张莉娜刘 欣张耀祖
(1.中国石化华东油气分公司 勘探开发研究院,南京 210000;2.中国石化华东油气分公司 石油工程技术研究院,南京 210000;3.中国石油大学(华东)石油工程学院,山东 青岛 266580)
页岩气藏生产周期相对较长,一般通过压裂大大改善渗流能力[1-3],采收率高,具有较好的经济价值[4]。但是页岩气藏开发属于衰竭式[5-7],这就需要研究人员熟练掌握开发过程中的敏感性因素[8],进行合理选区,寻找低成本、高产气的片区,发挥最优的压裂水平,以合理配产为抓手,提高最终采收率。
目前国内外研究者从页岩气成藏机理[9-11]、运移机制[12-14]、测井和地震表征[15]等角度进行选区的优化。何希鹏等人[16-17]对渝东南盆缘转换带,从沉积建造、构造改造、生产特征等方面进行分析,得出页岩气富集基础是受深水陆棚相控制的富碳富硅富笔石页岩,主控因素是有机孔隙,高产关键是构造应力场。高玉巧等人[18]利用页岩气同位素分馏特征,得出页岩保存条件和游离气含量高低与页岩孔隙度有正相关性。但由于页岩气区块多存在生产时间不一、开发动态资料少等一系列问题,目前对工程压裂参数的生产影响研究较少。然而工程因素直接决定了气藏是否形成复杂缝网,是否形成良好的渗流通道,所以需要进行压裂参数敏感性分析,为预测页岩气井的开发效果提供理论依据。
该研究以南川页岩气藏为研究对象,统计分析大量的矿场试验数据,得出多个压裂敏感性因素对页岩气开发效果的影响并进行归一化处理,绘制出模糊分布函数。利用正交试验设计,结合归一化的模糊分布函数,进行多因素多水平的试验分析,得出各敏感性因素对页岩气开发的影响大小。实际生产中单井压裂结束后,可根据压裂施工参数预测试气试采井开发效果。
在进行多因素分析之前,先要明确工程施工中常见地质-压裂参数对页岩气产量的影响效果。为消除水平井长度对单井产能的影响,首先根据南川区块页岩气单井试气试采情况,对无阻流量进行归一化处理,即采用以1 500 m为基准折算的无阻流量作为页岩气井改造效果的评价标准。相同或相近地质条件下,归一化产量越高,单井压裂改造效果越好。根据前人研究知,水平段长[19]、与最小水平主应力夹角[20-21]、试气段中深、单段长[22]、射孔簇间距[23-27]、每米液量、加砂强度、中粗砂占比等参数对压裂效果影响较大。该文统计上述压裂施工参数与归一化无阻流量的对应关系,并绘制单因素隶属度函数。
选取南川区块放喷测试完整的单井,统计单井水平段长度与归一化产量,绘制二者的关系曲线如图1所示。可以看出,随着水平段长度的增加,归一化产量基本呈线性增加。随着压裂水平段长度的增加,压裂改造范围增大,可动用的地质储量越多,故单井归一化无阻流量增加,产能越高。根据图1绘制水平段长度的隶属度函数,如图2所示。后续可据此对压裂井进行水平段长度的打分,计算多指标的综合得分以预测试气效果。
图1 水平井长度与归一化产量曲线Fig.1 Horizontal well length and nor malized production curve
图2 水平井长度隶属度函数Fig.2 The membership function of the horizontal well length
绘制归一化产量与最小主应力夹角的关系如图3所示,可以看出,南川区块与最小主应力夹角多为30°~40°,无阻流量与最小主应力夹角的相关性较弱,但仍可以看出夹角越大,无阻流量越低。这是因为水平井压裂缝的起裂主要受井筒周围地应力决定,井位一般沿该井最小水平主应力方向部署,此方向钻进阻力较小且有利于后期压裂形成复杂缝,实际布井方式还需要结合构造。对图3进行归一化处理,绘制与最小主应力夹角的隶属度函数,如图4所示。
图3 与最小主应力夹角与归一化产量曲线Fig.3 Angle with the minimum principal stress and nor malized production curve
图4 与最小主应力夹角隶属度函数Fig.4 The membership function of the angle included with the minimum principal stress
统计单井试气段中深,绘制其与归一化产量曲线如图5所示,可以看出,随着深度增加,产量减小,当深度达到3 500 m后,产量迅速下降。因为随埋深增加,地层由脆性向塑性转换,破裂压力先缓慢增加,到临界深度3 500 m后破裂压力陡增,施工难度也随之相应增加,故归一化产量先缓慢降低后陡降。根据图5绘制试气段中深的隶属度函数,如图6所示。
图5 试气段中深与归一化产量曲线Fig.5 The mid-depth and nor malized production curve
图6 试气段中深隶属度函数Fig.6 The membership f unction of the mid-depth
统计单段长与归一化产量的关系,绘制曲线如图7所示。可以看出,南川区块已压裂井的单段长主要为60~90 m,归一化产量随单段长增加明显减小。压裂单段长主要决定主裂缝间距范围,主裂缝间距越小,压裂造缝时单段与单段之间越容易压力响应,形成复杂缝,故单井产能与单段长成反比关系。根据图7绘制单段长的隶属度函数,如图8所示。
图7 单段长与归一化产量关系Fig.7 Relationship bet ween single section length and nor malized yield
图8 单段长隶属度函数Fig.8 The membership function of the single section length
绘制簇间距与归一化产量曲线如图9所示,可以看出,南川地区水平井压裂改造簇间距为10~50 m,且多小于30 m;随着簇间距的增大,归一化产量降低,当簇间距增大到20 m 后产量递减迅速,簇间距达到30 m后产量降低幅度减缓。减小射孔簇间距、增加裂缝条数可以提高页岩气SRV改造面积,实现复杂造缝,改善渗流条件,提高单井产能。根据图9绘制簇间距的隶属度函数,如图10所示。
图9 簇间距与归一化产量关系Fig.9 Relationship bet ween spacing of perforation clusters and nor malized yield
图10 簇间距隶属度函数Fig.10 The membership function of the spacing of perforation clusters
为消除单段长对页岩气开发效果的影响,统计每米液量与归一化无阻流量的关系,如图11所示。可以看出,随着每米液量的增加,归一化无阻流量增大,当每米液量增加到30 m3/m 后,产量趋于稳定。因为施工液量直接反映压裂改造规模,微地震监测也表明单段液量越大,改造强度越大,单位产气量越大。根据图11绘制每米液量的隶属度函数,如图12所示。
图11 每米液量与归一化产量关系Fig.11 Relationship bet ween liquid volume per meter and nor malized yield
图12 每米液量隶属度函数Fig.12 The membership function of the liquid injection intensity
加砂强度与归一化产量的统计规律如图13所示,可以看出,南川地区加砂强度为0.7~1.3 m3/m,且归一化产量与加砂强度存在明显正相关性,加砂强度越大,产量越高。支撑剂的主要作用是对裂缝进行加固,在裂缝开启后实现有效支撑,保证裂缝形状稳定,提升气体渗流能力。根据图13绘制加砂强度的隶属度函数,如图14所示。
图13 加砂强度与归一化产量关系Fig.13 Relationship bet ween intensity of sand and nor malized yeild
图14 加砂强度隶属度函数Fig.14 The membership f unction of the intensity of sand
南川地区页岩气井多采用70/140目石英砂,40/70目陶粒及覆膜砂支撑,连续加砂等压裂工艺。由于该区页岩气井埋深相对较深,在压裂过程中粗砂加砂难度大,故粗砂占比相对较少,分布在0~12%;中砂占比多集中在45%~80%。绘制中、粗砂占比与归一化产量曲线如图15所示,可以看出,产量随着中砂、粗砂占比增加呈现不同程度的正相关性。在进行页岩气的水力压裂时,压裂液携带的中粗砂含量越高,越容易支撑造缝,创造有利的渗流条件。根据图15进行归一化处理,绘制中粗砂含量的隶属度函数如图16所示。
图15 中粗砂含量与归一化产量关系Fig.15 Relationship bet ween mediumsand,coarse sand content and nor malized yeild
图16 中粗砂含量隶属度函数Fig.16 The membership function of the medium sand coarse sand content
通过单因素分析,对比各因素对归一化产量的影响幅度可以看出,页岩气藏压后开发效果较敏感的参数有水平段长、单段长、射孔簇间距、每米液量、加砂强度和中砂占比。其他因素如与最小主应力夹角、试气段中深,由于实际气藏确定后构造、埋深基本确定,与最小主应力夹角、目的层深度浮动范围小,故对压后开发效果的影响较小,人为可控程度较小。下面对较敏感的6个指标进行多指标综合评价,研究指标的影响程度。
为更好地掌握不同压裂参数对页岩气井开发效果的影响,并为接下来的产能预测提供支持,该文采用正交试验设计对压裂参数进行多指标综合分析。正交设计是一种考虑多因素多水平的设计方法,利用规格化的正交表,将不同因素进行合理安排,获得最佳搭配方案、影响因素的主次[28]。选取较敏感的6个指标,每个指标均考虑5个水平,如表1所示。根据页岩气压裂参数正交设计表1可以规划出25组方案,利用页岩气井产能评价软件模拟各方案的压裂实施效果,具体方案及计算结果见表2和表3。
表1 页岩气井压裂参数正交设计表Table 1 An orthogonal design table of fracturing parameters for shale gas well
表3 页岩气压裂参数正交结果Table 3 Orthogonal results of shale gas fracturing parameters
由表2可以看出,当以归一化产量为标准进行页岩气压裂效果的评价时,水平段长1 400 m、单段长60 m、射孔簇间距20 m、每米液量30 m3/m、加砂强度1.2 m3/m、中砂占比80%,即方案6的效果最好。另外,可以通过直观分析计算不同因素不同水平的方差均值,根据极差大小来判断各因素的重要程度[29]。水平段长、单段长、射孔簇间距、每米液量、加砂强度、中砂占比的极差分别为0.71,0.64,0.55,0.76,1.00,0.85。进行归一化处理,得到水平段长、单段长、簇间距、注液强度、加砂强度、中砂占比的影响因子分别为15.7,14.2,12.2,16.9,22.2,18.9,即影响页岩气压裂效果的关键因素是加砂强度和中砂占比。
表2 页岩气压裂参数正交方案Table 2 An orthogonal scheme table of shale gas fracturing parameters
续表2
为更准确评价页岩气压裂效果与压裂参数之间的关系,引入方差分析,估计随机误差,从而较为精准的评估6种因素对试验结果的影响。根据页岩气压裂参数方差分析表4可知,各因素对页岩气压裂效果的影响,从强到弱依次为加砂强度、中砂占比、注液强度、水平段长、单段长、簇间距。
表4 页岩气压裂参数方差分析表Table 4 Variance analysis table of shale gas fracturing parameters
选取未参加评价的新投产井进行敏感性分析的验证,将单井各因素的参数取值投到相应隶属度函数上读取单项得分,单项得分乘以各自影响因子得到最终的试验评分,以验证井压裂施工参数及评价结果。由表5可知,多指标综合评分与实际放喷的归一化无阻流量一致性较好,评分越高的井,无阻流量越高,其中24-2井评分最高为75.7,归一化无阻流量最高为46.7×104m3/d。由图17实际生产井的排采曲线可知,综合评分高的井,日产气高,均验证了敏感性分析的合理性。
表5 生产井压裂施工参数及评价表Table 5 Fracturing parameters and open-flow capacity tables of shale gas well
图17 生产井排采曲线Fig.17 Shale gas well production curve
1)根据单因素研究可知,与无阻流量呈正相关性的参数有水平段长、注液强度、加砂强度、中粗砂占比;与无阻流量呈负相关的参数有与最小主应力夹角、试气段中深、压裂单段长、射孔簇间距。其中对压裂效果影响明显的因素有水平段长、单段长、射孔簇间距、每米液量、加砂强度、中砂占比。
2)通过多指标综合分析得出,对页岩气产能影响从强到弱的压裂参数依次为加砂强度、中砂占比、注液强度、水平段长、单段长、簇间距,对应的影响因子分别为22.2,18.9,16.9,15.7,14.2,12.2。所以要想保证压裂效果,需要根据实际气藏条件进行各参数优化,且要保证加砂强度、中粗砂占比和注液强度。
3)根据现场放喷井测试数据可知,多指标综合评分越高的井,无阻流量越高,日产气量越高,均验证了敏感性分析的合理性,也为后期压裂完结的井预测产能提供借鉴。