东海西湖凹陷致密砂岩气压裂改造层优选因素与方法

王 猛，杨玉卿，徐大年，张国栋，刘海波，张志强

东海西湖凹陷致密砂岩气压裂改造层优选因素与方法

王 猛1，杨玉卿1，徐大年1，张国栋2，刘海波1，张志强1

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

致密砂岩气探明储量的猛增正逐步成为西湖凹陷乃至东海盆地勘探开发的主体。致密砂岩气储层具有复杂的岩性、孔隙结构、非均质性、泥浆深侵以及气水分布复杂多变的特点，致使其评价的难度大增。致密砂岩气储层常规测试一般无法获得自然产能，只能进行压裂改造，而海上压裂测试效果影响因素非常多，给压裂层的选取带来很大困难。此文在岩心分析的基础上，综合各类测井、录井和钻杆地层测试（DST）资料，总结出影响海上压裂层改造效果的五大类核心因素，构建致密储层可改造性判别指数，提出海上致密砂岩层压裂层优选方法，该技术在东海西湖凹陷得到广泛应用，降低了压裂风险，指导了海上压裂改造选井、选层工作。

西湖凹陷；致密砂岩气；压裂改造层；判别指数；优选因素与方法

西湖凹陷位于东海陆架盆地东北部，面积5.9×104km2，西湖凹陷总体上可划分为3个构造带，即西部斜坡带、中央反转构造带和东缘陡坡断裂带[1]。近年来，随着东海盆地西湖凹陷勘探力度逐渐增大，在该地区深部勘探目的层系（主要为花港组、平湖组）发现了大量的低孔低渗油气层，低孔低渗油气储量已呈现逐年增长的势头[2-3]。目前，低孔低渗储层正逐步成为西湖凹陷乃至东海盆地的勘探开发的主体，其储量规模较大。据初步估算，该地区低孔低渗油气储量占目前已发现油气储量的比重高达70%左右[4]。致密砂岩储层具有复杂的岩性、孔隙结构、非均质性、泥浆深侵以及油气水分布复杂多变的特点，致使其测井响应复杂多变。这类致密储层大部分孔隙度在10%以下，部分渗透率不足0.1×10-3μm2[5]，常规测试无法获得任何自然产能，只能进行压裂改造才能获得一定产能。

近几年在西湖凹陷进行的新一轮的钻探工作，打开了东海油气藏勘探开发新局面，针对致密砂岩储层多次应用压裂测试作业，实现该地区低孔低渗油气层的商业化产能，取得了较好的效果。而海上压裂改造的实践表明，压裂层测试影响因素较多，不同井不同压裂层改造效果差别较大，选井选层会直接影响压裂效果的好坏。如何对储层压裂改造后的效果给出合理的评价，进而提出压裂层优选方法及关键影响因素，提高储层压裂改造成功率，是目前东海勘探开发亟需解决的问题。

1 东海致密砂岩气储层压裂改造的效果与问题

1.1 初步形成海上压裂效果测井评价技术

从2010年10月开始，西湖凹陷逐步开展探井压裂改造作业，从储层压裂改造后没有任何监测、检测手段，到目前已初步建立一套适合于海上压裂效果检测的测井评价方法。该方法应用过套管交叉偶极横波资料，可以判断地层的各向异性程度，而裂缝是造成地层各向异性增大的主要原因，当地层存在裂缝时，横波的各向异性会明显增大；不存在裂缝时，则各向异性不会发生变化，从而也就能直观地评价压裂形成的垂直裂缝状态。通过实际资料应用分析，取得了良好的评价效果。图1为东海某构造A-1井的压裂缝高度测井检测成果图，从图中看出，压裂测试射孔层段仅10 m，而从图中压裂前后各向异性差异程度分析，A-1井压裂后压裂缝沟通的高度范围达到了43 m，该技术准确检测了压裂缝高度，应用效果良好。

图1 东海某构造A-1井压裂缝高度测井检测成果图

1.2 储层压裂改造中的问题

目前东海致密层压裂改造施工后，压裂改造效果差异较大，尚存许多问题需要解决。首先是储层改造后均有一定量的出液现象，且在很多井中，出水严重，导致气产量微弱，影响到储层综合评价的结果；其次，目前通过压裂前、后测井检测手段，可以发现很多井压裂施工中存在着窜层、沟通邻近水层的风险，急需从地质的角度上对选井选层提出更高的要求，而现今没有一套行之有效的选井选层的方法；第三，在确定压裂改造层后，由于压裂层本身特性不同，压裂施工方式的调整和优化目前也没有形成成熟的经验可以遵循；最后，基于测井技术评价压裂层改造的效果，目前也仅仅能够确定压裂裂缝的高度，对于裂缝横向延伸的距离尚难以确定。

2 储层压裂改造效果关键影响因素分析

基于东海致密砂岩气储层压裂改造中出现的各种问题，本文基于岩心分析、测井、录井和测试等资料，在综合分析影响压裂改造效果的各种因素基础上，优选出影响储层压裂改造效果的五大关键因素，并提出压裂层优选方法，以期提高对东海致密砂岩气储层压裂改造的成功率，指导后期的海上致密储层的改造开发。对研究区8口井（Y1~Y8）压裂改造后效果进行分析，其中5口井压裂后获得了较好的产能，3口井压裂后低产或无效（Y3、Y7和Y8）。结合多种资料分析认为影响致密砂岩气储层压裂效果的五大核心因素为：物质基础、测井响应特征、岩石矿物特征、储层出水和窜层。

2.1 物质基础

物质基础是取得良好压裂效果的首要条件，压裂层应同时具备充足的含气量和足够的厚度。气测是反映储层含气情况的第一手资料，极其重要，而在致密砂岩中气测受泥浆比重、泥浆性能、钻时等因素影响，可能会出现气测全量绝对值较低的情况，这种情况并不能说明储层本身含气性不好，而更可能是由于致密气砂体普遍钻时较高，钻速较慢，且在泥浆循环排量不变的前提下，导致相同时间内返排到井口的单位体积内的气量有所降低。这个时候要特别注重分析砂体气测对比值（储层中气测全量/上下围岩气测全量）。通过对东海区域8口探井砂体气测全量与围岩气测全量的对比值分析（图2），压裂后较高产能井气测全量对比值在21.5~60，平均为34.4，压裂后低产、无效井气测全量对比值在5.0~19.0，平均为13.8，统计认为气测全量对比值大于20，储层压裂后效果较好，具备压裂改造的物质基础。东海区域8口压裂井储层厚度范围在18~75 m之间，平均厚度为31.7 m，储层均较厚，可以满足压裂改造的需要。

图2 东海压裂改造效果与气测对比值关系图

2.2 测井响应特征

致密砂岩气层由于储层孔隙度较小，岩石骨架成份占比例较大，测井响应特征主要反映岩石骨架特征[6]；根据多曲线的测井综合响应特征准确识别气层尤为重要，致密层储层物性及电性特征是影响压裂效果的重要测井参数，优选出密度、声波、电阻率三参数进行致密气储层识别评价，引入测井评价指数（DT×R/DEN ），通过对8口压裂井的测井评价指数计算分析（图3），压裂后较高产能井测井评价指数在25.2~36.8，平均为30.7，压裂后低产、无效井气测全量对比值在21.4~22.0，平均为21.7，统计认为测井评价指数大于25，满足该测井综合响应特征的储层压裂后效果较好。

2.3 岩石矿物特征

岩石粒度大小对储层孔渗影响十分明显，岩石颗粒较粗的储层，由于颗粒间相互支撑，孔隙喉道相对宽一些，而岩石颗粒较细的储层，孔隙喉道相对窄一些，分析认为颗粒较粗的储层相对较细储层渗流能力要好，因此储层岩石粒度大小是影响压裂改造效果的一个重要因素，而目前东海8口压裂井储层岩性均为细砂岩，因此不再展开讨论分析。

图3 东海压裂改造效果与测井评价指数关系图

对致密砂岩矿物分析，发现岩石矿物中石英组分是影响致密砂岩储层产能的重要参数，石英含量越高、岩屑含量低，储层物性下限越低，储层压裂改造效果好，石英砂岩的物性、含气性及试气产量明显优于岩屑砂岩。图4为东海某构造的Y-1和Y-7井致密砂岩薄片鉴定照片，两口井在相同层位的电性、物性、孔渗特性都比较相近，Y-1井石英质量分数为68.8%，压裂改造测试后获得工业气流，而Y-7井石英质量分数为60.0%，压裂改造测试后低产。分析认为影响这两层压裂效果是由于岩石矿物特征的差别所造成，在储层压裂改造选井选层时，应参考岩石薄片的分析结果。

图4 东海某构造两口井岩石薄片分析结果

通过对8口井压裂井石英质量分数的分析（图5），压裂后较高产能井石英质量分数在66.5%~70%，平均68.4%，压裂后低产、无效井石英质量分数在60%~63.8%，平均62.%，统计认为石英质量分数大于65%，压裂改造效果明显。

图5 东海压裂改造效果与储层石英质量分数关系图

2.4 储层出水

目前东海致密层压裂改造施工后，储层均存在一定量的出水现象，而储层出水，势必会对测试气产能造成一定的影响。东海某构造A-1井压裂后综合图（图6），该井常规测试没有产能；压裂后低产，且出一定量的水及一氧化碳、硫化氢。压裂后对该层位进行压裂缝检测，压裂缝高约为43 m左右，指示压裂缝已经沟通了该砂体顶部的煤层，首先可以较好地解释了硫化氢和一氧化碳的来源问题。

而对于该套储层出水主要有3方面原因：一是钻井取心岩心实验提示该压裂层为高束缚水储层，含水饱和度在55%~64%，这种高束缚水含量的储层压裂后一定程度上会导致地层出水；二是压裂改造沟通上部煤层，上部煤层顶底板水对测试出水有一定量的贡献；三是该套砂体上、下部含气饱和度差异很大，含泥质较高层段，气田形成时油气未能充注完成，导致砂体局部还有一定量的弱束缚水、层间水、滞留水存在，对储层压裂出水也有一定贡献。

根据致密层压裂后易出水的情况，在压裂选层上首先应采取回避压裂层上下有煤层的情况，其次要选择含水饱和度较低的层（即高含气饱和度，含气饱和度大于50%）进行压裂改造，再者对于压裂厚砂体的上下部有高含水饱和度的层段，应优化射孔井段，回避高含水饱和度层段射开，并且可以通过降低施工规模，力求压裂缝不沟通或尽可能少沟通高含水饱和度层段。以上几种操作方法均是防止气井产水的重要途径。

图6 东海某构造A-1井压裂后综合图

2.5 窜层

海上致密砂岩气储层在进行压裂改造中，存在着窜层的风险。分析认为，主要存在两种窜层风险，一是地质意义上的窜层，致密砂岩层本身由于受到构造等因素的影响，发育较多的微裂缝，如果没有控制好压裂规模，就会发生窜层，可能会沟通改造层上、下的储层，对压裂改造结果造成一定影响；二是工程意义上的窜层，由于压裂改造层一般在套管中射孔进行，固井质量直接影响了压裂效果，如果固井质量较差，而压裂规模较大时，压裂液击穿胶结质量差的水泥环，导致工程上的窜层，对压裂效果造成较大影响。建议根据每口井常规、成像资料及固井质量资料，对窜层风险进行评估，对窜层风险较大的层，应回避压裂测试，防止发生窜层影响压裂改造效果，在压裂层选取上应选择固井质量优良且致密储层本身微裂缝不发育的层段进行压裂。

3 压裂层优选方法

海上影响压裂效果的因素较多，除以上讨论相关因素外，如射孔压裂层段的选择，加砂压裂规模的控制、储层压力系数、井点构造位置、围岩的岩石力学特征、储层本身的破裂压裂梯度等因素均对压裂效果产生一定的影响。目前通过多井压裂效果综合分析，优选出影响储层压裂改造效果的五大核心因素，每项核心因素中又包含相关子因素，致密砂岩储层选井选层的关键因素见表1。

表1 致密砂岩气选层影响因素

根据影响压裂效果五大核心因素，10个子因素，提出储层可压裂指数概念，采用多参数的可压裂指数法确定出最优化的可压裂层。目前东海采用每项子因素“50”标准分值，按照表1的标准量化评判，并且把影响压裂效果的子因素可赋予不同的权重值，有侧重的加大核心因素的权重。目前东海采用气测对比值、测井评价指数两项权重20%进行计算，其余子因素每项权重为10%，进行可压裂指数的计算。可压裂指数计算结果越大，压裂改造后获得工业油气流的可能性就越大。

式中：Y为可压裂指数，无量纲；Gi为第i个因素的权重，无量纲；Hi为第i个因素的分值，无量纲。

根据可压裂指数公式计算结果，对致密砂岩气拟压裂改造层进行优选，得分最高的层，推荐进行压裂改造，再综合考虑其它工程相关因素后，可实施压裂施工作业，目前东海采用该压裂选层方法，可执行性强，效果良好，可提高对东海致密砂岩气储层压裂改造的成功率，对今后海上压裂层优选具有指导作用；该方法对压裂井选层提出了实际操作原则，更便于快速决策、实施压裂改造施工，优化压裂作业规模，降低压裂风险。

4 结论

（1）通过对东海西湖凹陷致密储层压裂效果的综合分析，在对影响压裂改造效果的多方面资料评价基础上，优选出影响储层压裂改造效果的五大核心因素。

（2）利用影响压裂效果核心因素及各子因素相关权重，建立了可压裂指数，用于压裂选井选层，在东海西湖凹陷取得了比较好的效果。

（3）该技术在实际应用中，还要逐步加强压裂施工工程等方面因素的评价，为东海压裂选层提供更加科学评价依据，在东海西湖凹陷压裂层优选中发挥更好的作用。

[1]张建培，余逸凡，张田，等.东海西湖凹陷深盆气勘探前景探讨[J].中国海上油气，2013，25（2）：24-29+35.

[2]朱伟林，米立军，高阳东，等.领域性突破展现中国近海油气勘探前景——2011年中国近海油气勘探回顾[J].中国海上油气，2012，24（1）：1-5.

[3]杨甲明.中国近海天然气资源[J].中国海上油气（地质），2000，14（5）：300-305.

[4]施荣富.西湖凹陷低孔低渗储层压裂改造技术体系探索与实践[J].中国海上油气，2013，25（2）：79-82.

[5]李凯军，杨玉卿，苏华.正交偶极声波测井技术在碎屑岩储层评价中的应用初探[J].中国海上油气（地质），2003，17（6）：416-420.

[6]张国栋，施荣富，王聃，等.东海西湖凹陷低孔低渗储层电缆取样方法创新与应用[J].中国海上油气，2015，27（2）：39-43.

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

中国海洋石油总公司十二五重大科技专项中国近海低孔低渗油气藏勘探开发关键技术与实践（编号CNOOC-KJ 125 ZDXM 07 LTD）部分研究成果。

王猛，男，工程师，2008年毕业于中国石油大学（北京）石油地质专业，获硕士学位，从事测井及地质资料的综合解释评价与研究工作。E-mail：wangmeng10@cosl.com.cn。