苏里格气田强非均质致密气藏水平井产气剖面

范继武，许珍萍，刘莉莉，张娟

（1.中国石油 长庆油田分公司a.勘探开发研究院；b.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；2.西安石油大学 地球科学与工程学院，西安 710065）

随着鄂尔多斯盆地苏里格气田规模化开发，压裂水平井已成为低渗致密气藏开发的重要技术之一，但气田水平井生产能力差异明显，从储集层条件、改造工艺等评价多段压裂水平井的产气贡献分布，对指导气田水平井井位部署、压裂工艺优化对策等具有重要作用。前人的研究主要集中在几个方面：分析水平井产气剖面及其影响因素[1-5]，对产气测试结果进行解释[6-8]，探寻测试时机对测试结果的影响[9]，总结多层系或多段开发中主产层的产气变化规律；通过数值模拟，预测射孔位置、储集层物性及生产压差对水平井产气的影响[10]；研究压裂改造后储集层的压力递减规律[11]，构建压裂段不均匀产液的水平井渗流模型以及压裂参数对多段压裂水平井渗流特征的影响[12-14]；通过实验模拟水平井多段压裂后不同裂缝参数下的渗流特征[15-16]。但前人的研究主要建立在均质储集层及均匀改造效果的理想条件上，本文针对气田储集层的非均质性及压裂改造的不均性，依据气田多段压裂水平井多井次的产气剖面，研究非均质储集层水平井多段压裂后的产气规律。

1 研究区概况

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，储集层属于大型缓坡型河流—三角洲沉积，宽缓的古地形、充足的物源和较强的水动力使古河道频繁改道，砂体纵向上向前推进，横向上不断迁移，导致砂体大面积发育。有效砂体纵向上多层叠置，相对孤立，横向上呈现出变化快和规模小的特征，连通性差，对水平井的部署和有效实施带来巨大风险[17]。

生产实践表明，气田纵向上气层相对集中，气层厚度在4 m 以上，有效砂体平面分布稳定，构造相对简单，地层倾角较小[18]，但受储集层强非均质性影响，水平井有效储集层钻遇率在38.0%～87.0%（表1），水平井分段压裂后，各压裂段物性和含气性差异明显。

表1 苏里格气田历年产气剖面测试水平井完钻信息Table 1.Horizontal well completion data in Sulige gas field

2 产气剖面应用情况

目前水平井产气剖面主要通过示踪剂和连续油管（光纤或测井仪）测试。受示踪剂产气剖面测试方法的自身局限，同一压裂段在不同测试时间内，测试结果波动大，所得平均产气贡献率不能完全体现压裂段的真实供气能力，仅能作水平井各段的产气能力定性认识（图1）。

连续油管产气剖面测试，主要是通过连续油管输送测试仪器进行测试：一是通过七参数测井仪，定量分析各压裂段产气量及产水量；二是输送直径为4 mm的光纤到水平段，在稳产、关井和关井恢复3 个阶段，分别进行井筒分布式井温和声波的实时测量，计算各压裂段的流量占比，评估产能大小。

开展水平井的连续油管产气剖面测试时，一般要求具备2 个条件：一是要求井筒内工具串内径满足具备使用连续油管的井筒空间；二是井筒出砂少，通井遇阻概率低。实测分析中，多段压裂水平井井筒工具串尺寸和气井生产中后期储集层出砂量，将影响连续油管测试过程的通井位置，进而影响水平井各段产气贡献测试结果。

鉴于示踪剂产气剖面测试的波动性，本文以重点井连续油管产气剖面测试进行分析。

3 产气剖面的影响因素

3.1 储集层非均质性

水平段产气贡献率与其有效砂体发育规模和含气情况有关，其特征可通过全烃含量和自然伽马表征。在X-28H2 井4 200—4 800 m 井段，其压裂段具有高气测和低自然伽马特征，产气贡献率大于低气测和高自然伽马的3 600—3 900 m 压裂段（图2）。因此，水平井各压裂段储集层的物性和含气饱和度成为影响各段产气贡献率的重要因素。

3.2 压裂段渗流优势位置

不考虑储集层物性影响的均质模型，在顶和底封闭及侧向无限大的假设条件下，生产时间较短时，各压裂段裂缝对水平井总产量的贡献相同；随着时间增长，各裂缝段的产气贡献率出现差异，且差异随时间增长而逐渐加大，直至最后达到稳定[19]（图3）。即在均质模型中，多段压裂水平井趾端和跟部为渗流优势位置。

在强非均质储集层水平井渗流中，如X-40H1 井水平段分为8段压裂，在水平段内（3 000—4 500 m），砂体物性和含气性变化剧烈，最大产气贡献段为物性最好的第4段（图4），大于渗流优势项，水平井跟部和趾端的渗流优势项作用减弱。

3.3 多段压裂改造工艺

水平井多段压裂工艺经过多年发展，已不断完善，桥塞分段（7～12 段）多簇压裂技术在各气田已广泛推广，并且在同一个压裂段内多个射孔簇采用“化学暂堵/二级压裂”的改造工艺，以期在一个改造段内（30～100 m）不同射孔簇间产生较为均匀的优势裂缝。

X-59H2 井采用桥塞分段压裂工艺共改造11 段，包括16 个射孔簇，其中第4 段、第6 段、第8 段、第9 段和第11段为双射孔簇，而第6段、第8段和第9段采用暂堵二级压裂，第4 段和第11 段未使用暂堵，各分簇压裂段各射孔簇产气贡献率见图5。在产气剖面测试过程中，连续油管通井在第4 段遇阻，因此S1—S4段为合测数据。受储集层非均质性影响和压裂工艺所限，第6 段、第8 段和第9 段未能实现2 个射孔簇间均匀改造，出现1 条优势裂缝及其他不均匀裂缝为主的改造效果，导致同一压裂段不同射孔簇间产气能力存在差异。

3.4 生产压差

目前产气剖面测试优先选择投产初期的水平井，对井筒状况良好和生产能力强的水平井，在气井生产中期，开展连续产气剖面测试，以得到不同生产压差下多段压裂水平井产气剖面变化。

从历年测试结果可以看出，储集层的非均质性对水平井的产气贡献率存在较大影响，对于非均质性强的水平井，增大生产压差，主产层产气贡献率增大，次产层产气贡献率降低；对非均质性弱的水平井增大生产压差，各段的产气贡献率变化较小（图6）。

4 水平井压裂改造技术对策

水平井产气剖面可直观地反映出多段压裂水平井实际的产气分布，水平井各压裂段产气贡献受储集层物性、渗流位置、改造工艺、生产压差等因素影响。非均质性弱储集层，主供给段相对分散，各段产气贡献相对均匀；非均质性强储集层，在7～8 个改造段内，仅有1～2 个压裂段（中间物性最好、位于渗流优势项的水平井趾端或跟部）为主供给段，产气贡献率为64%～73%，其余压裂段为27%～36%。基于水平井产气贡献率的不均匀性，非均质储集层供气区域的打开程度，将影响水平井整体产气能力。

（1）优选射孔位置 充分利用水平段测井资料，结合钻井、岩性、含气性及应力条件，建立高气测（全烃含量大于5%，）、低自然伽马（小于70 API）、低钻时（小于10 min/m）、低地应力（小于55 MPa）的连续砂体布缝原则，优选“地质+工程”双甜点的射孔位置。

（2）差异化设计压裂段分布 在长水平段改造中，对产气优势段和劣势段差异化设计，针对水平井产气主供给优势段进行“小间距、密切割”式压裂改造，而对劣势段采用较大段间距的压裂改造，以提高单井的经济效益。

（3）提高段内簇间裂缝均匀扩展度 基于多段压裂水平段内射孔簇的产气贡献受压裂改造裂缝发育不充分、不均匀影响，导致同一压裂段内多个射孔簇产气能力出现显著差异问题，着力从压裂段位置、射孔簇数、进液量和暂堵剂类型进行优化，进一步提升射孔簇有效率，以实现簇间多裂缝均匀扩展，增加缝网覆盖率，实现改造体积最大化，进一步提高压裂段供气能力。

5 结论

（1）压裂段物性差异和有效砂体发育是影响产气贡献的主控因素，水平段非均质性强弱导致产气剖面出现差异明显型和相对均匀型两大类，气井生产压差的增大，将进一步加剧非均质性强储集层各压裂段的产气差异。

（2）多段压裂水平井的跟部和趾端是渗流优势段，但渗流位置的影响弱于储集层物性的影响。

（3）同一压裂段内的射孔簇间的暂堵多级压裂产生1 条优势裂缝及其他不均匀裂缝的改造效果，导致同一压裂段内不同射孔簇间产气剖面测试产气能力存在差异性。

（4）基于多段压裂水平井产气剖面测试认识，提出了多段压裂水平井开发中的射孔簇优选、压裂段差异化设计和提升段内压裂效率的技术对策。