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重复压裂,一波听起来就很高效的操作

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重复压裂,一波听起来就很高效的操作

怎样才算是一次成功的重复压裂?

来自 | Drillinginfo

编译 | 二丫 影子

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作为非常规油气开采技术,重复压裂已经存在多年。自20世纪70年代以来,垂直井一直受益于重复压裂技术,并取得了相当可观的效果。然而,多级水平井中的重复压裂技术着实还只是“初生牛犊”。2011年,水平井重复压裂作业量出现大幅增长。作业者开始尝试各种处理量、重复压裂技术类型、重复压裂作业时间以及各种备选作业方案。这其中,很多重复压裂作业是成功的,但同时也有一些效果并不理想(如图1)。

2007~2017年Williston盆地重复压裂活动(橙色)变化

随着油价的下跌,重复压裂开始变得愈发重要。相比于开发一口新井的钻井和完井成本,重复压裂可以显著降低运营商的成本(约2亿美金),同时也可开采出更多的天然气。

2011年水平井重复压裂作业量有所增加

有时候,重复压裂就像一个黑盒子,作业者总是对它的成功持怀疑态度。与垂直井重复压裂相比,尽管水平井重复压裂作业的数量很小,但仍有大量的现有水平井重复压裂数据集可以提供宝贵的见解。不幸的是,对现有重复压裂进行回溯分析往往是相当困难的—重复压裂的信息并不能实现连续地报告,且这些信息总是有很多不同的来源(如图3)。

通过来自分析来自美国各地多种数据来源,明确重复压裂作业

在确定现有的重复压裂之后,了解影响作业性能的各种驱动力。在重复压裂期间,当向井下泵入处理剂时,一是对现有裂缝进行二次处理以使其通过到更多的储层体积,二是通过引入到之前未接触的水平段部分来对原岩进行处理。作业人员还可以选择在现有的裂缝之间进行射孔。这些重复压裂作业可改变现有裂缝的几何形状,将更多的天然裂缝连接起来,同时恢复导流性,为流体流动提供路径。

有许多因素可以促使重复压裂成功或失败。其中,重复压裂技术的类型起着至关重要的作用。使用导流剂虽然便宜,但效果却不稳定,且重复性很差。很多运营商已经使用分流器进行了多次成功应用,而另外一些运营商则更青睐采用区域隔离的方式(如图4)。

石油圈原创,石油圈公众号:oilsns

在运用导流剂的已明确重复压裂作业中,大部分位于Barnett、Bakken和Eagleford地区。

在重复压裂类型和完井策略进行实验的过程中,对油藏“应力影”和基于压力的渗透率变化的考虑极其重要。许多SPE研究(如SPE-182161-MS)表明,了解重复压裂的地质力学效应是促使重复压裂作业成功的关键因素。

但是怎样才算是一次“成功”的重复压裂呢?要想了解这一点,我们就必须明白,随着重复压裂作业数量的恢复,运营商已经在实际开发计划中尝试了相关技术和策略。他们并没有完全按照固有模式去做,各类SPE出版物在分析几个驱动因素方面都已经实现了大跨步。

在开始对水平井进行重复压裂时,作业人员将重点放在恢复具有良好岩层和目标井的老井身上,但初步的完井并没有获得很好的效果。作业的设计是为了能够获得更多的油藏量,加快开采速度,或减缓母井生产能力下降的速度。例如,2014年之前,作业人员在Williston盆地的一个小区块进行了重复压裂。累计分布函数图表明,被选择要进行重复压裂的目标井(橙色)低于IP率的平均值。这意味着,重复压裂作业将根据IP率对井进行选择。虽然大多数目标重复压裂的射孔间隔大致处于该区域的平均水平,但在初始完井时,泵入的支撑剂却是低于该区域平均水平的。因此在这一区域,作业人员选择恢复IP相对较低的井,并使用更少的处理剂实现初步完井(如图5)。

如果我们观察几个关键盆地的趋势,我们可以通过射孔间距来将IP率标准化(从初始完井开始),并将其显示出来—红色对应IP/ft最低的五分之一,绿色对应最高的那部分。从图5中可以看出,在Williston和Midland盆地,大部分重复压裂作业选择将资源投入在IP率最低的五分之一,而墨西哥湾沿岸和Delaware盆地的运营商所选择的井IP率则相对混合不一,包括IP率更高的井。

随着时间的推移,各公司尝试对重复压裂进行了更多的实践,更好地了解了井下效应,运营商开始讲重复压裂视为技术战略,并对加密井或补偿井进行重复增产。随之而来的便是井间的“压裂”和液压之间更多的联系,以及他们是否会对生产井产生积极或消极影响。在很多情况下,它确实会对已经生产了一段时间的老井产生积极作用;而在另外一些情况下,它却也会对重复压裂和补偿井产生负面影响(如图7)。

考虑到这一点,如何实现一次“成功”的重复压裂开始发生变化—有些人认为应该降低母井的递减率延长寿命,而其他人则认为应该专注于如何在短时间内加速开采。归根结底,重复压裂的成功取决于它的经济性。很多运营商只确认了一点,就是同时对母井和具有积极效应的补偿井进行增产,具有一定的经济性。

重复压裂作业的成功可以通过各种绩效指标来量化—IP率、压裂前后的递减率以及压裂后的EUR增量。了解完井趋势对生产指标的影响很重要。产量的有效提升也可能会收到重复压裂作业时间的影响。图7显示了在Williston盆地所选择区域,IP率(压裂后采油速率和从初试完井阶段开始的IP率之间的比率)和“压裂前所用时间”之间的关系。虽然在油井生命周期早期的重复压裂显示出了一种相对混合的结果,但从第一次开始生产以来,在超过25个月的时间里, IP率并没有出现正增长(如图8)。

评判重复压裂是否成功的另一个例子是,观察重复压裂前后的递减率。如果递减的趋势可以延长至很长一段时间,并且斜率很平坦的话,那么这口井则将会有相对更好的投资回报。基于这一指标,Williston盆地的重复压裂作业取得了相当于中等程度的成功。很多重复压裂作业的下降率都徘徊在差不多与原始井相同的水平(如图9)。

由于油价一直处于50美元左右的地位,二次完井技术也取得一定进展,重复压裂必将成为运营商长期计划的重要组成部分。从目前的趋势和实践中获得学习,将是公司能够最大程度发挥重复压裂的作用。

您也有让人挠头的难题需要解决,或是优质技术想要找应用市场吗?如果有的话,欢迎联系小编微信或邮箱,也许能找到一剂良药。

石油圈原创,石油圈公众号:oilsns

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本文为转载内容,授权事宜请联系原著作权人。

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怎样才算是一次成功的重复压裂?

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作为非常规油气开采技术,重复压裂已经存在多年。自20世纪70年代以来,垂直井一直受益于重复压裂技术,并取得了相当可观的效果。然而,多级水平井中的重复压裂技术着实还只是“初生牛犊”。2011年,水平井重复压裂作业量出现大幅增长。作业者开始尝试各种处理量、重复压裂技术类型、重复压裂作业时间以及各种备选作业方案。这其中,很多重复压裂作业是成功的,但同时也有一些效果并不理想(如图1)。

2007~2017年Williston盆地重复压裂活动(橙色)变化

随着油价的下跌,重复压裂开始变得愈发重要。相比于开发一口新井的钻井和完井成本,重复压裂可以显著降低运营商的成本(约2亿美金),同时也可开采出更多的天然气。

2011年水平井重复压裂作业量有所增加

有时候,重复压裂就像一个黑盒子,作业者总是对它的成功持怀疑态度。与垂直井重复压裂相比,尽管水平井重复压裂作业的数量很小,但仍有大量的现有水平井重复压裂数据集可以提供宝贵的见解。不幸的是,对现有重复压裂进行回溯分析往往是相当困难的—重复压裂的信息并不能实现连续地报告,且这些信息总是有很多不同的来源(如图3)。

通过来自分析来自美国各地多种数据来源,明确重复压裂作业

在确定现有的重复压裂之后,了解影响作业性能的各种驱动力。在重复压裂期间,当向井下泵入处理剂时,一是对现有裂缝进行二次处理以使其通过到更多的储层体积,二是通过引入到之前未接触的水平段部分来对原岩进行处理。作业人员还可以选择在现有的裂缝之间进行射孔。这些重复压裂作业可改变现有裂缝的几何形状,将更多的天然裂缝连接起来,同时恢复导流性,为流体流动提供路径。

有许多因素可以促使重复压裂成功或失败。其中,重复压裂技术的类型起着至关重要的作用。使用导流剂虽然便宜,但效果却不稳定,且重复性很差。很多运营商已经使用分流器进行了多次成功应用,而另外一些运营商则更青睐采用区域隔离的方式(如图4)。

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在运用导流剂的已明确重复压裂作业中,大部分位于Barnett、Bakken和Eagleford地区。

在重复压裂类型和完井策略进行实验的过程中,对油藏“应力影”和基于压力的渗透率变化的考虑极其重要。许多SPE研究(如SPE-182161-MS)表明,了解重复压裂的地质力学效应是促使重复压裂作业成功的关键因素。

但是怎样才算是一次“成功”的重复压裂呢?要想了解这一点,我们就必须明白,随着重复压裂作业数量的恢复,运营商已经在实际开发计划中尝试了相关技术和策略。他们并没有完全按照固有模式去做,各类SPE出版物在分析几个驱动因素方面都已经实现了大跨步。

在开始对水平井进行重复压裂时,作业人员将重点放在恢复具有良好岩层和目标井的老井身上,但初步的完井并没有获得很好的效果。作业的设计是为了能够获得更多的油藏量,加快开采速度,或减缓母井生产能力下降的速度。例如,2014年之前,作业人员在Williston盆地的一个小区块进行了重复压裂。累计分布函数图表明,被选择要进行重复压裂的目标井(橙色)低于IP率的平均值。这意味着,重复压裂作业将根据IP率对井进行选择。虽然大多数目标重复压裂的射孔间隔大致处于该区域的平均水平,但在初始完井时,泵入的支撑剂却是低于该区域平均水平的。因此在这一区域,作业人员选择恢复IP相对较低的井,并使用更少的处理剂实现初步完井(如图5)。

如果我们观察几个关键盆地的趋势,我们可以通过射孔间距来将IP率标准化(从初始完井开始),并将其显示出来—红色对应IP/ft最低的五分之一,绿色对应最高的那部分。从图5中可以看出,在Williston和Midland盆地,大部分重复压裂作业选择将资源投入在IP率最低的五分之一,而墨西哥湾沿岸和Delaware盆地的运营商所选择的井IP率则相对混合不一,包括IP率更高的井。

随着时间的推移,各公司尝试对重复压裂进行了更多的实践,更好地了解了井下效应,运营商开始讲重复压裂视为技术战略,并对加密井或补偿井进行重复增产。随之而来的便是井间的“压裂”和液压之间更多的联系,以及他们是否会对生产井产生积极或消极影响。在很多情况下,它确实会对已经生产了一段时间的老井产生积极作用;而在另外一些情况下,它却也会对重复压裂和补偿井产生负面影响(如图7)。

考虑到这一点,如何实现一次“成功”的重复压裂开始发生变化—有些人认为应该降低母井的递减率延长寿命,而其他人则认为应该专注于如何在短时间内加速开采。归根结底,重复压裂的成功取决于它的经济性。很多运营商只确认了一点,就是同时对母井和具有积极效应的补偿井进行增产,具有一定的经济性。

重复压裂作业的成功可以通过各种绩效指标来量化—IP率、压裂前后的递减率以及压裂后的EUR增量。了解完井趋势对生产指标的影响很重要。产量的有效提升也可能会收到重复压裂作业时间的影响。图7显示了在Williston盆地所选择区域,IP率(压裂后采油速率和从初试完井阶段开始的IP率之间的比率)和“压裂前所用时间”之间的关系。虽然在油井生命周期早期的重复压裂显示出了一种相对混合的结果,但从第一次开始生产以来,在超过25个月的时间里, IP率并没有出现正增长(如图8)。

评判重复压裂是否成功的另一个例子是,观察重复压裂前后的递减率。如果递减的趋势可以延长至很长一段时间,并且斜率很平坦的话,那么这口井则将会有相对更好的投资回报。基于这一指标,Williston盆地的重复压裂作业取得了相当于中等程度的成功。很多重复压裂作业的下降率都徘徊在差不多与原始井相同的水平(如图9)。

由于油价一直处于50美元左右的地位,二次完井技术也取得一定进展,重复压裂必将成为运营商长期计划的重要组成部分。从目前的趋势和实践中获得学习,将是公司能够最大程度发挥重复压裂的作用。

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