頁巖氣體積壓裂壓后試井分析與評價

劉旭禮

頁巖氣體積壓裂壓后試井分析與評價

劉旭禮

中國石油長城鉆探工程公司四川頁巖氣項目部

劉旭禮.頁巖氣體積壓裂壓后試井分析與評價. 天然氣工業,2016, 36(8):66-72.

經過體積壓裂后的頁巖儲層,其壓后評估和產能預測目前均缺乏相對成熟準確的分析手段,而單一的微地震監測、停泵壓降測試等方法在應用上又具有一定的局限性.為此,在充分分析體積壓裂所形成的裂縫網絡形態和預期改造效果的基礎上,采用"較短有效裂縫半長+改造體積內較高的有效滲透率"的方法,對頁巖氣井體積壓裂的改造效果進行分區描述,突出近井地帶的主裂縫通道形態,還利用平均有效滲透率概念對中遠井地帶由復雜、密集的裂縫系統切割破碎的壓裂體積的改造效果進行等效描述,解決了傳統多長直平面縫模型不能描述改造體積內部擬徑向流的問題,更加合理地評價了體積壓裂對于改造體積內部滲流能力改善的效果,提高了產能預測的準確性和穩定性.四川盆地威遠區塊頁巖氣水平井壓裂實踐表明:①體積壓裂所形成網絡裂縫的滲流特征與面源縫大不相同,而更近于以射孔孔眼或近井地帶一定范圍內主裂縫通道為中心點源流動;②從試井動態上呈現的是徑向或擬徑向流特征,而非線性流;③利用較短的主裂縫長度和高于頁巖基質若干數量級的有效滲透率,可對改造體積進行描述.

體積壓裂 改造體積 試井分析 徑向流 壓降測試 微地震監測 裂縫網絡 診斷擬合 四川盆地

體積壓裂是一種有效的頁巖氣井壓裂改造工藝,在致密頁巖儲層內建立有效的滲流通道,最大程度釋放產能,建立長期穩定產能有著重要作用.現階段,可以通過在壓裂過程中實時微地震監測,壓后停泵壓降測試解釋,辨別、分析和評價體積壓裂改造效果.

然而,實時微地震監測結果通常受到多方面因素的影響,如檢波器的密度和分布的位置、壓裂過程中其他噪聲源影響、微地震解釋精度等,都會造成實時微地震解釋出現偏差.另外,微地震監測記錄的是在壓裂過程中發生的巖體破裂事件和能量響應,但很難高精度地分辨實際上具備有效導流的裂縫,微地震解釋改造體積往往遠大于井控有效改造體積.壓裂施工停泵壓降測試雖然也是裂縫解釋的重要手段,但現場上受到測試時間較短的影響,記錄的數據點不足以描述壓力波在整個有效改造體積內的傳播過程,定量描述裂縫系統形態有一定難度.

利用頁巖氣井壓后生產過程中的流量和測試壓力數據,通過試井分析手段可以對流體的滲流動態進行分析,可識別水力壓裂產生的裂縫或裂縫系統的形態特征,從而定量評價裂縫的幾何參數、導流能力和有效的改造體積及有效滲透率等,為壓裂改造效果評價和產能預測提供更詳細、準確的信息支撐[1-2].

然而,基于傳統的分段壓裂水平井試井模型所采用的多條平面縫橫切水平井筒的描述方法,不僅在裂縫形態描述上與頁巖氣體積壓裂所形成的裂縫系統差異較大,而且在生產過程中無法描述所觀察到的某些地下流場形態,在評價體積壓裂改造后有效的裂縫長度和改造體積內的有效滲透率時常出現較大偏差,進而導致產能預測與實際情況誤差較大.

筆者在充分分析頁巖氣井體積壓裂在地下形成的裂縫網絡形態和預期改造效果,采用"較短有效裂縫半長+改造體積內較高的有效滲透率",對頁巖氣井體積壓裂的改造效果進行分區描述,突出近井地帶的主裂縫通道形態,并利用平均有效滲透率概念對中遠井地帶由復雜、密集的裂縫系統切割破碎的壓裂體積的改造效果進行等效描述,解決了傳統多長直平面縫模型不能描述改造體積內部擬徑向流的問題,并更加合理地評價了體積壓裂對于改造體積內部滲流能力改善的效果,提高了產能預測的準確性和穩定性[3].

1　頁巖氣體積壓裂改造工藝

頁巖氣井體積壓裂主體思路是在頁巖儲層形成空間上復雜交錯的多級導流縫網系統[1](寬網裂縫導流系統),實現空間上對頁巖儲層充分的破碎、切割,同時不同導流能力的裂縫組合形成一套供給和輸送的合理的匹配系統.頁巖氣體積壓裂改造考慮以下幾個方面:①采用高排量注入維持縫內凈壓力,在儲層可壓性允許的情況下將頁巖儲層盡量破碎;②低黏滑溜水和一定黏度膠液組合,保證垂直井筒方向上的裂縫延伸,同時兼顧沿井筒方向上裂縫網絡寬度的擴展;③不同粒徑支撐劑組合,著眼于支撐不同規模的裂縫,實現多級導流能力組合;④實時使用可降解暫堵劑,降低濾失并實現縫內強制轉向,增加液體效率,增強裂縫系統的復雜程度.

以四川盆地威遠區塊頁巖氣A井的體積壓裂為例,工藝上應考慮:①滑溜水與活性膠液組合;②100目+40/70目+30/50目支撐劑組合,微縫+支縫+主縫3級導流能力設計;③以段塞式加砂為主,在施工壓力條件允許情況下采取分段連續加砂;④前置酸液作為前置液的一部分使用,提高較大范圍和較遠距離的處理效果,調整膠液注入時機和注入用量,保證裂縫高度延伸和平面上有效擴展,實時加入可降解暫堵劑實現縫內轉向.

A井寬網壓裂典型施工曲線如圖1所示.

2　體積壓裂改造頁巖氣井典型流場分析

頁巖氣分段壓裂水平井在生產過程中,通過試井分析或長期生產數據的流量重整壓力分析[4-7],可觀察到流場的演化.在以往的分段壓裂水平井研究中,只考慮沿水平井段分布的若干條單一裂縫(平面縫),其完整的滲流場演化可歸結為可能出現的流場序列[2-3]:儲集效應→裂縫內線性流→雙線性流→地層線性流→改造體積邊界效應流→改造體積外合成線性流→擬徑向流(橢圓流)+外邊界效應.在試井診斷圖中,可通過導數曲線斜率變化來判別流場(圖2).一般井儲效應、裂縫內線性流、雙線性流的出現需要早期測試數據的密度足夠大,或是流場持續時間足夠長.在儲集效應后一般會出現一定的表皮效應,且在裂縫線性流形成之前,理論上存在短時間的縫內徑向流動,但往往由于裂縫尺寸限制和導流能力較大等因素造成流場持續時間很短,以至于記錄的壓力響應難以體現.所以,并不是所有流場都可被觀察到.

在實際生產過程中,通常認為在改造體積(SRV)內部氣體才會發生有效流動,而在改造體積外部(XRV),即使在很大的壓力梯度驅動下也很難發生氣體流動,因此頁巖氣井的改造體積邊界效應往往是實際生產可觀察到的最終流場形態.另外,在地層線性流和改造體積邊界效應流之間,有可能會出現圍繞各條裂縫的擬徑向流階段(圖3).當裂縫長度相對于裂縫間距小很多的時候,通常會發生擬徑向流階段,而且這種情況下后期所反映的邊界效應很有可能并不是包含整個水平井段的連續改造體邊界,而是各條裂縫各自有效改造體積的邊界.

圖1　頁巖氣A井寬網體積壓裂典型施工曲線圖

圖2　多平面縫分段壓裂水平井流場演化示意圖

圖3　單縫擬徑向流示意圖

通過試井解釋(壓力恢復分析)很難觀察到全部流場特征[8],一方面是有些流場特征受限于數據數量和數據密度而無法顯現,另一方面則是因為有效滲透率量級過低,導致壓力波傳播速度緩慢而無法觀察.通常利用長期的流量重整壓力數據結合試井分析中的壓降分析方法辨別流場動態.

與多條平面縫的改造特征不同,體積壓裂在地層中制造了錯綜復雜的裂縫網絡帶[9-11],在空間上形成了多向切割和破碎巖石的裂縫系統.體積縫在各個方向上的長度、裂縫密度、導流能力、裂縫寬度等與地層非均質性、壓裂施工控制等有關,很難具體針對裂縫系統中各條裂縫分支進行幾何描述.體積壓裂的改造效果是在地層中通過制造空間分布的復雜裂縫體系將儲層充分破碎、增大暴露于流動通路的巖石表面積,縮短基質有機孔和含氣的微裂縫到達有效運移通道的距離,保證在有限的壓力梯度作用下盡可能地將氣體從存儲空間運移到流動通路上最后至井筒.其改造效果可以等效為一種整體平均有效滲透率的激增.

考慮到在經過壓裂改造的頁巖氣儲層中[12-13],往往會有以下幾種類型的孔隙空間:支撐裂縫、無支撐裂縫和有機孔.支撐裂縫和無支撐裂縫在尺寸和導流能力上差距較大,因此,利用"三重孔隙介質[14-16]"模型(圖4)描述的方法比較可行.事實上,由微裂縫(包括在壓裂過程中產生的分支縫和開啟的天然裂縫)連通的有機孔與微裂縫之間的流動并未如常規雙孔介質竄流明顯,且相對于有支撐的主干裂縫,其滲透能力都遠小于主干裂縫,其竄流特征很有可能由于滲透能力級差較小而被遮蔽.對于體積壓裂改造的頁巖氣儲層,利用改造后平均有效滲透率描述的均質地層模型即可滿足儲層物性分析和產能預測的需要.

圖4　三重孔隙介質模型示意圖

體積壓裂為保證在平面上裂縫帶延伸的足夠遠(一般需達到井間距的一半),在近井地帶應盡量避免大規模濾失,以保持足夠凈壓力使得水力裂縫向地層深處延伸.前置膠液的使用可有效地促進水力裂縫延伸,但是注入流體進入地層深處,其造縫能力隨著凈壓力的消耗逐漸降低,支撐劑運移至遠井相對難度更大,因此遠井地帶可能失去裂縫主干形態,取而代之的是大量的分支縫、次生縫,所以具有明顯主縫形態的裂縫往往無法延伸至地層深處,而是在近井地帶一定范圍內(圖5).

圖5　體積壓裂水平井儲層模型圖

據此,與之對應的儲層和裂縫模型可示意為圖5.可能出現的流場序列包括:儲集效應→裂縫內線性流→雙線性流→地層線性流→環裂縫擬徑向流→改造體積邊界效應流,其特征可從試井分析或長期生產數據的流量重整壓力曲線辨別(圖6).同樣,并不是所有流程特征都可觀察到.

圖6　體積壓裂水平井滲流場演化示意圖

3　體積壓裂動態測試數據試井分析

威遠區塊頁巖氣A井,水平段穿行層位為志留系龍馬溪組底部,完鉆垂深3 555 m,測深5 455 m,水平段長度1 562.3 m.該井主體工藝為寬網體積壓裂,共改造17段,單段長度75～120 m,共射孔(不含第一段觸發式滑套)48簇.該井共注入壓裂液35 345.08 m3,支撐劑1 361.45 t.平均施工排量14 m3/min,施工泵壓67～82 MPa.

該井在進行壓裂過程中進行了實時井下微地震監測,從微地震事件點的分布形態可以部分佐證體積縫的形成(圖7);從壓后停泵壓降測試G函數疊加導數分析來看(圖8),多點起裂確實發生,且裂縫體積較大,驗證了復雜縫網的形成.

圖7　威遠區塊頁巖氣A井壓裂施工井下微震監測圖

A井壓裂結束后,累計記錄返排1 440 h,油嘴尺寸范圍由3 mm逐級放大至10 mm(穩定返排油嘴6～9 mm); 3 mm油嘴返排速度為6 m3/h,油嘴6 mm時排液速度達到峰值23 m3/h,隨后排液速度降至10 m3/h,套壓降落17.2 MPa.換用9 mm油嘴排液速度回升至39 m3/h,但快速降至10 m3/h,最后調整油嘴至6 mm,排液速度穩定于3 m3/h,套壓緩慢下降至21 MPa.累計返排液量為11 792 m3,返排率為31.3%.

圖8　威遠區塊頁巖氣A井施工后壓降測試分析圖

對A井從2014年12月17日見氣,至2015年2月14日關井前,累計產氣350X104m3.主體返排階段后,產量約12X104m3,井口套壓降幅18 MPa,配產9.5X104m3/d,持續穩定生產直至關井.關井550 h后重新開井,套壓降落明顯(降幅26.8 MPa)但氣產量極低,在壓力重新恢復過程中再次采取關井,記錄終止時井口復壓至46.9 MPa(圖9).

對該井的第一個關井壓力恢復數據進行試井分析,在雙對數診斷曲線上出現線性流+徑向流的特征流場(圖10).根據體積壓裂頁巖氣水平井模型,連續出現的線性流+(擬)徑向流的流場序列對應于圖6中的地層線性流和環近井主縫段徑向流.在建立試井分析模型時,可利用流量均分法考慮單條裂縫的生產動態,同時考慮近井地帶的主裂縫通道相對于周圍儲層具備更高的滲透能力,而遠井地帶裂縫形態復雜化且導流能力相對較低,可將儲層視作進行了均勻破碎達到體積改造,可以利用較短的主裂縫(半)長和高于頁巖基質的有效滲透率進行歷史擬合(圖10),得到主裂縫半長10 m,滲透率0.002 7 mD.由于在雙對數診斷曲線中并被觀察到邊界效應流(對于壓恢測試表現為導數曲線急劇下落),故無法判定實際的井控改造體積.

圖9　威遠區塊頁巖氣A井壓裂施工后生產動態圖

擬合得到的裂縫半長僅為10 m,與常規意義上的縫長相比過小,但這并不代表所注入的壓裂流體和支撐劑只在近井地帶形成了若干條半長10 m的裂縫.其試井模型參數代表著在近井地帶10 m的范圍以高導流的支撐裂縫主通道,該通道的滲流能力相對地遠大于其橫向上的儲層,這與壓裂工藝中采用前置膠液以較低的濾失和較大的凈壓力突破近井地帶、向地層深處延伸的設計理念相對應;而在遠井地帶,無論是高排量、大規模的滑溜水注入還是縫內轉向工藝,均以制造復雜縫網、達到整體體積壓裂效果為主.考慮到遠井地帶由于濾失、分流造成的凈壓力擴散,裂縫開度相對較小,支撐效果受到影響,所以遠井地帶滲流能力相對較低但分布較均勻.從試井分析解釋的有效滲透率量級看,相較于未改造的頁巖基質滲透率(10-10～10-7mD)已有若干數量級的激增,形成了在現有地層壓力驅動條件下進行有效滲流的條件,說明寬網體積壓裂對該井頁巖儲層進行了有效改造.

圖10　威遠區塊頁巖氣A井壓恢試井分析雙對數診斷擬合圖

假設A井有效改造體積范圍可達到與鄰井間距的一半(200 m),利用擬合模型參數進行5年產能動態預測,天然氣累產可達7 300X104m3.

4　結論與認識

1)體積壓裂是頁巖氣水平井壓裂改造的有效工藝,是通過在優質頁巖層中充分破碎巖體、制造復雜縫網體系形成有效體積改造,而非通過多條平面縫密切割進行儲量控制.

2)實時微地震監測和停泵壓降測試分析均是評價體積壓裂效果的手段,但利用生產過程中的測試數據進行試井分析,可提供更詳細的解釋結果.

3)體積壓裂在近井地帶以高導流主干裂縫為改造特征,中遠井地帶主要以復雜裂縫系統破碎儲層,儲層改造程度相對均勻.

4)寬網體積壓裂頁巖氣井在試井分析動態上以線性流+(擬)徑向流的流場序列為特征.

5)利用較小的裂縫有效半長結合較大的平均有效滲透率,描述體積壓裂改造頁巖氣井及改造體積特征,相較于復雜的三孔介質模型更加貼合實際.

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Well test analysis and evaluation after shale-gas volume fracturing stimulation

Liu Xuli
(Sichuan Shale Gas Project Department, CNPC Greatwall Drilling Company, Chengdu, Sichuan 610051, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.66-72, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

At present, there is a lack of mature and accurate analysis methods for post-frac evaluation and productivity prediction of shale reservoirs after volume fracturing stimulation. And the application is limited if only one method is used for evaluation, such as micro-seismic monitoring and pump-off drawdown test. In this paper, the fracture network morphology formed by volume fracturing and the expected stimulation results were analyzed. Then, the stimulation results of volume fracturing in shale gas wells were presented by sections by "semi-length of shorter effective fracture + higher effective permeability in stimulated volume" method, so as to stress the forms of main fracture channels near the wells. The radial flow inside the stimulated volume cannot be described by using the traditional multiple, long and straight areal fracture model.This problem was solved after the stimulation results of fractured volume which was cut and broken by complicated, dense fracture systems moderately far from the wells were described equivalently based on the concept of average effective permeability. As a result, the improvement effects of seepage capacity inside the stimulated volume contributed by volume fracturing were evaluated more rationally, and the productivity was predicted more accurately and stably. This method was applied in the shale-gas horizontal well fracturing in Weiyuan Block, Sichuan Basin. It is shown that the seepage performance of fracture networks generated by volume fracturing is quite different from that of surface source fractures, and it is more similar to the point source flow with perforations or near-well main fracture channels as the center. Besides, well test performance presents the characteristics of radial or pseudo-radial flow instead of linear flow. And the stimulated volume can also be characterized by using the shorter main fracture length and the effective permeability which is several orders of magnitude higher than that of shale matrix.

Volume fracturing; Stimulated volume; Well test analysis; Radial flow; Drawdown test; Micro-seismic monitoring; Fracture network; Diagnostic fitting; Sichuan Basin

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.009

劉旭禮,1963年生,高級工程師,碩士;主要從事鉆完井工程、壓裂及采油技術方面的研究和管理工作.地址: (100083)北京市海淀區學院路30號科大天工大廈B座507室.ORCID: 0000-0002-1148-3269.E-mail: liuxuli2005@126.com

2016-06-02 編 輯 韓曉渝)