一种页岩气井压后评估的远井可压指数评价方法

2019-06-03蒋廷学卞晓冰

石油化工应用 2019年5期

苏瑗，蒋廷学，卞晓冰，周珺

（中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

页岩气属于非常规油气资源，是一种清洁、高效的能源资源，其常以吸附、游离等状态赋存在低孔、低渗的页岩储层中。由于美国页岩气工业化开发的大规模发展，页岩气这一新兴领域已在全球范围受到了广泛的关注，已然成为了全球能源格局中的重要组成部分。我国的页岩气资源也相当丰富，初步估计我国页岩气可采资源量在36.1万亿立方米，近年来，随着勘探开发技术的快速发展，我国已从页岩气开发的初期起步阶段，晋升为继美国和加拿大之后的第三个实现页岩气大规模开发的国家[1]。

与常规油气资源开发相比，页岩油气的开采难度较大、改造工艺措施复杂。一般需采用水平井钻井及体积压裂才能将页岩储层进行有效的改造，最终实现商业化开发。众所周知，由于页岩矿物组分、岩石力学性质、天然裂缝发育情况等地质特征参数的差异性较大，使得页岩储层表现出较强的非均质性，增加了压裂改造的难度。对于页岩储层的体积压裂来说，人工裂缝的起裂与扩展是关键所在，其又与页岩岩石的脆性及可压性密切相关。现今，国内外的诸多学者已经在页岩的脆性指数和可压性指数上进行了多方面的研究，从室内的岩心分析、测井参数的推算及施工参数的反演等各种角度，量化表征页岩储层近井筒和远井的脆性及可压性。脆性的评价模型常用于压前的储层评价工作，是对将要进行压裂施工的井段进行选位、优化施工参数及预测改造效果的一项具有针对性的研究工作。其无法在压后评估中表征改造措施的适用性。对于压后效果评估来说，除了研究和评价所形成的人工裂缝的形态和体积以外，分析和评估各项施工参数是否适应于某一类页岩储层，可否达到预期或者更高的压后产量也是极为重要的工作之一。因此，本文通过对蒋廷学等提出的利用施工参数反演页岩储层远井可压指数模型进行改进，将各施工段的远井可压指数与测试产量等参数进行对比分析，探讨基于施工参数的页岩储层远井可压性模型的准确性，从而为页岩气井的压裂施工方案的制定等各方面提供理论依据。

1 页岩储层脆性模型

岩石的脆性是指岩石受外力作用时表现出来的一种固有性质，通常用脆性指数来量化表征，反映了在压裂改造过程中，人工裂缝起裂和延展的复杂及难易程度。对于页岩储层而言，脆性评价多用于压裂改造施工前，是压前可压裂性评价的一项关键指标。页岩脆性的大小对压裂产生的诱导裂缝的形态产生很大的影响，通常，页岩脆性越高，压裂形成的裂缝网络越复杂，可压裂性越高。自1990年R.J.Evans对页岩的脆性进行了定义后，国内外的研究人员相继提出了多种基于矿物组分、杨氏模量和泊松比、分强度比值、全应力-应变特征、硬度或坚固性等的页岩脆性指数表征模型（见表1）。

常用的脆性指数评价模型虽然应用广泛、实用性强，但也仍具有一定的局限性。多数的页岩脆性指数评价模型，如基于矿物组分和基于岩石力学参数的脆性指数计算模型，这两种类型的计算模型应用范围最为广泛，但均是通过对北美地区Barnett区块多口页岩气井的数据的收集和分析，并根据专业人员的经验总结而得。对于页岩储层而言，同一区块不同深度不同层位的矿物组分差异性明显，若用于不同区块，该方法的可指导性尚待进一步验证。岩石力学参数亦是同理，矿物组成和含量的不同、TOC含量等储层特征参数的差异均会对岩石的杨氏模量和泊松比产生明显的影响，可造成不同样品各项岩石力学参数的迥异，从而使得脆性指数计算结果存在一定偏差[2]。除此以外，室内进行矿物组分分析及岩石力学试验所取的样品位置、角度、形状的不同，也会影响试验所得数据，从而给脆性指数的计算带来误差。

表1 基于不同算法的页岩脆性评价模型[3-5]

2 基于施工参数的远井可压指数计算模型

由于页岩储层非均质性强，物性条件较差，且裂缝发育程度低，常规的压裂手段无法有效、广泛的沟通储集空间，需采用水平井体积压裂，利用形态复杂、延伸范围广，并得到有效支撑的人工裂缝才能实现页岩气井的经济有效开发。现有的脆性指数评价模型多由于压前可压性评估，且常用于评价的是近井筒范围内岩石破裂的难易程度，鉴于页岩储层的特殊性，远井地带岩石的可压裂性评价对于压后评估的意义更为重要。虽然页岩储层远井的地质特征参数获取难度较大，但是，页岩气井压裂施工过程中，压裂液的使用量亦可反映裂缝开启和延展，同时，加砂的数量也表征了人工裂缝体积及地层的容纳能力。因此，对蒋廷学等提出了利用压裂施工参数来反演页岩储层远井可压指数的计算模型[6]中所选取的参数进行部分调整，利用施工的液量及砂量，运用等效折算的方法将两个参数进行标准化处理，最终用支撑剂量与近地层的所有压裂液量的比值大小求得各施工段簇的可压指数，该指数不仅可表征人工裂缝起裂及延展的情况，还可直观反映页岩地层压裂施工的难易程度，以及压裂工艺措施的适应性。

目前，页岩气水平井压裂常用的主要液体体系为低～中黏滑溜水和超低浓度胶液两种。支撑剂虽然在同一口井的施工过程中类型统一，但是粒径会有明显差异，在页岩气井中主要使用的是30/50目、40/70目以及70/140目三种不同粒径的支撑剂。鉴于液体类型和支撑剂粒径的差异，等效折算和可压指数的计算具体公式如下：

2.1 压裂液等效计算

在页岩气井压裂施工中，压裂液的主要作用为促使人工裂缝的起裂、延展和携带支撑剂进入人工裂缝。由于促使裂缝起裂和延展不易进行量化，在不同类型压裂液的等效计算中，运用各类液体的携砂性能进行量化的等效折算。

砂量与液量的比值常用来表征压裂液的携砂能力，利用不同液体在最大施工排量下，所携砂的最大砂液比间的关系，将携砂胶液体积折算等效成滑溜水体积，具体公式如下：

2.2 支撑剂等效计算

现在页岩气压裂施工中用量最大的支撑剂尺寸为40目～70目，因此，在其进行等效计算时，利用不同尺寸支撑剂的平均粒径，将所用其他尺寸支撑剂均折算成为40/70目的主支撑剂，具体公式如下：

2.3 远井可压指数计算

各施工段的远井可压指数是利用公式（1）和（2）得到的折算液量和折算砂量计算得到的砂液比来表征。综合砂液比公式如下：

式中：R'-折算后的综合砂液比。

需注意的是，在页岩气井现场施工中，所用的压裂液量一般较大，单段的施工液量往往是砂量的10倍左右。因此，经过上述公式折算后得到的砂液比数量级较小，需对所得到的综合砂液比行归一化处理，处理后的远井可压指数为0～1的数值。

3 远井可压指数在压后评估中的应用

涪陵页岩气田位于重庆市涪陵区焦石镇，属川东褶皱带，主要目的层为奥陶系五峰-龙马溪组。目前，该区块已有200余口井完成了压裂施工，实现了页岩气水平井商业化经济有效开发。

A井为涪陵页岩气田的一口页岩气水平井，该井位于焦石坝背斜带构造高部位，目的层位为龙马溪组中下部-五峰组，岩性主要是灰黑色碳质泥岩，测井解释其有机质含量为1.6%～4.8%，平均值为3.73%，孔隙度在0.5%～6.3%，硅质含量为50.9%～80.3%，含气量0.47 m3/t～5.19 m3/t。该井压裂改造水平段长度为1 499 m，共开展了21段的压裂施工。2014年8月对A井的后9段压裂段进行了产能测试，各压裂段的主要施工参数与后9段的测试产能（见表2）。

在压裂施工过程中，现场施工曲线可快速并直观的显示施工措施对地层的效用，除此以外，各段施工曲线停泵压力和开井压力的差值（简称为开井压差）也能反映改造后人工裂缝与储层的连通情况。运用本文所述的远井可压指数模型计算A井后9段的可压指数，并将其与所对应的开井压差、停泵压力及测试产能分别进行对比（见图1～图3），对比结果显示，停泵压力、远井可压指数以及各段的测试产量之间呈现正相关性，停泵压力高的压裂段远井可压指数相对较大，同时该段的测试产气量也相对较高。开井压差则与可压指数、停泵压力以及测试产量呈负相关性，开井压差小的压裂段，压裂后的改造效果相对较好。利用该模型所求得的远井可压指数与该井的测试产能和开井压差符合率可达80%以上。