劉旭禮

頁巖氣體積壓裂壓后試井分析與評價(jià)

劉旭禮

中國石油長城鉆探工程公司四川頁巖氣項(xiàng)目部

劉旭禮.頁巖氣體積壓裂壓后試井分析與評價(jià). 天然氣工業(yè),2016, 36(8):66-72.

經(jīng)過體積壓裂后的頁巖儲層,其壓后評估和產(chǎn)能預(yù)測目前均缺乏相對成熟準(zhǔn)確的分析手段,而單一的微地震監(jiān)測、停泵壓降測試等方法在應(yīng)用上又具有一定的局限性.為此,在充分分析體積壓裂所形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)形態(tài)和預(yù)期改造效果的基礎(chǔ)上,采用"較短有效裂縫半長+改造體積內(nèi)較高的有效滲透率"的方法,對頁巖氣井體積壓裂的改造效果進(jìn)行分區(qū)描述,突出近井地帶的主裂縫通道形態(tài),還利用平均有效滲透率概念對中遠(yuǎn)井地帶由復(fù)雜、密集的裂縫系統(tǒng)切割破碎的壓裂體積的改造效果進(jìn)行等效描述,解決了傳統(tǒng)多長直平面縫模型不能描述改造體積內(nèi)部擬徑向流的問題,更加合理地評價(jià)了體積壓裂對于改造體積內(nèi)部滲流能力改善的效果,提高了產(chǎn)能預(yù)測的準(zhǔn)確性和穩(wěn)定性.四川盆地威遠(yuǎn)區(qū)塊頁巖氣水平井壓裂實(shí)踐表明:①體積壓裂所形成網(wǎng)絡(luò)裂縫的滲流特征與面源縫大不相同,而更近于以射孔孔眼或近井地帶一定范圍內(nèi)主裂縫通道為中心點(diǎn)源流動;②從試井動態(tài)上呈現(xiàn)的是徑向或擬徑向流特征,而非線性流;③利用較短的主裂縫長度和高于頁巖基質(zhì)若干數(shù)量級的有效滲透率,可對改造體積進(jìn)行描述.

體積壓裂 改造體積 試井分析 徑向流 壓降測試 微地震監(jiān)測 裂縫網(wǎng)絡(luò) 診斷擬合 四川盆地

體積壓裂是一種有效的頁巖氣井壓裂改造工藝,在致密頁巖儲層內(nèi)建立有效的滲流通道,最大程度釋放產(chǎn)能,建立長期穩(wěn)定產(chǎn)能有著重要作用.現(xiàn)階段,可以通過在壓裂過程中實(shí)時(shí)微地震監(jiān)測,壓后停泵壓降測試解釋,辨別、分析和評價(jià)體積壓裂改造效果.

然而,實(shí)時(shí)微地震監(jiān)測結(jié)果通常受到多方面因素的影響,如檢波器的密度和分布的位置、壓裂過程中其他噪聲源影響、微地震解釋精度等,都會造成實(shí)時(shí)微地震解釋出現(xiàn)偏差.另外,微地震監(jiān)測記錄的是在壓裂過程中發(fā)生的巖體破裂事件和能量響應(yīng),但很難高精度地分辨實(shí)際上具備有效導(dǎo)流的裂縫,微地震解釋改造體積往往遠(yuǎn)大于井控有效改造體積.壓裂施工停泵壓降測試雖然也是裂縫解釋的重要手段,但現(xiàn)場上受到測試時(shí)間較短的影響,記錄的數(shù)據(jù)點(diǎn)不足以描述壓力波在整個(gè)有效改造體積內(nèi)的傳播過程,定量描述裂縫系統(tǒng)形態(tài)有一定難度.

利用頁巖氣井壓后生產(chǎn)過程中的流量和測試壓力數(shù)據(jù),通過試井分析手段可以對流體的滲流動態(tài)進(jìn)行分析,可識別水力壓裂產(chǎn)生的裂縫或裂縫系統(tǒng)的形態(tài)特征,從而定量評價(jià)裂縫的幾何參數(shù)、導(dǎo)流能力和有效的改造體積及有效滲透率等,為壓裂改造效果評價(jià)和產(chǎn)能預(yù)測提供更詳細(xì)、準(zhǔn)確的信息支撐[1-2].

然而,基于傳統(tǒng)的分段壓裂水平井試井模型所采用的多條平面縫橫切水平井筒的描述方法,不僅在裂縫形態(tài)描述上與頁巖氣體積壓裂所形成的裂縫系統(tǒng)差異較大,而且在生產(chǎn)過程中無法描述所觀察到的某些地下流場形態(tài),在評價(jià)體積壓裂改造后有效的裂縫長度和改造體積內(nèi)的有效滲透率時(shí)常出現(xiàn)較大偏差,進(jìn)而導(dǎo)致產(chǎn)能預(yù)測與實(shí)際情況誤差較大.

筆者在充分分析頁巖氣井體積壓裂在地下形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)形態(tài)和預(yù)期改造效果,采用"較短有效裂縫半長+改造體積內(nèi)較高的有效滲透率",對頁巖氣井體積壓裂的改造效果進(jìn)行分區(qū)描述,突出近井地帶的主裂縫通道形態(tài),并利用平均有效滲透率概念對中遠(yuǎn)井地帶由復(fù)雜、密集的裂縫系統(tǒng)切割破碎的壓裂體積的改造效果進(jìn)行等效描述,解決了傳統(tǒng)多長直平面縫模型不能描述改造體積內(nèi)部擬徑向流的問題,并更加合理地評價(jià)了體積壓裂對于改造體積內(nèi)部滲流能力改善的效果,提高了產(chǎn)能預(yù)測的準(zhǔn)確性和穩(wěn)定性[3].

1　頁巖氣體積壓裂改造工藝

頁巖氣井體積壓裂主體思路是在頁巖儲層形成空間上復(fù)雜交錯(cuò)的多級導(dǎo)流縫網(wǎng)系統(tǒng)[1](寬網(wǎng)裂縫導(dǎo)流系統(tǒng)),實(shí)現(xiàn)空間上對頁巖儲層充分的破碎、切割,同時(shí)不同導(dǎo)流能力的裂縫組合形成一套供給和輸送的合理的匹配系統(tǒng).頁巖氣體積壓裂改造考慮以下幾個(gè)方面:①采用高排量注入維持縫內(nèi)凈壓力,在儲層可壓性允許的情況下將頁巖儲層盡量破碎;②低黏滑溜水和一定黏度膠液組合,保證垂直井筒方向上的裂縫延伸,同時(shí)兼顧沿井筒方向上裂縫網(wǎng)絡(luò)寬度的擴(kuò)展;③不同粒徑支撐劑組合,著眼于支撐不同規(guī)模的裂縫,實(shí)現(xiàn)多級導(dǎo)流能力組合;④實(shí)時(shí)使用可降解暫堵劑,降低濾失并實(shí)現(xiàn)縫內(nèi)強(qiáng)制轉(zhuǎn)向,增加液體效率,增強(qiáng)裂縫系統(tǒng)的復(fù)雜程度.

以四川盆地威遠(yuǎn)區(qū)塊頁巖氣A井的體積壓裂為例,工藝上應(yīng)考慮:①滑溜水與活性膠液組合;②100目+40/70目+30/50目支撐劑組合,微縫+支縫+主縫3級導(dǎo)流能力設(shè)計(jì);③以段塞式加砂為主,在施工壓力條件允許情況下采取分段連續(xù)加砂;④前置酸液作為前置液的一部分使用,提高較大范圍和較遠(yuǎn)距離的處理效果,調(diào)整膠液注入時(shí)機(jī)和注入用量,保證裂縫高度延伸和平面上有效擴(kuò)展,實(shí)時(shí)加入可降解暫堵劑實(shí)現(xiàn)縫內(nèi)轉(zhuǎn)向.

A井寬網(wǎng)壓裂典型施工曲線如圖1所示.

2　體積壓裂改造頁巖氣井典型流場分析

頁巖氣分段壓裂水平井在生產(chǎn)過程中,通過試井分析或長期生產(chǎn)數(shù)據(jù)的流量重整壓力分析[4-7],可觀察到流場的演化.在以往的分段壓裂水平井研究中,只考慮沿水平井段分布的若干條單一裂縫(平面縫),其完整的滲流場演化可歸結(jié)為可能出現(xiàn)的流場序列[2-3]:儲集效應(yīng)→裂縫內(nèi)線性流→雙線性流→地層線性流→改造體積邊界效應(yīng)流→改造體積外合成線性流→擬徑向流(橢圓流)+外邊界效應(yīng).在試井診斷圖中,可通過導(dǎo)數(shù)曲線斜率變化來判別流場(圖2).一般井儲效應(yīng)、裂縫內(nèi)線性流、雙線性流的出現(xiàn)需要早期測試數(shù)據(jù)的密度足夠大,或是流場持續(xù)時(shí)間足夠長.在儲集效應(yīng)后一般會出現(xiàn)一定的表皮效應(yīng),且在裂縫線性流形成之前,理論上存在短時(shí)間的縫內(nèi)徑向流動,但往往由于裂縫尺寸限制和導(dǎo)流能力較大等因素造成流場持續(xù)時(shí)間很短,以至于記錄的壓力響應(yīng)難以體現(xiàn).所以,并不是所有流場都可被觀察到.

在實(shí)際生產(chǎn)過程中,通常認(rèn)為在改造體積(SRV)內(nèi)部氣體才會發(fā)生有效流動,而在改造體積外部(XRV),即使在很大的壓力梯度驅(qū)動下也很難發(fā)生氣體流動,因此頁巖氣井的改造體積邊界效應(yīng)往往是實(shí)際生產(chǎn)可觀察到的最終流場形態(tài).另外,在地層線性流和改造體積邊界效應(yīng)流之間,有可能會出現(xiàn)圍繞各條裂縫的擬徑向流階段(圖3).當(dāng)裂縫長度相對于裂縫間距小很多的時(shí)候,通常會發(fā)生擬徑向流階段,而且這種情況下后期所反映的邊界效應(yīng)很有可能并不是包含整個(gè)水平井段的連續(xù)改造體邊界,而是各條裂縫各自有效改造體積的邊界.

圖1　頁巖氣A井寬網(wǎng)體積壓裂典型施工曲線圖

圖2　多平面縫分段壓裂水平井流場演化示意圖

圖3　單縫擬徑向流示意圖

通過試井解釋(壓力恢復(fù)分析)很難觀察到全部流場特征[8],一方面是有些流場特征受限于數(shù)據(jù)數(shù)量和數(shù)據(jù)密度而無法顯現(xiàn),另一方面則是因?yàn)橛行B透率量級過低,導(dǎo)致壓力波傳播速度緩慢而無法觀察.通常利用長期的流量重整壓力數(shù)據(jù)結(jié)合試井分析中的壓降分析方法辨別流場動態(tài).

與多條平面縫的改造特征不同,體積壓裂在地層中制造了錯(cuò)綜復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)帶[9-11],在空間上形成了多向切割和破碎巖石的裂縫系統(tǒng).體積縫在各個(gè)方向上的長度、裂縫密度、導(dǎo)流能力、裂縫寬度等與地層非均質(zhì)性、壓裂施工控制等有關(guān),很難具體針對裂縫系統(tǒng)中各條裂縫分支進(jìn)行幾何描述.體積壓裂的改造效果是在地層中通過制造空間分布的復(fù)雜裂縫體系將儲層充分破碎、增大暴露于流動通路的巖石表面積,縮短基質(zhì)有機(jī)孔和含氣的微裂縫到達(dá)有效運(yùn)移通道的距離,保證在有限的壓力梯度作用下盡可能地將氣體從存儲空間運(yùn)移到流動通路上最后至井筒.其改造效果可以等效為一種整體平均有效滲透率的激增.

考慮到在經(jīng)過壓裂改造的頁巖氣儲層中[12-13],往往會有以下幾種類型的孔隙空間:支撐裂縫、無支撐裂縫和有機(jī)孔.支撐裂縫和無支撐裂縫在尺寸和導(dǎo)流能力上差距較大,因此,利用"三重孔隙介質(zhì)[14-16]"模型(圖4)描述的方法比較可行.事實(shí)上,由微裂縫(包括在壓裂過程中產(chǎn)生的分支縫和開啟的天然裂縫)連通的有機(jī)孔與微裂縫之間的流動并未如常規(guī)雙孔介質(zhì)竄流明顯,且相對于有支撐的主干裂縫,其滲透能力都遠(yuǎn)小于主干裂縫,其竄流特征很有可能由于滲透能力級差較小而被遮蔽.對于體積壓裂改造的頁巖氣儲層,利用改造后平均有效滲透率描述的均質(zhì)地層模型即可滿足儲層物性分析和產(chǎn)能預(yù)測的需要.

圖4　三重孔隙介質(zhì)模型示意圖

體積壓裂為保證在平面上裂縫帶延伸的足夠遠(yuǎn)(一般需達(dá)到井間距的一半),在近井地帶應(yīng)盡量避免大規(guī)模濾失,以保持足夠凈壓力使得水力裂縫向地層深處延伸.前置膠液的使用可有效地促進(jìn)水力裂縫延伸,但是注入流體進(jìn)入地層深處,其造縫能力隨著凈壓力的消耗逐漸降低,支撐劑運(yùn)移至遠(yuǎn)井相對難度更大,因此遠(yuǎn)井地帶可能失去裂縫主干形態(tài),取而代之的是大量的分支縫、次生縫,所以具有明顯主縫形態(tài)的裂縫往往無法延伸至地層深處,而是在近井地帶一定范圍內(nèi)(圖5).

圖5　體積壓裂水平井儲層模型圖

據(jù)此,與之對應(yīng)的儲層和裂縫模型可示意為圖5.可能出現(xiàn)的流場序列包括:儲集效應(yīng)→裂縫內(nèi)線性流→雙線性流→地層線性流→環(huán)裂縫擬徑向流→改造體積邊界效應(yīng)流,其特征可從試井分析或長期生產(chǎn)數(shù)據(jù)的流量重整壓力曲線辨別(圖6).同樣,并不是所有流程特征都可觀察到.

圖6　體積壓裂水平井滲流場演化示意圖

3　體積壓裂動態(tài)測試數(shù)據(jù)試井分析

威遠(yuǎn)區(qū)塊頁巖氣A井,水平段穿行層位為志留系龍馬溪組底部,完鉆垂深3 555 m,測深5 455 m,水平段長度1 562.3 m.該井主體工藝為寬網(wǎng)體積壓裂,共改造17段,單段長度75～120 m,共射孔(不含第一段觸發(fā)式滑套)48簇.該井共注入壓裂液35 345.08 m3,支撐劑1 361.45 t.平均施工排量14 m3/min,施工泵壓67～82 MPa.

該井在進(jìn)行壓裂過程中進(jìn)行了實(shí)時(shí)井下微地震監(jiān)測,從微地震事件點(diǎn)的分布形態(tài)可以部分佐證體積縫的形成(圖7);從壓后停泵壓降測試G函數(shù)疊加導(dǎo)數(shù)分析來看(圖8),多點(diǎn)起裂確實(shí)發(fā)生,且裂縫體積較大,驗(yàn)證了復(fù)雜縫網(wǎng)的形成.

圖7　威遠(yuǎn)區(qū)塊頁巖氣A井壓裂施工井下微震監(jiān)測圖

A井壓裂結(jié)束后,累計(jì)記錄返排1 440 h,油嘴尺寸范圍由3 mm逐級放大至10 mm(穩(wěn)定返排油嘴6～9 mm); 3 mm油嘴返排速度為6 m3/h,油嘴6 mm時(shí)排液速度達(dá)到峰值23 m3/h,隨后排液速度降至10 m3/h,套壓降落17.2 MPa.換用9 mm油嘴排液速度回升至39 m3/h,但快速降至10 m3/h,最后調(diào)整油嘴至6 mm,排液速度穩(wěn)定于3 m3/h,套壓緩慢下降至21 MPa.累計(jì)返排液量為11 792 m3,返排率為31.3%.

圖8　威遠(yuǎn)區(qū)塊頁巖氣A井施工后壓降測試分析圖

對A井從2014年12月17日見氣,至2015年2月14日關(guān)井前,累計(jì)產(chǎn)氣350X104m3.主體返排階段后,產(chǎn)量約12X104m3,井口套壓降幅18 MPa,配產(chǎn)9.5X104m3/d,持續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)直至關(guān)井.關(guān)井550 h后重新開井,套壓降落明顯(降幅26.8 MPa)但氣產(chǎn)量極低,在壓力重新恢復(fù)過程中再次采取關(guān)井,記錄終止時(shí)井口復(fù)壓至46.9 MPa(圖9).

對該井的第一個(gè)關(guān)井壓力恢復(fù)數(shù)據(jù)進(jìn)行試井分析,在雙對數(shù)診斷曲線上出現(xiàn)線性流+徑向流的特征流場(圖10).根據(jù)體積壓裂頁巖氣水平井模型,連續(xù)出現(xiàn)的線性流+(擬)徑向流的流場序列對應(yīng)于圖6中的地層線性流和環(huán)近井主縫段徑向流.在建立試井分析模型時(shí),可利用流量均分法考慮單條裂縫的生產(chǎn)動態(tài),同時(shí)考慮近井地帶的主裂縫通道相對于周圍儲層具備更高的滲透能力,而遠(yuǎn)井地帶裂縫形態(tài)復(fù)雜化且導(dǎo)流能力相對較低,可將儲層視作進(jìn)行了均勻破碎達(dá)到體積改造,可以利用較短的主裂縫(半)長和高于頁巖基質(zhì)的有效滲透率進(jìn)行歷史擬合(圖10),得到主裂縫半長10 m,滲透率0.002 7 mD.由于在雙對數(shù)診斷曲線中并被觀察到邊界效應(yīng)流(對于壓恢測試表現(xiàn)為導(dǎo)數(shù)曲線急劇下落),故無法判定實(shí)際的井控改造體積.

圖9　威遠(yuǎn)區(qū)塊頁巖氣A井壓裂施工后生產(chǎn)動態(tài)圖

擬合得到的裂縫半長僅為10 m,與常規(guī)意義上的縫長相比過小,但這并不代表所注入的壓裂流體和支撐劑只在近井地帶形成了若干條半長10 m的裂縫.其試井模型參數(shù)代表著在近井地帶10 m的范圍以高導(dǎo)流的支撐裂縫主通道,該通道的滲流能力相對地遠(yuǎn)大于其橫向上的儲層,這與壓裂工藝中采用前置膠液以較低的濾失和較大的凈壓力突破近井地帶、向地層深處延伸的設(shè)計(jì)理念相對應(yīng);而在遠(yuǎn)井地帶,無論是高排量、大規(guī)模的滑溜水注入還是縫內(nèi)轉(zhuǎn)向工藝,均以制造復(fù)雜縫網(wǎng)、達(dá)到整體體積壓裂效果為主.考慮到遠(yuǎn)井地帶由于濾失、分流造成的凈壓力擴(kuò)散,裂縫開度相對較小,支撐效果受到影響,所以遠(yuǎn)井地帶滲流能力相對較低但分布較均勻.從試井分析解釋的有效滲透率量級看,相較于未改造的頁巖基質(zhì)滲透率(10-10～10-7mD)已有若干數(shù)量級的激增,形成了在現(xiàn)有地層壓力驅(qū)動條件下進(jìn)行有效滲流的條件,說明寬網(wǎng)體積壓裂對該井頁巖儲層進(jìn)行了有效改造.

圖10　威遠(yuǎn)區(qū)塊頁巖氣A井壓恢試井分析雙對數(shù)診斷擬合圖

假設(shè)A井有效改造體積范圍可達(dá)到與鄰井間距的一半(200 m),利用擬合模型參數(shù)進(jìn)行5年產(chǎn)能動態(tài)預(yù)測,天然氣累產(chǎn)可達(dá)7 300X104m3.

4　結(jié)論與認(rèn)識

1)體積壓裂是頁巖氣水平井壓裂改造的有效工藝,是通過在優(yōu)質(zhì)頁巖層中充分破碎巖體、制造復(fù)雜縫網(wǎng)體系形成有效體積改造,而非通過多條平面縫密切割進(jìn)行儲量控制.

2)實(shí)時(shí)微地震監(jiān)測和停泵壓降測試分析均是評價(jià)體積壓裂效果的手段,但利用生產(chǎn)過程中的測試數(shù)據(jù)進(jìn)行試井分析,可提供更詳細(xì)的解釋結(jié)果.

3)體積壓裂在近井地帶以高導(dǎo)流主干裂縫為改造特征,中遠(yuǎn)井地帶主要以復(fù)雜裂縫系統(tǒng)破碎儲層,儲層改造程度相對均勻.

4)寬網(wǎng)體積壓裂頁巖氣井在試井分析動態(tài)上以線性流+(擬)徑向流的流場序列為特征.

5)利用較小的裂縫有效半長結(jié)合較大的平均有效滲透率,描述體積壓裂改造頁巖氣井及改造體積特征,相較于復(fù)雜的三孔介質(zhì)模型更加貼合實(shí)際.

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Well test analysis and evaluation after shale-gas volume fracturing stimulation

Liu Xuli
(Sichuan Shale Gas Project Department, CNPC Greatwall Drilling Company, Chengdu, Sichuan 610051, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.66-72, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

At present, there is a lack of mature and accurate analysis methods for post-frac evaluation and productivity prediction of shale reservoirs after volume fracturing stimulation. And the application is limited if only one method is used for evaluation, such as micro-seismic monitoring and pump-off drawdown test. In this paper, the fracture network morphology formed by volume fracturing and the expected stimulation results were analyzed. Then, the stimulation results of volume fracturing in shale gas wells were presented by sections by "semi-length of shorter effective fracture + higher effective permeability in stimulated volume" method, so as to stress the forms of main fracture channels near the wells. The radial flow inside the stimulated volume cannot be described by using the traditional multiple, long and straight areal fracture model.This problem was solved after the stimulation results of fractured volume which was cut and broken by complicated, dense fracture systems moderately far from the wells were described equivalently based on the concept of average effective permeability. As a result, the improvement effects of seepage capacity inside the stimulated volume contributed by volume fracturing were evaluated more rationally, and the productivity was predicted more accurately and stably. This method was applied in the shale-gas horizontal well fracturing in Weiyuan Block, Sichuan Basin. It is shown that the seepage performance of fracture networks generated by volume fracturing is quite different from that of surface source fractures, and it is more similar to the point source flow with perforations or near-well main fracture channels as the center. Besides, well test performance presents the characteristics of radial or pseudo-radial flow instead of linear flow. And the stimulated volume can also be characterized by using the shorter main fracture length and the effective permeability which is several orders of magnitude higher than that of shale matrix.

Volume fracturing; Stimulated volume; Well test analysis; Radial flow; Drawdown test; Micro-seismic monitoring; Fracture network; Diagnostic fitting; Sichuan Basin

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.009

劉旭禮,1963年生,高級工程師,碩士;主要從事鉆完井工程、壓裂及采油技術(shù)方面的研究和管理工作.地址: (100083)北京市海淀區(qū)學(xué)院路30號科大天工大廈B座507室.ORCID: 0000-0002-1148-3269.E-mail: liuxuli2005@126.com

2016-06-02 編 輯 韓曉渝)