東勝氣田獨貴氣區水平井產出剖面應用分析

張宗輝

（中國石化華北油氣分公司采氣二廠，陜西 咸陽 712000）

0 引言

鄂爾多斯盆地東勝氣田獨貴氣區主要以水平井開發為主，目前對于多段壓裂水平井各段流體的產出規律和生產特征的認識還不明確。通過水平井產出剖面測試可以定量地描述水平井各層段流體的貢獻能力，掌握不同層段流體各物性條件下的產出特征，針對不同出水部位提出下一步的天然氣開發調控對策［1-5］。筆者主要針對水平井光纖產出剖面測井的應用實例，分析總結水平段的產出規律，建立流體貢獻能力與儲層物性、壓裂參數的對應關系，掌握致密砂巖含水氣藏水平段的產出特征，以期為進一步應用該技術評價獨貴氣區水平井各壓裂段的天然氣產出狀況提供分析依據。

1 氣田概況

東勝氣田獨貴氣區位于泊爾江海子斷裂帶以南地區，構造單元上位于鄂爾多斯盆地的伊陜斜坡與伊盟隆起結合部，總體上為平緩的向南西傾斜的單斜形態，與區域構造背景相吻合。局部構造較為復雜，區內有烏蘭吉林斷裂，為一條走向近北東向、斷面南傾的正斷層，斷距平面上變化不大，為10～30 m，局部發育低幅度鼻狀隆起。其主力生產層位二疊系下石盒子組盒1段地層平均埋深為3 100 m，平均含氣飽和度為52%，平均孔隙度為9.3%，平均滲透率為0.89 mD，屬于特低孔隙度、超低滲透率儲層。

2 開發現狀

獨貴氣區2017年投入開發，主要以水平井開發為主，目前開井生產229口，平均套壓為7.0 MPa，日產氣量為335.5×104m3、日產液量為846.3 m3，液氣比為2.5。其中，水平井開井173口，平均套壓為7.0 MPa，平均單井日產氣量為1.6×104m3、日產液量為4.1 m3；直井開井56口，平均套壓為7.0 MPa，平均單井日產氣量為0.95×104m3、日產液量為2.4 m3。

3 應用分析研究

3.1 測試井情況

水平井開采過程中的產出剖面測試是作為分析水平段產出特征的一種重要的動態監測手段，可以為生產動態分析和開發調整提供第一手資料［6-10］。在該氣區選取了一口位于氣藏中部的水平井進行光纖產出剖面測試。某水平井實鉆水平段長1 200 m，鉆遇砂巖長1 158 m，其中顯示段砂巖長820 m，泥巖段長42 m。水平段主要鉆遇中、粗砂巖以及細、粉砂巖，其中第5段鉆遇部分泥巖（圖1）。該井盒1段地層采用連續油管帶底封分9段式液氮伴注加砂壓裂后投產，壓裂累計入地砂量為388.7 m3，入地液量為3 310.4 m3（表1）。投產后正常生產時油壓為2.2 MPa，套壓14.0 MPa，日產氣量為2.57×104m3、日產水量為7.1 m3，階段產氣量為950×104m3。

表1 某井水平段參數統計表

圖1 某水平井實鉆軌跡圖

3.2 測試解釋結果

水平井產出剖面測試需要借助特殊的測井儀器輸送工具實現儀器下井，同時還需要配套的測井工藝和特制儀器才能取全取準地層參數［11-12］。本次測試通過深度模型校正測試、3種工作制度測試、關井測試、DTS／DAS測試、井底壓力計量等多種方法進行全井筒連續監測，全方位多角度地進行產出剖面的校正與解釋［13-15］，科學合理性更強。測試完成后，結合所有的數據進行校正分析，解釋出采氣速度為2.5×104m3／d下的產氣產水剖面。從產氣剖面解釋結果看，該井1、3、5、6段無產氣量，其余5段均產氣，其中第7段產氣量最高，占總產量的32.7%；產水方面，第2、3、6段無產水，第8段產水量最高，占總產量的25.8%（圖2）。分析認為，壓裂段產氣貢獻大小依次為第7段、第9段、第2段、第8段、第4段，壓裂段產水貢獻大小依次為第8段、第7段、第5段、第1段、第9段、第4段。

圖2 某水平井產出剖面測試結果圖

3.3 參數對比分析

通過產氣貢獻與水平段實鉆氣測全烴含量值對比分析可知，產氣貢獻與全烴含量顯示對應性較好，全烴含量顯示較好的段，其產氣貢獻相對較高。為了進一步掌握水平井各生產層段產出狀況與測井參數的對應關系，分別對泥質含量、孔隙度、滲透率、含氣飽和度與產氣貢獻進行對比分析。通過多參數對比分析可知，各段產氣貢獻與泥質含量呈負相關性，泥質含量越高，說明儲層物性越差，產氣貢獻越低。各段產氣貢獻與孔隙度、滲透率、含氣飽和度存在正相關性，孔隙度、滲透率、含氣飽和度越高，說明儲層物性越好、含氣性越好，產氣貢獻越大。儲層產水貢獻與孔隙度、滲透率、含氣飽和度的對應關系并不明顯（圖3）。

圖3 某水平井各壓裂段產氣貢獻與儲層參數對比關系圖

3.4 產出剖面分析

1）第1至第3壓裂段產出剖面分析。第1、2壓裂段因連續油管遇阻，兩段合計產氣量占比為18.4%，產水量占比為16.5%。從地質特征分析和氣測全烴含量顯示看，第2段儲層地質條件和后效顯示均好于第1段，分析認為，產氣貢獻主要來自于第2段。第1段含水孔隙度波動幅度、泥質含量整體略高于第2段，第1段解釋為氣水同層，分析認為，產水主要由第1段貢獻。第3段無產氣產水貢獻，該段測井解釋自然伽馬值有明顯波動，有一定的氣測全烴含量顯示，從顯示看略差于第2段，水力噴射位置并沒有對準氣測顯示最好的位置，應該上移至泥質含量最低、氣測顯示最好的位置（圖4）；從壓裂施工規模和參數上與第2段接近，但產氣貢獻差異明顯，分析該段裂縫延伸壓力明顯高于第2段，含水孔隙度較低，電阻率相對較高，說明在儲層品質和物性上略差，加上生產壓差的限制，導致產能貢獻有限。

圖4 某水平井第1段至第3段測井與氣測綜合圖

2）第4至第6壓裂段產出剖面分析。第4段產氣貢獻占比為11.3%，產水貢獻占比為10.2%，該段測井解釋含水孔隙度明顯高于第3段，有一定的氣測全烴含量顯示，滲透率和含氣飽和度相對較高，水力噴射位置對應泥質含量最低、氣測顯示最好的位置，且電阻率明顯低于第3段；從壓裂施工方面分析，壓裂后期裂縫表現出良好的延伸和連通性，整體表現出儲層物性相對較好的特點，取得了一定的改造效果。第5段無產氣貢獻，產水貢獻占比為16.8%，該段測井解釋為干層，含水孔隙度較高且波動較大，有少量的氣測全烴含量顯示，自然伽馬值略高，黏土含量偏高，電阻率偏高，且部分井段穿行至盒1-3段上部非含氣層，整體表現出地層含氣性差；從壓裂施工上反映出裂縫的基質濾失，整體表現出儲層品質和物性一般，壓裂施工中也無明顯溝通天然裂縫的顯示。第6段無產氣產水貢獻，該段自然伽馬值有明顯波動，無氣測全烴含量顯示，聲波無波動、孔隙度較低、泥質含量相對較高，從氣測顯示和測井解釋看為最差層段，且含水孔隙度較低，電阻率相對較高，該段儲層物性一般（圖5）；從施工規模和參數上進行了一定控制，改造效果一般，加上生產壓差的限制，導致該段產能貢獻有限。

圖5 某水平井第4段至第6段測井與氣測綜合圖

3）第7至第9壓裂段產出剖面分析。第7段產氣貢獻占比為32.7%，產水貢獻占比為19.5%。該段測井解釋含水孔隙度明顯高于前幾段，孔隙度和聲波時差值較大，氣測全烴含量顯示明顯，水力噴射位置對應泥質含量最低、氣測顯示最好的位置，且電阻率明顯低于第6段（圖6）；從壓裂施工方面分析得到裂縫延伸壓力明顯低于前幾段，壓裂后期裂縫表現出良好的延伸和連通性，有明顯溝通天然裂縫的跡象，整體表現出儲層品質和物性相對較好，取得了一定的改造效果，產氣貢獻最大。第8段產氣貢獻占比為12.0%，產水貢獻占比為25.8%。從圖6可知，該段部分井段鉆遇并不好，但在射孔位置測井解釋含水孔隙度明顯較高，孔隙度波動和氣測全烴含量顯示明顯，水力噴射位置對應泥質含量最低、氣測顯示最好的位置，電阻率較低；從壓裂施工方面分析得到裂縫延伸壓力和第7段接近，壓裂后期裂縫表現出良好的延伸和連通性，整體表現出儲層品質和物性相對較好，取得了一定的改造效果，產水貢獻最大。第9段產氣貢獻占比為25.6%，產水貢獻占比為11.1%。該段部分井段鉆遇并不好，有上切至盒1-3段上部的趨勢，但在射孔位置測井解釋含水孔隙度明顯較高，孔隙度波動和氣測全烴含量顯示明顯，水力噴射位置對應泥質含量最低、氣測顯示最好的位置，電阻率較低（圖6）；從壓裂施工方面分析得到裂縫延伸壓力和第8段接近，壓裂后期裂縫表現出良好的延伸和連通性，整體表現出儲層品質和物性相對較好。

圖6 某水平井第7段至第9段測井與氣測綜合圖

4 結論及建議

1）通過各壓裂段產氣產水貢獻與測井解釋參數的對比分析，產氣量與孔隙度、滲透率、含氣飽和度呈正相關性，與泥質含量呈負相關性；產水量與泥質含量呈正相關性，與其他參數的關系并不明顯。

2）各壓裂段均進行了壓裂改造，通過參數對比，產氣產水貢獻能力與壓裂工藝參數的相關性并不明顯，各段入地液量和加砂量基本相當，且工藝模式相同，分析認為各層段的產出能力主要受儲層物性的影響最大。

3）從水平井產出剖面測試結果來看，各壓裂段貢獻差異較大，測試結果與地質參數有一定的對應性。針對水平井各段的地質差異，建議選擇測井自然伽馬值相對較低、泥質含量低、氣測全烴含量高、孔隙度相對較高、聲波時差高、含氣飽和度高的位置射孔，可以提高改造效果的針對性和有效性。