试井在低渗透油藏压裂效果综合评价中的应用

王为林，杜鹏伟，安宏亮，周 军

（中国石油长庆油田分公司第七采油厂地质研究所，陕西西安 710200）

低渗透油（气）藏压裂效果分析是认识储层地质特征和评价压裂施工工艺的重要工作。试井资料是目前评价压裂效果最有效的方法之一，业界已发表了有关理论方法及应用例子[1-8]，但很少见到发表有关鄂尔多斯盆地低渗透油田典型油藏区块分析例子。本文以鄂尔多斯盆地的一个典型低渗透油田-HJ油田为例，进行有关研究工作。本文全面利用了HJ油田压裂施工及试井资料，并结合油藏地质特征，对影响HJ油田油藏压裂效果的主要因素进行分析，且根据试井解释理论，运用压裂前后试井资料对比分析试井曲线特征[5，6]及地层参数解释结果，从试井曲线形态变化、表皮因子、裂缝长度、裂缝导流能力等对油藏加砂压裂效果进行了评价[4，7，8]，为油藏压裂优选层位、措施方案改进提供依据，本文成果可供有关现场工作参考应用。

1 低渗透油藏压裂井试井模型

研究表明，在深度超过700 m的地层中，压裂见效产生的大多是垂直裂缝。压裂见效常见的是形成无限导流垂直裂缝和有限导流垂直裂缝（双线性、三线性）。如果形成的是无限导流垂直裂缝，在双对数曲线上，早期的线性流动阶段，压力及压力导数是两条斜率为1/2的平行直线，二者的纵坐标之差为0.301对数周期。在拟径向流段，压力导数曲线呈纵坐标值为0.5的直线（见图 1）。

图1 无限导流垂直裂缝典型图版

而在低渗透地层中，压裂见效多形成低渗透有限导流垂直裂缝（双线性、三线性），在双对数曲线上，早期裂缝线性流动阶段，压力及压力导数是两条斜率为1/2的平行直线，二者的纵坐标之差为0.301对数周期，而在裂缝双线性响应阶段，压力及压力导数是两条斜率为1/4的平行直线，二者的纵坐标之差为0.602对数周期；在地层线性流响应阶段，压力及压力导数是两条斜率为1/4的平行直线，二者的纵坐标之差为0.602对数周期（见图2）。

图2 低渗透有限导流垂直裂缝（双线性）典型图版

如果压裂形成裂缝，表明压裂见效，利用不稳定试井压力恢复曲线可以求解裂缝半长。裂缝半长越长，说明压裂造缝效果越好。同时，还可求解裂缝渗透率和裂缝导流率，判断裂缝流动（线性流动）后整个油气藏的复合压力响应（地层径向流动和异常边界）是否出现。

2 低渗透油藏压裂效果评价方法

人工压裂主要目的是力求消除污染和低渗透这两方面的不利影响：在地层中压开裂缝，解除油井周围区域的污染，改善渗流条件，提高地层渗透率，从而提高油气井产量。对低渗透井压裂效果评价可以从表皮系数方面来考虑。根据压裂是否解除污染来评价压裂的效果，主要考虑表皮效应。衡量表皮效应的大小是表皮系数S，对于均质油藏中的一口井，S＞0表示污染，数值越大表明污染越严重；S=0表示未受污染；S＜0表示增产措施见效，数值越大表明增产措施的效果越好。

根据以上评价依据，利用试井资料评价低渗井压裂措施效果，可以采用参数对比法。对于压裂前后都进行过试井的压裂井，利用不稳定试井压力恢复曲线可以定性定量求解地层渗透率和表皮系数。通过压裂前后两值的对比及油气产量的对比，可判断压裂效果。压裂形成裂缝的情况下，可以求解裂缝半长。裂缝半长越长，说明压裂造缝效果越好。

表1 Di395-52井压裂前后解释成果对比表

3 方法应用

3.1 油井基本情况

HJ油田Di395-52井为G73区块油藏的一口采油井，2009年7月4日投产，完钻海拔2 688 m，补心海拔1 477.25 m，水泥返深86.5 m，最大井斜20.1°，套补距5.8 m，套管壁厚7.72 mm，套管钢级为J-55。射开井段长 81：2 641.0 m～2 645.0 m，厚度 4.0 m，长 81：2 647.0 m～2 651.0 m，厚度 4.0 m，油藏中深 2 649 m，地层孔隙度9.3%，油层段井径0.124 m，原油黏度1.26 mPa·s，原油体积系数 1.50 m3/m3，原始地层压力18.7 MPa，原始气油比137.32 m3/t，综合压缩系数1.53×10-3MPa-1。

措施前以32 mm泵径生产，平均日产液水平1.18 m3，平均日产油水平0.603 t，平均日产水水平0.45 m3，综合含水37.43%。截至2015年6月28日，累计产液量4 378.84 m3，累计产油量3 229.09 t，累计产水量501.53 m3，综合含水10.50%。

3.2 压裂效果评价

2015年6月28日压裂后以32 mm泵抽油生产，日产液水平上升为1.38 m3，日产油上升为1.01 t，平均日产水水平下降为0.15 m3，综合含水率下降为11.10%，日增产能0.407 t。从生产数据来看，压裂效果好，措施成功。

为更加科学全面评价本次措施效果，2015年8月20日对该井进行压力恢复测试，历时505 h，录取到了合格的资料。把压裂前后两次的不稳定试井资料进行对比分析，解释结果（见表1），曲线拟合良好（见图3、图 4）。

图3 Di395-52井压裂前双对数拟合曲线

该井压裂前后测试的双对数拟合曲线，压裂前的双对数曲线是有井筒储存和表皮效应影响的均质地层特征，而压裂后的双对数曲线则消除了井筒储存和表皮效应，开口变大，说明地层渗透性变好。从表1可以看出，压裂前后平均地层压力基本保持在13.5 MPa左右；压裂后储层渗透率增加为58.76 mD；裂缝半长增加为115.01 m；导流率由15.78增加为10 368.35。由于压裂后，油层裂缝重新开启，长度增加，渗流能力大大增加，油井产能得以恢复，获得了较好的经济效益。

利用上述方法，对HJ油田低渗透油藏的3口井压前压后资料分别进行解释，对比分析其解释平均值，结果（见表 2）。

分析Di18-62、Di46-76、Di54-13三口井压裂前后的双对数曲线（见图5～图7），压裂后曲线开口变大，末端上翘，表现出了明显的裂缝线性流特征。这表示压裂施工成功改变了井底附近地层流体的流动形式，减小了流动阻力，增加了油藏内流体流动能力。

图4 Di395-52井压裂后双对数拟合曲线

图5 Di18-62井压裂前后双对数拟合曲线

表2 三口井压裂前后解释成果对比表

图6 Di46-76井压裂前后双对数拟合曲线

对于低渗透油藏，由于压裂后人工裂缝改变了井底附近地层渗流场，减小了渗流阻力，所以压裂后渗透率提高，表皮系数数值增大，导致油井产能增强，日产液量提高，提高了油田的经济效益。另外，经过一段时间生产后，测试显示地层压力有一定幅度下降。

图7 Di54-13井压裂前后双对数拟合曲线

4 结论

通过低渗透油藏四口井应用试井资料评价压裂效果，结果表明，压裂后试井双对数曲线开口变大，末端上翘，表现出明显的裂缝线性流特征，这一特征可以定性的了解压裂施工效果。通过定量解释，可以了解低渗透油藏油井压裂后，表皮系数、导流率和导压系数的变化情况，为日产液量变化提供预测依据。解释结果变化表明，压裂改变了地层渗流场，降低了井底附近流体流动阻力，提高了油井产能，可以使HJ油田的经济效益得以提高。建议低渗透砂岩油藏推广应用，以加强油藏动态监测，提高措施效率。