Optimierung des Produktionssystems für die Schieferölförderung im Ordos-Becken, China

Scientific Reports Band 13, Artikelnummer: 6515 (2023) Diesen Artikel zitieren

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In diesem Artikel wird das Produktionssystem (PS) von Schieferöl anhand von Produktionsdaten und Innenexperimenten, einschließlich Kern- und Flüssigkeitstests, optimiert. Die Ergebnisse zeigten Folgendes: ① Die Druckabfallrate am Bohrlochkopf ist eine sinnvolle Referenz für die Bestimmung der Post-Fracture-Shut-In-Dauer (PFSID). Wenn der Druck am Bohrlochkopf oder horizontalen Bohrloch relativ stabil ist und der Druckabfall an drei aufeinanderfolgenden Tagen weniger als 0,1 MPa pro Tag beträgt, endet die PFSID; ② Die Rückflussintensität der Frakturierungsflüssigkeit beeinflusst die Wirksamkeit des Stützmittels im Untergrund. Daher kann die Rückflussintensität durch die kritische Durchflussrate und den Sicherheitsfaktor jedes Stützmittels bestimmt werden. ③ Die Flowback-Intensität sollte während verschiedener Entwicklungsstadien variiert werden, die je nach Produktionsgas- und Ölverhältnis (GOR) einer Schieferöl-Horizontalbohrung in vier Phasen unterteilt werden können: niedrige, mittlere bis hohe, hohe und hohe bis niedrige Produktions-GOR. Während der Phase geringer GOR-Produktion sollte das Verhältnis von Fließdruck und Sättigungsdruck größer als 1,0 gehalten werden, und die anfängliche tägliche Flüssigkeitsproduktivität für eine ölführende seitliche Länge von hundert Metern in einem horizontalen Bohrloch beträgt 2,4 bis 2,9 m3/Tag; und während der GOR-Phasen mit mittlerer bis hoher Produktion, der GOR mit hoher Produktion und der GOR mit hoher und niedriger Produktion sollte die entsprechende anfängliche tägliche Flüssigkeitsproduktivität zwischen 0,8 und 1,0 bzw. unter 0,8 gehalten werden.

Chinas kontinentales Schieferölreservoir unterscheidet sich hinsichtlich der Beckengröße, der tektonischen Umgebung und der Sedimentbedingungen erheblich von dem Nordamerikas. Die ölführenden Schichten in Nordamerika sind dick und weisen eine gute Kontinuität auf. Das Schieferöl befindet sich im Leichtöl-Kondensat-Fenster mit einem hohen Gas-Öl-Verhältnis und ausreichender Bildungsenergie. Eine horizontale Bohrung erzielt nach dem Frakturieren und dem industrialisierten Betrieb in der Regel eine hohe Anfangs- und Gesamtproduktion. Die planare Verteilung der kontinentalen Schieferöllagerstätten in China ändert sich jedoch schnell, und gleichzeitig ist die Auswahl des „Sweet Spots“ schwierig. Aufgrund der geringen thermischen Entwicklung und Formationsenergie ist die Produktion einzelner Bohrlöcher relativ gering. Kontinentale Schieferschichten in China sind reich an Erdölressourcen und wurden in drei Kategorien unterteilt: Zwischenschicht, Hybridsediment und Schiefer1. Flüssige Kohlenwasserstoffe, die in den kontinentalen, organisch reichen Schieferschichten im Ordos-Becken angesammelt oder zurückgehalten werden, sind typische unkonventionelle Ressourcen aus Quellen, und die Reservoirs bestehen aus Zwischenschichten und Schiefer2,3,4,5. Das Ordos-Becken liegt an der Kreuzung der östlichen und westlichen tektonischen Gebiete Chinas. Im Paläozoikum war es Teil des Nordchinesischen Beckens. Die in der späten Trias verarbeitete indosinische Bewegung führte dazu, dass die Jangtse-Platte nach Norden gequetscht wurde und mit der Nordchinesischen Platte kollidierte. Gleichzeitig hob sich der orogene Gürtel des West-Qinling an und bildete ein großes asymmetrisches Binnenseebecken mit einer breiten und sanften Nordostplatte steil und schmal im Südwesten6. Zwischenschichtreservoirs von Schieferöl sind kontinentale klastische Sedimentformationen mit schlechten physikalischen Eigenschaften und komplexen Mikroporenstrukturen7,8,9. Die Porosität seiner ölführenden Schichten liegt zwischen 4,0 und 12,9 %, im Durchschnitt bei 7,4 %, und die Permeabilität zwischen (0,01 und 1,55) × 10−3 μm2, im Durchschnitt bei 0,1 × 10−3 μm210,11,12. Nach jahrzehntelanger Praxis der Schieferölexploration und -entwicklung im Ordos-Becken wurde das Qingcheng-Ölfeld als Demonstrationsgebiet für eine groß angelegte kommerzielle Schieferölförderung im Zeitraum 2018 bis 2021 errichtet und mehr als 600 horizontale Bohrungen durchgeführt in Produktion bis Ende 2021, mit einem Bohrlochabstand von 300 ~ 450 m und einer durchschnittlichen Seitenlänge von 1650 m. Die jährliche Ölproduktion aus Zwischenschichtschieferöllagerstätten hat die Marke von einer Million Tonnen erreicht.

Die groß angelegte kommerzielle Entwicklung von Schieferöl zielt darauf ab, eine schnelle Kapitalrendite zu gewährleisten. Die Hauptmethode besteht darin, „quasi-naturhafte“ Energie nach der Volumenfrakturierung (VF, eine hydraulische Frakturierung mit großen Mengen an Flüssigkeit und Stützmittel zum „Schneiden“) zu nutzen. (das Reservoir in sehr kleine Stücke schneiden) auf einem horizontalen Brunnen. Diese Bohrlöcher zeichnen sich durch eine hohe Produktionsrate in der anfänglichen Erholungsphase (die ersten drei Monate im Erholungslebenszyklus einer horizontalen Bohrung) und eine starke Abnahmerate aus. Die Erholungsquote ist relativ niedrig und kann bei hohen Ölpreisen wirtschaftliche Vorteile erzielen, während die Entwicklung bei niedrigen Ölpreisen kaum aufrechterhalten werden kann. Daher ist für die Schieferölförderung bei niedrigen Ölpreisen ein vernünftiger PS mit dem Ziel einer höheren Gewinnungsrate unerlässlich, abgesehen von der Auswahl des „Sweet Spot“, der Optimierung des Bohrlochlayouts und der technischen Technologien sowie der Reduzierung der Investitionen. Ein angemessener PS-Wert eines horizontalen Bohrlochs sollte einen reibungslosen Übergang verschiedener Antriebsenergien ermöglichen und gleichzeitig Formationsschäden durch die Frakturierung von Flüssigkeiten reduzieren13. Der gesamte Schieferölentwicklungsprozess lässt sich in drei Phasen unterteilen: die Phase des Einschlusses nach dem Bruch, die Entwässerungsphase und die Rückgewinnungsphase. Daher sollte ein angemessener PS für verschiedene Phasen geeignet sein: Optimierung des PFSID, um die durch hydraulische Frakturierung verursachte Energiefreisetzung zu maximieren und gleichzeitig Formationsschäden zu reduzieren; um eine angemessene Rückflussintensität der Frakturierungsflüssigkeit zu zertifizieren, da eine ungeeignete Rückflussintensität dazu führen kann, dass Sand aus einem gebrochenen Reservoir austritt, während eine geeignete Intensität beim Schließen gebrochener Risse hilft und für die Energieerhaltung während späterer Ölgewinnungsphasen und zur Verringerung des Abfalls wichtig ist Rate eines horizontalen Brunnens; Optimierung der Flüssigkeitsrückgewinnungsintensität während der Rückgewinnungsphasen, wobei eine effektive Nutzung der Formationsenergie die Abnahmerate in der Anfangsphase reduziert. Während der Produktionsphase wird durch die Spaltflüssigkeit erzeugte elastische Energie freigesetzt, und eine hohe Flüssigkeitsproduktivität in dieser Phase führt zur Freisetzung von gelöstem Gas und in dieser Phase tritt ein Antrieb für gelöstes Gas auf, was zu einem zweiphasigen Fluss von Öl und Gas und einem Hoch führt abnehmende Rate. Somit gewährleistet eine angemessene Produktivität eines horizontalen Bohrlochs eine geordnete Freisetzung von drei Arten elastischer Energien im Untergrund: Energie, die durch das Aufbrechen von gepumpten Flüssigkeiten entsteht, durch Verformung von Formationsgesteinen und Flüssigkeiten und durch gelöstes Gas. Bei der kontinentalen Schieferölförderung in China hat die In-situ-Praxis Vorrang vor der theoretischen Forschung, und dieser Artikel zielt darauf ab, Lösungen für die oben genannten Probleme bei der Schieferölförderung zu finden. Und die folgenden drei Abschnitte sind die Lösungen für jedes der oben genannten Probleme. In diesem Artikel wurde eine Reihe angemessener PS für horizontale Bohrlöcher auf der Grundlage theoretischer Analysen und In-situ-Praktiken ermittelt, mit dem Ziel, die Produktivität einzelner Bohrlöcher in der Anfangsphase und die geschätzte Endausbeute (EUR) zu verbessern.

Die Gesamtbenetzbarkeit des Schieferölreservoirs im Ordos-Becken ist neutral oder schwach hydrophil. Der Bohrlochbodendruck (BHP) eines horizontalen Bohrlochs ist viel höher als der anfängliche Formationsdruck (IFP) nach einem großflächigen VF und beschleunigt den Flüssigkeitsaustausch zwischen Bohrloch und Lagerstätte, wo das Öl im Untergrund durch die „aufgenommene“ Bruchflüssigkeit verdrängt wird die Reservoirmatrix. Der Post-Fraktur-Shut-In endet, wenn BHP und IFP ein Gleichgewicht erreichen.

Die Benetzbarkeit des Reservoirs ist ein Schlüsselfaktor für die Effizienz der Wasseraufnahme im Untergrund, und ein hydrophiles Reservoir weist eine höhere Ölverdrängungseffizienz auf5. Es wurden 18 Kernproben entnommen, um die Benetzbarkeit des Reservoirs mithilfe der Selbstabsorptionsmethode zu testen. Die Gesamtbenetzbarkeit ist neutral bis schwach hydrophil (Tabelle 1).

In porösen Medien wird die Bruchflüssigkeit in ein hydrophiles, ölhaltiges Reservoir aufgenommen, wodurch Öl aus der Matrix verdrängt wird, und die Bewegung der Bruchflüssigkeit wird durch Kapillardruck und Schwerkraft beeinflusst10. Während dieses Prozesses fließt Öl von der Lagerstättenmatrix zu den gebrochenen Rissen und spaltet die Flüssigkeit in kleine Poren in der Lagerstätte auf. Frühere Untersuchungen aus umgekehrten Imbibitions- und Wasser-Huff-and-Puff-Experimenten zeigten, dass für eine Kernprobe mit einer Permeabilität von 0,2 × 10−3 μm2 der Wendepunkt des Imbibitionsabstands bei 7,6 cm liegt, was ein sehr kurzer Imbibitionsabstand ist14,15,16. Bei In-situ-Praktiken des Post-Fracture-Shut-In-Prozesses der Schieferölförderung findet die Aufnahme nur dort statt, wo die Frakturierungsflüssigkeit ankommt, und das Spülvolumen ist dann ein Schlüsselfaktor für die Schieferölgewinnung.

Die relative Ausbeute für Kernproben mit unterschiedlichen physikalischen Eigenschaften zeigte, dass die Aufnahme hauptsächlich in mittleren und kleinen Poren erfolgt (Tabelle 2), und die Kurve des Prozesses weist eine „zweistufige“ Form auf: Der erste Schritt wird als „Schnellgeschwindigkeitsperiode“ bezeichnet. Die Imbibitionsgeschwindigkeit nimmt während der Anfangsphase schnell ab und die kumulative Ölrückgewinnung durch Imbibition steigt stark an. Der zweite Schritt ist die „stabile“ Periode. Der Wendepunkt erscheint nach 7 Tagen, wenn sich die Aufnahmegeschwindigkeit ändert und die kumulativen Erholungskurven sanfter werden (Abb. 1 und 2).

Aufnahmegeschwindigkeit verschiedener Kerne.

Kumulative Imbibitionsrückgewinnung verschiedener Kerne.

Um den Einfluss der Frakturierungsflüssigkeit auf die Fließfähigkeit von Rohöl zu untersuchen, analysierten wir die Ölviskosität an der Oberfläche, die aus vier horizontalen Bohrlöchern im Qingcheng-Ölfeld mit einem durchschnittlichen PFSID von 135 Tagen gesammelt wurde. Das Experiment wurde bei Formationstemperatur (60 °C) und Atmosphärendruck durchgeführt. Die Ergebnisse zeigten, dass die durchschnittliche Viskosität von Ölproben 12,5 mPa·s betrug und damit dreimal höher war als die Viskosität von normalem Rohöl an der Oberfläche (4,0 mPa·s) (Abb. 3), was bedeutet, dass während der Stillstandszeit nach dem Bruch Öl zeigt eine Emulgierung, die zu einer höheren Viskosität und einer geringeren Fließfähigkeit des Rohöls führt. Die PFSID sollte in einem angemessenen Fenster gehalten werden.

Viskosität von emulgiertem Rohöl aus 4 horizontalen Bohrlöchern bei Formationstemperatur (60 °C) und Atmosphärendruck.

Abgesehen von den oben durchgeführten Experimenten haben wir auch festgestellt, dass PFSID durch BHP bestimmt werden kann. BHP wird normalerweise anhand des Bohrlochkopfdrucks berechnet, der nach dem hydraulischen Bruch mit einem am Bohrlochkopf installierten Piezometer gemessen wird. Die Form der Druckabfallkurve zeigt zwei Stufen (Abb. 4): die Stufe des schnellen Abfalls (Druckabfallrate höher als 0,5 MPa/Tag) und die Stufe des langsamen Abfalls (Druckabfallrate zwischen 0,1 und 0,5 MPa/Tag), und sie entsprechen „ „Schnellgeschwindigkeitsperiode“ und „stabile“ Periode des in 2.2 erwähnten Imbibitionsprozesses. Unter Berücksichtigung der Aufnahmeentfernung, der Aufnahmestufe und der Fließfähigkeit der Flüssigkeit verwenden wir daher die Druckabfallrate am Bohrlochkopf, um verschiedene PFSI-Stufen zu unterteilen und zu bestimmen, wann die PFSID endet. Wenn die Druckabfallrate mehr als 0,5 MPa/Tag beträgt, dehnt sich das durch die Frakturierungsflüssigkeit erhöhte BHP vom Bohrloch zur Reservoirmatrix aus; Wenn die Druckabfallrate zwischen 0,1 und 0,5 MPa/Tag liegt, wird davon ausgegangen, dass eine Öl-Wasser-Verdrängung stattgefunden hat. und die Bohrlochsperrung endet, wenn die Druckabfallrate an drei aufeinanderfolgenden Tagen unter 0,1 MPa/Tag liegt (Abb. 5). Der gesamte Prozess dauert in der Regel weniger als 30 Tage.

Druckabfallkurve am Bohrlochkopf mit der Zeit eines horizontalen Bohrlochs im Zwischenschicht-Schieferölreservoir.

Unterteilung von Bohrlochverschlussstufen mithilfe des Druckabfalls am Bohrlochkopf.

Der horizontale Brunnen befindet sich nach der PFSI in der Entwässerungsphase und wenn der Salzgehalt des geförderten Wassers dem des ursprünglichen Formationswassers entspricht, endet die Phase. Sowohl der Salzgehalt des geförderten Wassers als auch des Formationswassers kann durch Experimente in Innenräumen ermittelt werden, und der Salzgehalt des Formationswassers kann auch aus Explorationsbrunnen, Bewertungsbrunnen und Strukturbrunnen ermittelt werden, die seit mehr als zwei Jahren produzieren. Produktionsdaten aus dem Qingcheng-Ölfeld zeigen, dass die durchschnittliche Entwässerungsrate horizontaler Bohrlöcher (Verhältnis des sowohl während der Öltest- als auch der Entwicklungsphase produzierten Wassers zur gesamten Fracturing-Flüssigkeit) 13,5 % beträgt.

Der Salzgehalt des Formationswassers im Gebiet Qingcheng beträgt 53,9 g/L. Der Salzgehalt der geförderten Flüssigkeit nimmt mit dem Ausströmen aus dem Untergrund zu und entspricht schließlich dem Salzgehalt des Formationswassers. Der Anstieg des Salzgehalts verlangsamt sich, wenn die Wassersättigung der geförderten Flüssigkeit auf 60 % sinkt. Dies ist der Zeitpunkt, an dem der Salzgehalt der geförderten Flüssigkeit dem des Formationswassers entspricht. Die Salzgehaltskurve wird stabil, wenn die Wassersättigung zwischen 75 und 50 % liegt, und bleibt nach einer kleinen Schwankung bei etwa 50 g/L. Aufgrund unserer In-situ-Praktiken und zur einfacheren Bewertung aller Horizontalbrunnen verwenden wir normalerweise eine Wassersättigung von 60 % als Endpunkt der Entwässerungsstufe. Somit endet die Entwässerungsphase, wenn die Wassersättigung auf 60 % sinkt (Abb. 6).

Kurve der Wassersättigung, des Salzgehalts und der Rückflussrate im Gebiet Qingcheng.

Eine aggressive Flowback-Strategie ist in der Lage, die Produktivität im frühen Lebenszyklus eines Bohrlochs zu steigern und hat bei moderner Fertigstellung nur minimale Auswirkungen auf die langfristige Leistung eines Bohrlochs, wenn Risse und Formationsschäden nicht berücksichtigt werden17. Eine sinnvolle Rückflussstrategie wird durch die kritische Flussrate des Stützmittels bestimmt und kann anhand der Formel für den kritischen Fluss berechnet werden.

Die kritische Fließgeschwindigkeit ist der Moment, in dem Stützmittelsand beginnt, sich unter der Erde zu bewegen:

Dabei sind: ρs – Dichte des Stützmittels, kg/m3;ρ – Dichte der Spaltflüssigkeit, kg/m3;ds – Durchmesser des Stützmittelsands, mm;g – Erdbeschleunigung, m/s2;Vc – kritische Durchflussrate, m/s.

Wir gingen davon aus, dass die Form gebrochener Risse rechteckig ist und das kritische Durchflussvolumen wie folgt berechnet wird:

Dabei sind: Qc – kritisches Durchflussvolumen, m3/h; Faktor.

Die durchschnittliche Mächtigkeit des Schieferölreservoirs im Qingcheng-Gebiet des Ordos-Beckens beträgt 15 m, und die Größe des Quarzsands, der beim Frakturieren als Stützmittel verwendet wird, liegt zwischen 40 und 70 Mesh. Die Porosität und Breite des Stützbruchs beträgt 20 % und 0,01 m. Der Volumenfaktor der wasserbasierten Fracking-Flüssigkeit beträgt 1,1. Wir haben ein Diagramm über die Größen der Stützmittel und die kritische Rückflussrate erstellt (Abb. 7). Bei einer Quarzsandgröße von weniger als 70 Mesh beträgt die kritische Rückflussrate weniger als 95 m3/Tag. Wir fügen einen Sicherheitsfaktor von 0,85 bis 0,90 hinzu, wenn wir dieses Diagramm verwenden, um die kritische Rückflussrate bei In-situ-Praktiken zu bestimmen – die Rückflussintensität einer Horizontalen ist die kritische Rückflussrate multipliziert mit dem Sicherheitsfaktor.

Zusammenhang zwischen der kritischen Rückflussrate und der Größe des Quarzsands.

Die Porosität des Schieferölreservoirs Chang 7 im Gebiet Qingcheng beträgt 8 %, die Ölsättigung 71 % und die Mächtigkeit des Reservoirs 16 m. In diesem Bereich wurden zehn Horizontalbrunnen (HP1 ~ 10) mit einer Seitenlänge von 1500 m und einem Brunnenraum von 1000 m angelegt. Die berechnete Rückflussintensität von Bohrloch HP1 ~ 5 beträgt 500 ~ 1000 m3/Tag, und diese Bohrlöcher zeigten während des Rückflusses eine sehr starke Sandspaltung im Bohrloch, während für Bohrloch HP6 ~ 9 eine Rückflussintensität von 80 ~ 100 m3/Tag angewendet wurde und keine Rückflussintensität auftrat Sandspaltung. Als Beispiel dient hier das Bohrloch HP7, bei dem segmentiertes Multi-Cluster-Fracturing mit Open-Hole-Packer angewendet wurde. Das Bohrloch wurde in 12 Stufen mit 7352,2 m3 Frakturflüssigkeit gebrochen. Die Größe des Stützmittels beträgt 70 Mesh und die Dichte beträgt 1410 kg/m3. Die Dichte der Frakturflüssigkeit beträgt 1000 kg/m3 und der Durchmesser des Stützmittelsands beträgt 0,000212 m. Die ebene Porosität des Stützbruchs beträgt 20 % und der Volumenfaktor 1,1. Das berechnete kritische Rückflussvolumen beträgt 95 m3/Tag und die Rückflussintensität 80 bis 86 m3/Tag. Die In-situ-Flowback-Intensität beträgt 85 bis 92 m3/Tag und produzierte in 14 Tagen 1227,2 m3 Flüssigkeit. Die Bohrung wurde im November 2013 in Betrieb genommen und bis Dezember 2021 wurden 28.000 Tonnen Öl gefördert, der EUR beträgt 9,4 % und die endgültige kumulierte Ölmenge wird auf 51,7.000 Tonnen geschätzt.

Um die Energie des gelösten Gasantriebs vollständig zu nutzen, kann ein vollständiger Lebenszyklus der Schieferölgewinnung entsprechend der Produktions-GOR in vier Phasen unterteilt werden, die sich auf das Wasserflutungsreservoir beziehen: niedrige, mittel-hohe, hohe und hoch-niedrige Produktions-GOR (Abb . 8). Die wichtigste Überlegung bei der Schieferölförderung ist die Frage, wie die Formationsenergie im Untergrund vollständig genutzt werden kann. Daher wird die Beziehung zwischen GOR, Fließdruck und Ölproduktivität analysiert, um die Flüssigkeitsintensität während der verschiedenen Förderphasen zu optimieren.

Aufteilung der Phasen der quasi-natürlichen Energieentwicklung von Schieferöl-Horizontalbohrungen mit großräumiger Volumenfrakturierung.

Einhundertneunzehn Bohrlöcher im Gebiet Qingcheng, die seit mehr als eineinhalb Jahren ununterbrochen fördern, wurden ausgewählt, um die Produktionsleistung von Schieferöl-Horizontalbohrlöchern zu untersuchen. Die durchschnittliche seitliche Länge dieser Bohrlöcher beträgt 1695 m, wobei 73,2 % der erdölhaltigen seitlichen Länge und 11,0 % der getesteten gesamten Kohlenwasserstoffe enthalten sind. Sie wurden in 22 Stufen und 107 Cluster gebrochen, und pro Bohrloch wurden durchschnittlich 28.808 m3 Flüssigkeit und 3.219 m3 Sand in den Untergrund gepumpt. Die durchschnittliche anfängliche tägliche Ölproduktivität beträgt 15,9 t/d und die aktuelle tägliche Produktivität beträgt 9,7 t/d.

Wir haben festgestellt, dass sich der GOR-Abfall zu beschleunigen beginnt, wenn der Strömungsdruck unter 80 % des Sättigungsdrucks liegt (Abb. 9). RFS korreliert positiv sowohl mit der Bohrlochproduktivität pro hundert Meter ölführender Seitenlänge als auch mit der kumulierten Ölproduktion. Die Korrelationskurve zeigt eine „dreistufige“ Charakteristik: RFS zeigt keine offensichtliche Korrelation mit der Bohrlochproduktivität, wenn es höher als 1 ist; Mit dem Rückgang des RFS beginnt die Produktivität des Bohrlochs zu sinken, und der Rückgangstrend beschleunigt sich, wenn der RFS unter 0,8 liegt. Bei Bohrlöchern mit niedrigem RFS kommt es zu einer sehr starken Entgasung und der geringe Einsatz von Formationsenergie führt zu einer schlechten Entwicklung von Schieferöl (Abb. 9a,b).

(a) Beziehung zwischen RFS und der täglichen Ölproduktion pro hundert Meter ölführender Formation. (b) Beziehung zwischen Flusssättigungsverhältnis und kumulativer Ölproduktion für eine ölführende laterale Länge von hundert Metern.

Abbildung 10 zeigt die Beziehung zwischen der anfänglichen Flüssigkeitsproduktivität und der kumulativen Ölproduktion pro hundert Meter ölführender Seitenlänge aus horizontalen Bohrlöchern in verschiedenen Zeiträumen. Die Flüssigkeitsproduktivität im Stadium mit niedrigem GOR kann durch die Analyse der anfänglichen Flüssigkeitsproduktivität und der kumulativen Ölproduktion pro hundert Meter ölführender Seitenlänge optimiert werden. Wir haben herausgefunden, dass die Flüssigkeitsproduktivität in der Phase mit niedrigem GOR über eine ölführende Seitenlänge von 100 Metern zwischen 3,0 und 4,0 m3/Tag gehalten werden sollte, um eine höhere Produktivität in der Anfangsphase zu erzielen, und zwar zwischen 2,4 m3/Tag und 2,9 m3/Tag um in späteren Phasen eine höhere kumulative Ölproduktion zu haben (Abb. 10).

Beziehung zwischen anfänglicher Flüssigkeitsproduktivität und kumulativer Ölproduktion pro hundert Meter ölführender Seitenlänge in verschiedenen Zeiträumen.

Die Flüssigkeitsproduktivität in den GOR-Stufen mittlerer bis hoher, hoher und hoher bis niedriger Produktion könnte durch die Vorhersage der Ölproduktion optimiert werden. Der Rückgang der Ölproduktion im Gebiet Qingcheng ähnelt dem hyperbolischen Rückgang in den Alpen (Abb. 11)18. Die Datenanpassung des Produktionstrends zeigte, dass die Produktionsrückgangsrate bei Bohrlöchern variiert, die in den Jahren 2018, 2019 und 2020 in Produktion gingen. Für Bohrlöcher im Jahr 2018 betragen die Rückgangsraten in den ersten drei Jahren 28,5 %, 21,3 % und 15,0 %; und die von 30,3 %, 18,7 %, 13,6 % für Bohrlöcher von 2019 und 32,6 %, 19,6 %, 14,0 % für Bohrlöcher von 2020. Die Unterschiede in diesen Abfallraten betragen in den ersten fünf Produktionsjahren weniger als 1 % (Abb. 12). . Somit kann für Bohrlöcher in ihren GOR-Stufen mittlerer bis hoher, hoher und hoher bis niedriger Produktion die angemessene Flüssigkeitsproduktivität anhand der vorhergesagten Abfallrate berechnet werden.

Passende Kurve des jährlichen Produktionsrückgangs horizontaler Bohrlöcher im Gebiet Qingcheng.

Jährlicher Rückgang der Schieferöl-Horizontalbohrungen im Ordos-Becken.

GOR-Stufe mit geringer Produktion: GOR liegt zwischen 100 m3/t und 200 m3/t. In dieser Phase sollte die durch die gepumpte Flüssigkeit, die Verformung des Reservoirs und die unterirdische Flüssigkeit gewonnene Energie sowie die Expansionsenergie des gelösten Gases vollständig genutzt werden. Die Expansionsenergie des gelösten Gases stammt von Gas, das sich im Öl ausdehnt und dennoch nicht zu fließen beginnt. Diese Energie ist in der Lage, Öl auf den Boden eines Bohrlochs zu treiben. In dieser Phase liegt der FSR über 1,0. Die anfängliche Flüssigkeitsproduktivität liegt zwischen 2,0 m3/Tag und 2,5 m3/Tag bei einer ölführenden Seitenlänge von hundert Metern. Es wird erwartet, dass dieses Stadium drei Jahre lang anhält, und es sollten Methoden angewendet werden, um dieses Stadium zu verlängern, um die letztendliche Ölgewinnung zu steigern.

GOR mit mittlerer bis hoher Produktion: GOR liegt zwischen 200 m3/t und 600 m3/t. Dies ist das frühe Stadium des gelösten Gasantriebs. Da der Kompressibilitätsfaktor des Gases viel höher ist als der Gesamtkompressibilitätsfaktor, ist die elastische Expansionsenergie des gelösten Gases in dieser Phase die Hauptantriebskraft. Der Fließdruck nimmt mit dem Abfall des Formationsdrucks ab. In dieser Phase wird RFS zwischen 0,8 und 1,0 gehalten, um eine bestimmte Flüssigkeitsintensität aufrechtzuerhalten.

GOR mit hoher Produktion: GOR liegt über 600 m3/t und das Bohrloch befindet sich im mittleren bis späteren Stadium des gelösten Gasantriebs mit einem RFS von weniger als 0,8. In dieser Phase wird die Flüssigkeit im Untergrund stark entgast und die Ölviskosität erhöht. Die Fließfähigkeit nimmt ab und der Produktions-GOR ist sechsmal höher als der anfängliche GOR.

GOR mit hoher und niedriger Produktion. Dies ist das Spätstadium des gelösten Gasantriebs. In dieser Phase wurde viel Formationsenergie verbraucht und sowohl die Flüssigkeitsproduktivität als auch die Produktion von GOR nehmen kontinuierlich ab, und das Bohrloch wird am Ende weder Gas noch Flüssigkeit produzieren.

Die Schieferölförderung mit horizontalen Bohrlöchern in Qingcheng begann im Jahr 2018 und hat seitdem viele Erfahrungen gesammelt. Wir haben HH11-1 als typisches Bohrloch ausgewählt, da seine geologischen Bedingungen und sein Bruchmaßstab nahe am durchschnittlichen Niveau des Gebiets liegen und das Bohrloch über einen relativ langen Zeitraum gefördert hat. Seine Seitenlänge beträgt 1719 m, wobei die ölführende Seitenlänge 972 m und die untere ölführende Seitenlänge 195 m beträgt. Das Bohrloch ist in 22 Stufen und 98 Cluster unterteilt, wobei 4.285 m3 Sand und 30.377 m3 Flüssigkeit unter die Erde gepumpt werden. Der Bruchsandanteil beträgt 18,5 % und das Aufbereitungsvolumen beträgt 11,2 m3/min. Die tägliche Flüssigkeits- und Ölproduktivität im Anfangsstadium beträgt 29,1 m3 bzw. 20,0 t, und die Flüssigkeitsrückflussintensität beträgt 2,5 m3/Tag pro hundert Meter Seitenlänge. Der FSR wird über 1,0 gehalten (BHP beträgt 10 MPa). Dieses Bohrloch produziert seit mehr als drei Jahren und die aktuelle tägliche Flüssigkeits- und Ölproduktivität beträgt 17,2 m3/Tag bzw. 11,6 m3/Tag. Die kumulierte Ölproduktion beträgt 18.933 t und die Bohrung weist ein gutes Entwicklungsergebnis auf (Abb. 13).

Produktionskurve der Bohrung HH11-1.

Das Schieferölreservoir des Ordos-Beckens ist neutral oder schwach hydrophil, was die Verdrängung der Ölaufnahme begünstigt. Dieser Prozess findet hauptsächlich in mittelgroßen bis kleinen Poren in der Matrix statt und die Kurve zeigt eine „zweistufige“ Form: eine Periode mit hoher Geschwindigkeit und eine Periode mit langsamer Geschwindigkeit; Je länger die Einschlussdauer nach dem Bruch ist, desto mehr Öl wird möglicherweise emulgiert und die Fließfähigkeit verschlechtert. PFSID wird durch Druckänderung am Bohrlochkopf bestimmt. Die Druckänderung kann in drei Phasen unterteilt werden und ihre Abnahmerate verlangsamt sich nach 30 Tagen PFSID. Aufgrund der in diesem Dokument erwähnten Analyse haben wir vorgeschlagen, dass eine angemessene Abschaltdauer durch die Druckabfallrate dividiert werden sollte und die Dauer nach 30 Tagen endet.

Eine Wassersättigung von 60 Prozent markiert das Ende des Flowback-Prozesses, und das ist der Moment, in dem der Salzgehalt der Flowback-Flüssigkeit dem des Formationswassers entspricht. Die Rückflussintensität kann anhand der kritischen Rückflussrate des Stützmittels mal Sicherheitsfaktor berechnet werden. Für die physikalischen Eigenschaften des Schieferölreservoirs im Ordos-Becken haben wir ein Diagramm erstellt, das die Beziehung zwischen der kritischen Durchflussrate und den Stützmittelgrößen zeigt und dabei hilft, die Rückflussintensität einer horizontalen Bohrung zu bestimmen.

Der gesamte Entwicklungslebenszyklus eines horizontalen Bohrlochs kann entsprechend der Änderung der Produktions-GOR in vier Phasen unterteilt werden: niedrige, mittlere bis hohe, hohe und hoch-niedrige Produktions-GOR;

Die Flowback-Intensität während verschiedener Entwicklungsstadien kann entsprechend den Beziehungen zwischen Produktions-GOR, Fließdruck und Produktivität optimiert werden. Die Rückflussintensität während der GOR-Stufe mit niedriger Produktion kann durch die Flüssigkeitsproduktivität und die kumulative Produktion pro hundert Meter ölführender Seitenlänge optimiert werden, und während der GOR mit mittlerer bis hoher, hoher und hoher bis niedriger Produktion kann die prognostizierte Abfallrate optimiert werden. Bei horizontalen Bohrlöchern im Qingcheng-Ölfeld sollte die Rückflussintensität zwischen 3,0 und 4,0 m3/Tag für eine ölführende Seitenlänge von hundert im Anfangsstadium und zwischen 2,4 und 2,9 m3/Tag im späteren Produktionsstadium gehalten werden.

Alle während dieser Studie generierten oder analysierten Daten sind in diesem veröffentlichten Artikel [und seinen ergänzenden Informationsdateien] enthalten.

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Die Finanzierung erfolgte durch das National Science and Technology Major Project des Ministeriums für Wissenschaft und Technologie Chinas, 2017ZX05013-004.

College of Geosciences, China University of Petroleum (Peking), Peking, 102249, China

Xiaolong Wan

PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, 710018, Volksrepublik China

Xiaolong Wan & Jianming Fan

Forschungsinstitut für Exploration und Entwicklung, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, 710018, Volksrepublik China

Shuwei Ma, Jianming Fan, Yuanli Zhang und Chao Zhang

Nationales Ingenieurlabor für die Exploration und Entwicklung von Öl- und Gasfeldern mit geringer Permeabilität, Xi'an, 710018, Volksrepublik China

Shuwei Ma, Jianming Fan, Yuanli Zhang und Chao Zhang

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XW hat das Hauptmanuskript des Paters vorbereitet und fertiggestellt. SM lieferte Ideen für die Arbeit, ist für die Einreichung der Arbeit verantwortlich und ist der korrespondierende Autor. JF stellte die Produktionsdaten in Papierform zur Verfügung. YZ half bei der Organisation der Produktionsdaten und bereitete Abbildungen vor. 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12. ZC vorbereitete Abb. 1, 2, 3, 4, 5.

Korrespondenz mit Shuwei Ma.

Die Autoren geben an, dass keine Interessenkonflikte bestehen.

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Nachdrucke und Genehmigungen

Wan, X., Ma, S., Fan, J. et al. Optimierung des Produktionssystems der Schieferölförderung im Ordos-Becken, China. Sci Rep 13, 6515 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-33080-8

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Eingegangen: 09. September 2022

Angenommen: 06. April 2023

Veröffentlicht: 21. April 2023

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-023-33080-8

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