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巴内特页岩水平井重复压裂_图文

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巴内特 页岩 水平 重复 图文
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巴内特页岩水平井重复压裂:13 口井的研究实例摘要:此研究涉及德克萨斯州怀斯县中心区巴内特 13 口页岩重复压裂水平井的动态和成本。此地区已产出约 1 万亿立方英尺天然气,被认为是巴内特页岩地区最富有成效的地区。德克萨斯州怀斯县 13 口重复压裂水平井位置图:德文能源公司在整个巴内特页岩层对 900 口垂直井实施了重复压裂,现在开始关注水平井重复压裂效果。自 2008 年以来约十三口水平井已在此地区实施重复压裂。最初的结果喜忧参半,但经过候选井选择标准的优化、考虑成本控制、改进压裂设计,经济效益已逐渐提高。本文描述水平井重复压裂作业及其成本、重复压裂设计和候选井筛选标准的演化,并在计算机模拟或历史拟合基础之上,简要讨论提高重复压裂绩效的一些可能原因。1 截止目前总的结果对 13 口井重复压裂, 估计最终开采量(均增加 亿立方英尺,其平均成本为 万美元。表 1 包含根据递减曲线分析推导出的估计最终开采量(均增量排列的 13 口井的摘要信息和结果。表中的一个术语总射孔段 可能不熟悉,它是第一簇射孔到最后一簇射孔的距离。这些重复压裂的模型是按每增加 1 万亿立方英尺气成本为 1 百万美元的比例论证的,也就是说天然气增加 亿立方英尺,其成本为 70 万美元。图 1 是归一化的生产图,它显示平均产量上升。最初增加的产量约为 万立方英尺/ 天,一年稳定产量约为 万立方英尺/天,由于重复压裂,大多数情况下增加的储量是持续上升的。我们最初以射孔簇间距在 400尺的老井为目标,利用转向剂控制重复压裂。13 口井中,9 口未注水泥,4 口注水泥。使用常规方法重复压裂的做了标记。更详细的措施在本文后面讨论。表 1 按增加的储量排名井的重复压裂的主要资料井号 年份 重复压裂控制方法 套管 总射孔簇间距, 英尺 增加的储量,万亿立方英尺 成本, 万亿1H 2011 挤水泥并重新射孔 注水泥的 008 转向剂 未注水泥 010 转向剂 未注水泥 011 挤水泥并重新射孔 注水泥的 007 转向剂 未注水泥 6H 2008 转向剂 未注水泥 010 挤水泥并重新射孔 未注水泥 008 转向剂并增加射孔 注水泥的 011 挤水泥并重新射孔 未注水泥 008 只用泵加压 未注水泥 008 转向剂 注水泥的 008 转向剂 未注水泥 010 可膨胀套管 未注水泥 13 口井归一化重复压裂生产图共 13 口井,9 口未注水泥的井中,5 口使用了转向剂,2 口进行挤水泥和重新射孔作业,1 口无控制,只在一段使用泵送,1 口使用可膨胀套管并重新射孔。4 口注水泥井中,2 口使用了转向剂,另 2 口实施挤水泥和重新射孔作业。图 2 到图 14 是 13 口井的生产曲线图,重复压裂井用绿色箭头标注。由于“突变”(用于表示补偿井压裂正负干扰的术语) ,一些井资料有很大的“噪声”。重大事件都标注在生产曲线图上。这些图以估计最终采收率增量从大到小排列。这口井以前是由于 1,100 英尺之外水平补偿井的“突变”(压裂干扰)而压死的井。重复压裂基本恢复生产,但对其补偿井影响不大。注水泥的套管,挤水泥并重新射孔控制重复压裂。重复压裂前是死井,压裂后恢复生产。未注水泥套管,用转向剂控制压裂,产量持续上升。图 2 1H 井生产图 图 3 2H 井生产图未注水泥套管,转向剂控制重复压裂,产量持续上升。注水泥套管,挤水泥和重新射孔控制重复压裂,产量上升。 (早期资料)图 4 2H 井生产图 图 5 井 4H 生产图未注水泥套管,转向剂控制重复压裂,补偿井压裂干扰之前,产量持续上升。未注水泥套管,转向剂控制重复压裂,产量持续上升。图 6 井 5H 生产图 图 7 井 6H 生产图祼眼完井,通过挤水泥和重新射孔进行重复压裂,产量持续上升。套管完井,用转向剂控制重复压裂,并在水平段 1/3 处以前没措施的地方补充射孔。补偿井压裂干扰前,产量持续上升。图 8 井 7H 生产图 图 9 井 8H 生产图祼眼完井,通过挤水泥和重新射孔控制重复压裂,产量持续上升。 (早期资料)未注水泥套管,没重复压裂,只在一段实施泵送作业,产量持续上升。图 10 井 9H 生产图 图 11 井 10H 生产图注水泥套管,用转向剂控制重复压裂,产量恢复到补偿井压裂干扰之前的产量。注水泥套管,用转向剂控制重复压裂,产量较补偿井压裂干扰之前有些上升。图 12 井 11H 生产图 图 13 井 12H 生产图图 14 井 13H 生产图2 增产措施详细资料初次完井和重复压裂的资料显示在表 2 中。最具代表性的初始完井是 2004 年未注水泥、总射孔簇间距约为 尺的老井,2 段压裂,总共 5 簇射孔、75 千桶压裂液、以每分钟 115 桶的平均泵速压砂 660 千磅(。最典型的重复压裂是五年后,总射孔簇间距为 尺,使用转向剂,3 段压裂,7 簇射孔,68 千桶压裂液、以每分钟 96 桶的平均泵速压砂 1061 复压裂与初始压裂的主要差异是砂量增加 60%,段数(或转向剂的变化)和射孔簇数增加 30%。要注意的是,使用水泥封堵并重新射孔或用可膨胀套管方法控制的重复压裂,新射孔簇位于旧射孔簇中途,100 英尺之内。目的是使用有限的技术,既压开新裂缝,又重建旧裂缝产量。3 选井标准发展简史重复压裂简史及其思路如下:最初开始以长(400 - 450 英尺)射孔簇距的老井为目标,使用转向剂,应用微震技术,改变转向剂,增加了重复压裂覆盖范围。随后再处理微地震数据,发现实时微地震的位置和量有明显差异,因此对初始资料的准确性提出质疑。2007: 利用转向剂对射孔簇间距长的井进行重复压裂:1)转向剂昂贵。2)运行的实时微震也是昂贵的。3)没有对候选井筛选(例如,调查补偿井衰竭情况) 。由于成本高,其结果发生变化。其 次 , 尝 试 用 其 他 方 法 控 制 重 复 压 裂 , 例 如 挤 水 泥 和 可 膨 胀 套 管 技 术 。 并 专 门 瞄 准低 补 偿 井 密 度 。表 2 压裂作业资料(初次压裂和重复压裂)井号 年份 初始完井方式/重复压 裂控制方法 总射孔簇间距, 英尺 压裂段数 射孔蔟数 压裂液用量 (千桶) 砂量(千磅) 泵速蒲式耳/分2003 初次 注水泥 +部分裸眼 4 124 647 100复 挤水泥并重新射孔 10 85 734 80次 裸眼完井 8 113 1000 2002复 转向剂 ﹡ 8 97 1810 1202003 初次 裸眼完井 5 84 242 1153复 转向剂 5 60 1044 802006 初次 套管完井 7 54 856 复 挤水泥并重新射孔 9 76 655 802003 初次 裸眼完井 5 100 855 1355复 转向剂 ﹡ 9 61 1606 1006H 2004 初次 裸眼完井 5 77 400 1252008 重复 转向剂 ﹡ 6 95 1286 1202006 初次 裸眼完井 702 1 3 33 520 1007复 挤水泥并重新射孔 7 41 351 802003 初次 套管完井 3 101 693 复 转向剂并增加射孔 ﹡ 7 73 1260 1052006 初次 裸眼完井 4 55 916 809复 挤水泥并重新射孔 8 46 361 65次 裸眼完井 4 24 330 10010复 只用泵加压 4 48 1000 1202005 初次 套管完井 6 58 624 90复 转向剂 ﹡ 7 73 1260 1052004 初次 裸眼完井 4 32 280 11012复 转向剂 ﹡ 6 53 1113 952004 初次 裸眼完井 7 121 1217 120复 可膨胀套管 8 81 1316 802004 初次 裸眼完井 5 75 660﹡ 115平均 2009 重复压裂 转向剂 7 68 1061﹡ 96﹡以泵送转向段为基础的段。的地区,以确保有足够的储层压力。除了一口井重复压裂后没有产量,明显完全失效(井 13H)外,通常重复压裂的效果都较好。2010 年: 除了转向剂,还尝试了一些其他的技术:1)挤水泥、清洗井身,在较短井重新射孔以控制成本。在现存井之间或离现存井100 英尺处射孔(有限的几项技术) 。2)可膨胀套管(但不便宜) ,要确保现有套管品质良好且一体化。3)开始以补偿井密度低的区域为目标。其成功率高,但高成本仍然是问题。为提高经济效益,最终确定了一些选井标准。以短水平段、天然气衰减少的区域为目标,这样可减少挤水泥、清洗井身、重新射孔的费用。我们实际上是在选择区域多次实施重复压裂,而不是钻加密井。这样减少了补偿井干扰风险,增加了产量和储量。2011 年,专注于最佳经济效益:1)在机械良好、完整的短井挤水泥并重新射孔。2)检查原始天然气地质储量的累计采收率以确保足够的储层压力。这使成本普遍降低,成功率提高。4 筛查压力降低储层重复压裂成功的一个关键似乎是很少有压力衰减很大的储层。表 3 显示了重复压裂前原始天然气地质储量的采收率。原始天然气地质储量递减在 0井用翠绿到淡蓝色标注,其量在 15%以上的井用粉红色标注。我们一般都能成功地预测估算最终储量增加 亿立方英尺或更少的(2 到 3 倍)较差结果,然后调整到增量为 亿立方英尺或者更多(9 到 10 倍) 的最佳结果。表 3 用容积法筛查压力衰减储层井 重复压裂年份 重 复 压 裂控 制 方 法 套管 总射孔簇间距 英尺 增量( 109成本(万亿)采收率%(占近衰减影响1H 2011 挤 水 泥 并 重 新 射 孔 注水泥的 % 非常低2H 2008 转 向 剂 未注水泥 % 非常低3H 2010 转 向 剂 未注水泥 2% 低,高渗透地区4H 2011 挤 水 泥 并 重 新 射 孔 注水泥的 6% 非常高5H 2007 转 向 剂 未注水泥 % 非常低6H 2008 转 向 剂 未注水泥 1% 低7H 2010 挤 水 泥 并 重 新 射 孔 未注水泥 0% 低,高渗透地区8H 2008 转 向 剂 并 增 加 射 孔 注水泥的 2% 低9H 2011 挤 水 泥 并 重 新 射 孔 未注水泥 % 非常低10H 2008 只 用 泵 加 压 未注水泥 % 低,高渗透地区11H 2008 转 向 剂 注水泥的 5% 中等12H 2008 转 向 剂 未注水泥 7% 中等,高渗透地区13H 2010 可 膨 胀 套 管 未注水泥 2% 低平均 2%用容积法筛查衰减补偿井的例子如图 15 所示。此框的大小是井长乘以 3000 英尺,再乘以净生产层厚度(固体红框) 。配产因素用于恰当地解释框内补偿井数量或某特定储层的生产情况。如计算这个参数,就可判断补偿井的衰减情况。例如, 由于这个区域页岩渗透率非常高,并且油气供给面积可能非常大,因此该计算结果包含井 1 H 的累积产量。图 15 7H 井重复压裂容积法筛查示例绿色的都是用容积法筛查的地区(红实线框内) ,粉色标注的不包括在内。水平井重复压裂实绩得以提高的最可能原因是什么?在重复压裂两口井之前,通过计算机模拟历史拟合,预测流量来预测重复压裂井动态。井产量和压力历史拟合非常好。由于在现裂缝两翼中未衰减地区存在高压,模型预测压裂后产量高(> 2 ,并有值得注目的较高的流压。实际上,产量和压力没有增加。增加的初始产量大约为这个值的三分之一,并且流压没有显着提高。请看图 16 和 17 图解——模拟的裂缝两翼重复压裂前和十九年后的储层压力。要注意,图 16 显示,在裂缝两翼,原始储层压力较高。而我们的观点是重复压裂略微增加了表面积和现有裂缝导流能力。在高压储层或在裂缝两翼压力较平衡储层,压开新裂缝比此前认为的难。我们对德克萨斯州怀斯县的多数水平井进行了线性流(型)分析,它似乎处于瞬变流动状态,无日期界线。看来, 在压力较高的储层很难启动新裂缝。图 16 模拟的重复压裂前 13H 井储层压力剖面:7 13H 井压力模拟剖面:对重复压裂 1 年后的预测5 结论在水平井初期阶段。德文能源公司成功地重复压裂老水平井,但控制成本仍然是一个主要的难题。根据计算机模拟结果,控制增产措施位置的各种方法似乎有些无效。目前水平井重复压裂选择最佳候选井的原则为:控制成本,要选择力学完整性好,水平段相对短的井。1)注水泥、清理井身和重新射孔是目前重复压裂使用的方法。2)水平段较长的井可能需要使用转向剂。根据容积法计算的原始天然气地质储量的累计采收率低,也就是说,储层具有较高的压力。这样就增加了重复压裂成功的机会,避免了补偿井不利的压裂干扰(低补偿井密度) 。 6 未来的工作以后重复压裂工作将用两步法调查油藏未排水部分的初始裂缝,首先泵入转向剂封堵现有射孔,然后在现有的射孔之间射孔,进行常规压裂。转向剂随时间和温度剥蚀,使旧射孔恢复生产。我们在#3H 井采用这种方法进行重复压裂后观察到其流动压力比其它大多数井高。参考文献1.9931: . . . . .00836: M. 译自 54669
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