鄒順良, 楊家祥, 胡中桂, 張寅, 倪方杰

(中石化江漢石油工程頁巖氣開采技術(shù)服務(wù)公司, 湖北 武漢 430000)

0 引 言

四川盆地涪陵頁巖氣藏采用長水平井分段壓裂開發(fā)模式,了解水平井段的分段產(chǎn)出情況、主力產(chǎn)出層段,對今后水平井的軌跡優(yōu)化、分段壓裂參數(shù)優(yōu)化、射孔井段優(yōu)選及生產(chǎn)管理都起著相當(dāng)重要的作用。由于水平井井眼軌跡、井身結(jié)構(gòu)特殊性,常規(guī)的工具組合很難在水平段順利平穩(wěn)起下。此外,水平井段的流動以分層流為主,且氣水之間存在滑脫現(xiàn)象,常規(guī)流量剖面測井儀在井筒中居中測量,無法評價流體水平分層流動情況。針對以上問題,在涪陵頁巖氣田采用流體掃描成像測井技術(shù)進行水平井產(chǎn)出剖面測井及資料解釋,解決了傳統(tǒng)產(chǎn)出剖面測井技術(shù)應(yīng)用于水平井的困難。

1 流體掃描成像測井技術(shù)原理

水平井是頁巖氣藏的主要開發(fā)方式,由于井身結(jié)構(gòu)、完井方式的特殊性以及水平段多相流動的復(fù)雜性,常規(guī)產(chǎn)出剖面測井技術(shù)難以滿足其動態(tài)監(jiān)測的需要[1]。

流體掃描成像Flow Scanner Image(FSI)測井儀針對大斜度井和水平井,可測量自然伽馬、磁定位、溫度、壓力、流量、持水率、持氣率等參數(shù)[2]。其中,自然伽馬、磁定位信號資料用于確定測井深度;溫度、壓力資料用于定性分析產(chǎn)出狀態(tài);轉(zhuǎn)子流量、持率資料用于確定氣井總產(chǎn)量及小層產(chǎn)量;持水率、持氣率資料用于分析流體性質(zhì)。FSI一個儀器臂上有4個微轉(zhuǎn)子流量計,測量流體流動速度剖面,另一個臂上有5個FlowView電探針和5個Ghost光學(xué)探針,分別測量局部的持水率和持氣率。儀器殼體上還有第5個轉(zhuǎn)子流量計和第6對電探針和光學(xué)探針,由于流量轉(zhuǎn)子和探針的整列分布,它可測量到單個居中轉(zhuǎn)子測不出的流體速度變化,實現(xiàn)水平井井下流體分層流速和分層相持率的測量[3](見圖1)。

圖1 水平井流體流速、持率FSI分層測量示意圖

(1) 流速計算。流量轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)數(shù)與流體速度呈一定線性關(guān)系。如圖2所示,按流量轉(zhuǎn)子和探針的數(shù)量以及分布方式將水平流動截面在垂向上分為n個區(qū)域,每個測井速度下區(qū)域n的流速為

(1)

整個水平流動截面的平均流速為

vm=(ΣnAi×vi)/ΣnAi

(2)

圖2 多流量計流速計算示意圖

式中,vi為i區(qū)域范圍內(nèi)的流速;Ri為每個測井速度下第i個轉(zhuǎn)子的轉(zhuǎn)數(shù);vx為轉(zhuǎn)子的啟動速度;vl為測井速度;ki為通過轉(zhuǎn)子校正后獲得第i個轉(zhuǎn)子的斜率;vm為整個截面的平均流速;Ai為區(qū)域i的面積。

(2) 持率計算。假定各相流體的持率在區(qū)域i中各自處處相等,則

Yp=[ΣnAi×Yp(i)]/ΣnAi

(3)

式中,Yp為水相或氣相的持率,Yp(i)為i區(qū)域內(nèi)的各相持率,區(qū)域i內(nèi)的持水率和持氣率由區(qū)域i內(nèi)的電探針和光學(xué)探針直接測量。

(3) 流量計算。假定區(qū)域i內(nèi)的各相流體間不存在滑脫效應(yīng)(存在滑脫,則需要選用相應(yīng)的滑脫模型進行求解),即同一區(qū)域內(nèi)各相速度處處相等,則

Qp=ΣnAi×Yp(i)×vi

(4)

式中,Qp為水相或氣相在工況下的流量,通過PVT轉(zhuǎn)換即可求得對應(yīng)地面條件下的產(chǎn)量。

FSI有5個在垂向上均勻分布的微轉(zhuǎn)子,因此,i=1、2、3、4、5,相應(yīng)的Ai可由管柱內(nèi)徑和儀器幾何尺寸求得。

2 產(chǎn)出剖面測井資料的應(yīng)用

2.1 認(rèn)識水平井流態(tài)分布規(guī)律

與直井相比,受完井方式、井眼軌跡等因素的綜合作用,水平井井下流體流動較為復(fù)雜。FSI通過持率測量可以直觀反映井底流體流態(tài)分布情況[4]。以涪陵地區(qū)A-1井為例,從電阻持水率探針可見,氣在井筒中的中上部,水分布在井筒的低凹處和水平井段下部,持水率隨深度增加而增加。從不同深度的井筒截面圖驗證了以下流態(tài)分布規(guī)律:井下流體流態(tài)以水平層流為主導(dǎo),測量井段井斜的變化較大處存在明顯水“回流”現(xiàn)象(見圖3)。

圖3 A-1井水平井段井筒截面氣水分布圖

2.2 求分層產(chǎn)量,優(yōu)選穿層

A-2井是涪陵地區(qū)針對上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組下部頁巖氣層部署的一口評價井。井底井斜89.7°,垂深2 470.31 m,水平段長1 344 m,穿行1、2、3、4號4個產(chǎn)層,分16段進行水力壓裂,各段壓裂規(guī)模無明顯差異。

對該井進行產(chǎn)出剖面測井,解釋結(jié)果表明所有壓裂段均有產(chǎn)氣貢獻,其中主要產(chǎn)氣射孔段為:2、3、4、6、7、8、12壓裂段,1、3號產(chǎn)層穿行比例78.8%,產(chǎn)氣貢獻率88.5%,判斷1、3號產(chǎn)層為優(yōu)質(zhì)產(chǎn)層,為以后水平井穿層優(yōu)選提供依據(jù)(見表1)。

表1 A-2井分段產(chǎn)出解釋結(jié)果

2.3 優(yōu)化分段壓裂參數(shù)

利用產(chǎn)出剖面資料了解分段產(chǎn)出情況后,與壓裂改造參數(shù)綜合分析,可進一步優(yōu)化壓裂方案,提高產(chǎn)量。A-3井水平段長1 500 m,分15段進行壓裂改造,該井穿層效果良好,所有壓裂段均穿行于1、3主力產(chǎn)層。

對該井進行產(chǎn)剖測試,初步分析得出單段液量在2 000 m3,平均砂比在6%時,產(chǎn)量較高。分析結(jié)果為后續(xù)壓裂施工參數(shù)優(yōu)化提供支持(見表2)。

2.4 優(yōu)化井身軌跡

A-4井水平段長1 220 m,分13段,6～13段井斜>90°,1～5段井斜<90°。通過對該井進行產(chǎn)氣剖面測試,發(fā)現(xiàn)6～13段沒有水,而1～5段底部存在大量積液(見圖4)。A-5井(井斜>90°)與A-6井(井斜<90°)在相同產(chǎn)量(10×104m3/d)測試,A-5井存在積液,而A-6井幾乎沒有水。可見采取水平段大于90°的井眼軌跡,更利于井底積液的排出。

表2 A-3井各段壓裂施工參數(shù)與產(chǎn)氣貢獻率

圖4 A-4井底氣水分布圖

2.5 指導(dǎo)生產(chǎn)

同樣對A-4井分別在6×104m3/d和10×104m3/d這2種生產(chǎn)制度下進行產(chǎn)氣剖面測試。測試結(jié)果顯示,10×104m3/d的產(chǎn)量下,水向前推進了約70 m(見圖5),因此建議高產(chǎn)量生產(chǎn)以利于井底積液的排出。

圖5 A-4井2種生產(chǎn)制度下井底氣水分布圖

3 應(yīng)用效果分析

通過對涪陵地區(qū)13井次的FSI產(chǎn)出剖面測試資料分析,得出在水平井段,氣分布在井筒中的中上部,水分布在井筒的下部,井下流態(tài)以水平層流為主導(dǎo),測量井段井斜變化較大處存在明顯水“回流”現(xiàn)象;涪陵頁巖氣藏1、3號產(chǎn)層為主力產(chǎn)層,應(yīng)確保水平段盡量在該層穿行。綜合壓裂參數(shù)對比分析,認(rèn)為單段液量在2 000 m3平均砂比在6%～8%時,產(chǎn)量較高;采取水平段大于90°的井眼軌跡和產(chǎn)量大于12×104m3/d的生產(chǎn)方式可利于井底積液的排出。這些成果應(yīng)用于實際,取得了良好的效果。

A-7井為針對上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組下部頁巖氣層部署的一口頁巖氣評價井。根據(jù)取得的認(rèn)識,對該井軌跡、分段壓裂參數(shù)、射孔井段及生產(chǎn)管理進行了優(yōu)化指導(dǎo):①優(yōu)化井身軌跡,井底井斜89.8°,水平段長1 500 m,所有壓裂段均穿行于1、3主力產(chǎn)層;②優(yōu)化分段壓裂參數(shù),按照單段液量2 000×104m3/d,平均砂比6%～8%(見表3),分15段進行壓裂改造;③指導(dǎo)生產(chǎn)管理,配產(chǎn)20×104m3/d生產(chǎn),前期井口有積液帶出,后期產(chǎn)出為純氣,積液排出效果良好。

求產(chǎn)測試得出該井無阻流量78×104m3/d,后期在27×104m3/d的產(chǎn)量下進行FSI產(chǎn)出剖面測試,驗證優(yōu)化效果。由于井筒清潔條件不佳,只測得第9～15壓裂段產(chǎn)出情況。

從結(jié)果可以看出:測試段井筒沒有水,全部為氣,各測試段均有氣產(chǎn)出,且貢獻比例大致相同,沒有較大差異,說明采取的優(yōu)化措施取得較好效果(見圖6)。

表3 A-7井壓裂施工參數(shù)表

圖6 A-7井FSI產(chǎn)出剖面測井解釋成果圖

A-8井為一口壓裂實驗井。該井采取一次壓裂2段,求產(chǎn)一段時間后,再進行下2段壓裂的施工方式。已進行的3次共6段壓裂施工,每次壓裂后試采套壓均保持在5 MPa,產(chǎn)量×104m3/d。由于壓裂段數(shù)的增加并沒獲得產(chǎn)量的明顯增加,為了解各段壓裂效果進行FSI產(chǎn)剖測試。

從結(jié)果發(fā)現(xiàn),第3次壓裂的第6段貢獻率異常高,占到了50.97%,而早先壓裂的各段貢獻率較低,各段的壓裂規(guī)模又無明顯差異。因此,懷疑后壓裂段對前壓裂段造成了污染,導(dǎo)致前壓裂段產(chǎn)氣量明顯降低。該結(jié)果為管理者是否繼續(xù)對A-8井采取分段壓裂和制定其他的措施提供了參考依據(jù)(見圖7)。

圖7 A-8井FSI產(chǎn)出剖面測井解釋成果圖

4 認(rèn)識與結(jié)論

(1) 利用溫度、壓力數(shù)據(jù)的解釋方法只能定性了解主要生產(chǎn)層情況,而集成多個流量轉(zhuǎn)子和傳感器的流體掃描成像FSI測井儀,對井筒實現(xiàn)分層流速、分層相持率的測量,實現(xiàn)了產(chǎn)出的定量分析,且精度高。

(2) 涪陵頁巖氣水平井中積液多分布于井筒的低凹處和下部,且伴隨井斜的變化,經(jīng)常可以觀察到水相“回流”現(xiàn)象。

(3) 通過FSI測試分析,涪陵頁巖氣藏1、3號產(chǎn)層為主力產(chǎn)層,應(yīng)確保水平段盡量在該層穿行;綜合壓裂參數(shù)對比分析,認(rèn)為單段液量在2 000 m3,平均砂比在6%～8%時,產(chǎn)量較高;采取水平段大于90°的井眼軌跡和12×104m3/d的生產(chǎn)方式更利于井底積液的排出。為涪陵頁巖氣水平井的軌跡優(yōu)化、分段壓裂參數(shù)優(yōu)化及指導(dǎo)生產(chǎn)管理提供可靠依據(jù),并取得良好效果。

參考文獻:

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