Desarrollo de esquisto Barnett
En 2008, había más de 10.000 pozos de gas de esquisto en el esquisto de Barnett, distribuidos principalmente en la parte noreste de la cuenca (Figura 2-11). Entre ellos, había menos pozos de gas de esquisto antes de 2001, menos de 1.000. Desde 2002, a medida que la exploración y el desarrollo de gas de esquisto se han intensificado, el número de pozos de gas de esquisto ha comenzado a aumentar significativamente. A finales de 2008, el número había superado los 10.000 (Figura 2-12). Con el aumento de los pozos de gas de esquisto, las reservas recuperables probadas de gas de esquisto también han aumentado significativamente y la producción también se ha acelerado (Figura 2-13).
Vale la pena señalar que con la exploración continua del gas de esquisto de Barnett Shale, las reservas probadas de hidrocarburos líquidos también están aumentando, y a finales de 2007 habían superado los 30 millones de toneladas (Figura 2-14). . La producción de hidrocarburos líquidos también aumentó rápidamente (Figura 2-15).
Figura 2 - Distribución de los pozos de gas Barnett Shale en la Cuenca de Fort Worth (según EIA, 2009).
Figura 2-12 Número de perforaciones de Barnett Shale y crecimiento de la producción mensual (según HPDI, 2008)
Figura 2-13 Crecimiento de las reservas probadas de gas de Barnett Shale (según EIA, 2009)
Figura 2-14 Tendencia de crecimiento de las reservas probadas de hidrocarburos líquidos en Barnett Shale (según EIA, 2009)
Figura 2-15 Hidrocarburos líquidos en Barnett Shale Crecimiento de la producción mensual de hidrocarburos (según HPDI, 2008)
(2) Características del área de producción de gas de esquisto de Barnett
En comparación con Ohio, Antrim y Newark Barney En comparación con el esquisto de Lewis, el área de Barnett El esquisto en la cuenca de Fort Worth tiene dos ventajas obvias: en primer lugar, el esquisto de Barnett está sobrepresionado, con un gradiente de presión de 11,76 kPa/m; en segundo lugar, la abundancia de gas de esquisto es alta. Estas dos ventajas son los principales factores para el desarrollo exitoso del gas Barnett Shale en la cuenca de Fort Worth. En resumen, el área de producción de esquisto de Barnett tiene las siguientes características:
(1) El espesor de la serie de esquisto es de 122 ~ 183 m;
(2) La porosidad original es 4 % ~ 5%, la permeabilidad es inferior a 0,001×10-3 μm 2;
(3) La profundidad del pozo de desarrollo es 1830 ~ 2745 metros;
(4) El esquisto tiene muchas fracturas llenas de calcita;
(5) La reserva controlada de un solo pozo es mayor a 0,28×1012 m3;
(6) El 98% de los pozos de producción son pozos horizontales.
La producción inicial de los pozos verticales es generalmente de 14150 ~ 19865438+100 m3/d; las reservas controladas de un solo pozo son 0,28×10-3 μm 2; la producción inicial de los pozos horizontales es de 84900 ~ 141500; m3/d, y las reservas controladas de un solo pozo son 0,85 × 101,2 m 3.
(3) Experiencia en evaluación geológica integral de Barnett shale
La evaluación geológica del gas de esquisto incluye esquisto Evaluación de gas en áreas de exploración nuevas y existentes. Realizar reevaluación de áreas de exploración de petróleo y gas convencionales. Por lo tanto, aprovechar al máximo la información y el conocimiento existentes es un atajo para la evaluación geológica del gas de esquisto.
1. Contenido de la evaluación
Debido a la particularidad del gas de esquisto, el enfoque del contenido de la evaluación es diferente al de otros recursos de gas natural no convencionales. La exploración y desarrollo de gas de esquisto incluye principalmente: ① características estratigráficas y estructurales, ② composición de rocas y minerales, ③ espesor del yacimiento y profundidad de entierro, ④ tipo de espacio del yacimiento, propiedades físicas del yacimiento (porosidad, permeabilidad, longitud, ancho y conductividad de la fractura, relación entre fracturas y porosidad, etc.), ⑤ heterogeneidad de los yacimientos de esquisto, ⑤ parámetros mecánicos de la roca, ⑦ parámetros geoquímicos orgánicos, ⑧ características de adsorción de esquisto.
2. Investigación geológica
Primero, realizar una investigación geológica regional para analizar la sedimentación de la formación, la estructura y la evolución del área de estudio; luego, con base en la investigación geológica regional, analizar la Características del campo de tensión regional y patrones cambiantes. Para la exploración y el desarrollo del gas de esquisto, se deben llevar a cabo investigaciones específicas en los cuatro aspectos siguientes:
(1) Características básicas del esquisto rico en materia orgánica
A través de datos geológicos, geofísicos y geoquímicos determinar las capas y la distribución de esquisto rico en materia orgánica. Analizar y determinar el tipo de roca, combinación de perfiles, microfacies sedimentarias y composición mineral del sistema de esquisto, estudiar más a fondo el contenido de carbono orgánico de la roca y sus cambios con el tipo de roca y las microfacies sedimentarias en perfiles y planos, y determinar la madurez de la materia orgánica.
Cuando se dispone de datos sísmicos y de perforación, los parámetros anteriores se pueden estudiar y calibrar a través de datos sísmicos y de perforación. Entre ellos, los datos de registro de pozos pueden calibrar la composición mineral, el tipo de materia orgánica y el grado de evolución de las rocas, y clasificar microfases sedimentarias. Los datos sísmicos pueden identificar la serie de rocas de esquisto ricas en materia orgánica y su distribución espacial, y compilar un mapa en planta del espesor de la esquisto rica en materia orgánica y la profundidad del entierro.
(2) Características de porosidad y permeabilidad, parámetros mecánicos y parámetros de sensibilidad de las rocas.
La porosidad y la permeabilidad del esquisto rico en materia orgánica se estudiaron a través de datos de registros de núcleos y pozos. A través del análisis de núcleos y secciones delgadas, se estudiaron y analizaron las características de macro y micro fractura de la roca; los micro poros, las características de fractura y la composición mineral de la roca, mediante microscopía electrónica de barrido. La estructura porosa de la roca se estudió inyectando N2, CO2 y CH4 a baja presión e inyectando mercurio a alta presión. Sobre la base del establecimiento de la relación roca-electricidad, se estudiaron e interpretaron las propiedades físicas y los patrones cambiantes de series de rocas de esquisto ricas en materia orgánica a través de datos de registro de pozos.
A través de experimentos de mecánica de rocas se determinan el módulo de elasticidad, el índice de Poisson, la resistencia a la tracción, la resistencia al corte y la resistencia a la compresión de la roca.
Parámetros y otros datos. A través de experimentos de sensibilidad, se determinó la sensibilidad al agua, la sensibilidad a los ácidos, la sensibilidad a los álcalis, la sensibilidad a la velocidad y la sensibilidad a la presión de las rocas, proporcionando parámetros básicos para la perforación y fracturación.
(3) Propiedades portadoras de gas de series de lutitas ricas en materia orgánica
Con base en datos centrales, calibrar datos de saturación, establecer relaciones roca-electricidad y determinar la lutita rica en materia orgánica a través de datos de registro de pozos El contenido de gas libre del sistema de roca. A través de estudios experimentales de desorción del núcleo y adsorción isotérmica, se determinó el contenido de gas adsorbido y el contenido de gas residual del núcleo. Finalmente, se determina el contenido total de gas de la formación de esquisto rica en materia orgánica.
Después de la calibración de los datos centrales, los contenidos de gas libre, gas adsorbido y gas de esquisto total se pueden determinar simultáneamente a través de datos de registro de pozos.
(4) Potencial de recursos de gas de esquisto
Se predijo la cantidad de recursos geológicos y la abundancia de recursos de gas de esquisto en el área objetivo, y se obtuvieron datos potenciales de recursos de gas de esquisto, que son los área objetivo. El desarrollo del gas de esquisto proporciona una base para la toma de decisiones.
A través del trabajo anterior, se han determinado los límites inferiores de los parámetros clave del gas de esquisto. Los parámetros clave para el desarrollo económico del gas de esquisto en varias cuencas de Estados Unidos consideran principalmente la porosidad, la saturación de agua, la saturación de gas, la permeabilidad y el contenido de materia orgánica total. La porosidad requerida >4%, saturación de agua <45%, saturación de aceite <5%, permeabilidad >100×10-3μm2, contenido de materia orgánica total >2% (Tabla 2-7).
Tabla 2-7 Límites inferiores de parámetros clave para el desarrollo de gas de esquisto
(Según Schlumberger, 2006)
3. producción
La exploración de gas de esquisto generalmente se centra en pozos verticales. El desarrollo del gas de esquisto se basa principalmente en pozos horizontales. La experiencia real de perforación en Barnett Shale muestra que los pozos horizontales pueden alcanzar una tasa de recuperación final estimada de aproximadamente tres veces la de los pozos verticales a sólo el doble del costo de los pozos verticales. La tecnología de descripción geológica fina tridimensional, la tecnología de geodirección y la tecnología de registro de imágenes de soporte tienen efectos obvios en el estudio en profundidad de los yacimientos de esquisto, mejorando la tasa de éxito de la perforación, optimizando las operaciones de terminación y determinando los mejores objetivos para la perforación y la estimulación de la producción.
Aunque las fracturas naturales en el esquisto gaseoso tienen ciertas funciones, generalmente no pueden proporcionar los canales de filtración necesarios para la minería económica. La mayor parte del esquisto gaseoso requiere fracturación hidráulica.
En el rango de 1500 ~ 3000 m, el tratamiento de estimulación de la producción generalmente se realiza bombeando fluido reductor de arrastre a base de agua de baja viscosidad y apuntalante. En esquisto con poca profundidad o baja presión, se bombea fluido de fracturación de espuma de nitrógeno. En Barnett Shale, la fracturación con espuma de dióxido de carbono y nitrógeno y la fracturación hidráulica a gran escala (cada una de las cuales requiere 2270 m3 de gel reticulado y 635 toneladas de arena de soporte) se utilizaron en el pasado, pero ya no se utilizaron en 1997 debido a los altos costos. En la actualidad, la tecnología de reducción de arrastre y aumento de agua se ha convertido en la medida más común para aumentar la producción en el esquisto de Barnett. La reducción de los costos operativos que aumentan la producción permite a los operadores completar la sección superior del esquisto de Barnett, aumentando así la recuperación final estimada. tasa en más del 20%.