基于示踪剂监测的压裂裂缝体积的拟合方法及应用

钟萍萍， 陆 峰， 游雨奇, 易星宇，敖 科， 白 华， 詹思源， 邢杨义

1捷贝通石油技术集团股份有限公司 2中国石油川庆钻探工程有限公司试修公司 3中国石油西南油气田分公司川中油气矿南广采油气作业区 4中国石油新疆油田分公司百口泉采油厂

0 引言

目前众多裂缝诊断技术中，只有地面倾斜仪成像可用于确定压裂裂缝的体积，然而其分辨率随储层深度加深而降低，而且此法操作复杂[1]。化学示踪剂监测技术是油藏表征的强大手段之一，近年来它已扩展应用到水平井多级压裂中评估每段裂缝的生产能力。但是没有任何示踪剂监测及解释方法可用于估算压裂裂缝体积。Wright等最早建立了倾斜仪成像确定压裂裂缝体积的概念，并研究开发了分析和诊断工具(模型)来预测压裂裂缝的大小和形状[2]。基于实践经验，Cipolla和Wright进一步验证了地表及井筒倾斜仪可以更好地预测压裂裂缝形态的理念[3- 4]，但尚不清楚从此类测量中能或不能获取关于裂缝的所有信息。Lecampion等人在Wright的经验之上，提出一种利用倾斜仪测量数据实时估算压裂裂缝体积的方法[5]，该方法利用了弹性内核理论(即圣维南原理)。Fu等人基于Montney和Eagle Ford地层21口井，建立了模型可估算初始裂缝体积，并研究了返排过程中裂缝体积的损失[6]，但该方法具有局限性，且评估步骤繁琐。2015年Leong等人首次将示踪剂技术应用于裂缝体积的估算[7]，其应用于海上注水油井，评价方法和工艺与陆上气井大相径庭。本文目的是针对现有的采用地面倾斜仪成像确定压裂裂缝的体积，分辨率随储层深度加深而降低，且操作复杂的技术缺陷，提供一种用化学示踪剂监测水力压裂后油气井的生产动态进而拟合压裂裂缝体积的方法。

1 压裂裂缝体积计算方法

化学示踪剂监测水力压裂后油气井的生产动态并拟合压裂裂缝体积的步骤为：

(1)选择能同时溶于压裂液和天然气中的化学示踪剂。

(2)将化学示踪剂随着水力压裂液一起注入地层。

(3)从放喷试气开始，在井口取气样和水，并记录取样时井口累积产气量和累积产水量。

(4)检测气样和水样中示踪剂的浓度。

(5)以气样的示踪剂浓度值取对数为纵坐标，井口累积产气量值为横坐标作曲线图；当示踪剂浓度值从最低增加到高峰值后又开始下降，并出现明显的直线下降特征时，停止取样，并在此曲线上将末端直线下降的直线段延长至交于横坐标，记录交点值，即为示踪剂在气相中的波及体积，记为Vg,s(见图1)；同样方法，以水样的示踪剂浓度值取对数为纵坐标，井口累积产水量值为横坐标作曲线图，得到示踪剂在水相中的波及体积Vw,s。

图1 X井示踪剂浓度与累积产气量关系图

根据统计学中矩量法，示踪剂在气样和水相中的波及体积由一阶矩给出[8]：

(1)

(2)

式中：Cg—示踪剂在气相中的浓度，μg/L；Vg—气相累积产出体积，m3；Cw—示踪剂在水相中的浓度，μg/L；Vw—水相累积产出体积，t。

(6)计算示踪剂在裂缝中的波及体积，即水力压裂裂缝体积Vs，计算公式如下：

Vs=BgVg,s+BwVw,s

(3)

式中：Bg—在井底压力下的气相体积系数，常数；Bw—在井底压力下的水相体积系数，常数；Vg,s—示踪剂在气相中的波及体积，m3；Vw,s—示踪剂在水相中的波及体积，m3。

对于多级分段压裂，每一段都按(4)～(6)的步骤计算水力压裂裂缝体积。

2 计算方法的优点

用示踪剂在裂缝中的波及体积来计算压裂裂缝的体积。其优点是不受储层深度影响，且操作简单，适用于非常规页岩油气藏、致密油气藏、常规低渗透油气藏中进行水力压裂的水平井、斜倾井和垂直油气井。

3 现场应用

3.1 玛131井区油藏地质特征

玛北油田玛131井区位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷北斜坡区，主要发育扇三角洲相沉积体系，类型为构造油藏，是主力成藏区。油藏西北方向受玛13井北断裂控制，东北方向受玛3井北断裂控制，南部受玛132井北断裂控制，油藏中部海拔-2 720 m，中部深度3 110 m，油藏高度320 m。地层压力为30.54 MPa～38.11 MPa，系数为1.11～1.16；T1b3的地层压力为22.72～39.63 MPa，油藏中部温度为64.11～80.07 ℃。油藏地面原油密度0.801～0.840 g/cm3，平均0.828 g/cm3。玛131井区百口泉组油层岩性以中砾岩为主，其次为小砾岩和细砾岩，含油级别以荧光为主。储集空间以粒内溶孔、剩余粒间孔为主，喉道细小。储层具有低成分成熟度和低结构成熟度的特征。与玛湖其它砾岩油藏相对比，玛131井区具有油层孔喉半径小、排驱压力高，孔隙结构差的特点。油藏天然气相对密度为0.627～0.656，平均0.634，甲烷含量平均87.72%，无H2S气体。

玛131断块烃气驱试验井组T1b2层已投产10口，目前平均单井油压12.7 MPa，日产液34.4 t，日产油23.3 t，日产气27 063 m3，含水32.1%，区域累计产油11.9×104t，累计亏空量2.1×104m3。

根据《玛湖凹陷玛131井区致密砾岩油藏大幅度提高采收率先导试验方案》，玛131断块试验区井组目前气油比由388～533 m3/t上升至1 380～1 600 m3/t，为加快玛湖注烃类气体试验进入现场，在玛131井区选取MaHW1312水平井提前实施烃类气体注入工作。

MaHW1312井于2020年12月24日开始注烃气试验，注气前平均日产油量16.63 t，注气后平均日产油量15.75 t，各项指标变化不明显，见效情况有待进一步观察分析。对MaHW1312井组进行示踪监测，取MaHW1312试验井为注剂井,MaHW1226井为监测取样井，以分析注气井压裂裂缝体积，用于优化气驱驱替速度和驱替PV数，对后续提高气驱开发效果提供指导意见。

3.2 压裂裂缝体积的拟合计算

3.2.1 示踪剂筛选

在井间示踪过程中，选择适当的示踪剂是非常重要的。气相化学示踪剂筛选条件为[9- 12]：

(1)化学和生物性质稳定。

(2)不吸附于地层岩石表面。

(3)与地层矿物不发生反应。

(4)与地层流体不发生反应，配伍性好。

(5)在地层中无背景浓度。

(6)易检出，灵敏度高。

(7)无毒、安全，对环境和测井无影响。

经过室内试验，筛选出GST-A型气相化学示踪剂作为试验所用的气体示踪剂。该类型示踪剂为无毒、无色、无味、无腐蚀性的非燃烧气体，在高温高压下稳定性好，其惰性与氮气相似，且为人造化合物，在地层中无背景浓度。

计算玛131断块MaHW1312井示踪剂用量为154 kg，如表1所示。

表1 MaHW1312井示踪剂用量计算表

3.2.2 示踪剂注入

玛131井区玛131断块MaHW1312试验井T1b2层已投产10口井，其中2口井已累计亏空量2.1×104m3。鉴于注气初期以恢复注剂井周围地层压力为主，注入天然气在油藏中推进速度慢，此时不能真实反应注气井的驱动方向和推进速度。因此，需在注气井的周围地层压力得到一定程度恢复、与监测井形成有效连通后再进行注剂监测，此时的示踪监测结果可以较为准确的反应注气井的驱动方向和推进速度。

根据以往经验，MaHW1312井合理的注剂时机在稳定注气后15～30 d左右，随水力压裂液一起注入地层，具体注剂时间根据监测井的注气受效情况确定。

3.2.3 取样

本例中取MaHW1226井为监测取样井。设计取样监测期100 d，每天取样1个。若第100 d未见剂，视为未连通，停止监测；若第100 d内见剂，则继续取样检测直至示踪剂浓度回归本底。

MaHW1226井2021年3月3日开始采集气样，截至5月12日已监测70 d，采集气样74个，实验室按照方案设计的检测制度，筛选其中47个气样检测分析，如表2所示。

3.2.4 示踪剂浓度检测

初期每4个样检测1个，在检测到见剂后，向前加密3个样检测，确保见剂时间误差控制在1 d以内。见剂后所取样品需全部检测，直至示踪浓度回归本底，且连续7 d无变化，停止监测。检测结果见表2(为获取最优计算值，取3月18日前数据)。

表2 MaHW1226井气样检测结果

3.2.5 检测数据处理

以气样的示踪剂浓度值取对数为纵坐标，井口累积气量值为横坐标作曲线图；不断更新、观察示踪剂的浓度与井口累积产气量曲线，当示踪剂浓度值从最低增加到高峰值后又开始下降，并出现明显的直线下降特征时，停止取样。

从MaHW1226井示踪剂浓度产出曲线上看(图2)，MaHW1311井注剂1 d后示踪剂产出浓度达到峰值41.37×103μg/L，后续示踪剂产出浓度逐渐下降，见剂周期内示踪剂产出浓度大于5×103μg/L时间达到了4 d。

图2 MaHW1226井2021年3月示踪剂浓度产出曲线

资料解释工作通过具有自主知识产权的《井间示踪解释软件》来完成，该软件采用先进可靠的半解析方法，即流线方法。在参考以前有关半解析方法的基础上，研制完善了半解析方法进行示踪剂测试资料的分析，并从理论上完善了半解析方法的解释机理，基本解决了数值方法与解析方法的局限性及缺点，形成了一套新颖、实用、可靠的解释软件，在国内油田得到了推广应用，取得了较好的效果。

为保持注入浓度与监测井实际采出浓度的一致性，将采出的体积浓度值转换为质量浓度值进行拟合，拟合结果见图3。

图3 MaHW1226井2021年3月示踪剂浓度拟合曲线

监测井示踪剂产出峰值浓度为41.37 ppm，数值模拟注采井间对应主渗通道厚度为9.6 cm，示踪剂波及体积为4 941 m3。同样的方法得到示踪剂在水相中的波及体积Vw,s=156.2 m3。

测试时，井底流压p=46.8 MPa，在此压力下Bg=0.0297、Bw=1。

由式(3)计算得到：MaHW1226井的压裂裂缝的有效孔隙体积为Vs=302.9 m3。根据用示踪剂确定的裂缝体积，可评价气驱驱替速度及驱替PV数。经计算，将气驱驱替速度调整为1.8×104m3，驱替PV数(地层孔隙体积的倍数)为3.4 PV。以同样方法可计算井组其余井的压裂裂缝体积，用于优化气驱驱替速度和驱替PV数，对后续提高气驱开发效果提供指导意见。

4 结论

(1)本文介绍的利用示踪剂测试拟合压裂裂缝有效体积的方法,已在玛北油田玛131井区MaHW1312井组成功用于估算压裂裂缝体积，现场应用表明，该方法简单且可用于优化气驱驱替速度和驱替PV数，并对后续提高气驱开发效果提供指导意见。

(2)根据MaHW1226井的见剂曲线显示，曲线为单峰，表明该井与注剂井间存在一条主渗通道，不是大孔道或者大裂缝。

(3)测试结果表明，气驱沿压裂裂缝推进速度快，见剂井产出浓度峰值高、递减快、见剂周期短，监测15 d后MaHW1226井示踪剂产出浓度回归本底。

(4)玛131井区MaHW1226井应用示踪监测技术成功拟合出了压裂裂缝体积。由于该计算方法需要对井区的多个井组进行大数据分析，才能得到更全面的结论和认识，建议针对重点井区加强应用，为提高井区开发效果提供决策依据。