利用隨鉆測井及示蹤劑技術分析致密油藏水平井各壓裂段產出特征

張洪亮

(中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

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利用隨鉆測井及示蹤劑技術分析致密油藏水平井各壓裂段產出特征

張洪亮

(中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

為了探索致密油藏有效動用途徑，采取“長水平井、體積壓裂、天然能量”開發。現場實踐表明，以該方法動用致密油藏，取得了較好的效果。通過分析井筒周圍儲層特征、壓裂規模和指示劑監測資料，深入研究水平井各壓裂段的產出狀況，對各壓裂段產出變化規律進行探討。一方面，現場試驗結果表明，通過在不同壓裂段壓裂液中加入不同型號指示劑，檢測產出指示劑含量，能夠明確各壓裂段的產出狀況；另一方面，研究了壓裂段井筒周圍儲層巖性、含油性、壓裂規模與壓裂段產出貢獻率的關系。該研究成果為致密油藏壓裂方案設計和開發調整提供了依據。

致密油藏；水平井；壓裂段產出特征；示蹤劑；隨鉆測井

1 L區塊基本情況

1.1 地質概況

致密油是指夾在或緊鄰優質生油層系的致密碎屑巖或者碳酸鹽巖儲層中，未經過大規模長距離運移而形成的石油聚集，一般無自然產能，需要通過大規模壓裂技術才能形成工業產能[1]。

L區塊區域構造位置位于中央凹陷區的龍虎泡-大安北階地，東部、南部緊鄰齊家-古龍凹陷，總體為一西高東低的單斜構造。高臺子油層受北部沉積體系控制，主要發育三角洲前緣亞相，沉積微相類型主要為席狀砂。從高Ⅲ油層組巖心分析看，孔隙度主要分布在12%～16%，平均為13.9%；滲透率主要分布在0.1～1.5mD，平均為1.23mD(見圖1、2)。

圖1 L區塊高Ⅲ油層組孔隙度直方圖 圖2 L區塊高Ⅲ油層組滲透率直方圖

1.2 開發狀況

開發早期采用直井反九點井網開發，油水井間難以建立有效驅替，因此盡管采取了注水井增注、油井措施改造和加密調整，仍未實現有效開發。2013年，為探索高臺子油層致密油開發潛力及動用方式，在龍虎泡油田開辟了龍26現場試驗區，采用“長水平井、體積壓裂、天然能量”開發方式，共部署井位15口，其中水平井12口。

投產10口水平井，平均水平段長度1639m，平均單井壓裂10段，縫間距60～80m，壓裂液用量10241m3，加砂量809m3。目前平均單井日產液10.5t，日產油8.5t，綜合含水率19.5%，生產周期645d，平均單井累計產油9057t。

2 區塊儲層及水平井井筒周圍儲層特征

L區塊高臺子油層受北部沉積體系控制，主要發育三角洲前緣亞相，沉積微相類型主要為席狀砂。席狀砂的垂向沉積物序列在不同沉積環境下可表現出不同的韻律特征，研究區的席狀砂砂體主要表現為泥巖背景下的正反旋回組合，即下部反旋回+上部正旋回，整體比較穩定(圖3)。

圖3 L井席狀砂微相測井曲線特征圖

通過完鉆井及試油等資料，繪制L區塊高Ⅲ油層組3、4、5層砂體厚度和有效厚度預測圖。從砂體厚度預測圖(圖4)上看，砂體厚1～9m，連片性較強，中間低周圍高，砂體厚度主要在4～8m之間，最大達6m；從有效砂體厚度預測圖(圖5)上看，有效砂體厚度2～5m，呈透鏡體分布，最大達到5.5m。

圖4 L區塊高Ⅲ油層組3、4、5層砂體厚度等值圖 圖5 L區塊高Ⅲ油層組3、4、5層有效砂體厚度等值圖

井筒周圍儲層特征分析主要是利用隨鉆測井曲線進行，隨鉆測井曲線主要通過自然伽馬和電阻率反映儲層巖性和電性。從完鉆井結果(圖6)分析，井筒周圍儲層存在差異，自然伽馬在36～66API之間，平均為50.1API；深側向電阻率在20～60Ω·m之間，平均為41.7Ω·m。

圖6 L井隨鉆測井曲線

無論是從區域地質狀況分析，還是從隨鉆測井狀況分析，砂巖及有效砂巖發育連續，但存在非均質性，那么壓裂位置選擇至關重要。

3 水平井各段壓裂后指示劑監測產出狀況

以往利用理論公式法、數值模擬方法對水平井壓裂后各段的產出液量進行計算。理論公式法主要是假設油藏為均質模型，通過水平段長度、裂縫長度、高度、條數、裂縫滲透率、油藏基質滲透率等參數，計算單段產量，得出的產量為各段均勻產出[2]。數值模擬方法研究表明，在考慮井筒壓降影響的情況下，從水平井井筒的趾端到跟端，流體壓力逐漸降低，井筒的沿程儲層流入量總體呈現兩端高、中間低的分布特征，但跟端明顯大于趾端[3]。

數值模擬方法和理論公式法均是間接計算得出各段的產液量，不能通過直接測量的方法得出。試驗通過指示劑監測產出的方法計算各段產出貢獻率，從而得到各段產液量。在開發過程中，水平井壓裂段較多，為了確定各壓裂段產出，針對不同儲層選擇不同種類、不同用量的指示劑跟隨流體一同進出油藏并攜帶出流體信息，通過對指示劑分類、提純、分析和處理，依據返排液中指示劑的濃度和加入量的關系，計算各段的產出貢獻率。

通過跟蹤分析指示劑連續監測結果(圖7)，分析同井不同段產量狀況，表明從投產后2周到5個月，各壓裂段對產出均有貢獻，各壓裂段都能得到動用，并且水平井趾端、跟端以及中部的壓裂段均存在對全井貢獻較大和較小的段。

圖7 L井各壓裂段指示劑監測產出貢獻狀況

4 水平井各壓裂段產出與儲層物性、壓裂規模的關系

研究致密油儲層中單井產能規律及其影響因素，對于致密油開發整體部署具有十分重要的意義。受到儲層特征、開發模式以及壓裂改造等因素的影響，致密油儲層中的單井產能主控因素多而復雜[4]。為了搞清水平井各段產出狀況的差異原因，深入分析得知影響水平井各壓裂段產出的因素是受儲層巖性、電性及含油性控制的。

根據以往研究成果，分析各段產出貢獻率與儲層和壓裂規模之間的關系。首先，深側向電阻率、自然伽馬受水平井壓裂段段數、水平井鉆井環境和隨鉆測井儀器本身的影響，為消除該類干擾因素，對產出貢獻率、深側向電阻率、自然伽馬實施歸一化。其次，利用歸一化后的參數，建立了產出貢獻率歸一化值與深側向電阻率歸一化值(圖8)、產出貢獻率歸一化值與自然伽馬歸一化值(圖9)以及井下微地震監測縫長與深側向電阻率歸一化值(圖10)共3個圖版，分析各段的產出貢獻與儲層特征、壓裂規模之間的關系。

圖8 深側向電阻率與產出貢獻率關系圖 圖9 自然伽馬與產出貢獻率關系圖

從圖8、9中可以看出，隨著深側向電阻率歸一化值增加和自然伽馬歸一化值減小，產出貢獻率逐漸增加，表明水平井壓裂段井筒周圍為儲層巖性純、含油性好的層段，產量貢獻率大。但是針對不符合上述規律的壓裂段，通過圖10可以看出，1點儲層物性差、含油性差，但較相同物性條件下的壓裂段產出貢獻率高，這主要是由于加大了壓裂層段的壓裂規模；2點和3點儲層物性、含油性基本相當，產出貢獻率差異主要是壓裂規模導致。因此，通過分析認為，一方面是優化壓裂位置和壓裂施工參數，可以有效地提高壓裂段產量；另一方面是適當加大差層壓裂規模，可以提高儲層貢獻率。

圖10 深側向電阻率與井下微地震監測裂縫長度關系圖

5 結論

1)從區域地質研究以及水平井隨鉆測井曲線分析可知，該區塊儲層分布連續，但存在一定非均質性。

2)通過在壓裂液中加入指示劑，監測水平井各壓裂段產出狀況，能夠量化水平井各段產出貢獻率，明確各段產出貢獻率值。

3)水平井壓裂段產出貢獻與井筒周圍儲層具有一定相關性。壓裂段井筒周圍的儲層巖性純、含油性好，產量貢獻率大，適當加大井筒周圍儲層發育較差層段的壓裂規模，能夠提高壓裂段貢獻率。

[1]趙政章，杜金虎.致密油氣[M].北京：石油工業出版社，2012.

[2]胡文瑞.水平井油藏工程設計[M].北京：石油工業出版社，2008.

[3]孫煥泉.水平井開發技術[M].北京：石油工業出版社，2012.

[4]彭暉，劉玉章，冉啟全，等.致密油儲層水平井產能影響因素研究[J].天然氣地球科學,2014,25(5):771～777.

[編輯] 帥群

2016-05-01

張洪亮(1983-)，男，工程師，現主要從事致密油藏開發調整研究工作，zhl6789@126.com。

TE357.11

A

1673-1409(2016)32-0074-05

[引著格式]張洪亮.利用隨鉆測井及示蹤劑技術分析致密油藏水平井各壓裂段產出特征[J].長江大學學報(自科版), 2016,13(32):74～78.