缝网络，获得了更好的分段压裂效果。五是指导指导再完井增产措施。通过对单井不同压裂段的监测，识别未完全压开的层段，提供重复压裂的依据。根据微地震监测裂缝分布，重新设计射孔部位实施重复压裂，且在此过程中利用实时监测结果继续优化和更新每一后续压裂段的设计，重复压裂形成的裂缝与第一次压裂裂缝组成更为有力的连通裂缝网络。5 同井场钻井及有效的压裂水资源管理北美页岩气开发过程中遇到的挑战之一是大量的页岩气开发井位分布于不同的私人土地上或恶劣条件下的原始森林中，其矿权为数千个私人所有者所掌握。采用同井场多井水平井钻井是主要开发策略，既有利于提高整体经济效益更益于环境保护。同井场钻井

22、减少总的井场数量，易于连接交通路线、传输管线和生产设施，减少对生物栖息、公众和环境的影响。同一井场通常钻6-8口水平井。加拿大Horn River页岩气开发概念设计同一井场钻28口水平井，水平段长度1650m，井距250m。其中14口水平井开采上部97m页岩气层段，另14口水平井开采下部46m页岩气层段。28口水平井波及面积达到7 km2，控制页岩气地质储量113108m3，预计可采储量42.5108m3。页岩气水平井平均单井钻井和压裂过程需1.2104m3水。因此压裂液水来源、反排压裂液的处理及对地表水的影响也是页岩气开发需直面的问题。美国对地表水的保护有严格的法规，要求页岩气井必须下表层套

23、管并应用高质量的固井作业确保钻井、压裂和产出液不会渗入地表水层中。同时对易于造成套管损害渗透的地层做风险性评估。在边远的乡村，通常用有衬底的储水池存储钻井或压裂所需的水源。压裂后反排液采用地下回注、处理后排放或处理后循环使用三种处理方式。参考文献1 AGRAWAL A, WEI Y, CHENG K and HOLDITCH S A. A technical economic study of completion techniques in five emerging US gas shales C. /paper SPE 135396, presented at the SPE Annua

24、l Technical Conference and Exhibition held in Florence, Italy, 19-22 September 2010.2 CHARPENTIER R R, COOK T A. Variability of well productivities for continuous (unconventional) petroleum C. /paper AAPG 987334, presented at the AAPG 2011 Annual Convention & Exhibition, Houston, TX, USA, 10-13 Apri

25、l 2011.3 CHONG K K, GRIESER B, JARIPATKE O, PASSMAN A. A completions roadmap to shale-play development: a review of successful approaches toward shale-play stimulation in the last two decades C./ paper SPE 130369, presented at CPS/SPE Oil & Gas Conference held in Beijing, China, 8-10 June 2010.4 CIP

26、OLLA C L, CERAMICS C, MAYERHOFER M J. Reservoir modeling and production evaluation in shale-gas reservoir C. /paper IPTC 13185, presented at the International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009.5 DURST D G, HARRIS T, CONTRERAS J D, WATSON D R. Improved single trip

27、 multistage completion system for unconventional gas formations C. /paper SPE 115260, presented at the SPE Tight Gas Completions Conference held in San Antonio, TX, USA, 9-11 June 2008.6 GRIESER B, SHELLEY B, SOLIMAN M. Prediction production outcome from mulit-stage, horizontal Barnett completions C

28、. /paper SPE 120271, presented at the SPE Production Operations Symposium held in Oklahoma, OK, USA, 4-8 April 2009.7 Ground Water Production Council and ALL Consulting. Modern shale gas development in the united states: a primer, 2009.8 INAMDAR A, MALPANI R, ATWOOD K, BROOK K, ERWEMI A, OGUNDARE T,

29、 PURCELL D. Evaluation of stimulation techniques using microseismic mapping in the Eagle Ford Shale C. /paper SPE 136873, presented at the SPE Tight Gas Completions Conference held in San Antonio, TX, USA, 2-3 November 2010.9 KING G E. Thirty years of gas shale fracturing: what have we learned? C. /

30、paper SPE 133456, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Florence, Italy, 19-22 September 2010.10 KUUSKRAA V B. Case study #1. Barnett Shale: the start of the gas shale revolution C. Gas Shale Development Workshop, Beijing, China, 2010.11 LOHOEFER D, ATHANS J, SEALE

31、R. New Barnett Shale horizontal completion lowers cost and improves efficiency C. /paper SPE 103046, presented at the SPE Annual Technical Conference held in San Antonio, TX, USA, 2-3 September 2006.12 LOHOEFER D, ATHANS J, SEALE R. Long-term comparison of production results from open hole and cemen

32、ted multi-stage completions in the Barnett Shale C. /paper IADC/SPE 136196, presented at the IADC/SPE Asia Pacific Technology Conference and Exhibition held in Ho Chi Minh City, Vietnam, 1-3 November 2010.13 MAYERS P R. Stimulation and production analysis of underpressured (Marcellus) shale C. /pape

33、r SPE 119901, presented at the SPE Shale Gas Production Conference, Ft. Worth, TX, USA, 16-18 November 2010.14 STEVENS S H. Special report: gas shale1: Seven plays dominate North America activity EB/OL. 2011-05-06 volume-107.Issue_36.Drilling_Production.Special_Report_GAS_SHALE_1_Seven_plays_dominat

34、e_North_America_activity.html15 WATSON D R, DURST D G, HARRIS T, CONTRERAS J D. One-trip multistage completion technology for unconventional gas formations C. /paper SPE 114973, presented at the CIPC/SPE Gas Technology Symposium Joint Conference held in Calgary, Alberta, Canada, 16-19 June 2008.16 ZANDER D, CZEHURA M, SNYDER D J. Well completion optimization in a North Dakota Bakken oilfield C. /paper IADC/SPE 135227, presented at the IADC/SPE Asia Pacific Technology Conference and Exhibition held in Ho Chi Minh City, Vietnam, 1-3 November , 2010