低滲透氣藏水平井分段壓裂分段優化方法研究

楊 浩，李新發，陳 鑫，陳曉毅，劉 鵬，馮 青，耿少陽

(1.中海油田服務股份有限公司，天津 300450;2.中國石油玉門油田分公司，甘肅 酒泉 735000;3.成都理工大學，四川 成都 610000)

0 引言

目前，低滲透氣藏水平井分段壓裂設計主要采用裂縫段間干擾、數值模擬優化、壓裂井網匹配優化等方法［1－6］。以上方法都是基于單一裂縫的滲流方式，各壓裂段的設計基本為等間距。低滲透氣藏非均質性強，水平井各壓裂段物性差異大，應對不同的儲層段設計不同的分段間距，達到最大的改造體積。前期研究表明，低滲透氣藏水平井的所有壓裂段中，有產能貢獻的低于 65%［7－8］，需要提高壓裂改造效率，根據水平段的儲層應力薄弱段發育情況，設計壓裂分段間距，充分改造每一處應力薄弱位置。采用四維影像裂縫監測資料，建立了基于測錄井曲線的應力薄弱段識別方法，并引入應力薄弱發育評價參數Ktr，從而達到合理分段設計。經過驗證，在高于Ktr截取值的位置，壓裂過程中形成了多條裂縫，應用該方法可以實現水平井壓裂分段優化。

1 地質概況

A氣田位于鄂爾多斯盆地東緣，主要開發層位為石盒子組，儲層埋藏深度為1 700～2 500 m，儲層主要由陸源碎屑巖組成，目標層位平均孔隙度為7.72%，平均滲透率為0.7 mD，壓力系數為0.92～1.00，屬于典型的低滲透氣藏。A氣田在主力層中鉆了6口水平井，采用分段壓裂技術改造儲層，段間距為100 m左右，同層位水平井壓裂后產能差異較大，部分砂巖鉆遇率高的井壓裂后產能反而較低。結合裂縫監測分析產能差異大的原因，主要是由于采用等間距設計壓裂段的方式，忽略了儲層非均質性的影響，導致部分應力薄弱段(天然裂縫發育或者高孔滲條帶)未充分改造。因此，為提高低滲透氣藏壓裂改造效率［9－10］，需根據水平段的儲層應力薄弱段發育情況，更合理地設計壓裂分段間距，充分改造應力薄弱位置，擴大改造體積。

2 水平井分段壓裂設計方法

2.1 應力薄弱段識別方法

根據四維影像微地震裂縫監測結果，能夠識別出水平井壓裂時破裂點的分布位置，對比破裂點的測井和錄井參數變化可知，在破裂點處的錄井全烴和鉆時數據均存在明顯的異常。這是由于鉆時能夠綜合反映儲層的可鉆性及物性［11－16］，因此，可以通過對比鉆時變化情況，判斷儲層的應力薄弱段發育情況。在應力薄弱區，鉆時會明顯降低，且鉆時比在4以上，氣測全烴呈現“指”狀形態，異常倍數達到10倍以上。可利用全烴和鉆時的異常情況，建立破裂點的識別方法。

通過分析研究區內四維影像裂縫監測的4口井39個壓裂段的破裂情況，識別出71個破裂位置，且破裂處的鉆時和全烴數據均出現小幅度的異常。為了能綜合表征這種影響，引入應力薄弱發育評價參數Ktr。鉆時和全烴相對背景值出現了異常，因此，計算Ktr時分別對鉆時和全烴異常倍數取了不同的權重。全烴異常倍數普遍在10倍以上，鉆時的異常倍數在1倍以上，為了權衡2個參數的影響分別對異常倍數進行了處理并求取對數。其計算式為:

式中:Ktr為應力薄弱發育評價參數;a為鉆時的分配權重;b為全烴的分配權重;Rop為砂巖段的鉆時基線值，min/m;Rop1為鄰近非儲層段的鉆時基線值，min/m;Tg為砂巖段全烴最大值，%;Tg1為鄰近非儲層段的全烴基線值，%。

2.2 權重值和截取值求取

為了獲取Ktr中鉆時和全烴異常倍數的權重，選取由3口水平井中識別出的55個破裂位置對應的鉆時和全烴參數作為樣本，采用試湊法，確定式(1)中的參數值。另外取1口井的16個破裂點進行驗證，部分破裂點參數見表1。

表1 測錄井異常倍數統計Table 1 The statistics of abnormal multiples of logging

由于式(1)中對應的Ktr值僅為截取值，高于某一值時反映應力薄弱段發育，低于某一值時則不發育。因此，在計算時a，b存在組合方式有多種，限制a+b＜1，采用試湊的方法求解，并用未監測破裂的井段參數和剩余已經監測出的16個破裂點進行截取值的驗證，當全部符合時認為滿足要求。

通過試湊得到a，b值及裂縫發育段的Ktr截取值。根據裂縫監測，分析5口裸眼完井的水平井各壓裂段的破裂情況，調整a，b值擬合出裂縫監測中起裂點多的位置。通過擬合得出a=0.7、b=0.2，Ktr的截止值為0.85。

另外十口井取巖心，可以觀測到明顯的天然裂縫發育特征，應用以上的a、b值計算砂巖段的Ktr，從綜合圖中可以看出:當Ktr值大于0.85表示應力薄弱段發育，與巖心觀測到的天然裂縫發育位置一致(圖1)。

圖1 計算應力薄弱段段與巖心觀測裂縫發育段組合圖Fig.1 The combination diagram of the section with weak calculated stress and the section with developed fractures in core observation

2.3 現場應用

根據式(1)中的計算方法，計算B－1－5H和B－4－8H 2口水平井應力薄弱發育段，在測井綜合圖中增加了一道新的參數Ktr，在高于0.85處進行黃色填充，用其來識別應力薄弱段發育位置。B－1－5H井Ktr值大于0.85的井段較長，表明該井天然裂縫發育。在設計分段時，將滑套置于應力薄弱段集中改造，共設計7個滑套。圖2為B－1－5H井天然裂縫分布圖，通過監測結果表明，該井出現多達18處破裂點，實際裂縫條數多于設計的壓裂條數。該井壓裂后無阻流量達到18.3×104m3/d，遠高于同層位的水平井平均無阻流量(2.7×104m3/d)。

圖2 B－1－5H井天然裂縫分布圖Fig.2 The distribution of natural fractures in Well B－1－5H

B－4－8H井計算的應力薄弱段發育厚度小，僅有3段有應力薄弱段發育，且各段發育厚度小(圖3)，因此，壓裂形成的裂縫條數較少，壓裂后產能可能較低。該井實際壓裂11段，壓裂后無阻流量僅為2.1×104m3/d，低于同層水平井平均無阻流量(2.7×104m3/d)。

圖3 B－4－8H井裂縫分布Fig.3 The fracture distribution in Well B－4－8H

通過對多口水平井的應力薄弱段發育位置判斷及裂縫監測結果，可以看出:應力薄弱段發育段壓裂時起裂點多，最終形成多條人工裂縫;壓裂產能與應力薄弱段發育程度相關性高，應力薄弱段發育越長，壓裂產能越高。

3 結論

(1)低滲透氣藏儲層非均質性強，天然裂縫分布不均勻，監測顯示在應力薄弱段形成壓裂裂縫條數多，因此，分段壓裂時，需要充分考慮應力薄弱段發育位置的影響，設計分段壓裂間距。

(2)分析錄井曲線中全烴和鉆時的異常情況，應力薄弱段發育時，全烴和鉆時會出現明顯的異常，通過監測井和巖心資料，擬合全烴和鉆時對應力薄弱段識別的權重，得到Ktr。結果表明:在高于Ktr截取值的井段，監測出起裂的裂縫條數多，壓裂產能高。