国外低渗透油藏开发技术

国外低渗透油藏开发概述引言目前，世界范围内的低渗透油藏开发均没有取得突破性进展，低渗透储量的动用程度很低，只有储层条件好、埋藏浅的低渗透油藏才得到开发。与中高渗油气田相比，低渗透油气田的储层特性、伤害机理、流动规律不仅仅是个量的变化，实际上在一定程度上发生了质的变化，因此在开发中问题表现最为突出，即，1)储层伤害问题，这种伤害贯穿于钻井、完井、增产改造、采油采气的整个过程；2)经济效益问题，即高投入低产出的问题。因此国外低渗透油气田开采技术的发展也主要是围绕解决这两大问题进行，即尽量减少地层伤害，尽量降低生产成本。减少地层伤害主要是采用空气钻井、泡沫钻井、低密度钻井液和欠平衡钻井等钻井技术。低渗透油藏的开发技术主要有：1)低渗透油藏精细描述技术。包括天然裂缝油藏预测技术、低渗透储层基质特征及富集区带预测技术、裂缝性低渗透油藏建模方法。2)注水开发低渗透油藏的井网型式和井网密度。90年代以来，美国在低渗透油气资源开发中成功地实施了水平裸眼分段压裂，取得良好效果。利用水平井开采，实现“稀井网、强驱油”。此前，美国、俄罗斯等国多年来研究得出的共同结论是对低渗透油气田的开发，必须采用“密井网，强驱油”。密井网无疑会增加成本，所以水平井，特别是低压钻水平井技术是解决这一问题的良好方法。即以稀井网实现“强驱替”。3)低渗透储层的增产改造技术。低渗透储层一般必须经过增产改造才能获得工业生产价值，早期最常用的方法是水力压裂，但许多低渗透储层的水敏、强水锁等特性使之不适合采用水力压裂。因而国外发展起来了CO2加砂压裂技术(又称干式压裂技术)，最近出现了液态CO2井下配置加砂压裂技术，超长水平井技术取代压裂缝技术等。4)水平井和多分支井开发低渗透油藏新技术。包括低渗透油藏水平井开采的适用性筛选标准以及钻井、完井和采油等技术。5)利用自然能量开采。国内外研究认为，低渗透储藏最好首先采用自然能量开采，尽量延长无水开采、低含水开采期。因为油气层一旦见水，稳产难度就很大。而低渗透气田的自然能量主要是弹性驱和溶解气驱。一般一次采收率可达10%—20%，二采可达25%—30%，三采技术还不大成熟。为提高驱替效率，国外又发展起来了注气、水气交注、水气混注、周期注水、周期注气以及美国近年来开展的人造气顶驱等。为降低成本，美国在90年代中期引入了车载抽油技术。关于小井眼技术，国内虽已发表了多篇文章，但目前国外还没有关于小井眼开发低渗透油藏的报道，其应用仅限于探井和自喷井，这是因为其配套设施还不完备，大部分井下设备和测量仪器无法下入井中的缘故。未来有可能使低渗透油藏开发取得突破的技术是层内爆炸增产技术。数字油田技术则有可能使低渗透油藏的管理迈上一个新的台阶。水力压裂技术水力压裂是低渗透油藏开发中最早使用也是目前最常使用的技术。水力压裂处理的目的是建立能提供很大表面积的长而薄的裂缝。裂缝的半长度可以在100-1000ft这一数量级，开度在十分之一英寸这一数量级。成功压裂处理的真正度量标准是是否增加了产量或注入能力。水力压裂的首要目的是改善储层与井眼之间的流体连通。近年来取得的进展包括：粘弹性表面活性剂压裂液、限流射孔等。粘弹性表面活性剂压裂液实验室试验表明，来自聚合物流体的未破碎残余物确实可以堵塞支撑剂填充体的孔隙。从用常规流体和低瓜尔胶流体处理的井中获得的返排流体的分析表明，即使在低渗透油藏，返排过程中也只有35%-45%的聚合物返回。剩余聚合物留在裂缝中并将降低井的产能。一种理想的压裂液应显示出以下特性：充填过程中管中的压降最小；有足够的支撑剂携带能力并应在裂缝闭合后钝化携带机理。这要求流体破胶并返排而不留下任何可降低传导能力的残余物。1997年，在油田中引入了一种革命性的压裂液。这种新开发的压裂液系统使用了粘弹性表面活性剂(VES)，可替代常规聚合物／破胶剂方法；粘弹性表面活性剂压裂液的主要进步是易于准备、没有地层损害和支撑剂充填体仍有很高的传导性。这种压裂液通过在盐水中混合足够量的粘弹性表面活性剂来制备。由于不需要聚合物水化，因此进入盐水中的表面活性剂浓缩物就可以连续地计量。不需要交联剂、破胶剂或其他化学添加剂。这种产品使压裂作业变得简单而可靠。这不仅是因为与瓜尔胶体系相比需要的化学剂品种更少，而且还由于它的操作更简单。表4-4列出了VES压裂液与典型瓜尔胶压裂液体系的比较。这项技术的关键是在压裂作业中使用粘弹性表面活性剂来代替聚合物。不同的温度和不同的强化技术都有不同类型的压裂液配方。最常用的配方是使用季铵盐，配以像氯化钾、氯化铵或硝酸铵这样的无机盐。将盐水变为像水杨酸钠这样的有机盐将会改善这种压裂液的高温动态。粘弹性表面活性剂压裂液的性能得益于它独特的化学性质。粘弹性表面活性剂的分子很小，约比瓜尔胶分子小5000倍。它由一个亲水基头部和一个长憎水基尾部组成。在盐水中，它们形成了狭长的胶束聚集体。当VES压裂液中的表面活性剂浓度在某一临界浓度之上时，胶束结构就缠绕在一起并形成网状结构。这些结构是造成低粘度下超常支撑剂携带特性的原因。VES压裂液一旦与油、气或稀释剂接触，就可以通过将蠕虫状胶束分解成小得多的球状胶束。球状胶束不会互相缠绕，因此合成流体具有与水相同的粘度，使得压裂液随产出流体回流到地面，而留下高传导性的支撑剂填充体。自从引入VES压裂液以来，已进行了2400多次成功的压裂处理，这些处理的结果证明，VES体系在长期生产方面能比聚合物体系提供更好的机会，而使用的压裂液和支撑剂则要少得多。一种用于浅层低渗透油藏的新的压裂液体系新流体体系最初是设计用来替代过去的表面活性剂水体(有的加入了3%KCl作为粘土稳定剂)改善压裂效果的。油藏实例1的流体成本未有太大增加。由于地层很老，开发阶段又是高含水期，若流体成本大幅度增加就会造成经济上的失败。经过仔细分析过去的压裂液和地层特性后，得出存在着两种影响压裂效果主要因素的结论：压裂液的含砂能力和地层粘土的膨胀。既然一种流体的含砂能力通常与流体的粘度成正比，那么就必须向流体中添加一些聚合物以增加其粘度。一般而言，高分子量聚合物都具备形成高粘度的能力，也就是说，与低分子量聚合物相比，较少(如较低的流体费用)的高分子聚合物便能形成同等的粘度。然而，Gall等人的研究表明，高分子量(78×106)和中等分子量(1×106—6×106)聚合物造成了大范围地层损害。在凝胶液中不溶聚合物碎屑不但不能增加流体粘度，反而会加大支撑剂充填带来的损害。因此，为避免造成这种损害，必须综合考虑流体的费用和流体损害，将聚合物的分子量保持在一个“合适的范围”内。在为这种新的流体体系选择聚合物时，必须注意权衡好流体成本与防止地层损害两方面问题。为了控制分子量和避免地层内残留不溶固体，提出了一种新的合成聚合物，这是一种不完全电离的线性聚合物。最终产物是一种细固体和液体的混合物，其中固体是聚合物，液体则是用来提高细固体悬浮物能力的介质。这种混合物可以不残留地完全溶解在水中，从而不会损害有效裂缝。由于它瞬时溶解，所以在压裂处理之前可以在井场通过水泥泵制备这种液体。从而节省了某些液体制备和输送的费用。除增加流体粘度外，聚合物还具有粘土稳定剂的能力，而无须再添加专用稳定剂防止粘土膨胀。既然聚合物是合成的，那就不必担心细菌的降解作用。为节省费用，一次压裂作业所剩余下的液体还可送至下一口井加以使用。为不同的井设计了两种液体。液体1是用于相对较浅和温度较低的油藏，液体2适合于较深的和温度较高的油藏，或以较低泵速压裂。液体1：增稠剂A+表面活性剂+粘土稳定剂液体2：增稠剂B+表面活性剂+粘土稳定剂+延迟解聚剂增稠剂A的浓度为0．4%—0．5%(重量)，增稠剂B的浓度是0．5%—0．6%。延迟解聚剂的浓度0．1%—0．15%。增稠剂B比增稠剂A具有更强的增粘性。表面活性剂和粘土稳定剂的类型与浓度要在价格、地层流体、粘土矿物以及与其它添加剂的兼容性基础上通过试验进行选择。流体性质和价格已检测了三个油藏实例的滤失系数和流体对地层的损害，见表1。结果表明：新流体的损害程度大大低于交联瓜尔胶所造成的损害。流体的成本新流体成本一般约占交联瓜尔胶的40%—60%。成本会随着增稠剂和添加剂种类与浓度的不同而改变。限流压裂完井技术限流压裂通常意味着选择压裂所需得射孔直径和射孔数量，以便预期的注入速率产生足够的流速，在井眼与水力裂缝之间建立几百psi的压差。通常，这种表1限流压裂在大斜度井和水平井中的应用油田／位置生产地层压裂类型总垂深(ft)横向或斜井段长度压裂层数典型射孔数量典型注入速率(桶／完井类型倾角井数(ft)分)A.Shafter加州McClure页岩支撑剂7700440062455末胶结衬管水平4得克萨斯北部PaloPinto灰岩裂缝酸化4400210071428裸眼水平3得克萨斯西部密西西比灰岩裂缝酸化900017007714裸眼水平2新墨西哥Wolfcamp裂缝酸化11000150051530未胶结衬管水平1新墨西哥Delaware砂岩支撑刑600060051021裸眼水平1得克萨斯西部SanAndres裂缝酸化45002000141420裸眼水平2得克萨斯西部Devonian裂缝酸化1180036001250100-120末胶结衬管水平5得克萨斯西部Devonian裂缝酸化1180036001250100-120胶结衬管水平11得克萨斯西部Devonian支撑剂159001000551105胶结衬管水平1得克萨斯西部Devonian支撑剂1590080073555胶结衬管水平1得克萨斯西部Devonian支撑剂11500300053080胶结衬管水平1得克萨斯西部Devonian支撑剂11500350074880胶结衬管水平1得克萨斯西部Devonian支撑刑1150056005-740-4280-100胶结衬管水平1得克萨斯西部Devonian支撑剂11500150053090胶结衬管水平1得克萨斯西部Dean支撑剂83002200935110胶结衬管水平1得克萨斯西部Strawn裂缝酸化11000150053080胶结衬管水平1做法是为了保证流体流入所有炮眼，即使裂缝内各个炮眼之间的压力变化很大。即使在地层应力变化范围为几百psi的情况下，这项技术也能保证每个炮眼都将压裂液传送到水力裂缝中。大部分专业人员都假设所有炮眼的大小和形状是均匀的并以相同的速率接受流体。多年来，在低渗透油田的开发中，经营者已增加了大斜度或水平井眼的钻井以获得长生产井段。最初，这种方法用来在低到中等渗透率油藏通过暴露很长的产层段达到无需强化的目的。然而，工业界现在已接受了这样一种观点，即大部分需要用垂直井强化来达到商业生产水平的油藏通常也需要用大斜度或水平井完井并强化。最近许多有关这种应用的文章已提出了使用多阶段压裂的方案并获得了经济上的成功。为了降低完井成本，经营者试图同时压裂多个层段来减少作业时间和作业井数。在具有长生产层段的垂直井中，限流压裂已证明在高度可溶的碳酸盐地层的压裂酸化和各种类型储层岩石的支撑剂压裂作业中都是成功的。在必须采用水力压裂多层的井中，需要用新的方法来降低完井成本。下面将介绍限流压裂(既包括酸化也包括支撑剂)在大斜度井和水平井中的几项应用。已开发了几种创新的方法，可使限流压裂更为成功地用于这些类型的井眼(表1)。1、限流压裂2、以下几个方面对大斜度或水平井眼的限流压裂显得格外重要：—沿着井段的流体静压力变化的效应减小(或没有)；—沿着长井段油管的流体摩擦效应；—射孔砂浆的腐蚀效应。—静水头压差有助于消除限流压裂垂直应用中因管子摩擦引起的压力损失。这种好处在水平应用中不存在。在很长的完井井段，通常使用电子表格计算法来预测与速率和射孔直径有关的管子摩擦力变化的影响。然而，喷射射孔引起的有缺陷井眼形状和条件的影响对很长的井段来说可产生问题。在较短的射孔段，这些影响通常不明显。通常，射孔腐蚀的实验室研究仅试验无缺陷的球形孔。这常常导致低估射孔因腐蚀引起的压降变化。此外，据有些现场研究报道，一旦支撑剂携带液到达射孔段，几乎立即就可以观察到压降减小。与后期