低渗透气藏水平井分段压裂分段优化方法研究

杨 浩，李新发，陈 鑫，陈晓毅，刘 鹏，冯 青，耿少阳

(1.中海油田服务股份有限公司，天津 300450;2.中国石油玉门油田分公司，甘肃 酒泉 735000;3.成都理工大学，四川 成都 610000)

0 引言

目前，低渗透气藏水平井分段压裂设计主要采用裂缝段间干扰、数值模拟优化、压裂井网匹配优化等方法［1－6］。以上方法都是基于单一裂缝的渗流方式，各压裂段的设计基本为等间距。低渗透气藏非均质性强，水平井各压裂段物性差异大，应对不同的储层段设计不同的分段间距，达到最大的改造体积。前期研究表明，低渗透气藏水平井的所有压裂段中，有产能贡献的低于 65%［7－8］，需要提高压裂改造效率，根据水平段的储层应力薄弱段发育情况，设计压裂分段间距，充分改造每一处应力薄弱位置。采用四维影像裂缝监测资料，建立了基于测录井曲线的应力薄弱段识别方法，并引入应力薄弱发育评价参数Ktr，从而达到合理分段设计。经过验证，在高于Ktr截取值的位置，压裂过程中形成了多条裂缝，应用该方法可以实现水平井压裂分段优化。

1 地质概况

A气田位于鄂尔多斯盆地东缘，主要开发层位为石盒子组，储层埋藏深度为1 700～2 500 m，储层主要由陆源碎屑岩组成，目标层位平均孔隙度为7.72%，平均渗透率为0.7 mD，压力系数为0.92～1.00，属于典型的低渗透气藏。A气田在主力层中钻了6口水平井，采用分段压裂技术改造储层，段间距为100 m左右，同层位水平井压裂后产能差异较大，部分砂岩钻遇率高的井压裂后产能反而较低。结合裂缝监测分析产能差异大的原因，主要是由于采用等间距设计压裂段的方式，忽略了储层非均质性的影响，导致部分应力薄弱段(天然裂缝发育或者高孔渗条带)未充分改造。因此，为提高低渗透气藏压裂改造效率［9－10］，需根据水平段的储层应力薄弱段发育情况，更合理地设计压裂分段间距，充分改造应力薄弱位置，扩大改造体积。

2 水平井分段压裂设计方法

2.1 应力薄弱段识别方法

根据四维影像微地震裂缝监测结果，能够识别出水平井压裂时破裂点的分布位置，对比破裂点的测井和录井参数变化可知，在破裂点处的录井全烃和钻时数据均存在明显的异常。这是由于钻时能够综合反映储层的可钻性及物性［11－16］，因此，可以通过对比钻时变化情况，判断储层的应力薄弱段发育情况。在应力薄弱区，钻时会明显降低，且钻时比在4以上，气测全烃呈现“指”状形态，异常倍数达到10倍以上。可利用全烃和钻时的异常情况，建立破裂点的识别方法。

通过分析研究区内四维影像裂缝监测的4口井39个压裂段的破裂情况，识别出71个破裂位置，且破裂处的钻时和全烃数据均出现小幅度的异常。为了能综合表征这种影响，引入应力薄弱发育评价参数Ktr。钻时和全烃相对背景值出现了异常，因此，计算Ktr时分别对钻时和全烃异常倍数取了不同的权重。全烃异常倍数普遍在10倍以上，钻时的异常倍数在1倍以上，为了权衡2个参数的影响分别对异常倍数进行了处理并求取对数。其计算式为:

式中:Ktr为应力薄弱发育评价参数;a为钻时的分配权重;b为全烃的分配权重;Rop为砂岩段的钻时基线值，min/m;Rop1为邻近非储层段的钻时基线值，min/m;Tg为砂岩段全烃最大值，%;Tg1为邻近非储层段的全烃基线值，%。

2.2 权重值和截取值求取

为了获取Ktr中钻时和全烃异常倍数的权重，选取由3口水平井中识别出的55个破裂位置对应的钻时和全烃参数作为样本，采用试凑法，确定式(1)中的参数值。另外取1口井的16个破裂点进行验证，部分破裂点参数见表1。

表1 测录井异常倍数统计Table 1 The statistics of abnormal multiples of logging

由于式(1)中对应的Ktr值仅为截取值，高于某一值时反映应力薄弱段发育，低于某一值时则不发育。因此，在计算时a，b存在组合方式有多种，限制a+b＜1，采用试凑的方法求解，并用未监测破裂的井段参数和剩余已经监测出的16个破裂点进行截取值的验证，当全部符合时认为满足要求。

通过试凑得到a，b值及裂缝发育段的Ktr截取值。根据裂缝监测，分析5口裸眼完井的水平井各压裂段的破裂情况，调整a，b值拟合出裂缝监测中起裂点多的位置。通过拟合得出a=0.7、b=0.2，Ktr的截止值为0.85。

另外十口井取岩心，可以观测到明显的天然裂缝发育特征，应用以上的a、b值计算砂岩段的Ktr，从综合图中可以看出:当Ktr值大于0.85表示应力薄弱段发育，与岩心观测到的天然裂缝发育位置一致(图1)。

图1 计算应力薄弱段段与岩心观测裂缝发育段组合图Fig.1 The combination diagram of the section with weak calculated stress and the section with developed fractures in core observation

2.3 现场应用

根据式(1)中的计算方法，计算B－1－5H和B－4－8H 2口水平井应力薄弱发育段，在测井综合图中增加了一道新的参数Ktr，在高于0.85处进行黄色填充，用其来识别应力薄弱段发育位置。B－1－5H井Ktr值大于0.85的井段较长，表明该井天然裂缝发育。在设计分段时，将滑套置于应力薄弱段集中改造，共设计7个滑套。图2为B－1－5H井天然裂缝分布图，通过监测结果表明，该井出现多达18处破裂点，实际裂缝条数多于设计的压裂条数。该井压裂后无阻流量达到18.3×104m3/d，远高于同层位的水平井平均无阻流量(2.7×104m3/d)。

图2 B－1－5H井天然裂缝分布图Fig.2 The distribution of natural fractures in Well B－1－5H

B－4－8H井计算的应力薄弱段发育厚度小，仅有3段有应力薄弱段发育，且各段发育厚度小(图3)，因此，压裂形成的裂缝条数较少，压裂后产能可能较低。该井实际压裂11段，压裂后无阻流量仅为2.1×104m3/d，低于同层水平井平均无阻流量(2.7×104m3/d)。

图3 B－4－8H井裂缝分布Fig.3 The fracture distribution in Well B－4－8H

通过对多口水平井的应力薄弱段发育位置判断及裂缝监测结果，可以看出:应力薄弱段发育段压裂时起裂点多，最终形成多条人工裂缝;压裂产能与应力薄弱段发育程度相关性高，应力薄弱段发育越长，压裂产能越高。

3 结论

(1)低渗透气藏储层非均质性强，天然裂缝分布不均匀，监测显示在应力薄弱段形成压裂裂缝条数多，因此，分段压裂时，需要充分考虑应力薄弱段发育位置的影响，设计分段压裂间距。

(2)分析录井曲线中全烃和钻时的异常情况，应力薄弱段发育时，全烃和钻时会出现明显的异常，通过监测井和岩心资料，拟合全烃和钻时对应力薄弱段识别的权重，得到Ktr。结果表明:在高于Ktr截取值的井段，监测出起裂的裂缝条数多，压裂产能高。