Karen Bybee 著
目前，美国蒙大纳州Williston盆地Bakken地层的水平井钻井和完井技术革新非常成功，过去几年内，钻井和完井技术迅速发展，使油井产量大幅度提高。尽管这些水平井即使不进行增产作业产量已非常可观，但是水力压裂能大幅度提高产能这一点也是勿庸置疑的。最初的井筒安装有固结衬管，采用限流技术，目的就是均匀分布压裂处理液，目前采用这种方法的过程中，也有使用非固结衬管和改良压裂处理液的情况。
简 介
在蒙大纳州Richland县的Bakken地层内开展了一项名为Sleeping Giant的项目，覆盖面积达到了1.6km2，该区域边界的划分以岩相变化为基础，地层向东北方向延伸，孔隙度越来越小；向西南方向延伸，地层越来越薄。20世纪80年代后期，在Richland县东部的Bakken地层内，曾有少许水平井作业成功的实例。这种地层由三种界限分明的层段组成，每一层都达到了项目区块的边缘。
在这一区域，Bakken地层位于3000m深处，压裂梯度在0.016～0.017MPa/m之间。储层流体中，地下原油密度为0.82g/cm3，气体密度为0.95kg/m3，原始气油比为103m3/t，该储层略微超高压，初始孔隙压力梯度为0.011MPa/m，井底静态温度为116℃。
最初，Bakken白云岩地层内的水平井应用评估主要集中在油藏模拟，目的是进行参数模拟研究，确定影响油井性能的主要因素。各种完井方式的压力恢复分析和历史拟合研究表明，该油藏的渗透率范围是150×10-3～550×10-3μm2，垂直渗透率与水平渗透率的比值小于0.1，且存在双重孔隙介质作用的可能性非常小。后两点强调水平段水力压裂的重要性，通过压裂可以提高产量和采收率，另外在计算油藏参数的同时，进行模拟工作就可以确定水平井压裂的经济效益。
完井设计过程中，水平段定向是一个比较重要的考虑因素。为了了解井筒方向对产量和采收率的影响情况，进行了力学模拟研究，这样就可以发现产生单条纵向裂缝和多条横向裂缝两种情况的差别很小，可以忽略不计。比较了两种情况：1、单条纵向裂缝覆盖2/3水平段；2、4条间距相等的横向裂缝，半长均为61m。比较表明，估计最终采收率差异不到1%。考虑到上述采收率的相似性，选择最大主应力方向作为井筒方向，促进纵向裂缝生长，这种方法经济有效，且只需单级压裂处理。从（2000年3月钻出的）第一口井的定位孔处取得定向岩心进行滞弹性应变松弛（ASR）测试，通过测试确定井筒方位，该结果表明最大主应力方向大约为340°方位角。这一总体方向在岩心中也得到了进一步证实，因为岩心中天然裂缝的方位角大约是350°。
早期处理工艺
该项目的发展早期，人们认为在水平段的一些特定点上控制造缝非常重要，为达到这一目的，下入了衬管并固结在水平段内，还采用了限流射孔技术以控制造缝点和增产液在水平段上的分布。
Bakken地层和其上覆Lodgepole地层的应力差很小，需要注意的问题是优先垂直裂缝生长是否会阻碍纵向裂缝的生长。降低Bakken地层的孔隙压力，增加应力差，就能够抑制垂直裂缝生长。绝大多数油井都是自喷生产，并且一直持续到近井地带的孔隙压力降至2MPa。
采用限流射孔技术存在一些与水平段长度相关的问题。即使钻井的目的是为了产生纵向裂缝，但还是需要限制炮眼到特定的4个部位，每簇炮眼长度都在0.9m以下。一组炮眼位于端部附近，其余的基本上均匀分布在井筒上，间隔距离根据钻进油气显示确定。在泵抽泥浆过程中的炮眼磨阻研究的基础上，可以得知穿过炮眼的压降不应超过1.72MPa，以防止过度炮眼磨阻，导致处理液仅优先进入一组或二组炮眼。另外还有一点值得注意的是，由于管线摩阻导致跟部附近压力升高，压裂液会优先处理该区域，为了避免该类情况的发生，应当沿端部方向逐渐增加各组炮眼的孔密。在计算常规炮眼压降的基础上确定炮眼总数，使用电子制表软件综合分析炮眼簇数、炮眼变量、套管尺寸、炮眼间距、处理排量等数据得出每簇炮眼的眼数。
油藏模拟表明压裂处理必须沟通70%的水平段才能得到最佳效果。采用限流射孔技术的同时，还采用了水力压裂模型进行压裂优化设计，以达到所需的目标裂缝长度。
早期处理的几口井的初期产量都比较高，且泵送压裂处理液也比较容易，然而，人们仍然对处理液在井段上的分布比较担心。为了更好地确定和量化究竟多少井段得到了处理，在对井段进行伽码射线光谱测井后，增产处理中还使用了放射性示踪剂。正如预测的那样，测试结果呈多样性，但最出乎意料的发现是，多数情况下井筒端部得到优先处理。尽管在多数井中跟部附近得到一定程度的压裂，但在端部未发现纵向裂缝的覆盖。一次示踪剂中显示从跟部到端部存在较大差异。其端部显示纵向裂缝特征，而跟部却显示水平裂缝特征。在一些井中，跟部附近炮眼中甚至没有示踪剂。可见采用限流射孔和固结衬管并不能确保整个水平段被处理。考虑到该技术在水平段中的作用有限，且衬管固结和射孔的费用较高，不再使用这一方法。
当前处理工艺
完井评估下一步考虑的重点集中在是否使用非固结衬管。实施裸眼完井主要担心的问题是压裂处理液能否沿着整个水平段发生分流，另外还担心较大的井眼-衬管环空会产生过大的限流作用，从而影响到处理液的有效分流。
非固结带眼衬管被认为是最理想的优化自然产能和激励产能的工具。另一考虑是，即使衬管安装到位，井筒内的高渗透井段仍会得到优先压裂处理，因此需要采用其他的分流方法。为确保处理液在整个水平段的有效分布，实施了一些其他的改进措施。首先，线性增加跟部到端部的孔密；第二，重新设计压裂处理，使原来的压裂处理分为若干连续的小型处理，其间都有一个转向阶段，该阶段使用了封堵球和8/12目支撑剂。
采用正转向技术能够实现钻取更长水平段，增大泄油面积的目的，从而使水平段单段长度从910m增加到了1220m以上，多段长度更高达2700m以上。新的压裂设计把处理整个水平段作为目标，而不是早期设计中的70%。纵向裂缝要求井筒有效缝宽较窄，这需要通过低强度、低成本的支撑剂来实现，大量的支撑剂使用有助于处理液在更多水平段长度上分流和覆盖。对于1220m的水平段，处理中20/40目砂的用量就增至270t，这样的加砂规模将导致裂缝中铺砂浓度达到1.12kg/m2，对于更长的水平段，作业规模应随水平段长度而成比例增加。压裂液体系的转变是从4.2g/L瓜尔胶/硼酸盐体系转变为3.6g/L羧甲基羟丙基瓜尔胶/锆体系（添加有高效破胶剂）。
最初的非固结衬管采用的是实体光管，通过油管传送射孔枪实现射孔。与最初完井的四或五簇炮眼相比，现有完井方式通常会在井筒上均匀分布八个或更多层段，孔眼数量更达到两倍以上。尽管炮眼仍用于辅助分流，但是炮眼的总数、簇数都有所增加。每个层段沿端部方向的孔数也是变化的，以利于处理液在整个水平段的有效分布。
要达到优化增产的目的，就应将炮眼分组，且间距尽可能近。由于上述处理中实现了分流效果，最后决定尝试采用带有预钻孔段的衬管。方法是在衬管每三分之一末端预钻出5个 in的孔眼。但尽管这样减少了油管传输射孔的时间和费用，却无法实现衬管到井筒内的循环，也会阻碍自然流体（产出液）驱替油基泥浆。
另一改善水平段覆盖的方法是作业中结合转向技术进行分级处理，在长井段上曾采用过8级处理。由于裂缝生长的动态行为无法准确预见，所以前几级处理液用量比后期多30%～50%。处理中使用了三种分流方法，其中高浓度支撑剂段塞与炮眼封堵球相结合的分流效果最好。
对现用处理工艺进行的多同位素示踪测井表明，使用非固结衬管也存在缺陷，就是在处理的初级阶段仍然有优先处理水平段端部的趋势。示踪测井也显示，全井段的覆盖非常理想。
结 论
所有采用现有完井技术的油井在压裂处理前均能自喷生产一段时间，产量结果表明采用非固结衬管完井后，油井性能大大提高，且处理后产量大大高于使用固结衬管的油井。在全油田内进行油井性能对比是比较困难的，因为许多水平段未进行测井，储层的局部变化也无法量化，另外不同的操作者采用的完井技术差异也很大，都阻碍了全油田直接对比。
为了评估不同的完井过程对产量的影响，对比全油田的各种完井方式，计算出了每300m水平段（水平段长度由测量深度减去垂深，再减去82m，最后乘以分支数）的最大月产量，将计算结果与邻井的产量对比。结果表明，采用现有完井技术的油井的最大月产量增加了11%，前半年累计产量增长了30%。
——译自《JPT》2004.11
