基于示蹤劑監測的壓裂裂縫體積的擬合方法及應用

鐘萍萍， 陸 峰， 游雨奇, 易星宇，敖 科， 白 華， 詹思源， 邢楊義

1捷貝通石油技術集團股份有限公司 2中國石油川慶鉆探工程有限公司試修公司 3中國石油西南油氣田分公司川中油氣礦南廣采油氣作業區 4中國石油新疆油田分公司百口泉采油廠

0 引言

目前眾多裂縫診斷技術中，只有地面傾斜儀成像可用于確定壓裂裂縫的體積，然而其分辨率隨儲層深度加深而降低，而且此法操作復雜[1]。化學示蹤劑監測技術是油藏表征的強大手段之一，近年來它已擴展應用到水平井多級壓裂中評估每段裂縫的生產能力。但是沒有任何示蹤劑監測及解釋方法可用于估算壓裂裂縫體積。Wright等最早建立了傾斜儀成像確定壓裂裂縫體積的概念，并研究開發了分析和診斷工具(模型)來預測壓裂裂縫的大小和形狀[2]。基于實踐經驗，Cipolla和Wright進一步驗證了地表及井筒傾斜儀可以更好地預測壓裂裂縫形態的理念[3- 4]，但尚不清楚從此類測量中能或不能獲取關于裂縫的所有信息。Lecampion等人在Wright的經驗之上，提出一種利用傾斜儀測量數據實時估算壓裂裂縫體積的方法[5]，該方法利用了彈性內核理論(即圣維南原理)。Fu等人基于Montney和Eagle Ford地層21口井，建立了模型可估算初始裂縫體積，并研究了返排過程中裂縫體積的損失[6]，但該方法具有局限性，且評估步驟繁瑣。2015年Leong等人首次將示蹤劑技術應用于裂縫體積的估算[7]，其應用于海上注水油井，評價方法和工藝與陸上氣井大相徑庭。本文目的是針對現有的采用地面傾斜儀成像確定壓裂裂縫的體積，分辨率隨儲層深度加深而降低，且操作復雜的技術缺陷，提供一種用化學示蹤劑監測水力壓裂后油氣井的生產動態進而擬合壓裂裂縫體積的方法。

1 壓裂裂縫體積計算方法

化學示蹤劑監測水力壓裂后油氣井的生產動態并擬合壓裂裂縫體積的步驟為：

(1)選擇能同時溶于壓裂液和天然氣中的化學示蹤劑。

(2)將化學示蹤劑隨著水力壓裂液一起注入地層。

(3)從放噴試氣開始，在井口取氣樣和水，并記錄取樣時井口累積產氣量和累積產水量。

(4)檢測氣樣和水樣中示蹤劑的濃度。

(5)以氣樣的示蹤劑濃度值取對數為縱坐標，井口累積產氣量值為橫坐標作曲線圖；當示蹤劑濃度值從最低增加到高峰值后又開始下降，并出現明顯的直線下降特征時，停止取樣，并在此曲線上將末端直線下降的直線段延長至交于橫坐標，記錄交點值，即為示蹤劑在氣相中的波及體積，記為Vg,s(見圖1)；同樣方法，以水樣的示蹤劑濃度值取對數為縱坐標，井口累積產水量值為橫坐標作曲線圖，得到示蹤劑在水相中的波及體積Vw,s。

圖1 X井示蹤劑濃度與累積產氣量關系圖

根據統計學中矩量法，示蹤劑在氣樣和水相中的波及體積由一階矩給出[8]：

(1)

(2)

式中：Cg—示蹤劑在氣相中的濃度，μg/L；Vg—氣相累積產出體積，m3；Cw—示蹤劑在水相中的濃度，μg/L；Vw—水相累積產出體積，t。

(6)計算示蹤劑在裂縫中的波及體積，即水力壓裂裂縫體積Vs，計算公式如下：

Vs=BgVg,s+BwVw,s

(3)

式中：Bg—在井底壓力下的氣相體積系數，常數；Bw—在井底壓力下的水相體積系數，常數；Vg,s—示蹤劑在氣相中的波及體積，m3；Vw,s—示蹤劑在水相中的波及體積，m3。

對于多級分段壓裂，每一段都按(4)～(6)的步驟計算水力壓裂裂縫體積。

2 計算方法的優點

用示蹤劑在裂縫中的波及體積來計算壓裂裂縫的體積。其優點是不受儲層深度影響，且操作簡單，適用于非常規頁巖油氣藏、致密油氣藏、常規低滲透油氣藏中進行水力壓裂的水平井、斜傾井和垂直油氣井。

3 現場應用

3.1 瑪131井區油藏地質特征

瑪北油田瑪131井區位于準噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷北斜坡區，主要發育扇三角洲相沉積體系，類型為構造油藏，是主力成藏區。油藏西北方向受瑪13井北斷裂控制，東北方向受瑪3井北斷裂控制，南部受瑪132井北斷裂控制，油藏中部海拔-2 720 m，中部深度3 110 m，油藏高度320 m。地層壓力為30.54 MPa～38.11 MPa，系數為1.11～1.16；T1b3的地層壓力為22.72～39.63 MPa，油藏中部溫度為64.11～80.07 ℃。油藏地面原油密度0.801～0.840 g/cm3，平均0.828 g/cm3。瑪131井區百口泉組油層巖性以中礫巖為主，其次為小礫巖和細礫巖，含油級別以熒光為主。儲集空間以粒內溶孔、剩余粒間孔為主，喉道細小。儲層具有低成分成熟度和低結構成熟度的特征。與瑪湖其它礫巖油藏相對比，瑪131井區具有油層孔喉半徑小、排驅壓力高，孔隙結構差的特點。油藏天然氣相對密度為0.627～0.656，平均0.634，甲烷含量平均87.72%，無H2S氣體。

瑪131斷塊烴氣驅試驗井組T1b2層已投產10口，目前平均單井油壓12.7 MPa，日產液34.4 t，日產油23.3 t，日產氣27 063 m3，含水32.1%，區域累計產油11.9×104t，累計虧空量2.1×104m3。

根據《瑪湖凹陷瑪131井區致密礫巖油藏大幅度提高采收率先導試驗方案》，瑪131斷塊試驗區井組目前氣油比由388～533 m3/t上升至1 380～1 600 m3/t，為加快瑪湖注烴類氣體試驗進入現場，在瑪131井區選取MaHW1312水平井提前實施烴類氣體注入工作。

MaHW1312井于2020年12月24日開始注烴氣試驗，注氣前平均日產油量16.63 t，注氣后平均日產油量15.75 t，各項指標變化不明顯，見效情況有待進一步觀察分析。對MaHW1312井組進行示蹤監測，取MaHW1312試驗井為注劑井,MaHW1226井為監測取樣井，以分析注氣井壓裂裂縫體積，用于優化氣驅驅替速度和驅替PV數，對后續提高氣驅開發效果提供指導意見。

3.2 壓裂裂縫體積的擬合計算

3.2.1 示蹤劑篩選

在井間示蹤過程中，選擇適當的示蹤劑是非常重要的。氣相化學示蹤劑篩選條件為[9- 12]：

(1)化學和生物性質穩定。

(2)不吸附于地層巖石表面。

(3)與地層礦物不發生反應。

(4)與地層流體不發生反應，配伍性好。

(5)在地層中無背景濃度。

(6)易檢出，靈敏度高。

(7)無毒、安全，對環境和測井無影響。

經過室內試驗，篩選出GST-A型氣相化學示蹤劑作為試驗所用的氣體示蹤劑。該類型示蹤劑為無毒、無色、無味、無腐蝕性的非燃燒氣體，在高溫高壓下穩定性好，其惰性與氮氣相似，且為人造化合物，在地層中無背景濃度。

計算瑪131斷塊MaHW1312井示蹤劑用量為154 kg，如表1所示。

表1 MaHW1312井示蹤劑用量計算表

3.2.2 示蹤劑注入

瑪131井區瑪131斷塊MaHW1312試驗井T1b2層已投產10口井，其中2口井已累計虧空量2.1×104m3。鑒于注氣初期以恢復注劑井周圍地層壓力為主，注入天然氣在油藏中推進速度慢，此時不能真實反應注氣井的驅動方向和推進速度。因此，需在注氣井的周圍地層壓力得到一定程度恢復、與監測井形成有效連通后再進行注劑監測，此時的示蹤監測結果可以較為準確的反應注氣井的驅動方向和推進速度。

根據以往經驗，MaHW1312井合理的注劑時機在穩定注氣后15～30 d左右，隨水力壓裂液一起注入地層，具體注劑時間根據監測井的注氣受效情況確定。

3.2.3 取樣

本例中取MaHW1226井為監測取樣井。設計取樣監測期100 d，每天取樣1個。若第100 d未見劑，視為未連通，停止監測；若第100 d內見劑，則繼續取樣檢測直至示蹤劑濃度回歸本底。

MaHW1226井2021年3月3日開始采集氣樣，截至5月12日已監測70 d，采集氣樣74個，實驗室按照方案設計的檢測制度，篩選其中47個氣樣檢測分析，如表2所示。

3.2.4 示蹤劑濃度檢測

初期每4個樣檢測1個，在檢測到見劑后，向前加密3個樣檢測，確保見劑時間誤差控制在1 d以內。見劑后所取樣品需全部檢測，直至示蹤濃度回歸本底，且連續7 d無變化，停止監測。檢測結果見表2(為獲取最優計算值，取3月18日前數據)。

表2 MaHW1226井氣樣檢測結果

3.2.5 檢測數據處理

以氣樣的示蹤劑濃度值取對數為縱坐標，井口累積氣量值為橫坐標作曲線圖；不斷更新、觀察示蹤劑的濃度與井口累積產氣量曲線，當示蹤劑濃度值從最低增加到高峰值后又開始下降，并出現明顯的直線下降特征時，停止取樣。

從MaHW1226井示蹤劑濃度產出曲線上看(圖2)，MaHW1311井注劑1 d后示蹤劑產出濃度達到峰值41.37×103μg/L，后續示蹤劑產出濃度逐漸下降，見劑周期內示蹤劑產出濃度大于5×103μg/L時間達到了4 d。

圖2 MaHW1226井2021年3月示蹤劑濃度產出曲線

資料解釋工作通過具有自主知識產權的《井間示蹤解釋軟件》來完成，該軟件采用先進可靠的半解析方法，即流線方法。在參考以前有關半解析方法的基礎上，研制完善了半解析方法進行示蹤劑測試資料的分析，并從理論上完善了半解析方法的解釋機理，基本解決了數值方法與解析方法的局限性及缺點，形成了一套新穎、實用、可靠的解釋軟件，在國內油田得到了推廣應用，取得了較好的效果。

為保持注入濃度與監測井實際采出濃度的一致性，將采出的體積濃度值轉換為質量濃度值進行擬合，擬合結果見圖3。

圖3 MaHW1226井2021年3月示蹤劑濃度擬合曲線

監測井示蹤劑產出峰值濃度為41.37 ppm，數值模擬注采井間對應主滲通道厚度為9.6 cm，示蹤劑波及體積為4 941 m3。同樣的方法得到示蹤劑在水相中的波及體積Vw,s=156.2 m3。

測試時，井底流壓p=46.8 MPa，在此壓力下Bg=0.0297、Bw=1。

由式(3)計算得到：MaHW1226井的壓裂裂縫的有效孔隙體積為Vs=302.9 m3。根據用示蹤劑確定的裂縫體積，可評價氣驅驅替速度及驅替PV數。經計算，將氣驅驅替速度調整為1.8×104m3，驅替PV數(地層孔隙體積的倍數)為3.4 PV。以同樣方法可計算井組其余井的壓裂裂縫體積，用于優化氣驅驅替速度和驅替PV數，對后續提高氣驅開發效果提供指導意見。

4 結論

(1)本文介紹的利用示蹤劑測試擬合壓裂裂縫有效體積的方法,已在瑪北油田瑪131井區MaHW1312井組成功用于估算壓裂裂縫體積，現場應用表明，該方法簡單且可用于優化氣驅驅替速度和驅替PV數，并對后續提高氣驅開發效果提供指導意見。

(2)根據MaHW1226井的見劑曲線顯示，曲線為單峰，表明該井與注劑井間存在一條主滲通道，不是大孔道或者大裂縫。

(3)測試結果表明，氣驅沿壓裂裂縫推進速度快，見劑井產出濃度峰值高、遞減快、見劑周期短，監測15 d后MaHW1226井示蹤劑產出濃度回歸本底。

(4)瑪131井區MaHW1226井應用示蹤監測技術成功擬合出了壓裂裂縫體積。由于該計算方法需要對井區的多個井組進行大數據分析，才能得到更全面的結論和認識，建議針對重點井區加強應用，為提高井區開發效果提供決策依據。