中国オルドス盆地におけるシェールオイル開発の生産体制の最適化

Scientific Reports volume 13、記事番号: 6515 (2023) この記事を引用

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この論文では、シェールオイルの生産システム（PS）が、生産データとコアおよび流体試験を含む屋内実験に従って最適化されます。結果は次のことを示しました: ① 坑口での圧力降下率は、破壊後のシャットイン期間 (PFSID) を決定するための合理的な基準です。水平坑井の坑口の圧力が比較的安定しており、圧力降下が 3 日間連続して 1 日あたり 0.1 MPa 未満になった場合、PFSID は終了します。 ② 破砕流体の逆流強度は地中のプロパントの有効性に影響を与えるため、逆流強度は各プロパントの臨界流量と安全率によって決定できます。 ③ 逆流強度は、開発段階に応じて変化させる必要があり、シェールオイル水平井の生産ガスと石油の比率（GOR）に応じて、低生産GOR、中高生産GOR、高生産GOR、高低生産GORの4つに分けることができます。 GOR の生産量が少ない段階では、流圧と飽和圧力の比を 1.0 以上に維持する必要があり、水平坑井内の含油横長 100 メートルに対する最初の 1 日の液体生産性は 2.4 ～ 2.9 m3/d です。また、中高生産 GOR、高生産 GOR、および高低生産 GOR 段階では、対応する初期の 1 日あたりの液体生産性をそれぞれ 0.8 ～ 1.0 または 0.8 未満に維持する必要があります。

中国の大陸シェールオイル貯留層は、盆地のサイズ、地殻環境、堆積条件の点で北米のそれとは大きく異なります。北米の含油層は厚く、連続性が良好であり、シェールオイルは軽油と凝縮物の窓に位置し、高い軽油比と十分な地層エネルギーを備えています。水平坑井は通常、破砕および工業化運転後に高い初期生産量と累積生産量を達成します。しかし、中国の大陸シェールオイル貯留層の平面分布は急速に変化しており、同時に「スイート」スポットの選択は困難です。熱発生と形成エネルギーの程度が低いため、単一ウェルの生産量は比較的少なくなります。中国の大陸シェール層は石油資源が豊富で、中間層、ハイブリッド堆積物、シェールの 3 つのカテゴリーに分類されています1。オルドス盆地の有機物が豊富な大陸の頁岩層に蓄積または保持されている液体炭化水素は、典型的な内部発生源の非在来型資源であり、その貯留層は層間層と頁岩です 2,3,4,5。オルドス盆地は、中国の東と西の構造領域の接合点に位置しています。古生代には中国北部盆地の一部でした。三畳紀後期に処理されたインドシナ運動により、長江プレートが北方向に圧迫され、中国北部プレートと衝突し、同時に西秦嶺造山帯が隆起し、北東に広くて緩やかな非対称な内陸窪地湖盆地が形成されました。南西部は急で狭い6。シェールオイルの層間貯留層は、物理的特性が乏しく複雑な微細孔構造を備えた大陸砕屑堆積物です7、8、9。含油層の気孔率は 4.0 ～ 12.9%、平均 7.4%、透過率は (0.01 ～ 1.55) × 10−3 μm2、平均 0.1 × 10−3 μm210,11,12。オルドス盆地での数十年間のシェールオイル探査と開発の実践を経て、青城油田は2018年から2021年にかけて大規模商業シェールオイル開発のデモンストレーションエリアとして建設され、600本以上の水平坑井が掘削された。 2021年末までに生産が開始され、坑井間隔は300～450メートル、平均横長は1650メートルとなる。層間シェールオイル貯留層からの年間石油生産量は百万トンのレベルに達しています。

シェールオイルの大規模な商業開発は、迅速な投資収益を確保することを目的としており、主な方法は、体積破砕（VF、大量の流体とプロパントを「切断」する水圧破砕）後の「準自然」エネルギーを使用することです。水平ウェル上で貯留層を非常に小さな断片に分割します。これらの坑井は、初期回復段階 (水平坑井の回復ライフサイクルの最初の 3 か月) での高い生産率と、高い減少率という特徴を示します。回収率は比較的低く、原油価格が高い場合は経済的利益を享受できますが、原油価格が低い場合は開発がほとんど維持できません。したがって、低原油価格下でのシェールオイル開発には、「スイートスポット」の選択、油井レイアウトやエンジニアリング技術の最適化、投資削減以外に、より高い回収率の達成を目指した合理的なPSが不可欠である。水平坑井の適切な PS は、液体の破砕によって加えられる地層の損傷を軽減しながら、さまざまな駆動エネルギーのスムーズな移行を達成する必要があります 13。シェールオイル開発プロセス全体は、破壊後の閉鎖段階、排水段階、回収段階の 3 つの段階に分けることができます。したがって、合理的な PS はさまざまな段階に適している必要があります。PFSID を最適化して、地層の損傷を軽減しながら水圧破砕によって課せられるエネルギー解放を最大化します。破砕液の合理的な逆流強度を証明すること。不適切な逆流強度は破砕された貯留層から砂が吐き出される可能性がある一方、適切な強度は破砕された亀裂の閉鎖に役立ち、その後の石油回収段階でのエネルギー維持と石油減少の低減に重要です。水平井戸の速度。回収段階での流体回収強度を最適化します。この段階では地層エネルギーを効果的に使用することで、初期段階での減少率を低減します。破砕液体によって課せられた弾性エネルギーは生産段階で放出され、この段階での高い液体生産性が溶存ガスの放出につながり、この段階で溶存ガス駆動が現れ、その結果、石油とガスの二相流が発生し、高い減少率。したがって、水平坑井の合理的な生産性により、地下で 3 種類の弾性エネルギー、つまりポンプで汲み上げられた破砕液体によって与えられるエネルギー、地層岩石や液体の変形によって与えられるエネルギー、および溶解ガスによって与えられるエネルギーが確実に放出されます。中国における大陸シェールオイル開発では、理論研究よりも現場での実践が先行しており、本論文はシェールオイル開発中に遭遇する上記の課題の解決策を見つけることを目的としています。次の 3 つのセクションは、上記のそれぞれの問題に対する解決策です。この論文では、初期段階での個々の坑井の生産性と推定最終回収率 (EUR) を向上させることを目的として、理論分析と現場での実践に基づいて水平坑井の一連の合理的な PS を決定しました。

オルドス盆地のシェールオイル貯留層の全体的な濡れ性は中性または弱親水性です。水平坑井の底孔圧力 (BHP) は、大規模 VF 後の初期地層圧力 (IFP) よりもはるかに高く、坑井の孔と油層の間の液体交換が促進され、地下の石油は油層に「吸収された」破砕液によって置き換えられます。リザーバーマトリックス。 BHP と IFP がバランスに達すると、骨折後の引きこもりは終了します。

貯留層の湿潤性は地下の水の吸収効率に影響を与える重要な要素であり、親水性の貯留層はより高い油置換効率を示します5。自己吸収法によりリザーバーの湿潤性をテストするために 18 個のコアサンプルが収集されました。全体的な濡れ性は中性から弱親水性です (表 1)。

多孔質媒体では、破砕液は親水性の油含有リザーバーに吸収され、油がマトリックスから置き換えられ、破砕液の移動は毛管圧力と重力の影響を受けます10。このプロセス中に、油は貯留層のマトリックスから破砕された亀裂に流れ、破砕液は貯留層の小さな細孔に流れ込みます。逆吸収および水のハフアンドパフ実験による以前の研究では、0.2 × 10−3 μm2 の透過率を持つコアサンプルの場合、その吸収距離の変曲点は 7.6 cm と表示され、これは非常に短い吸収距離であることが示されました 14,15,16。シェールオイル開発における破砕後のシャットインプロセスの現場での実践では、破砕液が到達する場所でのみ吸収が行われ、スイープ量がシェールオイルの回収に影響を与える重要な要素となります。

異なる物理的特性を持つコアサンプルの相対回収率は、吸収が主に中程度の細孔と小さな細孔で起こり（表2）、プロセスの曲線が「2段階」の形状を示していることを示しました。最初の段階は「高速」期間と呼ばれ、吸収速度は初期期間に急速な減少率を示し、吸収による累積油回収量は急激に増加します。第 2 段階は「定常」期間であり、吸収速度と累積回復曲線の変化が緩やかになる 7 日目に変曲点が現れます (図 1 および 2)。

さまざまなコアの吸収速度。

さまざまなコアの累積吸収回復。

原油の流動性に及ぼす破砕液の影響を調べるために、135 日の平均 PFSID を使用して、青城油田の 4 つの水平坑井から収集された油の表面粘度を分析しました。実験は地層温度 (60 °C) および大気圧下で行われました。その結果、油サンプルの平均粘度は 12.5 mPa.s であり、表面の通常の原油の粘度 (4.0 mPa.s) の 3 倍高いことがわかりました (図 3)。これは、破壊後のシャットイン期間中に、油は乳化を示し、原油の粘度が高くなり、流動性が低下します。 PFSID は、適切な期間内に維持する必要があります。

地層温度 (60 °C) および大気圧下での 4 つの水平井戸からの乳化原油の粘度。

上記で行った実験とは別に、BHP によって PFSID を決定できることもわかりました。 BHP は通常、水圧破砕後の坑口に設置されたピエゾメーターで測定される坑口圧力によって計算されます。圧力降下曲線の形状は、速い降下段階（圧力降下率0.5 MPa/d以上）と遅い降下段階（圧力降下率0.1～0.5 MPa/dの間）の2段階を示しており（図4）、「」に相当します。 2.2で述べた吸収プロセスの「高速」期間と「定常」期間。したがって、吸収距離、吸収段階、流体の流動性を考慮して、坑口での圧力降下率を使用して異なるPFSI段階を分割し、PFSIDがいつ終了するかを決定します。圧力降下率が 0.5 MPa/d より高い場合、破砕流体によって増加した BHP は坑井孔から貯留層マトリックスまで膨張します。圧力降下率が0.1～0.5MPa/dの場合、油水置換が起こっていると考えられます。圧力降下率が 3 日間連続して 0.1 MPa/日未満になると坑井のシャットインが終了します（図 5）。通常、プロセス全体にかかる時間は 30 日未満です。

層間シェールオイル貯留層の水平坑井の時間経過に伴う坑口圧力降下曲線。

坑口圧力降下を利用した坑井閉鎖段階の分割。

水平井戸は PFSI 後の排水段階にあり、生成水の塩分濃度が最初の地層水の塩分濃度と等しくなったときに段階は終了します。生成水と地層水の塩分濃度は室内実験により得られるほか、探鉱井、評価井、生産後2年以上経過した構造井からも地層水の塩分濃度を得ることができます。青城油田の生産データによると、水平坑井の平均排水率（石油試験・開発段階で生成される水と全破砕液の比率）は13.5％である。

青城地域の地層水の塩分濃度は 53.9 g/L です。生成した液体の塩分濃度は地下からの流出とともに増加し、最終的には地層水の塩分濃度と等しくなります。生成液体の水分飽和度が 60% に低下すると、塩分濃度の増加が鈍くなり、生成液体の塩分濃度が地層水の塩分濃度と等しくなる時期です。塩分濃度の曲線は、水分飽和度が 75 ～ 50% の間で一定となり、多少変動しても 50 g/L 程度を維持します。現場での実践と、すべての水平井戸を評価する便宜上、通常、排水段階の終了点として 60% の飽和水量を使用します。したがって、排水段階は、水分飽和度が60％に低下すると終了します（図6）。

青城地域の水飽和、塩分、逆流率の曲線。

積極的な逆流戦略は、亀裂や地層の損傷を考慮しない場合、坑井のライフサイクルの初期における生産性を向上させることができ、近代的に完成した坑井の長期的な性能への影響を最小限に抑えることができます17。合理的な逆流戦略はプロパントの臨界流量によって決定され、臨界流量公式によって計算できます。

臨界流量は、プロパント砂が地下で移動し始める瞬間です。

ここで: ρs - プロパント密度、kg/m3、ρ - 破砕流体密度、kg/m3、ds - プロパント砂の直径、mm、g - 重力加速度、m/s2、Vc - 臨界流量、m/s。

破壊された亀裂の形状は長方形であると仮定し、臨界流量は次のように計算されます。

ここで: Qc - 臨界流量、m3/h、N - 有効クラスターの数、hf - 貯留層の厚さ、m、wf - 破砕亀裂の幅、m、Φp - 支えられた破面の面気孔率、%、Bo - 体積要素。

オルドス盆地の青城地域のシェールオイル貯留層の平均厚さは15メートルで、破砕時にプロパントとして使用される珪砂のサイズは40〜70メッシュです。支えられた亀裂の気孔率と幅は 20%、0.01 m です。水系破砕流体の体積係数は1.1です。プロパントのサイズと臨界逆流率に関するグラフを作成しました (図 7)。ケイ砂のサイズが 70 メッシュ未満の場合、臨界逆流速度は 95 m3/d 未満になります。このチャートを使用して現場での実践の下で臨界逆流率を決定する場合、0.85 ～ 0.90 の安全率を追加します。水平方向の逆流強度は、臨界逆流率に安全率を掛けたものです。

臨界逆流速度と珪砂のサイズとの関係。

青城地域のチャン 7 シェールオイル貯留層の空隙率は 8%、石油飽和率は 71%、貯留層の厚さは 16 m です。このエリアには横長1500m、井戸間隔1000mの水平井戸(HP1～10)が10基配備されています。坑井 HP1 ～ 5 の計算された逆流強度は 500 ～ 1000 m3/d であり、これらの坑井では逆流中に坑井内で非常に激しい砂の割れが見られましたが、逆流強度 80 ～ 100 m3/d が坑井 HP6 ～ 9 に適用され、何も発生しませんでした。砂の割れ目。ここでは、オープンホールパッカーによる分割マルチクラスター破砕を適用した坑井HP7を例に挙げます。坑井は 7352.2 m3 の破砕液で 12 段階にわたって破砕されました。プロッパントのサイズは 70 メッシュ、密度は 1410 kg/m3 です。破砕液の密度は1000kg/m3、プロパントサンドの直径は0.000212mです。支えられた破面の面気孔率は 20%、体積係数は 1.1 です。計算された臨界逆流量は 95 m3/d、逆流強度は 80 ～ 86 m3/d です。原位置逆流強度は 85 ～ 92 m3/日で、14 日間で 1227.2 m3 の流体が生成されました。この坑井は2013年11月に生産を開始し、2021年12月までに2万8千トンの石油が回収され、ユーロ換算で9.4%、最終累積石油は51.7千トンと推定されている。

溶存ガスドライブのエネルギーを最大限に活用するために、シェールオイル回収の全ライフサイクルは、水浸しの貯留層を参照して、生産 GOR に応じて 4 つの段階に分けることができます。低生産 GOR、中高生産 GOR、高生産 GOR、高低生産 GOR (図) .8）。シェールオイル開発中の主な考慮事項は、地下の地層エネルギーをどのように最大限に利用するかということであり、そのため、GOR、流動圧力、石油生産性の関係が分析され、さまざまな回収段階での液体強度が最適化されます。

大規模体積破砕によるシェールオイル水平井の準自然エネルギー開発段階の分割。

シェールオイル水平坑井の生産実績を研究するために、1年半以上継続的に生産されている青城地域の119坑井を選択した。これらの坑井の平均横方向の長さは 1695 m で、含油横方向長さの 73.2% と試験された全炭化水素の 11.0% が含まれます。それらは 22 段階、107 クラスターに分けて破砕され、平均 28,808 m3 の液体と 3219 m3 の砂が各坑井の地下に汲み上げられました。初期の平均 1 日あたりの石油生産性は 15.9 t/日で、現在の 1 日あたりの生産性は 9.7 t/日です。

流動圧力が飽和圧力の80％を下回るとGORの低下が加速し始めることが分かりました（図9）。 RFS は、含油横長 100 メートルあたりの坑井の生産性と累積石油生産量の両方に正の相関があります。相関曲線は「3 段階」の特性を示しています。RFS が 1 より高い場合、坑井生産性との明らかな相関は見られません。 RFS が低下すると坑井の生産性が低下し始め、RFS が 0.8 よりも低くなると低下傾向が加速します。 RFSが低い油井では、非常に深刻な脱ガスが発生し、地層エネルギーの使用量が少ないため、シェールオイルの開発が不十分になります（図9a、b）。

(a) RFS と含油地層 100 メートル当たりの日次石油生産量との関係 (b) 流量飽和率と含油層横長 100 メートル当たりの累積石油生産量との関係。

図 10 は、初期液体生産性と、さまざまな期間における水平坑井からの含油横長さ 100 メートルあたりの累積石油生産量との関係を示しています。低 GOR 段階での液体生産性は、初期液体生産性と含油横長 100 メートルあたりの累積石油生産量を分析することで最適化できます。初期段階でより高い生産性を得るには、低 GOR 段階では液体生産性を 100 メートルの含油横長に対して 3.0 ～ 4.0 m3/d に維持する必要があり、液体生産性は 2.4 m3/d ～ 2.9 m3/d に維持する必要があることがわかりました。後の段階でより多くの累積石油生産が得られます（図10）。

初期液体生産性と、異なる期間における含油横長さ 100 メートルあたりの累積石油生産量との関係。

中～高、高、高～低生産 GOR 段階における液体生産性は、石油生産の予測によって最適化できる可能性があります。青城地域の石油生産量の減少の特徴は、アルプスの双曲線減少に似ています（図 11）18。生産傾向のデータフィッティングにより、2018年、2019年、2020年に生産を開始した坑井では生産量の減少率が異なることが示されました。2018年の坑井の場合、最初の3年間の減少率は28.5%、21.3%、15.0%でした。 2019 年の油井では 30.3%、18.7%、13.6%、2020 年の油井では 32.6%、19.6%、14.0% でした。これらの低下率の差は最初の 5 生産年では 1% 未満です (図 12) 。したがって、中高、高、高低の生産 GOR 段階にある坑井では、予測されたドロップ率から合理的な液体生産性を計算できます。

青城地域の水平井の年間生産量減少のフィッティング曲線。

オルドス盆地のシェールオイル水平井の生産量は毎年減少。

低生産量 GOR 段階: GOR は 100 m3/t から 200 m3/t の間です。この段階では、汲み上げられた液体、貯留層の変形、地下流体によって増加したエネルギー、および溶存ガスの膨張エネルギーを最大限に利用する必要があります。溶存ガスの膨張エネルギーは、オイル内で膨張するガスから発生しますが、まだ流れ始めていません。このエネルギーは石油を井戸の底まで押し上げることができます。この段階では、FSR は 1.0 より高くなります。初期液体生産性は、含油横方向長さ 100 メートルの場合、2.0 m3/d から 2.5 m3/d の間です。そして、この段階は 3 年間維持されると予測されており、最終的な石油回収率を高めるためにこの段階を延長する方法を適用する必要があります。

中高生産 GOR: GOR は 200 m3/t ～ 600 m3/t です。これは溶存ガス駆動の初期段階です。ガス圧縮率は総合圧縮率よりもはるかに高く、溶存ガスの弾性膨張エネルギーがこの段階での主な駆動力となります。地層圧力の低下に伴って、流動圧力も低下します。この段階では、一定の液体強度を維持するために、RFS は 0.8 ～ 1.0 の間に保たれます。

高生産 GOR: GOR は 600 m3/t より高く、坑井は溶存ガス推進の中後期段階にあり、RFS は 0.8 未満です。この段階では、地下の流体は高度に脱気され、オイルの粘度が増加します。流動性が低下し、生産時の GOR は初期 GOR の 6 倍になります。

高低生産性 GOR。これは溶存ガス駆動の後期段階です。この段階では、地層エネルギーが大量に消費され、液体の生産性と生産 GOR の両方が継続的に減少し、最終的に坑井ではガスも液体も生産されなくなります。

青城市の水平井戸によるシェールオイル開発は2018年から始まり、それ以来多くの経験を積んできた。 HH11-1 は、地質条件や破砕規模がこの地域の平均レベルに近く、比較的長期間にわたって生産されているため、代表的な井戸として選択しました。横方向の長さは 1719 m で、含油横方向長さは 972 m、下位含油横方向長さは 195 m です。井戸は 22 段階、98 のクラスターに分割されており、4,285 m3 の砂と 30,377 m3 の液体が地下に汲み上げられています。破砕砂比率は18.5%、処理量は11.2m3/minです。初期段階の日当たりの液体および油の生産性はそれぞれ29.1 m3および20.0 tであり、液体の逆流強度は横長100メートルあたり2.5 m3/日です。 FSR は 1.0 以上を維持します (BHP は 10 MPa)。この油井は 3 年以上生産されており、現在の液体と油の 1 日あたりの生産性は 17.2 m3/日と 11.6 m3/日です。累計原油生産量は18,933トンであり、井戸の開発成果は良好である（図13）。

HH11-1井戸の生産曲線。

オルドス盆地のシェールオイル貯留層は中性または弱い親水性であり、石油の吸収置換に有利です。このプロセスは主にマトリックスの中程度から小さな細孔で起こり、曲線は「二段階」の形状を示します。高速期間と低速期間です。破断後のシャットイン時間が長くなるほど、オイルが乳化して流動性が悪化する可能性があります。 PFSID は坑口の圧力変化によって決定されます。圧力の変化は 3 段階に分けられ、PFSID の 30 日を過ぎると圧力の低下速度が遅くなります。この論文で述べた分析により、妥当な停止期間を圧力降下率で割るべきであり、その期間は 30 日で終了することが提案されました。

水飽和の 60% は逆流プロセスの終了を示し、それは逆流液体の塩分が地層水の塩分と等しくなる瞬間です。逆流強度は、プロッパントの臨界逆流速度と安全率の積によって計算できます。オルドス盆地のシェールオイル貯留層の物理的特性について、臨界流量とプロパントサイズの関係を示すグラフを作成しました。これは、水平坑井の逆流強度を決定するのに役立ちます。

水平坑井の開発ライフサイクル全体は、生産 GOR の変化に応じて 4 つの段階に分けることができます。低生産 GOR、中高生産 GOR、高生産 GOR、高低生産 GOR。

さまざまな開発段階での逆流強度は、生産 GOR、流動圧力、生産性の関係に応じて最適化できます。低生産 GOR 段階での逆流強度は、液体生産性と、100 メートルの含油横長あたりの累積生産量によって最適化できます。また、中高、高、高低生産時の GOR は、予測されたドロップ率によって最適化できます。青城油田の水平坑井の場合、逆流強度は、初期段階では含油横長 100 に対して 3.0 ～ 4.0 m3/d、後期生産段階では 2.4 ～ 2.9 m3/d に維持される必要があります。

この研究中に生成または分析されたすべてのデータは、この公開された論文 [およびその補足情報ファイル] に含まれています。

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この資金は、中国科学技術部の国家科学技術主要プロジェクト、2017ZX05013-004 によって提供されました。

中国石油大学（北京）地球科学院、北京、102249、中国

小龍湾

PetroChina Changqing Oilfield Company、西安、710018、中華人民共和国

シャオロン・ワン＆ジャンミン・ファン

ペトロチャイナ長慶油田会社探査開発研究所、西安、710018、中華人民共和国

Shuwei Ma、Jianming Fan、Yuanli Zhang、Chao Zhang

低浸透性油田およびガス田の探査および開発のための国立工学研究所、西安、710018、中華人民共和国

Shuwei Ma、Jianming Fan、Yuanli Zhang、Chao Zhang

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XW は、パターの原稿本体を準備し、完成させました。 SM は論文のアイデアを提供し、論文投稿の責任者であり、責任著者でもあります。 JF は生産データを紙で提供しました。 YZ は生産データの整理と図の作成を支援しました。 6、7、8、9、10、11、12。ZC が作成した図。 1、2、3、4、5。

Shuwei Ma への通信。

著者らは競合する利害関係を宣言していません。

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転載と許可

Wan、X.、Ma、S.、Fan、J. 他中国オルドス盆地におけるシェールオイル開発の生産システムの最適化。 Sci Rep 13、6515 (2023)。 https://doi.org/10.1038/s41598-023-33080-8

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受信日: 2022 年 9 月 9 日

受理日: 2023 年 4 月 6 日

公開日: 2023 年 4 月 21 日

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

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