王 猛，楊玉卿，徐大年，張國棟，劉海波，張志強

東海西湖凹陷致密砂巖氣壓裂改造層優(yōu)選因素與方法

王 猛1，楊玉卿1，徐大年1，張國棟2，劉海波1，張志強1

（1. 中海油田服務股份有限公司，河北燕郊 065201；2. 中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

致密砂巖氣探明儲量的猛增正逐步成為西湖凹陷乃至東海盆地勘探開發(fā)的主體。致密砂巖氣儲層具有復雜的巖性、孔隙結構、非均質性、泥漿深侵以及氣水分布復雜多變的特點，致使其評價的難度大增。致密砂巖氣儲層常規(guī)測試一般無法獲得自然產能，只能進行壓裂改造，而海上壓裂測試效果影響因素非常多，給壓裂層的選取帶來很大困難。此文在巖心分析的基礎上，綜合各類測井、錄井和鉆桿地層測試（DST）資料，總結出影響海上壓裂層改造效果的五大類核心因素，構建致密儲層可改造性判別指數(shù)，提出海上致密砂巖層壓裂層優(yōu)選方法，該技術在東海西湖凹陷得到廣泛應用，降低了壓裂風險，指導了海上壓裂改造選井、選層工作。

西湖凹陷；致密砂巖氣；壓裂改造層；判別指數(shù)；優(yōu)選因素與方法

西湖凹陷位于東海陸架盆地東北部，面積5.9×104km2，西湖凹陷總體上可劃分為3個構造帶，即西部斜坡帶、中央反轉構造帶和東緣陡坡斷裂帶[1]。近年來，隨著東海盆地西湖凹陷勘探力度逐漸增大，在該地區(qū)深部勘探目的層系（主要為花港組、平湖組）發(fā)現(xiàn)了大量的低孔低滲油氣層，低孔低滲油氣儲量已呈現(xiàn)逐年增長的勢頭[2-3]。目前，低孔低滲儲層正逐步成為西湖凹陷乃至東海盆地的勘探開發(fā)的主體，其儲量規(guī)模較大。據(jù)初步估算，該地區(qū)低孔低滲油氣儲量占目前已發(fā)現(xiàn)油氣儲量的比重高達70%左右[4]。致密砂巖儲層具有復雜的巖性、孔隙結構、非均質性、泥漿深侵以及油氣水分布復雜多變的特點，致使其測井響應復雜多變。這類致密儲層大部分孔隙度在10%以下，部分滲透率不足0.1×10-3μm2[5]，常規(guī)測試無法獲得任何自然產能，只能進行壓裂改造才能獲得一定產能。

近幾年在西湖凹陷進行的新一輪的鉆探工作，打開了東海油氣藏勘探開發(fā)新局面，針對致密砂巖儲層多次應用壓裂測試作業(yè)，實現(xiàn)該地區(qū)低孔低滲油氣層的商業(yè)化產能，取得了較好的效果。而海上壓裂改造的實踐表明，壓裂層測試影響因素較多，不同井不同壓裂層改造效果差別較大，選井選層會直接影響壓裂效果的好壞。如何對儲層壓裂改造后的效果給出合理的評價，進而提出壓裂層優(yōu)選方法及關鍵影響因素，提高儲層壓裂改造成功率，是目前東海勘探開發(fā)亟需解決的問題。

1 東海致密砂巖氣儲層壓裂改造的效果與問題

1.1 初步形成海上壓裂效果測井評價技術

從2010年10月開始，西湖凹陷逐步開展探井壓裂改造作業(yè)，從儲層壓裂改造后沒有任何監(jiān)測、檢測手段，到目前已初步建立一套適合于海上壓裂效果檢測的測井評價方法。該方法應用過套管交叉偶極橫波資料，可以判斷地層的各向異性程度，而裂縫是造成地層各向異性增大的主要原因，當?shù)貙哟嬖诹芽p時，橫波的各向異性會明顯增大；不存在裂縫時，則各向異性不會發(fā)生變化，從而也就能直觀地評價壓裂形成的垂直裂縫狀態(tài)。通過實際資料應用分析，取得了良好的評價效果。圖1為東海某構造A-1井的壓裂縫高度測井檢測成果圖，從圖中看出，壓裂測試射孔層段僅10 m，而從圖中壓裂前后各向異性差異程度分析，A-1井壓裂后壓裂縫溝通的高度范圍達到了43 m，該技術準確檢測了壓裂縫高度，應用效果良好。

圖1 東海某構造A-1井壓裂縫高度測井檢測成果圖

1.2 儲層壓裂改造中的問題

目前東海致密層壓裂改造施工后，壓裂改造效果差異較大，尚存許多問題需要解決。首先是儲層改造后均有一定量的出液現(xiàn)象，且在很多井中，出水嚴重，導致氣產量微弱，影響到儲層綜合評價的結果；其次，目前通過壓裂前、后測井檢測手段，可以發(fā)現(xiàn)很多井壓裂施工中存在著竄層、溝通鄰近水層的風險，急需從地質的角度上對選井選層提出更高的要求，而現(xiàn)今沒有一套行之有效的選井選層的方法；第三，在確定壓裂改造層后，由于壓裂層本身特性不同，壓裂施工方式的調整和優(yōu)化目前也沒有形成成熟的經驗可以遵循；最后，基于測井技術評價壓裂層改造的效果，目前也僅僅能夠確定壓裂裂縫的高度，對于裂縫橫向延伸的距離尚難以確定。

2 儲層壓裂改造效果關鍵影響因素分析

基于東海致密砂巖氣儲層壓裂改造中出現(xiàn)的各種問題，本文基于巖心分析、測井、錄井和測試等資料，在綜合分析影響壓裂改造效果的各種因素基礎上，優(yōu)選出影響儲層壓裂改造效果的五大關鍵因素，并提出壓裂層優(yōu)選方法，以期提高對東海致密砂巖氣儲層壓裂改造的成功率，指導后期的海上致密儲層的改造開發(fā)。對研究區(qū)8口井（Y1~Y8）壓裂改造后效果進行分析，其中5口井壓裂后獲得了較好的產能，3口井壓裂后低產或無效（Y3、Y7和Y8）。結合多種資料分析認為影響致密砂巖氣儲層壓裂效果的五大核心因素為：物質基礎、測井響應特征、巖石礦物特征、儲層出水和竄層。

2.1 物質基礎

物質基礎是取得良好壓裂效果的首要條件，壓裂層應同時具備充足的含氣量和足夠的厚度。氣測是反映儲層含氣情況的第一手資料，極其重要，而在致密砂巖中氣測受泥漿比重、泥漿性能、鉆時等因素影響，可能會出現(xiàn)氣測全量絕對值較低的情況，這種情況并不能說明儲層本身含氣性不好，而更可能是由于致密氣砂體普遍鉆時較高，鉆速較慢，且在泥漿循環(huán)排量不變的前提下，導致相同時間內返排到井口的單位體積內的氣量有所降低。這個時候要特別注重分析砂體氣測對比值（儲層中氣測全量/上下圍巖氣測全量）。通過對東海區(qū)域8口探井砂體氣測全量與圍巖氣測全量的對比值分析（圖2），壓裂后較高產能井氣測全量對比值在21.5~60，平均為34.4，壓裂后低產、無效井氣測全量對比值在5.0~19.0，平均為13.8，統(tǒng)計認為氣測全量對比值大于20，儲層壓裂后效果較好，具備壓裂改造的物質基礎。東海區(qū)域8口壓裂井儲層厚度范圍在18~75 m之間，平均厚度為31.7 m，儲層均較厚，可以滿足壓裂改造的需要。

圖2 東海壓裂改造效果與氣測對比值關系圖

2.2 測井響應特征

致密砂巖氣層由于儲層孔隙度較小，巖石骨架成份占比例較大，測井響應特征主要反映巖石骨架特征[6]；根據(jù)多曲線的測井綜合響應特征準確識別氣層尤為重要，致密層儲層物性及電性特征是影響壓裂效果的重要測井參數(shù)，優(yōu)選出密度、聲波、電阻率三參數(shù)進行致密氣儲層識別評價，引入測井評價指數(shù)（DT×R/DEN ），通過對8口壓裂井的測井評價指數(shù)計算分析（圖3），壓裂后較高產能井測井評價指數(shù)在25.2~36.8，平均為30.7，壓裂后低產、無效井氣測全量對比值在21.4~22.0，平均為21.7，統(tǒng)計認為測井評價指數(shù)大于25，滿足該測井綜合響應特征的儲層壓裂后效果較好。

2.3 巖石礦物特征

巖石粒度大小對儲層孔滲影響十分明顯，巖石顆粒較粗的儲層，由于顆粒間相互支撐，孔隙喉道相對寬一些，而巖石顆粒較細的儲層，孔隙喉道相對窄一些，分析認為顆粒較粗的儲層相對較細儲層滲流能力要好，因此儲層巖石粒度大小是影響壓裂改造效果的一個重要因素，而目前東海8口壓裂井儲層巖性均為細砂巖，因此不再展開討論分析。

圖3 東海壓裂改造效果與測井評價指數(shù)關系圖

對致密砂巖礦物分析，發(fā)現(xiàn)巖石礦物中石英組分是影響致密砂巖儲層產能的重要參數(shù)，石英含量越高、巖屑含量低，儲層物性下限越低，儲層壓裂改造效果好，石英砂巖的物性、含氣性及試氣產量明顯優(yōu)于巖屑砂巖。圖4為東海某構造的Y-1和Y-7井致密砂巖薄片鑒定照片，兩口井在相同層位的電性、物性、孔滲特性都比較相近，Y-1井石英質量分數(shù)為68.8%，壓裂改造測試后獲得工業(yè)氣流，而Y-7井石英質量分數(shù)為60.0%，壓裂改造測試后低產。分析認為影響這兩層壓裂效果是由于巖石礦物特征的差別所造成，在儲層壓裂改造選井選層時，應參考巖石薄片的分析結果。

圖4 東海某構造兩口井巖石薄片分析結果

通過對8口井壓裂井石英質量分數(shù)的分析（圖5），壓裂后較高產能井石英質量分數(shù)在66.5%~70%，平均68.4%，壓裂后低產、無效井石英質量分數(shù)在60%~63.8%，平均62.%，統(tǒng)計認為石英質量分數(shù)大于65%，壓裂改造效果明顯。

圖5 東海壓裂改造效果與儲層石英質量分數(shù)關系圖

2.4 儲層出水

目前東海致密層壓裂改造施工后，儲層均存在一定量的出水現(xiàn)象，而儲層出水，勢必會對測試氣產能造成一定的影響。東海某構造A-1井壓裂后綜合圖（圖6），該井常規(guī)測試沒有產能；壓裂后低產，且出一定量的水及一氧化碳、硫化氫。壓裂后對該層位進行壓裂縫檢測，壓裂縫高約為43 m左右，指示壓裂縫已經溝通了該砂體頂部的煤層，首先可以較好地解釋了硫化氫和一氧化碳的來源問題。

而對于該套儲層出水主要有3方面原因：一是鉆井取心巖心實驗提示該壓裂層為高束縛水儲層，含水飽和度在55%~64%，這種高束縛水含量的儲層壓裂后一定程度上會導致地層出水；二是壓裂改造溝通上部煤層，上部煤層頂?shù)装逅畬y試出水有一定量的貢獻；三是該套砂體上、下部含氣飽和度差異很大，含泥質較高層段，氣田形成時油氣未能充注完成，導致砂體局部還有一定量的弱束縛水、層間水、滯留水存在，對儲層壓裂出水也有一定貢獻。

根據(jù)致密層壓裂后易出水的情況，在壓裂選層上首先應采取回避壓裂層上下有煤層的情況，其次要選擇含水飽和度較低的層（即高含氣飽和度，含氣飽和度大于50%）進行壓裂改造，再者對于壓裂厚砂體的上下部有高含水飽和度的層段，應優(yōu)化射孔井段，回避高含水飽和度層段射開，并且可以通過降低施工規(guī)模，力求壓裂縫不溝通或盡可能少溝通高含水飽和度層段。以上幾種操作方法均是防止氣井產水的重要途徑。

圖6 東海某構造A-1井壓裂后綜合圖

2.5 竄層

海上致密砂巖氣儲層在進行壓裂改造中，存在著竄層的風險。分析認為，主要存在兩種竄層風險，一是地質意義上的竄層，致密砂巖層本身由于受到構造等因素的影響，發(fā)育較多的微裂縫，如果沒有控制好壓裂規(guī)模，就會發(fā)生竄層，可能會溝通改造層上、下的儲層，對壓裂改造結果造成一定影響；二是工程意義上的竄層，由于壓裂改造層一般在套管中射孔進行，固井質量直接影響了壓裂效果，如果固井質量較差，而壓裂規(guī)模較大時，壓裂液擊穿膠結質量差的水泥環(huán)，導致工程上的竄層，對壓裂效果造成較大影響。建議根據(jù)每口井常規(guī)、成像資料及固井質量資料，對竄層風險進行評估，對竄層風險較大的層，應回避壓裂測試，防止發(fā)生竄層影響壓裂改造效果，在壓裂層選取上應選擇固井質量優(yōu)良且致密儲層本身微裂縫不發(fā)育的層段進行壓裂。

3 壓裂層優(yōu)選方法

海上影響壓裂效果的因素較多，除以上討論相關因素外，如射孔壓裂層段的選擇，加砂壓裂規(guī)模的控制、儲層壓力系數(shù)、井點構造位置、圍巖的巖石力學特征、儲層本身的破裂壓裂梯度等因素均對壓裂效果產生一定的影響。目前通過多井壓裂效果綜合分析，優(yōu)選出影響儲層壓裂改造效果的五大核心因素，每項核心因素中又包含相關子因素，致密砂巖儲層選井選層的關鍵因素見表1。

表1 致密砂巖氣選層影響因素

根據(jù)影響壓裂效果五大核心因素，10個子因素，提出儲層可壓裂指數(shù)概念，采用多參數(shù)的可壓裂指數(shù)法確定出最優(yōu)化的可壓裂層。目前東海采用每項子因素“50”標準分值，按照表1的標準量化評判，并且把影響壓裂效果的子因素可賦予不同的權重值，有側重的加大核心因素的權重。目前東海采用氣測對比值、測井評價指數(shù)兩項權重20%進行計算，其余子因素每項權重為10%，進行可壓裂指數(shù)的計算。可壓裂指數(shù)計算結果越大，壓裂改造后獲得工業(yè)油氣流的可能性就越大。

式中：Y為可壓裂指數(shù)，無量綱；Gi為第i個因素的權重，無量綱；Hi為第i個因素的分值，無量綱。

根據(jù)可壓裂指數(shù)公式計算結果，對致密砂巖氣擬壓裂改造層進行優(yōu)選，得分最高的層，推薦進行壓裂改造，再綜合考慮其它工程相關因素后，可實施壓裂施工作業(yè)，目前東海采用該壓裂選層方法，可執(zhí)行性強，效果良好，可提高對東海致密砂巖氣儲層壓裂改造的成功率，對今后海上壓裂層優(yōu)選具有指導作用；該方法對壓裂井選層提出了實際操作原則，更便于快速決策、實施壓裂改造施工，優(yōu)化壓裂作業(yè)規(guī)模，降低壓裂風險。

4 結論

（1）通過對東海西湖凹陷致密儲層壓裂效果的綜合分析，在對影響壓裂改造效果的多方面資料評價基礎上，優(yōu)選出影響儲層壓裂改造效果的五大核心因素。

（2）利用影響壓裂效果核心因素及各子因素相關權重，建立了可壓裂指數(shù)，用于壓裂選井選層，在東海西湖凹陷取得了比較好的效果。

（3）該技術在實際應用中，還要逐步加強壓裂施工工程等方面因素的評價，為東海壓裂選層提供更加科學評價依據(jù)，在東海西湖凹陷壓裂層優(yōu)選中發(fā)揮更好的作用。

[1]張建培，余逸凡，張?zhí)?，?東海西湖凹陷深盆氣勘探前景探討[J].中國海上油氣，2013，25（2）：24-29+35.

[2]朱偉林，米立軍，高陽東，等.領域性突破展現(xiàn)中國近海油氣勘探前景——2011年中國近海油氣勘探回顧[J].中國海上油氣，2012，24（1）：1-5.

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Optimization Factors and Method of Fracturing Tight Sandstone Gas Layer in Xihu Sag of East China Sea

WANG Meng1, YANG Yuqing1, XU Danian1, ZHANG Guodong2, LIU Haibo1, ZHANG Zhiqiang1
（1. China Oil Field Service Limited, Yanjiao Hebei 065201, China; 2. Shanghai Branch of China Offshore Oil Co. Ltd., Shanghai 200030, China）

With the sharp increase in the proven reserve of tight sandstone gas, the tight sandstone gas has become the major target in exploration and development in Xihu Sag, and even East China Sea Basin. The tight sandstone gas reservoirs are characterized by complex lithology, complex pore structure and reservoir heterogeneity, irregular mud invasion and the unclear distribution of water and gas， which made it difficult to evaluate tight sandstone reservoir correctly and quantitively. The fracturing technique is needed for testing the production ability, because the production ability is limited with conventional formation test. However many factors would affect the test resulting during the fracturing process， these uncertain factors bring difficulties in selecting the target layers. In this paper， on the basis of core analysis， combined with various logging data， DST testing data， five major factors that influence the offshore fracturing result have been proposed. In addition, the diagnostic index for fracturing the tight reservoir have been made, and a method to optimize the fracturing layer of the tight sandstone layer in the sea has been put forward. This optimization method has been widely used in the Xihu Sag and the goals to reduce the risks of fracturing has been achieved.

Xihu Sag; tight sandstone gas; fracturing target layer; diagnostic index; optimization factor and method

TE37

A DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.03.043

1008-2336（2016）03-0043-06

2016-03-09；改回日期：2016-06-08

中國海洋石油總公司十二五重大科技專項中國近海低孔低滲油氣藏勘探開發(fā)關鍵技術與實踐（編號CNOOC-KJ 125 ZDXM 07 LTD）部分研究成果。

王猛，男，工程師，2008年畢業(yè)于中國石油大學（北京）石油地質專業(yè)，獲碩士學位，從事測井及地質資料的綜合解釋評價與研究工作。E-mail：wangmeng10@cosl.com.cn。