基于施工曲线的页岩气井压后评估新方法

卞晓冰 蒋廷学 贾长贵 王海涛 李双明 苏　瑗 卫　然中国石化石油工程技术研究院

卞晓冰等.基于施工曲线的页岩气井压后评估新方法.天然气工业,2016,36(2):60-65.



基于施工曲线的页岩气井压后评估新方法

卞晓冰 蒋廷学 贾长贵 王海涛 李双明 苏瑗 卫然
中国石化石油工程技术研究院

卞晓冰等.基于施工曲线的页岩气井压后评估新方法.天然气工业,2016,36(2):60-65.

摘 要基于有限的资料进行压后评估分析，对于压裂方案的持续改进具有重要的意义。为了再认识储层及人工裂缝参数，把压裂施工曲线分为前置液注入和主压裂施工两个阶段。通过统计前置液注入阶段的地层破裂次数、平均压力降幅和平均压力降速，可以定性判断地层脆塑性；根据压裂施工中的能量区域可定量化计算综合脆性指数。真三轴大型物理模拟试验结果显示，主压裂施工阶段曲线压力波动频率和幅度反映了裂缝的复杂程度，结合地层脆塑性可综合诊断远井裂缝形态。以渝东南某页岩气P井为例，进行压后评估分析。结果表明：①水平井筒延伸方向的页岩地层非均质性较强，以自然伽马值260 API作为该区地层脆塑性的界限，偏脆性地层更易形成复杂裂缝系统；②P井有一半裂缝为单一缝，为了进一步改善开发效果，应进一步采取精细分段、转向压裂等措施。该成果为进一步改进该区压裂井设计、提高压裂有效改造体积提供了理论依据。

关键词页岩气井压后评估前置液注入主压裂施工脆性裂缝复杂性定量评估渝东南

页岩基质孔隙度、渗透率极低且富含吸附气，故页岩气具有开采寿命长和生产周期长的特点[1-4]。渝东南某页岩气区块单井钻完井及压裂开发成本高,介于7 000 万元～9 000万元，稳定产气量为1×104～2×104m3/d。为了控制成本，许多辅助性措施(如常规测井、裂缝形态监测及产气剖面测试等)实施得较少[5-7]。基于成熟软件模型的压后评估方法具有多解性，且需提供模型可解释的数据，如基于停泵压降曲线的G函数分析方法需要长时间的停泵后压力测试数据，若现场测压时间较短则无法进行解释。因此压后评估结果的可信度与评估者的经验直接相关[8-10]。如何基于有限的资料对页岩地层进行更为准确的认识，一直是困扰广大科技工作者的难题。笔者提出了基于压裂施工曲线反演储层参数与定性评估压后裂缝形态的新方法，通过对已施工井资料进行充分挖掘，进行储层及裂缝参数再认识，并以渝东南某页岩气井P井为例进行压后评价，为进一步改进该区压裂井设计、提高压裂有效改造体积提供理论依据。

1　已施工井概况

P井位于渝东南某页岩气区块，完钻斜深4 190 m，水平段长1 260 m，目的层为下志留统龙马溪组。该井总共压裂22段，2～3簇/段，最高施工排量保持在13.0～14.5 m3/min，平均施工压力60～70 MPa，施工总液量46 542 m3，总砂量2 108 m3。

按照地层瞬时停泵压力梯度（ISIP）及地层是否渗漏（前6段钻遇漏失层），将施工压力曲线分为4种类型：类型1，第1～2段，渗漏地层，ISIP = 0.021～0.023 MPa/m；类型2，第3～7段，渗漏地层，ISIP = 0.016～0.017 MPa/m；类型3，第8～13段，非渗漏地层，ISIP = 0.018～0.022 MPa/m；类型4，第14～22段，非渗漏地层，ISIP=0.023～0.026 MPa/m。如图1所示，P井在趾端前100 m附近地应力较高，之后到跟端地应力逐渐增加。

图1　示例井压裂施工曲线分类图

2　地层脆塑性识别

在页岩气井压裂施工过程中，随着前置液逐渐泵入地层，裂缝不断起裂并随之延伸扩展。基于P井破裂压力点压力降幅和降速，进行页岩地层脆塑性识别。

2.1地层破裂特征表征

选取类型2第5段压裂施工曲线（图2），对矩形红色虚线圈闭的前置液阶段进行地层破裂压力特征分析。该段为低地应力渗漏层，在升排量过程中及较大排量下地层均发生破裂，较为明显的3处破裂压力降幅2.1～5.2 MPa，压力降速为1.68～6.67 MPa/min。地层发生破裂后压力降幅较大、降速较快，说明地层脆性好、滤失大，天然裂缝较发育。

同理，统计了P井22段压裂施工在升排量阶段的地层破裂次数、平均压力降幅及降速(表1)。其中前6段天然裂缝发育，压力降幅和降速较大，整个排量过程发生多次明显破裂，地层偏脆性；第7～11段压力降幅和降速小，相对低排量发生2～3次微小破裂，地层偏塑性；第12～22段受较高的地应力影响，压力降速有所降低，发生明显破裂的次数减少，地层脆塑性居中。

图2　第5段压裂施工数据图

表1　P井22段地层破裂特征数据统计表

2.2地层脆塑性定量评价

塑性页岩地层发生破裂后施工压力几乎不变，但持续的变形导致较大的能量消耗；脆性页岩地层破裂后压力快速下降，能量消耗相对较小。根据本文参考文献[11]中提出的方法，利用压裂施工中地层发生破裂时的能量区域来表征施工过程中的综合脆性指数。即式中BI表示页岩的综合脆性指数；p(t)表示井口压力，MPa；pmax表示页岩井口破裂压力，MPa；ph表示静液柱压力，MPa；pf表示井筒沿程摩阻压力，MPa；Tc表示地层破裂变形后压力下降到最低值时的时间，min；T0表示地层变形后压力上升到最高值时的时间，min。

计算P井施工井段的综合脆性指数，其结果如表2所示。脆性指数范围为30.9%～54.3%，水平井段穿行页岩地层非均质性较强。

表2　P井各段脆性指数表

2.3地层脆塑性综合评价

综合看来，P井水平段射孔位置自然伽马值以及各压裂段施工压力曲线地层破裂特征具有如下对应关系：①自然伽马值150～260 API，平均破裂次数4.1次，平均压力降幅3.9 MPa，平均降速13.1 MPa/min，平均脆性指数40.1%；②自然伽马值大于260 API，平均破裂次数2.4次，平均压力降幅2.0 MPa，平均降速9.7 MPa/min，平均脆性指数35.8%。针对该区块页岩气井，可根据自然伽马值对水平井段穿越地层的脆塑性进行判断，进而为每段压裂设计思路提供依据。

3　裂缝复杂形态综合评价方法

3.1大型物理模拟试验

针对该区块进行了大量真三轴压缩条件下的300 mm×300 mm×300 mm页岩露头水力压裂物理模拟试验，压后监测显示复杂缝和单一缝均有形成。以复杂缝典型岩样为例（图3），预制模拟井眼的露头试样完整性良好，仅有少量沿天然层理面方向的未贯穿天然裂缝。三向应力分别设定为：σv=20.4 MPa，σH=18.4 MPa，σh=14.7 MPa，泵压排量为0.5 mL/s。在压裂液中加入红色示踪剂以记录裂缝延伸状态。压裂后试样剖切显示，压裂后形成垂直层理面的裂缝，与开裂的天然层理面相互交汇形成缝网。图4所示的声发射实时监测结果亦验证了该区块页岩具备形成复杂裂缝的基础。

图3　页岩露头物理模拟试验图

图4　页岩露头声发射实时监测结果图

3.2压力曲线形态

P井仅有4段曲线进行了停泵后压力降测试，因此无法通过G函数分析诊断各段裂缝形态。大型物理模拟试验表明，施工过程中压力曲线波动频率越大、压力降幅越高，则声发射监测到的信号分布范围越广，裂缝形态越复杂。基于此，统计了P井滑溜水压裂施工阶段消除携砂液密度差影响的井底压力波动频率和平均压力波幅，井底压力计算公式为[12]：

式中pb表示井底压力，MPa；pw表示井口压力，MPa。

以4种压力类型施工曲线为例，分别选取第2、5、8、18段进行压力波动频率和幅度统计，其结果见表3。P井22段施工曲线的压力波动频率和幅度统计结果如图5所示。综合而言，第5、6、18、20段远井裂缝发育程度较好、分布范围均较大，压裂后易形成复杂裂缝。

3.3裂缝形态综合诊断

结合页岩脆塑性、典型页岩压裂试验，以及压力曲线形态分析结果，进行P井裂缝形态综合诊断(表4)，P井单一裂缝比例高达50 %。总体而言，对于施工分段的4种类型，类型1和类型2裂缝发育程度较好、分布范围均较大，压裂后易形成天然层理缝与水力裂缝相交的复杂裂缝。类型3塑性强、天然裂缝不发育，易形成单一缝。类型4整体压力波动情况稍差于类型1和2，有形成复杂缝的可能。

表3　P井代表段压力波动频率和幅度表

图5　P井22段施工曲线的压力波动频率和幅度统计图

表4　P井裂缝形态诊断结果表

4　提高裂缝复杂性的工艺措施优化

页岩气井压后产量高低取决于两个要素[13-15]：①压裂段簇是否处于优质甜点区；②压裂施工是否形成复杂裂缝。针对页岩地层非均质性强、压裂改造复杂缝形成比例低的问题，为了改善区块开发效果，应进一步采取如下工艺措施。

1）精细分段，根据新井的伽马测井数据初步判断沿水平井筒方向的地层脆塑性，进而优选含气性高及天然裂缝发育的脆性地层为地质甜点区，针对性设置段簇分布。

2）提高复杂裂缝所占比例，适当提高施工排量及滑溜水黏度，配合加砂浓度、时机、段塞量及压裂液交替注入等工艺措施，增加施工过程中的净压力。

3）还可借鉴美国的转向压裂技术，进行缝内及缝口暂堵以增加页岩改造体积。

5　结论

1）针对页岩储层非均质性较强的特征，利用施工曲线对地层进行脆塑性识别，初步建立自然伽马值与页岩脆塑性的关联性，自然伽马值在260 API以上地层脆性相对变差。

2）基于大型物理模拟试验结果，通过统计施工过程中井底压力曲线波动频率及压力降幅，同时结合地层脆塑性分析结果综合判断裂缝形态。P井单一缝占50.0%，复杂裂缝占36.4%，网络裂缝占13.6%。

3）考虑到水平段的穿行轨迹及已压裂井施工情况，提出了针对不同小层进行针对性精细分段及提高复杂裂缝所占比例的工艺技术措施，以增加有效改造体积、提高开发效果。

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(修改回稿日期 2015-10-31 编辑 韩晓渝)

A new post-fracturing evaluation method for shale gas wells based on fracturing curves

Bian Xiaobing,Jiang Tingxue,Jia Changgui,Wang Haitao,Li Shuangming,Su Yuan,Wei Ran
(Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering,Beijing 100044,China)

NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 2，pp.60-65，2/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:Post-fracturing evaluation by using limited data is of great significance to continuous improvement of the fracturing programs.In this paper,a fracturing curve was divided into two stages (i.e.,prepad fluid injection and main fracturing) so as to further understand the parameters of reservoirs and artificial fractures.The brittleness and plasticity of formations were qualitatively identified by use of the statistics of formation fracture frequency,and average pressure dropping range and rate during the prepad fluid injection.The composite brittleness index was quantitatively calculated by using the energy zones in the process of fracturing.It is shown from the large-scale true triaxial physical simulation results that the complexity of fractures is reflected by the pressure fluctuation frequency and amplitude in the main fracturing curve,and combined with the brittleness and plasticity of formations,the fracture morphology far away from the well can be diagnosed.Well P,a shale gas well in SE Chongqing,was taken as an example for post-fracturing evaluation.It is shown that the shale beds are of stronger heterogeneity along the extension directions of horizontal wells,and with GR 260 API as the dividing line between brittleness and plasticity in this area,complex fracture systems tend to form in brittleness-prone formations.In Well P,half of the fractures are single fractures,so it is necessary to carry out fine subsection and turnaround fracturing so as to improve development effects.This paper provides a theoretical basis for improving the fracturing well design and increasing the effective stimulated volume in this area.

Keywords:Shale gas well; Post-fracturing evaluation; Prepad fluid injection; Main fracturing; Brittleness; Fracture complexity; Quantitative evaluation; SE Chongqing

作者简介：卞晓冰，1985年生，副研究员，博士；主要从事水力压裂优化设计及数值模拟研究工作。地址：（100101）北京市朝阳区北辰东路8号北辰时代大厦612。电话：（010）84988216。ORCID:0000-0002-5066-2219。E-mail:xiaobingbian@126.com

基金项目：国家自然科学基金项目“页岩地层动态随机裂缝控制机理与无水压裂理论”（编号：51490653）、中国石化科技攻关课题“涪陵区块页岩气层改造优化技术研究”（编号：P14091）、国家科技重大专项“彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程”（编号：2016ZX05061）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.02.008