非常规油气藏压裂新技术

20%
25%
30%
% from Perf Cluster
Perf Cluster
28 25 22 19 16 13 10 7 4 1
0%
2%
4%
6%
8% 10% 12% 14%
% from Perf Cluster
100多口页岩气水平井生产测井的普遍现象。
基于Petrel平台的综合工作流程
构造 岩性
• 在中等盐度水中性能优越 • 高浓度盐水中性能较好
总悬浮固体(TSS)
25 m (limits to be further defined)
总溶解固体 (TDS)
10,000 mg/L
20,000 mg/L
大于100,000 mg/L
(还未确定上限)
总多价阳离子
(e.g. Ca2+ + Mg2+ + Fe3+)
SPE 159681 – 2012ATCE
压裂材料优选
1. 适应性的压裂液体系
各类压裂设计的目标: 页岩
▪ 常规压裂裂缝：
- 较宽，高导流
- 高支撑剂浓度→粘性胶液
▪ 滑溜水压裂:
- 更大的压裂改造体积(ESV) - 低砂比，低粘度液体
主裂缝 井筒
▪ 混合型压裂:
- 较大改造体积，高近井地带导流 能力
18% 14%
施工人员缺乏经验/人为错误
13%
4 地面设备问题
12%
胶液没有破胶
1%
提高储层认知度
我们看到了什么– Barnett 案例
70%的产气量 30%
生产剖面
½ 的射孔
20%
10%
0% 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1
SPE 103202
应力
3.5
H3
2.5 2
井
完井设计方法
平均破裂压力 (psi)
平均地面压力 (psi)
平均泵速 (bbl./min)
支撑剂实际用量 vs. 设计
更低的地 面压力 更=多的支撑剂铺置 A
B&C
几何方式 工程设计
5572
7277
5160
7095
69.7
68%
81.1
83%
区别
工程设计
93%
97%
116%
122%
SPE 159681 – 2012ATCE
剪切敏感性 粘度 (cP) @ 100 s-1
ThermaFRAC高温液体体系
高
• 200 ~ 375 ℉ [93 ~ 191 ℃]
• 兼具硼和锆交联液体体系的优点
• 消除了剪切敏感性
• 提高了热稳定性
低 温度 （℉）
时间(分钟)
破胶剂优选
导流能力恢 复率
82oC,350-400#/Mgal冻 胶，关井12小时
80 Tap water (Sugar Land,PTXr)e. s20s-u25rdeeginC. Falo0w.r5at"e ~P18igppme. vs. Rate
70.00
70
60.00
60
50
50.00
40
40.00
0.5 gpt B315 SGL Tap water ambient temp
pH
温度
1,000 mg/L
5,000 mg/L
>15,000 mg/L
pH > 5
水温小于10度时水化作用时间> 1-2 分钟
提高降阻剂浓度能缩短水合 时间
新技术: J618 降阻剂
降阻所需时间@ 46degF (8degC)
J580 – 高效瓜胶
• 更快水化，满足连续混配 • 更高的线性胶粘度 • 更高的交联压裂液性能
Hydraulic Fracture
Natural Fracture
Cross?
Dilate?
Dilate & Reactivate?
TerraTek
LargeBlock
Test Experiments
SPE139984
水力压裂模拟
Wiremesh
非常规裂缝网络模型
案例#1 – Seneca Resources
▪ 改造体积提高57%，并沿井筒更加均匀分布 ▪ 试气产量提高
Well
WellA WellB WellC
完井方式
几何方式 工程设计 工程设计
MaxFlow
Tubing
(mmscfd/1000’) Press.(psi)
450
1500
600(+33%) 1800
640(+40%) 1800
Choke
5/8” 5/8” 5/8”
无破胶剂
MMCF
▪收集分析90口井数据
▪低破胶剂浓度：1ppt过硫酸氨 ▪高破胶剂浓度：4.2ppt过硫酸氨 ▪6个月后产能增加50%
累
计
高破胶剂浓度
产
量
（
低破胶剂浓度
）
时间（月）
通过提高破胶剂浓度，可以使裂缝的导流能力保持较高的水平，获得较好 的长期措施效果。
破胶剂优选
胶囊破胶剂
AP
过硫酸氨
J475
F108/F111/F112 –防水锁助排剂
作用机理
实验液体：溶液实验环境：
表面活性剂
表面张力
无
接触角度
毛细管作用力
15倍
P c 2 cos
r
毛细管作用力的定义
降低表面张力， 但不可能降低到 0
接触角增大趋于90 ， 极大的降低毛细管作用力
压裂材料优选
2. RodPROP柱状支撑剂
闭合应力, psi
8000 7000 6000
Barnett Woodford
Fayetteville Eagle ford
5000 Marcellus Haynesville
4000
3000 2000 1000
0
将成熟的理念方法用到其他的油田
• 提高产量 • 加速理解
但是…
• 需要利用巨大的资源 • 采收率仅12-15% • 技术仍在发展提高
非常规油气藏压裂新技术
斯伦贝谢油井增产服务部
内容提纲
▪ 基于地质和油藏建模的优化压裂设计（Mangrove）
− 处理水平段的非均质性 − 认识和利用复杂裂缝
▪ 压裂材料优选
− 适应性的压裂液体系 − RodPROP柱状支撑剂
▪ 压裂工艺新技术
− HiWAY高速通道压裂技术 − BroadBand Sequence“宽带”压裂技术 − FiberFRAC纤维压裂技术 − MaxCO3新型转向酸技术
Perf Cluster
25 22 19 16 13 10 7 4 1
0%
Well No 3
无产量
Well No 2
无产量
5%
10%
15%
20%
% from Perf Cluster
Well No 4
Perf Cluster
28 25 22 19 16 13 10
7 4 1
0%
无产量
5%
10%
15%
▪ 斯伦贝谢在中国的作业模式
2
非常规油气藏的开发正改变着整个石油行业
年气产量(Bcf)
▪ 水平井、长水平段和多级完井使得多级压裂成为可能
▪ 水平+定向井钻机: 约占钻机总数的70% ▪ 长水平段: 5,000 - 10,000 ft （1500-3000m）很常见 ▪ 多级完井: 级数更多，施工周期更短
2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000
2012 报道摘要
没有达到预期效果的压裂项目比例
▪ 每4个压裂作业中就有1个 TOTALSAMPLE总计
24%
没有达到预期
BARNETTSHALE
47%
MID-CONTINENT
35%
10
20
30 40
50
60
70
Rate(L/min)
斯伦贝谢公司的降阻剂：
配液用水
降阻剂@ 0.5gpt
B315 淡水降阻剂
B145
J609
中浓度盐水降阻剂 高浓度盐水降阻剂
总结
• 在淡水中性能优越 • 中高盐度水中不推荐
使用
•在淡水中性能优越
•中等盐度水中性能较好 •水温较低时水化较慢
• 在淡水中性能较好
案例#1 – Seneca Resources
SPE 159681 – 2012ATCE
案例#1 – Seneca Resources
84,000 ft3/ft
132,000 ft3/ft
SPE 159681 – 2012ATCE
案例#1 – Seneca Resources
结果
▪ Mangrove设计的所有井泵入更多的支撑剂，并且泵速更高，压力 更低
J569
过硫酸铵包裹在防水的胶囊里形成的20/40目材 料
减少了压裂液与破胶剂的接触，确保高浓度的 破胶剂的使用
不随液体滤失,破除裂缝壁上聚化合物的滤饼
裂缝闭合
非常规地层的稳定性
▪某些页岩和非常规储层对盐 水的强敏感性
嵌入
▪盐水敏感性会导致: - 裂缝表面软化/粗糙化
- 支撑剂嵌入 - 降低缝宽(导流能力↓)
支撑剂的发展
− 支撑剂的导流能力随时间一直在提高
− 提高支撑剂的强度 − 粒径分布 − 树脂涂层
− 一直没有改变的是: 支撑剂的圆球形状
16000 14000
12000 10000
8000 6000 4000 2000
0
石英砂 2.6
100%SiO2
低密度陶粒
中强陶粒
2.7
3.2
比重, g/cm3
高强陶粒
Petrel支持从地震到模拟的工作流程
水力压裂是对油气藏的永久性改造
DFN
Mangrove模块弥补了Petrel在完井和压裂设计优化
定义天然裂缝网络 相结合方面的空缺
Mangrove 能够进行压后油藏评价（裂缝监测结果 的拟合和产量预测）
岩石力学模型
压裂模拟 油藏模拟
微地震检测 优化
Reserves
− 北美的非常规作业每3个中就 GULFCOAST
33%
有1个(33%)
ROCKIES
32%
− 国际市场中每5个中就有1个 WILLISTON/BAKKEN
30%
(20%)
MARCELLUS/UTICASHALE
25%
PERMIANBASIN
22%
▪ 总结出：“蛮力”不是解决
EAGLEFORDSHALE
21%
问题的最好办法
HAYNESVILLE+FAYETTEVILLE
21%
CANADA加拿大
19%
▪ 影响因素包括:
INTERNATIONAL国际
19%
− 选用正确的技术
− 工程理解/工作流程
没有达到预期效果的原因
− 解决技术挑战的能力
对地层认知度低
73%
− 完井优化
压裂设计缺陷 井下设备/工具失效
H-O-H
-
• 降阻水压裂施工排量一般 H-O-H 为8-18方/分
• 降阻剂是人工合成聚合物, 高速泵注时能大大降低摩阻 •高盐度及二价金属离子 需要使用高浓度降阻剂减小 摩阻
降阻剂的性能
摩阻降低率，% psi/ft
Friction reduction of B315, B145 and J609 inside a 0.5" Pipe.
- 地层颗粒分散
- 固体颗粒堵塞支撑裂缝导流能力
完整的 塌陷的
L055/K240 –长效粘土稳定剂
有效控制地层中的粘土膨胀和运移
：长效粘土防膨剂 ：超强粘土防膨剂（针对页岩气藏 开发）
表面活性剂的选择
▪ 压裂液滤失到地层后，进入孔喉较小区间, 从而增加这一区域的毛管力。 ▪ 由于孔喉半径较小, 所产生的毛管力极大, 将 滤液束缚在这一区域。如果人工裂缝的导流能 力以及地层压力产生的生产压差不够大，将无 法克服毛管力的作用，从而影响储层流体的产 出, 导致排液困难。
1.5
1
L 0.5
0 0
Stage 3
2
4
Stage 2
Stage 1
6
8
10
12
14
1
水平井: 非均衡的产液剖面
20-40% 射孔有效
Perf Cluster
33 29 25 21 17 13
9 5 1
0%
Well No 1 45% 的总产量
10%
20%
30%
40%
50%
% from Perf Cluster
Mean =
10.9 m3 106
Az imuth Di s tribu tion
S tru cture C on tacts
W i dth Fa u l ts
-1.5
-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
del STOIP (M m3)
非常规压裂模式
− 复制裂缝网络是页岩气压裂的目标 − 页岩气中非均质性普遍存在，将导
致每口井的产量不同 − 常规压裂模型是建立在均质、单一
裂缝基础上的模型。
− 没有考虑天然裂缝 − 没有考虑非均质性 − UFM非常规裂缝模型专门为建立在 模拟和实验结果基础上存在天然裂 缝的情况开发。
Cotton Valley砂岩 Barnett页岩
考虑岩石结构的压裂模型
Natural Fracture Activity
主裂缝 井筒
主裂缝 井筒 连接点 (次裂缝)
连接点 (次裂缝)
岩石结构
间距
0.5, 6, …ft
2 3
岩石结构
间距
0.5, 6, …ft
2 3
滑溜水降阻剂
- H-O-H -
-
-
淡水
-
H-O-H
-
-
H-O-H
-
H-O-H
Mg2+ -
-
H-O-H
Ca2+
-
H-O-H
-
盐水
Mg2+
--
-
-
-
Ca2+
H-O-H
30
30.00
20
20.00
0.5 gpt B145 SGL Tap wat添er a加mb降ient阻tem剂p 后的 0.5 gpt J609 SGL Tap wate目r 标 ambient temp
10
10.00
0
0
0.2000
40
60
80
100
120
140
160
180
Time (sec)
0
3百度文库6
<10% SiO2 >80%Al2O3