AN区块致密油藏低产水平井裂缝诊断方法

白晓虎庞鹏苏良银达引朋赵伯平吴甫让

1. 中石油长庆油田分公司油气工艺研究院；2.低渗透油气田开发国家工程重点实验室

AN区块致密油藏低产水平井裂缝诊断方法

白晓虎1，2庞鹏1，2苏良银1，2达引朋1，2赵伯平1，2吴甫让1，2

1. 中石油长庆油田分公司油气工艺研究院；2.低渗透油气田开发国家工程重点实验室

常规测试技术难以评价鄂尔多斯盆地AN区块致密油藏低产水平井长期生产状态下的各段裂缝状况。为准确掌握低产水平井措施前各段裂缝关键信息，设计了压缩式双封单卡管柱，获取水平井分段变排量挤注压力和关井后压降数据，应用裂缝挤注指示曲线、瞬时停泵压力和裂缝扩散压力综合评价水平井初次改造充分性、射孔孔眼堵塞情况，并求取水平井分段油藏压力和产量。在AN区块致密油藏水平井开展了测试及分析，结果表明该裂缝诊断方法可判识分段裂缝的初次改造程度、孔眼堵塞情况，且3种油藏压力分析方法计算结果基本一致，可相互验证。诊断结果为措施潜力井段筛选、工艺优选及参数优化提供指导。对开展了诊断测试的4口致密油藏低产水平井实施重复改造，与未测试的措施水平井相比单井产量提高了70%。该方法对其他非常规储层低产水平井措施前的裂缝诊断具有一定的借鉴意义。

致密油藏；水平井；裂缝诊断；重复改造

鄂尔多斯盆地AN区块长7致密油藏位于伊陕斜坡西南部，为陆相碎屑岩储层，以细砂岩为主。油层厚度约10～15 m，平面上连片性好；平均孔隙度8.9%，气测渗透率0.17 mD，天然裂缝发育；油藏原始地层压力16.9 MPa，地层压力系数为0.77，为异常低压油藏。该区块早期采用低渗透低压油藏菱形反九点井网超前注水开发的模式，注水开发效果较差［1］。随着水平井钻井和体积压裂工艺的成熟，该区形成了以水平井体积压裂后衰竭式开发为主的开发方式，水平井平均水平段长度800～1 000 m。AN区块水平井采用水力喷砂分段多簇体积压裂技术改造［2-4］，初期单井产量达10.2 t/d，是直井的10倍。与国内外其他非常规油气藏类似，随着开发时间推移和生产过程中压力等条件的改变［5］，AN区块水平井产量整体递减较大，1年后递减至4～5 t/d，2年后递减至2～3 t/ d，亟需实施针对性的措施来提高单井产量，改善开发效果，而评价水平井长期生产状态下各段裂缝的状况是制定针对性措施的前提。

1　致密油藏低产水平井裂缝诊断难点

Difficulties in fracture diagnosis of low yield horizontal wells in tight oil reservoir

受储层非均质性、初次改造充分程度、长期生产结垢结蜡等因素影响，致密油水平井长期生产条件下的各段裂缝状况难以清楚认识。若对分段裂缝信息掌握不清，就难以采取针对性的重复改造措施，往往造成选井选段盲目、设计不够优化等结果。因此如何获得致密油藏低产水平井裂缝的关键信息是评价增产潜力、选取措施工艺和优化工艺参数的基础，关键信息包括初次是否压开、孔眼是否堵塞、地层能量、分段产量等。针对水平井分段产量测试，郭洪志［6］、赵政嘉［7］等人研究了产液剖面测试、示踪剂评价、分段抽汲求产等技术，但主要适用于高液量水平井测试（日产液量大于15～20 m3/d）。赵志红［8］认为目前水平井测试技术因受仪器精度、样品选取等诸多外界因素影响，用于低液量低产水平井分段求产的误差较大，难以准确诊断致密油藏低产水平井裂缝关键信息。AN致密油区块水平井水平段长度800～1 000 m，初次改造10段左右，目前以低液量低产为主（日产液量仅2～3 m3/d），因此常规水平井测试技术难以评价该类水平井的分段裂缝状况。另一方面，借助小型压裂测试方法可获取裂缝和储层关键参数，但该做法主要应用于新区开发的直井压前测试，水平井应用较少，而水平井老井领域更属空白。为此借鉴直井小型压裂测试的思路，提出了“小排量阶梯注入-关井测压降”来分段诊断致密油藏低产水平井裂缝的关键信息。

2　致密油藏低产水平井裂缝测试分析

Fracture test of low-yield horizontal wells in tight oil reservoir

结合致密油藏低产水平井裂缝诊断难点，应用不依赖排量坐封和解封的压缩式双封单卡管柱，对水平井分段挤注定量的液体，录取目的井段的挤注压力和停泵压降，建立油藏压力和产量的解释方法，并基于各段裂缝的认识，对比分析段间差异，优选针对性的重复改造措施，优化关键工艺参数，以提高措施针对性和效果。

2.1测试管柱设计

Design of test string

扩张式双封单卡管柱是水平井拖动分段作业常用的工具［9］。该管柱需达到与喷砂器适配的排量才能坐封，且停泵后易解封，不能实现小排量挤注和定点关井测压降。为此设计了不依赖排量坐封的压缩式双封单卡管柱，管柱组合由上而下为：油管至井口+安全接头+油管+反洗阀+水力锚+Y111封隔器+调整油管+喷砂器+单流阀+伸缩补偿器+Y211封隔器。该管柱操作步骤为：首先预置在目的测试井段，通过井口上提管柱1.5～2.0 m将底部Y211封隔器变换轨道，然后下放管柱压缩胶筒实现坐封。Y211封隔器坐封后，对上部管柱提供锚定支撑，管柱继续下放压缩Y111封隔器胶筒使其坐封。该压缩式双封单卡管柱坐封后可实现任意排量挤注，且在停泵后保持坐封，可关井测试目的井段压力降落。完成测试后上提管柱即可解封，拖动至下一井段重复上述工序来完成多段挤注和关井测压降作业。该管柱耐压70 MPa，耐温120 ℃，满足鄂尔多斯盆地致密油储层水平井测试。

2.2测试基本步骤

Test procedures

该测试方法分2步实施：一是小排量阶梯注入，即利用压缩式双封单卡管柱卡封目的测试井段，通过阶梯升或降排量定量注入活性水，录取不同挤注排量下裂缝吸收压力；施工排量一般设计为0.2～2.0 m3/min，以0.2～0.3 m3/min排量递增，挤注液量按照初次压裂入地液量的5%～10%设计；二是关井测压降，即在注入阶段完成后，井口关井测试裂缝压力降落情况（测试时间1 h左右）。

2.3裂缝诊断分析

Diagnostic analyses of fractures

基于“小排量阶梯注入-关井测压降”录取的资料，可直接判断裂缝初次改造是否充分、孔眼是否堵塞、段间是否窜通等情况，对于分段油藏压力和产量则需建立数学模型来计算。秦绪英［10］、何青琴［11］、LI P［12］、Hemanta M［13］等人研究表明，对于低孔低渗砂岩、页岩和碳酸盐岩地层，最小水平地应力与油藏孔隙压力直接相关，二者满足Wright的多孔弹性模型（式1）。AN区块长7为低孔低渗低压致密砂岩地层，满足该式应用条件。

式中，σh为最小水平地应力，MPa；ν为泊松比；α为毕奥特系数；σv为垂向应力，MPa；pr为油藏压力，MPa。

式（1）可变形为油藏孔隙压力与最小水平地应力的表达式

对于已压开的地层，再次压开地层的压力为裂缝闭合应力pc，其等于最小水平地应力σh［14］，在常规压裂分析中瞬时停泵压力则可直接代表最小水平主应力σh［15-16］。通过裂缝挤注指示曲线获得裂缝闭合应力，通过单切线法拾取准确的瞬时停泵压力获得最小水平主应力，利用式（2）计算分段裂缝油藏压力，并计算了裂缝扩散压力进行对比验证。

2.3.1裂缝挤注指示曲线 在挤注施工曲线上选取不同排量下的裂缝吸收压力作图，得到测试井的分段裂缝挤注指示曲线。图1为鄂尔多斯盆地AN区块致密油藏HW-1水平井的5段裂缝挤注指示曲线，可以看出，处于下方的曲线表示裂缝导流能力较高、地层能量较低、吸水能力较强，上方的曲线表示裂缝导流能力较低、地层能量较高、吸水能力较弱。

图1　HW-1水平井各段裂缝指示曲线Fig. 1 Sectional fracture index curve of horizontal well HW 1

为研究水平井各段裂缝挤注曲线差异，首先需认识挤注过程中流体在存在支撑剂的裂缝内的流动规律。通常采用卡佳霍夫公式来判识（式3），当Re≤0.3时流体流态为黏滞力占优势的层流，服从达西定律；当Re＞0.3时流体流态为惯性力占优势的层流甚至紊流，达西定律不再适用，而满足P. Forchheimei非线性（二项式）方程（式4）。AN区块长7致密油藏水平井采用0.2～2.0 m3/min排量挤注时Re在0.5～2.6之间，满足非线性（二项式）方程。从图1中挤注曲线形态及回归方程也可以看出，AN区块长7致密油藏流体向裂缝内部流动时压力与流量之间满足二项式规律。

式中，Re为雷诺数，其临界值为0.2～0.3；ν为渗流速度，cm/s；k为渗透率，μm2；µ为挤注液体黏度，mPa·s；ρ为密度，g/cm3；φ为孔隙度，%；Δp为挤注压差，MPa；q为挤注排量，m3/min；a、b为取决于岩石和流体物理性质的常数。

考虑静液柱压力及总摩阻的影响，挤注压差与井口挤注压力、闭合应力满足式（5），与式（4）结合得到地面油管压力与挤注排量的二项式关系式（式6）。令c=pc+pf- ph，则式（6）可写为式（7），a、b、c可通过指示曲线回归二项式方程系数得到。在获得每段对应的系数后，利用式（8）计算裂缝闭合应力pc，再按式（2）即可计算各段油藏压力值pr。

式中，pt为地面油管压力，MPa；ph为静液柱压力，MPa；pf为总摩阻，MPa；pc为裂缝闭合应力，MPa。2.3.2 瞬时停泵压力 瞬时停泵压力判读准确与否非常重要，而近井筒摩阻影响以及水击效应会导致真实瞬时停泵压力值较难拾取，难以获得准确的瞬时停泵压力。关于瞬时停泵压力的判读问题，孙翠容［17］、雷群［18］、Lee M Y［19］等国内外从事水力压裂地应力测量的研究人员针对不同的情况提出了多种确定方法，如拐点法、单切线法、双切线法、马斯卡特法等。丰成君［20］研究认为对于岩石完整性差、原生裂隙及节理较发育、岩石结构较破碎的压裂段，单切线法所取结果比较可靠有效。由于AN区块致密砂岩初次体积压裂后裂缝复杂程度较高，采用单切线法求取瞬时停泵压力比较适用。具体做法是对停泵压降曲线的稳定段作反向切线，切线与油压的交点即为瞬时停泵压力，附加液柱静压力即为最小水平主应力，然后可按式（2）计算油藏压力值pr。

2.3.3裂缝扩散压力 李宜坤［21］在筛选调剖井时定义注水井关井压力下降指数（PI）来评价地层优势窜流通道，PI值越小代表关井压力下降越快、裂缝窜流通道越发育。本文定义裂缝扩散压力FPI来表征裂缝吸水和地层扩压的能力，该值越小，裂缝吸水和地层扩散压力越容易，即地层能量越低，反之亦然。FPI等于关井压力降落曲线包络面积与关井时间比值，表达式为

式中，FPI为裂缝扩散压力，MPa；p（t）为t时刻井口压力，MPa；T为关井时间，min。

2.4分段产量计算

Sectional yield computation

利用上述方法求取各段裂缝油藏压力后，由于水平井各段共用一个井筒，段间裂缝生产流压基本相同，而生产压差与产量呈正比，可将压力值作为权重劈分单井产量而获得目前各段产量，表达式为

式中，n为剔除初次未压开或者地层堵塞井段的裂缝条数；Qi为目前正常生产的第i段裂缝产量，m3/d；pri为目前正常生产的第i段裂缝油藏压力，MPa；Q为水平井目前单井产量，m3/d。

2.5差异化重复改造

Differential repeated stimulation

基于分段裂缝诊断结果，获得了裂缝初次是否改造充分、射孔孔眼是否堵塞、段间油藏压力是否平衡等认识。进一步优选针对性的重复改造工艺类型，即初次未压开的井段采用原井段工艺重复压裂，孔眼堵塞的井段采用酸化解堵工艺，地层能量偏低的井段采用注水吞吐采油工艺实现油水置换和区域能量补充。关于注水吞吐采油的机理和室内实验，国内学者已经做了许多研究。黄大志［22］、王鹏志［23］等人认为注入水优先充满高孔高渗带、大孔喉或裂缝等有利部位，关井后，在毛细管力的作用下，注入水与中、小孔喉或基质中的油气产生置换。汤爱云［24］、杨亚东［25］、李忠兴［1］等人介绍了注水吞吐采油技术已在牛圈湖油田、塔河油田、长庆油田等矿场实践中初步取得了成功。通常情况下，水平井控制区域的原始油藏压力认为是一个定值，所以可结合各段裂缝压前油藏压力计算结果确定压降，进一步优化注水吞吐井段的液量，表达式为

式中，m为剔除初次未压开的裂缝条数；Vi为第i段裂缝入地液量，m3；pr为原始油藏压力，MPa；Vpro为本井及邻井的累产液量，m3。

3　现场应用

Field application

根据建立的低产水平井裂缝测试分析方法，对鄂尔多斯盆地AN区块致密油藏的重复改造水平井开展了压前评价，并结合测试诊断结果对低产水平井实施了差异化重复改造。

3.1分段裂缝测试评价

Sectional fracture test evaluation

以鄂尔多斯盆地AN区块HW1水平井为例，该井初次改造5段，初期产量7.3 m3/d，投产1年后产量递减至1.8 m3/d，计划对其实施重复改造，为此开展了压前分段裂缝诊断测试。

3.1.1初次改造充分性及孔眼堵塞性评价 HW1水平井分段挤注时排量由0.2 m3/min逐级提升至2.0 m3/min，以0.2～0.3 m3/min排量递增，挤注正常的井段井口压力基本分布在10～30 MPa，初次改造不充分或孔眼堵塞的井段压力反应明显异常。图2为该井第4段挤注施工曲线，0.2～0.5 m3/min小排量注入时压力偏高，达30 MPa以上（正常为10 MPa左右），挤注6 min后骤降至7 MPa，后续压力正常，故判断该段孔眼堵塞。图3为该井第5段挤注施工曲线，0.2 m3/min注入时地层破裂压力明显（53 MPa），之后维持高压平台（工作压力38～53 MPa）。按照前文第2部分所述方法建立该井分段裂缝挤注指示曲线（图1），从图1中5条指示曲线分布特征可以看出，第1～4段裂缝挤注指示曲线比较接近，而第5段明显上偏，表明该段裂缝导流能力低、吸水能力弱，故该段初次改造未压开。

图2　HW1井第4段挤注曲线Fig. 2 Squeeze curve of the fourth section in Well HW 1

图3　HW1井第5段挤注曲线Fig. 3 Squeeze curve of the fifth section in Well HW 1

3.1.2分段油藏压力及产量计算 在试挤施工曲线

初步分析的基础上，采用前文介绍的3种方法计算各段油藏压力。对于裂缝挤注指示曲线法，首先利用式（6）～（8）计算裂缝闭合应力，再利用式（2）计算油藏压力；对于瞬时停泵压力法，首先在各段停泵压降曲线上画反向切线截取裂缝闭合应力，再利用式（2）计算油藏压力；对于裂缝扩散压力法，直接利用式（9）计算。计算结果见表1，3种方法得到的油藏压力基本接近，将其平均值作为各段实际油藏压力。

表1　HW1井各段裂缝不同方法计算的油藏压力及产量Table 1 Reservoir pressure and output of each section of fracture in Well HW 1 obtained by different methods

从表1可以看出，各段间油藏压力差异较大，其中第2段油藏压力偏低，为前期生产主力贡献层，而第4段孔眼堵塞和第5段初次未压开，对产量贡献较小，所以地层压力偏高。最后利用式（10）计算得到分段产量。

3.2低产水平井重复改造

Repeated stimulation of low yield horizontal wells

根据HW1水平井分段裂缝诊断结果，制定了差异化的重复改造方案。其中，前4段采用注水吞吐采油工艺，利用式（11）优化单段液量为600～1 000 m3，第4段因孔眼堵塞配以前置酸液解堵。第5段因初次未压开而采用加砂重复压裂工艺。通过实施针对性的重复改造，该井日产油量由1.8 m3/d提高到6.1 m3/d。措施后对各井段开展与措施前类似的“变排量挤注-关井测压降”测试，再次计算分段油藏压力。图4为该井措施前后的分段油藏压力柱状图，可以看出，各段油藏压力提高1.5～6.9 MPa，平均油藏压力由9.3 MPa提高到13.1 MPa，段间趋于平衡，达到了措施目的。

图4　HW1井措施前后各段裂缝油藏压力柱状图Fig. 4 Reservoir pressure histogram of each section of fracture inWell HW 1 before and after stimulation

目前已在鄂尔多斯盆地的4口重复改造水平井开展了压前评价测试，并依据诊断结果优化了重复改造方案，平均单井改造4～5段，日产油量由措施前2 m3/d左右提高到6～7 m3/d（如图5）。

图5　诊断测试与未诊断测试的水平井重复改造产量对比Fig. 5 Repeated stimulation outputs of horizontal wells with or without diagnostic tests

而同区块未开展压前评价测试的低产水平井，仅通过初次压裂曲线分析制定措施方案，裂缝长期生产状况认识不清，因此重复改造措施工艺针对性不强，施工参数不够优化。采用相同的双封单卡工艺分段重复改造，虽然整体改造段数和规模接近，但措施后单井产量仅为开展测试的重复改造水平井的60%。

4　结论

Conclusions

（1）结合AN致密油区块特征，基于低产水平井分段“变排量注入-关井测压降”裂缝诊断资料，集成裂缝挤注指示曲线、瞬时停泵压力和裂缝扩散压力三种方法，为评价初次改造充分性、射孔孔眼堵塞情况，求取分段裂缝油藏压力和产量等关键参数提供了手段。

（2）设计的压缩式双封单卡管柱，实现了水平井分段小排量注入和定点关井测压降的测试要求。

（3）在措施前开展裂缝诊断测试评价，可为低产水平井重复改造的潜力井段筛选、工艺优选及参数优化提供直接指导，有效提高措施针对性和增产效果。基于诊断测试的4口重复改造水平井，与未测试的措施水平井相比单井产量提高了70%。

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（修改稿收到日期 2016-04-12）

〔编辑 朱 伟〕

Fracture diagnosis method for low-yield horizontal well in tight oil reservoir of AN block

BAI Xiaohu1，2， PANG Peng1，2， SU Liangyin1，2， DA Yinpeng1，2， ZHAO Boping1，2， WU Furang1，2
1. Oil and Gas Technology Institute， PetroChina Changqing Oilfield Company， Xi’an， Shaanxi 710018， China；2. State Key Laboratory of Low Permeability Field Deνelopment Engineering， Xi’an， Shaanxi 710018， China

In the AN block of the Ordos Basin， the long-term fracture creation in low-yield horizontal wells in tight oil reservoir can not be effectively evaluated by conventional testing techniques. In order to accurately learn the key information of fractures before stimulation in low-yield horizontal wells， the compression type double-sealing & single-stick string was designed to obtain the sectional variable displacement squeeze pressure and shut-in drawdown data of horizontal wells. Then， fracture squeeze index curve， instantaneous pump off pressure and fracture diffusion pressure were used to conduct integrated evaluation on the primary reformation sufficiency and perforation blockage situations of horizontal wells， and thus obtain the sectional reservoir pressure and output of horizontal wells. Test and analysis were conducted in horizontal wells in tight oil reservoir， the AN block， showing that this fracture diagnosis method can be used to discriminate the primary reformation level of sectional fractures and the perforation blockage situations. Furthermore，the calculation results of the 3 kinds of reservoir pressure analysis methods are basically the same， which can be mutually verified. The diagnostic results have provided directions for the screening of potential stimulation section， the technology optimization and the parameter optimization. Repeated stimulation was implemented in 4 low-yield horizontal wells in tight oil reservoir， where diagnostic test

tight oil reservoir； horizontal well； fracture diagnosis； repeated stimulation

白晓虎（1986-），2010年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程，现从事压裂酸化技术研究与应用工作，工程师。通讯地址：（710018）陕西西安未央区明光路长庆油田分公司油气工艺研究院1102室。电话：029-86590771。Email: baixh_cq@ petrochina.com.cnhad been carried out， and the single well output was increased by 70% than the stimulated horizontal well that had not been tested. This method can provide reference to the pre-stimulation fracture diagnosis of low-yield horizontal wells in other unconventional reservoirs.

TE357.1

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0365- 07

10.13639/j.odpt.2016.03.017

BAI Xiaohu， PANG Peng， SU Liangyin， DA Yinpeng， ZHAO Boping， WU Furang. Fracture diagnosis method for lowyield horizontal well in tight oil reservoir of AN block［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 365-371.

国家科技重大专项“超低渗透油藏有效开采技术”（编号：2011ZX05013-004）；中石油科技项目“油气藏储层改造技术持续攻关专项”（编号：2015CGCGZ004）。

引用格式：白晓虎，庞鹏，苏良银，达引朋，赵伯平，吴甫让. AN区块致密油藏低产水平井裂缝诊断方法［J］ .石油钻采工艺，2016，38（3）：365-371.