Оптимизация производственной системы разработки сланцевой нефти в бассейне Ордос, Китай

Научные отчеты, том 13, Номер статьи: 6515 (2023) Цитировать эту статью

316 Доступов

Подробности о метриках

В данной статье система добычи (ПС) сланцевой нефти оптимизирована на основе производственных данных и внутренних экспериментов, включая испытания керна и флюидов. Результаты показали, что: ① Скорость падения давления на устье скважины является разумным ориентиром для определения продолжительности остановки скважины после гидроразрыва (PFSID). При относительно стабильном давлении на устье горизонтальной скважины и падении давления менее 0,1 МПа в сутки в течение трех дней подряд ПФСИД прекращается; ② Интенсивность обратного притока жидкости разрыва влияет на эффективность подземного проппанта, поэтому интенсивность обратного притока может определяться критическим расходом и коэффициентом безопасности каждого проппанта; ③ Интенсивность обратного притока должна варьироваться на разных стадиях разработки, которые можно разделить на четыре в зависимости от добываемого газового фактора (ГФ) горизонтальной скважины сланцевой нефти: низкий, средне-высокий, высокий и очень-низкий газовый фактор. На стадии низкого газового фактора соотношение давления потока и давления насыщения должно поддерживаться более 1,0, а начальная суточная продуктивность по жидкости на стометровой длине нефтеносного ствола в горизонтальной скважине составляет 2,4 ~ 2,9 м3/сут; и на стадиях средне-высокого, высокопроизводительного и высоко-низкого газового фактора отвечающая начальная суточная производительность по жидкости должна поддерживаться в пределах 0,8 ~ 1,0 или менее 0,8 соответственно.

Континентальные залежи сланцевой нефти в Китае сильно отличаются от запасов Северной Америки по размеру бассейна, тектонической среде и условиям осадконакопления. Нефтеносные пласты в Северной Америке мощные и обладают хорошей сплошностью, а сланцевая нефть находится в легком нефтеконденсатном окне с высоким газовым фактором и достаточной энергией пласта. Горизонтальная скважина обычно обеспечивает высокую начальную и совокупную добычу после гидроразрыва и промышленной эксплуатации. Однако континентальные залежи сланцевой нефти в Китае быстро меняют свое планарное распределение, и в то же время выбор «сладкого» места затруднен. При низкой степени теплового выделения и энергии пласта добыча одной скважины относительно невелика. Континентальные сланцевые пласты Китая богаты нефтяными ресурсами и разделены на три категории: прослои, гибридные отложения и сланцы1. Жидкие углеводороды, накопленные или удерживаемые в континентальных сланцевых пластах, богатых органическими веществами в бассейне Ордос, представляют собой типичные нетрадиционные ресурсы внутриисточников, а коллекторы являются межпластовыми и сланцевыми2,3,4,5. Бассейн Ордос расположен на стыке восточной и западной тектонических областей Китая. В палеозойскую эпоху он был частью бассейна Северного Китая. Индосинское движение, происходившее в позднем триасе, привело к сжатию и столкновению плиты Янцзы на север с Северо-Китайской плитой, и в то же время орогенный пояс Западный Циньлин поднялся, образовав большой асимметричный внутренний впадинный озерный бассейн с широким и пологим на северо-востоке, крутой и узкий на юго-западе6. Межпластовые резервуары сланцевой нефти представляют собой континентальные обломочные осадочные образования с плохими физическими свойствами и сложной структурой микропор7,8,9. Пористость нефтеносных пластов составляет 4,0–12,9%, в среднем 7,4%, а проницаемость – (0,01–1,55) × 10–3 мкм2, в среднем 0,1 × 10–3 мкм210,11,12. После десятков лет разведки и разработки сланцевой нефти в бассейне Ордос нефтяное месторождение Цинчэн было построено как демонстрационная площадка для крупномасштабной коммерческой разработки сланцевой нефти в течение 2018–2021 годов, и было пробурено более 600 горизонтальных скважин. в эксплуатацию к концу 2021 года, с расстоянием между скважинами 300~450 м и средней длиной по стволу 1650 м. Ежегодная добыча нефти из межпластовых сланцевых залежей достигла уровня миллионов тонн.

Крупномасштабная коммерческая разработка сланцевой нефти направлена ​​на обеспечение быстрого возврата инвестиций, а основной метод заключается в использовании «квазиприродной» энергии после объемного разрыва пласта (VF, гидроразрыв с большим количеством жидкости и проппанта для «разрезания» нефти). пласта на очень мелкие куски) на горизонтальной скважине. Эти скважины демонстрируют характеристики высокого дебита на начальном этапе восстановления (первые три месяца жизненного цикла восстановления горизонтальной скважины) и высокий темп снижения. Коэффициент нефтеотдачи относительно низок и позволяет получать экономические выгоды при высоких ценах на нефть, в то время как развитие едва ли может поддерживаться при низких ценах на нефть. Таким образом, для разработки сланцевой нефти при низких ценах на нефть необходим разумный ПС, направленный на достижение более высокого уровня добычи, помимо выбора «золотой точки», оптимизации схемы расположения скважин и инженерных технологий, а также сокращения инвестиций. Разумное PS горизонтальной скважины должно обеспечить плавный переход различных воздействующих энергий, одновременно уменьшая повреждение пласта, наносимое жидкостью гидроразрыва13. Общий процесс разработки сланцевой нефти можно разделить на три этапа: этап закрытия месторождения после разрыва, этап дренажа и этап восстановления. Таким образом, разумный PS должен подходить для разных этапов: оптимизировать PFSID, чтобы максимизировать высвобождение энергии, вызванное гидроразрывом, и одновременно уменьшить повреждение пласта; сертифицировать разумную интенсивность обратного притока жидкости для гидроразрыва, поскольку неподходящая интенсивность обратного притока может привести к выплескиванию песка из трещиноватого коллектора, в то время как подходящая интенсивность способствует закрытию трещин трещин и важна для поддержания энергии на более поздних стадиях добычи нефти, а также для уменьшения снижения дебит горизонтальной скважины; оптимизировать интенсивность добычи жидкости на этапах добычи, при этом эффективное использование энергии пласта снижает скорость снижения на начальном этапе. Упругая энергия, создаваемая жидкостью гидроразрыва, высвобождается на этапе добычи, а высокая продуктивность жидкости на этом этапе приводит к выделению растворенного газа, и на этом этапе появляется движение растворенного газа, что приводит к двухфазному потоку нефти и газа и высокой снижающаяся ставка. Таким образом, разумная продуктивность горизонтальной скважины обеспечивает упорядоченное высвобождение трех видов упругой энергии под землей: энергии, создаваемой закачиваемыми жидкостями гидроразрыва, деформацией пород и жидкостей пласта и растворенным газом. При разработке континентальной сланцевой нефти в Китае практика на месте опережает теоретические исследования, и данная статья направлена ​​на поиск решений проблем, возникающих при разработке сланцевой нефти, которые упомянуты выше. Следующие три раздела представляют собой решения каждой из вышеперечисленных проблем. В этой статье на основе теоретического анализа и практики на месте был определен ряд разумных значений PS для горизонтальных скважин с целью повышения продуктивности отдельных скважин на начальном этапе и оценки окончательного извлечения (EUR).