基于微注入压降测试的页岩气储层快速评价方法

张逸群， 余刘应， 张国锋

(1.油气资源与工程国家重点实验室(中国石油大学(北京))，北京 102249；2.中石化石油工程技术服务有限公司特种作业事业部，北京 100020；3.中石化江汉石油工程有限公司，湖北武汉 430223)

基于微注入压降测试的页岩气储层快速评价方法

张逸群1， 余刘应2， 张国锋3

(1.油气资源与工程国家重点实验室(中国石油大学(北京))，北京 102249；2.中石化石油工程技术服务有限公司特种作业事业部，北京 100020；3.中石化江汉石油工程有限公司，湖北武汉 430223)

页岩气储层渗透率非常低，采用常规压力恢复测试方法评价储层时需要很长时间才能探测到径向流动，导致效率非常低，而微注入压降测试方法可以使页岩气储层在较短时间内出现拟径向流，从而实现储层的快速评价。在分析微注入压降测试方法快速评价页岩气储层原理的基础上，针对涪陵页岩气储层特点，从设备选择、注入排量、总注入量和注入液体选择等方面对微注入压降测试施工参数进行了优化设计。研究结果发现，涪陵页岩气田可以采用150～500 L/min排量注入清水进行微注入压降测试，待地层破裂后再持续泵注10～30 min，注入总量控制在5～15 m3，就可以获得较好的测试结果。采用微注入压降测试方法对涪陵页岩气田6口页岩气井储层进行了评价，通过对压降测试曲线进行G函数分析获得了原始地层压力和储层有效渗透率，其与试验分析和压力测试结果相吻合。这表明，采用微注入压降测试方法可以实现对页岩储层的快速评价。

页岩气；微注入压降测试；试井解释；储层评价；G函数；涪陵页岩气田

水平井分段压裂是非常规油气资源有效开发的主要手段[1-7]，在压裂施工前需要准确评价储层，以获取影响压裂后产能的储层物性参数，从而为压裂设计提供依据。采用压力恢复试井方法进行储层评价时，因为页岩气储层渗透率非常低，低至纳达西量级，流体在页岩气储层中的流动极其微弱，探测到径向流动需要足够长的测试时间，所以难以通过压力恢复试井方法求取页岩气储层的原始地层压力、渗透率及地层可压性等基础参数。微注入压降测试[8-10]又称诊断性压裂注入测试(diagnostic fracture injection tests)，可以使地层在较短时间内出现拟径向流，从而极大地缩短测试时间。国外学者开展了基于微注入压降测试的页岩气储层评价方法研究：A.S.Padmakar[11]利用储层流动模拟器模拟了一组典型的页岩气井微注入压降测试，并对裂缝闭合前后的压力数据进行了分析，结果表明，K.G.Nolte推导的压降方程[9]适用于低渗地层的试井解释，并对利用微注入压降测试准确评价地层参数所需的关井时间提出了建议。J.Wallace等人[12]描述了关井后压力降过陡、拟线性/拟径向流缺失、储层非均质性、岩石-流体相互作用、热效应和天然裂缝等因素影响下的非理想状态微注入压降测试曲线，并讨论了解释结果的准确性。国内对页岩气井微注入压降测试也开展了一些研究：王海涛[13]针对页岩气井的测试压裂提出了设计思路及方案，并对测试压裂监测结果进行了系统解释与评价；曾博等人[14]分析了我国某页岩气示范区一口页岩气井的测试压裂压降数据，基于G函数曲线特征识别，获得了页岩气储层的参数，并将解释结果与测井解释结果及岩石物性分析结果进行了对比。虽然前人在压力动态分析方法上进行了研究，但没有从现场角度出发，讨论页岩气储层微注入压降测试施工对策。基于此，笔者根据涪陵页岩气井空井筒压裂试气的工艺特点[15]，论证了采用微注入压降测试方法快速获取页岩气储层相关地层参数的可行性，从设备仪器选择、注入量/压裂液确定和多方法压力动态分析等方面提出了具体的技术对策，并在6口页岩气井的储层评价中成功应用。

1 微注入压降测试方法的基本原理

与广泛应用于煤层气勘探开发中的注入/压降测试技术不同，针对低渗透、超低渗透地层的微注入压降测试，是以恒定的微小排量向储层注入一定量的液体，使地层产生微破裂，并在井筒周围产生一个高于原始地层压力的高压区，然后关井，裂缝内的液体在压差作用下滤失到地层，井筒压力逐渐与原始地层压力达到平衡。由于产生的微裂缝能够穿透近井筒伤害区，为井筒与地层之间流体的流动提供流动通道，使地层能够在较短的时间内出现拟径向流，基于不稳定试井原理，分析压降变化可获取地层可压性、原始地层压力、有效渗透率等参数。对渗透率为10-7～10-2mD的页岩气储层进行了压力恢复测试及微注入压降测试模拟，并对模拟结果进行试井解释，得到了压力恢复测试和微注入压降测试时地层达到径向流的时间(见图1，图1中,K1,K2和K3为页岩气储层的渗透率，mD；S为表皮系数)。由图1可知，微注入压降测试达到拟径向流的时间约为压力恢复测试的十分之一。

图1 压力恢复测试与微注入压降测试地层达到径向流的时间Fig.1 Simulated time required for formation of pseudo-radial flows in the pressure build-up test and pre-frac injection/falloff diagnostic test

分析微注入压降测试曲线时，将其分为裂缝闭合前和裂缝闭合后2部分。裂缝闭合前分析(pre-closure analysis，PCA)采用特殊差分方法和时间函数(G函数，t1/2函数)[16-17]，用于辨识滤失特性和闭合压力等。裂缝闭合后分析(after-closure analysis，ACA)[18]和常规的压力传导试井分析流程相似，采用脉冲求导方法获取地层的渗透率和原始压力。

2 微注入压降测试参数及工艺优化

图2为一典型微注入压降测试过程示意图[11]。

图2 微注入压降测试过程示意Fig.2 A typical workflow of a pre-frac injection/falloff diagnostic test

由图2可知，开始测试时以低排量将施工液泵入井筒，随着泵注进行，压力会升至地层破裂压力，地层破裂后出现压力降落点，但注入排量保持不变，待施工液注入量达到设定值后，立即停注关井，进行压降监测。

2.1 设备仪器的选择

成功实现微注入压降测试的关键是，使地层在短时间内产生可闭合的微裂缝，因此，泵注过程中的精确控制至关重要。现场进行微注入压降测试时，采用双机双泵实施泵注作业。

由于微注入压降测试曲线的解释就是寻找压力与时间的细微变化关系，因此，采用分辨率为206.84 Pa 的高精度电子压力计进行压力监测。电子压力计的精度极高，任何微小的压力波动都会增大测试结果的分析难度，甚至导致测试失败，因此，进行微注入压降测试时，应避免外界环境对压力计产生干扰。

2.2 排量和注入量的确定

注入液体会对储层造成伤害，因此，应尽量减少注入量，但同时注入量又要使储层产生裂缝，以便达到获取储层参数的条件。对于低渗透率储层，裂缝的开启和延伸不需要大排量注入液体。可以利用径向达西定律计算特定条件下的最大注入排量，计算公式为：

(1)

式中：qi,max为最大注入排量，L/min；K为储层渗透率，mD；h为储层厚度，m；pf为地层破裂压力，MPa；pi为储层原始地层压力，MPa；μ为流体黏度，mPa·s；β为流体体积系数；re为泄流半径，m；rw为井筒半径，m。

理论分析和实践表明，涪陵页岩气储层一般采用150～500 L/min的排量注入液体，地层破裂后再持续泵注10～30 min，注入总量控制在5～15 m3，就可以获得较好的测试结果。

2.3 注入液体的选择

压裂时一般选用凝胶或其他非牛顿流体，而微注入压降测试则应选取清水或柴油等非造壁性牛顿流体，其原因为：注入液体在未受伤害岩石中的流动可用恒压边界条件下的一维线性流渗流模型来描述(见图3(a))，此时可以认为裂缝面流体压力不随时间变化，远场孔隙压力为常数。

图3 不同地层条件下的滤失/渗流模型Fig.3 Filtration/seepage models under different formation conditions

注入开始时，压力梯度和滤失速率很高，随注入时间增长，注入液体滤失到储层深部，压力梯度和滤失速率逐渐降低。若注入液体具有一定的造壁性，则其在储层中的流动可采用组合滤失流动模型(见图3(b))描述，组合滤失流动模型包括高渗透率远场储层区、近裂缝影响区和薄滤饼区3个区域，其压降为各区域压降之和，而每个区域的压降可根据达西定律求取。注入液体会在井壁及裂缝面形成滤饼，并产生附加压降(见图3(c))，此时注入液体滤失过程与图3(a)所示滤失模型明显不同，基于滤失速率计算的远场压力梯度就会偏小，裂缝闭合后分析得出的地层流动系数就不准确了。

此外，页岩气水平井主要在水平井段第一段射孔后进行微注入压降测试，因此，射孔前通井时，必须用干净的清水在射孔段充分循环洗井，以尽量避免形成滤饼，降低对测试结果的影响。

3 现场应用

涪陵页岩气田6口井在压裂前应用微注入压降测试进行储层评价，取得了很好的评价效果，为压裂选层及设计提供了依据。下面以A井为例介绍测试过程及测试资料的分析。

3.1 测试过程

表1为A井微注入压降测试设计泵注程序。

表1 A井微注入压降测试泵注程序

Table 1 Workflow of pre-frac injection/falloff diagnostic test scheme of Well A

排量/(m3·min-1)时间/min注入液量/m3累计注入液量/m3采样间隔/s0 15101 501 5010 20102 003 5010 22306 6010 101

按照表1所示的泵注程序采用双机双泵向该井φ139.7 mm套管内连续注入清水10.1 m3，并在井口采用高精度电子压力计监测微注入过程中和注入结束关井后280 h内的压力，前150 h的采样间隔为1 s，后130 h的采样间隔为30 s。图4为A井微注入压降测试施工曲线。

3.2 裂缝闭合前分析(PCA)

根据A井微注入压降测试施工曲线(见图4)，求得井口地层破裂压力为56.51 MPa，井口瞬时停泵压力(ISIP)为24.98 MPa。对压降测试曲线进行G函数分析和t1/2诊断，结果见图5和图6。根据图5和图6求得裂缝闭合G函数时间为4.625，真实闭合时间为8.92 h，估算净压力为7.57 MPa，井口闭合压力为17.41 MPa(井口瞬时停泵压力减去净压力)，折算井底闭合压力为50.93 MPa，裂缝闭合压力梯度为0.014 9 MPa/m。

图4 A井微注压降测试施工曲线Fig.4 Measured transient pressure data of Well A during pumping fluid for pre-frac injection/falloff diagnostic testing

图5 A井微注入压降测试G函数分析Fig.5 G-function analysis:plot of pressure and pressure derivatives during the pre-frac injection/falloff diagnostic testing

3.3 裂缝闭合后分析(ACA)

图6 A井微注压降测试t1/2函数分析结果Fig.6 Square root time analysis:plot of pressure and pressure derivatives during the pre-frac injection/falloff diagnostic testing

图7 ACA双对数分析结果Fig.7 After-closure analysis:log-log plot of pressure and pressure derivatives during the pre-frac injection/falloff diagnostic testing

根据G函数分析识别裂缝闭合点，并求取出闭合时间，从而进行裂缝闭合后分析，计算地层压力和地层渗透率。图7为采用Saphir试井解释软件得出的A井裂缝闭合后的流态分布，由于使用了特殊的线性流时间平方函数(FL2)，该图中的横轴由左至右代表时间逐渐减小。由图7计算得出，A井在裂缝闭合后1.06 d形成斜率为1/2的局部线性流，之后在4.55 d开始形成斜率为1的明显拟径向流。根据拟径向流阶段特征估算A井储层中部压力为37.53 MPa，折算储层压力系数1.118(后期关井实测储层压力系数为1.160)，储层流动系数为1.928 mD·m/(mPa·s)，有效渗透率为0.001 51 mD。

由于该井出现了明显的拟径向流，故再对压降曲线进行Horner法分析，得到Horner斜率为441.06，折算地层中部压力为37.47 MPa，地层流动系数为1.977 mD·m/(mPa·s)，有效渗透率为0.001 55 mD。Horner法分析结果与G函数和ACA的分析结果基本一致。

A井压降测试曲线的双对数诊断分析结果见图8。由图8可以看出，在裂缝闭合后出现短暂的线性流，之后为明显的拟径向流。据此，利用试井解释软件计算出地层流动系数为1.967 mD·m/(mPa·s)，平均有效渗透率为0.001 54 mD。

图8 A井压降曲线双对数诊断分析结果Fig.8 Log-log plot:analysis of pre-frac injection/falloff diagnostic testing

由各方法的分析结果可以看出，利用双对数法、ACA分析法和Horner法对压降测试曲线进行分析得到的地层流度、表皮系数、地层系数和地层压力等参数基本一致。此外，利用以上3种方法计算出的地层有效渗透率均与岩石物性分析结果(0.000 1～0.020 0 mD)相吻合。

A井微注入压降测试曲线分析结果表明，在页岩气井进行微注入压降测试，采用常规压力动态分析方法对测得的压降曲线进行分析，就可以在短时间内(280 h)实现对页岩气储层的准确评价。

4 结论与建议

1) 利用微注入压降测试可以快速准确获取页岩储层的原始地层压力、储层渗透率及地层可压性等参数，为页岩气储量计算、压裂优化和产能评价预测等提供依据。

2) 影响微注入压降测试分析的关键因素为时间和注入总液量，因此，必须严格按照设计的泵注程序注入液体，以便准确判断地层微破裂点。

3) 微注入压降测试要按照泵注程序一次完成，若中断后重新泵注，储层条件就改变了，尤其在低渗透条件下，第一次泵注产生的压力并不能完全消散，而脉冲求导分析不支持多次注入叠加。

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[编辑 刘文臣]

Rapid Evaluation of Shale Reservoirs Based on Pre-Frac Injection/Falloff Diagnostic Test

ZHANG Yiqun1,YU Liuying2,ZHANG Guofeng3

(1.TheStateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandEngineering(ChinaUniversityofPetroleum(Beijing)),Beijing, 102249,China;2.DownholeOperationDivision，SinopecOilfieldServiceCorporation,Beijing,100020,China;3.SinopecJianghanOilfieldServiceCorporation,Wuhan,Hubei，430223,China)

Shale gas reservoirs are characterized by extremely low permeability.Conventional build-up tests used for reservoir assessments have extremely low efficiencies due to the prolonged time required for detection of radial flows.On the other hand,pre-frac injection/falloff diagnostic test(also known as Diagnostic Fracture Injection Test，DFIT)can detect pseudo-radial flow in a short time,and consequently may quickly assess reservoir conditions.Based on that,design optimization was performed for shale gas reservoirs in the Fuling Area with consideration to equipment selection,injection flow rates,overall injection volume and properties of injection fluids.Research results showed that satisfactory test results could be obtained by using a flow-rate of 150-500L/min and by bumping for 10-30 min after formation fractured.The total volume of injection fluids should be maintained at 5-15 m3.DFIT had been conducted in 6 wells to assess the properties of shale gas reservoirs. Through G-function and ACA analysis using the acquired data,original formation pressures and effective reservoir permeability were determined and it was discovered that relevant results coincided well with formation test results. It had been verified that the DFIT could be used for rapid assessment of shale reservoirs.

shale gas;DFIT;well test data interpretation；reservoir evaluation;G-function;Fuling Shale Gas Field

2017-02-17；改回日期：2017-04-25。

张逸群(1989—)，男，江苏扬州人，2011年毕业于中国石油大学(北京)石油工程专业，2015年获英国Heriot-Watt大学石油工程专业博士学位，讲师，主要从事油气藏动态监测与评价、油气井测试及完井基础理论研究工作。E-mail:zhangyq@cup.edu.cn。

国家自然科学基金重大国际(地区)合作项目“页岩气藏水平井完井与多级压裂增产的基础研究”(编号：51210006)和国家自然科学基金石油化工联合基金(A类)项目“深层高温高压油气井安全高效钻完井基础研究”(编号：U1562212)联合资助。

10.11911/syztjs.201703019

TE353

A

1001-0890(2017)03-0107-06