低渗透率和非常规气藏中的水平井对象的确定

低渗透率和非常规气藏中的水平井对象的确定L.K.BrittJ.R.JoneW.K.Miller摘要水平井已成为非常规和低渗透致密地层气藏的行业标准。因为这些气藏的低质量回报，需要完善计划的完井和压裂增产来钻探具有经济效益的井。甚至在非常规和低渗透气藏中的不含硫化氢的地方，要达到好的经济效益也需要有良好的完井和增产施工。但是，哪些是水平井的对象，以及我们怎么把完井和增产结合起来已到达这些目的？我们需要多少完井和增产措施来获得最好的井动态和经济效益？我们怎么才能在水平井中获得最大化的价值？水平井什么时候纵向钻进，什么时候横向钻进？这些只是本文涉及的一小部分问题。本文着重于应用于水平井的完井、增产实施的一些关键之处。为低渗透气藏实施的经济效益最优化研究强调了横向长度、裂缝数量、裂缝间距、裂缝半长和裂缝导流能力的重要性。网络复杂性也被添加于低渗透气藏的完井和增产因素中。这些结论会被用于开发一个水平井决策树来评估在低渗透和非常规气藏中的水平井中发生的不同的钻井、完井及增产结果。气田实例会被用于强调这些决策。这些工作对石油产业的好处体现在：1为水平井研究出具有良好表现和经济效益的对象和强调不同完井和增产策略的递增的好处。2基于水平井的纵向或横向钻进依据来确立良好动态和经济效益。3把储层对象和地质局限性结合到水平井完井和增产策略中。4为前水平井的设计目标开发一个水平井完井和增产决策树。前言多年前，操作人员利用水力压裂来改进垂直井、斜井和水平井的动态。虽然往往都成功，但是这些操作人员报告在特殊地区，压裂增产对斜井和水平井比直井更困难。总体来说，这些遭遇到的困难往往和增长的施工压力和提升压裂后的瞬间关井压力相伴。这些年水平井被成功的应用于很多油田应用。最近在FortWorth盆地的Barnett泥岩地层中的应用，增加了在低渗透和非常规气藏资源对这项技术应用的注意力。随着水平井完井和增长技术应用的成功，其应用变得越来越广泛。这些评估对象用来发展对每一个完井和增产类型的认识。通过这些认识，油气藏、完井和增产标准能被制定来帮助识别在可能的情况下哪一种策略能被应用于一个开放项目以使生产率、储量采收率和经济效益最大化。水平井被用来改善油气藏中的井性能，特别是在有水力压裂的情况下，在低渗透和非常规气藏中，更好的操作控制和可靠性对于成功和避免对工程经历效益的侵蚀非常必要。对这些气场的最优化研究显示了良好的水平钻进、完井和增产施工一体化的重要性和价值。本文着眼于应用在水平井中的完井和增产施工中的一些关键之处。经济效益最大化研究结果被提供给低渗透率气藏，强调了横向长度、裂缝数量、层间距、裂缝半长和裂缝导流能力的重要性。网络复杂性也被添加于低渗透率气井完井和增产因素中。讨论在低渗透和非常规气藏中，水平井要求一个完善的完井和压裂增产计划来保证良好的经济效益，但什么才是水平井的对象，我们又怎么才能把完井和增产结合起来以达成这些目标？为了认识这些气藏中的水平井对象，进行了一项增产研究，在低渗透率和非常规气藏中的多次压裂水平井的经济效益也被包含在这项研究中。这项评估的对象是气藏、完井和增产参数。因为气藏关注产层有效厚度、储层压力和储层渗透力会被评估。完井控制为完井施工而被考虑，裂缝长度、裂缝导流性按压裂水平井对象来加以考虑。最后，水平井钻井、完井以及压裂增产成本与经济参数一道被考虑，以确保水平井对象是针对所有环境而确立。首先，让我们通过油气藏工程和钻采工程因素来看看水平井对象。在强调递增的效益和不同完井和增产策略的递增的经济效益前提下，良好的井动态和符合经济效益的对象应被开发出来。大多数操作人员用的是不同的标准来确定水平井对象。一部分是利用基于估算的最终采收量和水平井的采收率的经济度量。另外的利用井动态/生产率度量标准来确定水平井对象。这样一个度量标准可能包括三十天内的瞬间电位（IP）的使用或者一个以年计的第一年生产率的使用。因为无需一个估算或预测的未来水平井动态，IP度量体系可能会变得更普遍。但是，把IP作为一个度量标准来运用，没有考虑成本，因此可能使最优化设计偏向完井和压裂。和直井一样，在低渗透率致密地层和非常规气藏中的水平井对象能改进气藏生产率、采收量和工程经济效益。但是水平井的完井和增产措施却复杂得多。这一章节的目的是为开发水平井对象建立一个框架。达到这个目的的最好方式是运用一个油气藏模拟系统和经济模型。通过为水平井整合这些数据和关键对象便可确定成功。其后的章节会详细描述与记录一个气藏、压裂和经济参数的数据分析和它们对于使水平井经济效益最大化的重要性。在这个数据分析中运用的模拟模型是STIMPLAN中的数字三围单相气体模拟模型。这个模拟模型有自动化的水平井网格化地貌特征，在近20年中被运用于水平井研究中。在这项研究中使用的作为基础方案的气藏和经济参数显示在表1中。这是在美国相当具有代表性的低渗透率致密地层气藏。不过，大批灵敏度测试被实施以确保在这个经济性研究中建立和使用的假设是合理的且不会不适当地影响实验效果。表1：基础方案气藏和经济参数可采储量因素很明显，可采储量越多，最大化开采气藏所要求的完井和压裂次数越多。基于先前的论述，净产层的影响应相当明显。但是，开采中的完井和压裂次数可能没有那么明显。为展示这种影响，让我们来看看强调分别作为完井数的函数的经济收益、初期电位和以年为单位的第一年生产率的图1到图3图1：可开采储量（净产层）的经济影响图1显示的是对比具有25、50、100feet净产层的气藏中，作为完井数的一个函数的净现值图表。如图所示，在有限的净产层厚度(25feet)的气藏中，最大化开采气藏的完井/压裂次数是5次完井。低于5次，从增加压裂次数中得到的经济收益很小甚至没有。在有50和100feet净产层厚度的气藏中，经济效益最大化的完井数分别是9和20次。因此，可采储气量越大，最大化开采该气藏所需的完井次数越多。我们也发现把这个例子中的净产层厚度加倍，会得到三倍的经济价值，把净产层厚度增加4倍到100feet，会得到一个减低了的8倍的净现值。图2：可开采储量（净产层）的IP效应其次，让我们看看该三种情况的瞬时电位（IP）或30天率。图2显示的是25、50、100feet净产层中瞬时电位和压裂次数的对比图表。如图所示，在每一个情况中，从25feet到100feet净产层，随着压裂次数上升到15次完井/压裂，最初电位线性增长。但少于15次的情况下，瞬时电位不再是线性的，表明裂缝在30天内发生冲突。图3：可开采储量（净产层）的按年计的生产率效应图3显示按年计的第一年生产率和压裂次数的对比图。该图表明，在这三种情况（即25、50和100feet）的压裂次数上升到11次，按年计的第一年生产率是线性的。低于这个次数（即15次压裂），裂缝间距中，在365天内发生冲突。对比这三个图，我们有意思地发现该情形下的IP和按年计的第一年生产率的用处和低渗透率气藏中的多次压裂水平井没有什么关系。例如，25feet厚净产层的例子表明，IP在直到15次压裂都是线性的，但是在5次压裂的时候，就达到了经济效益最大化。另一方面，100feet厚净产层的例子表明，到15次压裂时，IP是线性的，但是在20次压裂时经济效益才最大。图4：可开采储量（压力）的经济效应图4显示的是不同储层压力下，净现值和压裂次数的对比图。如图所示，再一次发现像可开采储量（通过压力表示）的增长一样，从经济立场出发的最佳压裂次数也增长。比如，对于1000到3000psi压力的情况，最佳压裂次数分别是7、15和20。再次发现，可采储量越多，最佳压裂次数越大。图5：可开采储量（压力）的按年计的生产率效应图5显示的是1000到3000psi压力的气藏压力下，以年计的第一年生产率和压裂数的对比图。如图所示，忽略储层压力，按年计的第一年生产率直至11次压裂都是线性的。因此，每次压裂增加的生产率再次与经济最大化的压裂次数无甚关联。应注意到，图3和图5中，忽略净产层厚度或储层压力，都显示在3000feet横向距离下，以年计的第一年生产率在直至11次压裂时都是线性的。少于11次完井和压裂增产次数时，每次压裂的按年计的第一年生产率有所下降。类似的，尽管没有显示出来，IP一旦下降，对于所有净产层和储层压力的情况，压裂次数都超出15次。有趣的是，像生产率的量级一样，经济效益明显被净产层和储层压力影响。不过，递增的生产率更显著地被气藏渗透率影响。渗透率因素这个发现在渗透性能很容易地被压裂冲击测试（FIT）确定的低渗透率气藏中并不有趣，但是在从大多数以集中重要性顺序变化的实验室测试中衍生出的渗透率评估的非常规气藏中，这个发现有很大价值。例如，我们来考虑一个在裂缝相聚50feet时IP具有线性趋势但在裂缝相聚70feet时每条裂缝的IP增量更小的0.001md的气藏中的多次压裂水平井。一个相似的效应能从按年计一年生产率分析中被收集出来，尽管需要多得多的数据。图6显示的是裂缝间距和按年计的第一年生产率和瞬时电位的气藏渗透率的对比图。图6：作为渗透率函数的干扰效应该图聚焦于作为渗透率的一个函数的裂缝间距。虽然在一个单独的多层压裂水平井中式可能被估算的。但这会很困难、耗时以及昂贵，因此比起一个独立的水平井，对于一个巨大的水平井资料组来说更为有利。图中也显示出了先前实施并呈现过的经济最佳化研究的趋势线。但是鉴于在按年计的效率和IP上的干扰效应，全要受渗透率影响。像先前指出的那样，经济效益被净产层和储层压力影响到一个巨大的级数。就非常规气藏渗透率而论的最后一个观点。什么是进行有生产效能的泥岩井完井所需的观念因一副在最近10年中发展起来的成功的Barnett泥岩完井图而存在严重偏见。在这幅图中，复杂的多比例压裂因钻探一口好井的要求而出现。这些复杂的裂缝不是被大规模增产措施诱发，就是现存裂缝或岩石中含水横向断层膨胀和重新打开的结果。但是很多微地震引起的其他泥岩成藏地区经常支持起主要作用的裂缝组合形式只是一个相当长度的诱发型的横向裂缝的集合。使用简单些的多层横向压裂的水平井的详细增产措施能用于匹配扩展的动态数据（即用固定井口压力控制实测的日效率的预测）。在我们经验中的情况中，复杂裂缝的不叠加似乎要求的是在岩心测量的预期值范围内的有效渗透率。甚至在Barnett泥岩成藏区域，当模拟复杂压裂系统时，经常包含了诱发的有限的低渗透率横向裂缝和极低渗透率的复杂缝隙。图7显示的是一个用8×10-5md的基岩渗透率（即基岩渗透率小于从岩心数据中衍生出的渗透率）和从完井的每一阶段评估中衍生的诱发裂缝参数来配比的线性多次压裂水平井动态拟合的非常规泥岩气井的历史生产拟合图。如图所示，不考虑任何裂缝或系统复杂性的情况下，井动态（生产率的压力）得到了优异匹配。这个历史拟合与遍及把复杂性用于模拟且为了减少其在井动态中的组成，使用的裂缝导流能力非常低的北美的许多其它非常规泥岩井的数据处理一致。。这样一个发现与实验室中的衍生的低渗透性和非常规泥岩气藏的导流性一致。图7：非常规气井的历史拟合横向长度和裂缝长度因素其次，研究了横向长度和裂缝长度的效用，图8和图9显示了净现值和按年计的第一年生产率于1000到4000feet的横向长度的压裂次数分别对比的图。如图所示，随着横长的增加，采尽气藏的最佳压裂次数也在增加。也要注意到的是，在按年计的第一年生产率中出现裂缝干扰之前，横长越长，压裂的次数越多（图9）。还需注意的是随后对每一横长的压裂次数是不同的，但在按年计的第一年生产率出现干扰的层间距大约是300feet。图10和11显示的是作为压裂次数的一个函数的净现值和按年计的第一年生产率的图。如图所示，在图10中，增加的裂缝半长有效地影响了经济效益。同时，裂缝半长也影响最大程度采气的最佳压裂次数。任何增大可采储量的措施再图8：横向长度的经济效应图9：横向长度的按年计的生产率效应图10：裂缝半长的经济效应一次的增加了采尽气藏所需的压裂次数。图11显示的是在按年计的第一年采收率上的裂缝半长的影响。如图所示，裂缝半长对年采收率的干扰（即在近似压裂次数下，按年计的第一年采收率线趋势发生的偏差）没有