中途测试资料在压裂选层中的应用——以鄂北气田为例

蒋 艳 芳

(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院， 郑州 450006)

低孔、特低渗致密储层自然产能低，压裂改造是为促进此类储层增产而常用的手段。实践中，采取了压裂改造措施之后却未必就有好的效果。例如鄂北气田杭锦旗区块，曾经对38层采取了压裂措施，结果只有17层见气，有55.3%的地层压后无效果，耗费了大量的人力、物力、财力和时间。因此，在采取压裂措施之前科学评价储层产气的可能性，并对压裂层位进行优化选择就显得非常重要。中途测试(DST)的录取资料多、施工周期短、成本低、见效快，测试资料能够反映井下地层流体的动态变化特征，可以定性与定量评价地层的污染、堵塞程度，预测压裂改造后的增产效果[1-4]。因此，中途测试资料可作为优选压裂层的直接依据。

1 DST的原理和目的

DST属于不稳定试井方法之一，是发现和识别油气藏的重要技术手段。它是在钻井过程中或完井之后，用钻杆或油管将测试工具(测试阀、封隔器、压力计等)送入井下待测位置，然后坐封封隔器，将测试层与其他井段隔开；接着通过地面控制打开测试阀，使井筒与地层之间有一个较大的压差，地层中的流体在压差的作用下流到井筒，经过测试管串流到地面[5]。通过地面操作，可进行多次井下开关井作业。

通过DST，可以直接获取地层PVT流体样品、产能和温度压力资料，及时掌握地层含油气情况。利用试井解释软件，分析井下压力计测得的压力与时间变化关系曲线，可得储层有效渗透率、表皮系数、油气层边界性质和距离，为勘探开发提供地层动态资料。根据测试结果，分析判断是否采取增产措施并预测措施效果，为储层改造提供决策依据。

2 测试资料在压裂选层中的应用

2012年以来，鄂北气田共完成了90层的DST，测试资料涵盖所有勘探开发层位。下面，联系杭锦旗含水气藏、大牛地老区压裂选层的实际情况，分析DST资料在压裂选层中的应用。

2.1 判断适合压裂的储层

中途测试压力曲线的形态可综合反映油气层物性特征和遭受污染或获得改善的情况。储层遭受严重污染和不存在污染的曲线特征如图1所示。存在严重污染的储层，在开井流动时污染物会阻碍流体流入井筒，流动曲线上升很慢或几乎不上升，表明地层只有少量流体产出，地层压降很小；在井下关井后，能量恢复很快，压力很快就上升到地层压力，使压力恢复曲线呈方角。不存在污染的储层，关井压力恢复曲线常常呈弧形上升，而不呈现方角特征。

鄂北气田前期针对测试结果显示的具有严重污染的井进行了小规模解堵压裂，压裂改造后获得了较好的产量(见表1)。

图1 不同完善程度井的曲线特征示意图

以锦11井盒2层为例。盒2层在DST期间，测得平均气产量为30.38 m3/d，油管回收液量为0.086

m3，折合日产液量0.084 m3。从地层测试曲线来看，该井二开期间压力曲线上升缓慢，二关曲线呈方角上升，符合严重污染储层测试曲线特征。通过Pansystem试井软件解释，得到该层表皮系数为28.76。这说明该层污染严重，压裂选层时即建议对该层进行小规模解堵压裂。施工排量2.0 m3/min，加砂量15.4 m3，压后无阻流量1.39×104m3/d，取得了较好的改造效果。

因此，针对测试过程中见气而气产量较小，且测试资料显示污染严重的井，建议进行小规模解堵压裂。

表1 测试前后什股壕井区的产量情况

2.2 确定不适合压裂的储层

根据鄂北气田的实践结果，测试资料显示属于以下3种情况的，建议不得实施压裂。

第1种情况：测试时产水量大。

杭锦旗区块66层DST结果，有28层测试产水量大于0.5 m3/d。28层中15层进行了压裂施工，有3层见气。除锦82井盒1层因储层严重污染而在压后效果较好，其余2层产气量都比较低，另外12层的产液量都比较高(见表2)。

以锦88井山1层为例。该层在DST期间，测得平均气产量为275.0 m3/d，油管回收液量为4.63 m3，折合日产液量为4.54 m3。从该井的测试曲线来看，开井、关井时流动曲线上升均较快，说明储层物性较好。鉴于该层前期测试见气，产水量大，后期实行小规模解堵压裂。施工排量为3 m3/min，加砂量为13.5 m3，压后产水量为32.32 m3/d；求产过程中有气显示，点火可燃但不连续，返排率为227%。

因此，对测试期间产水量大的井，选层时一般不建议进行压裂。

第2种情况：测试层低产且下部含水，无法有效控水。

以锦128井盒3层(射孔段：3 041—3 045 m)为例。该层的测井数据见表3。该层DST期间，泡泡头检测到可燃气体，因产量过低而无法计量。测试过程中，地层未出液。从该井的测试曲线来看，开井、关井时流动曲线上升均较缓慢，说明储层物性较差。该层与下部气水同层，无明显隔层遮挡。为避免过多压开下部气水同层，采用极小排量施工，并变排量严格控制缝高。施工排量为2.0～2.6 m3/min，加砂量44.5 m3。压后产水量13.4 m3/d，产气量为0，返排率139.9%。因为该井射孔段与下部气水同层之间无明显隔层，测试层与下部气水同层实属同一个砂体，虽已采取小排量控缝施工，但裂缝扩展到下面不可避免，采取的措施只能减少裂缝向下延伸的程度。从该层压裂效果来看，产水量大。对这样的储层实施压裂，无论采取什么措施，都难避免裂缝向下延伸。因此，对此类储层，不建议进行压裂。

第3种情况：地层能量亏空较大。

D1井位于大牛地气田DK13井区。该井区自2003年投入开发，主力开发层位为盒3、太2、山1。D1井为该井区的一口开发井，2018年4月10日至20日和5月28日至6月6日，对盒3层进行了DST。第1次测试结束时，地层压力16.8 MPa。第2次测试结束时，地层压力7.4 MPa。两次测试获得的地层压力均远低于原始地层压力。测试结果表明，D1井盒3层周围邻井的生产压降漏斗波及到了该井。

为验证气井之间是否存在连通现象，2018年6月24日对D1井盒3层进行了压裂施工。压裂施工前，进行了小压测试，测试得到停泵时压力为8.8 MPa；停泵9 min后，压力降为0。主压裂施工参数：入地层净液量273.6 m3，入井砂量29.3 m3，入井液氮量16.5 m3，坐封压力27.8 MPa，破裂压力35.3 MPa，停泵压力15.1 MPa，平均砂比19.9%。小压测试及主压裂压力、延伸压力梯度正常，未出现压力突降现象，周围邻井的井口压力也未出现异常。

表2 测试显示产水量大的井压裂前后的产量

表3 锦128井盒3气层测井解释数据

压后43 min开井放喷，油压为0，套压为0，无液产出。6月26日采用反循环法压井，排量300～700 L/min，泵压0-3-0 MPa，用液70 m3，漏失70 m3。7月2日采用压力计测液面，测得液面位置为 2 108.88 m。7月3日进行液氮气举，举通压力14.0 MPa，油压8.5 MPa，液氮总量25 m3，气举期间排液量为9.2 m3。7月4日分别采用5 mm、8 mm、10 mm油嘴控制及敞放放喷排液，油压8.5～0 MPa，套压14.0～3.1 MPa，阶段排液2.9 m3。

从该井的压后试气情况看，地层压力亏空较大。此类气井，不宜进行压裂。

3 结 语

根据鄂北气田进行压裂改造的结果，分析了DST资料在压裂选层中的应用情况，由此得出以下结论：

(1) 测试资料显示污染严重的井，结合地质显示特征，可进行小规模解堵压裂。

(2) 测试时产水量大的井和下部储层含水而无法有效控水的井，不适合进行压裂。

(3) 测试期间压力亏空较大的井，不适合进行压裂。