苏里格致密砂岩水平井地质工程一体化压裂效果解释与评价

2022-07-28张家志

西安石油大学学报（自然科学版） 2022年4期

吴兵，高伟，侯山，白鹏，张家志

(1.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，内蒙古鄂尔多斯017300 ； 2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710016)

引言

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中偏北部，发育辫状河三角洲沉积体系，主力气层为盒8段及山1，孔隙度主要在4%～12%之间，渗透率在(0.1～0.8)×10-3μm2之间，整体资源品位低，储集层致密，岩性较复杂，多为薄互层，且非均质性和各向异性强，连通性差，单井控制储量小。这些地质特点和成藏特征与常规储层有较大的区别，必须创新发展形成适用于致密气藏的压裂方法[1-7]。

常用的压裂裂缝间接解释评价方法：由压裂时井底净压力与时间双对数曲线斜率进行裂缝分析诊断，压裂压降G函数曲线分析，近井效应诊断分析，试井分析识别水力压裂裂缝参数。裂缝直接监测技术：井下电视，井温测试，放射性示踪剂，井下微地震测量，地面测斜仪，地面电位，地面微地震测量[8]。

本文综合应用储层地质模型、地质力学模型、压裂泵注程序、连续油管光纤产气剖面测试数据，对水平井进行压裂裂缝的模拟及拟合，开展水平井地质工程一体化压裂效果分析，寻求水平井压裂储层及压裂的关键参数，为水平井压裂设计及现场压裂参数优化提供技术支撑[9-23]。

1 典型井基本情况概述

1.1 储层地质特征

G72-63H1井位于苏里格气田东南部，开发层位为盒8下，优质储层为浅灰色含气细砂岩和灰白色含气中砂岩，储层厚度3～6 m，孔隙度5.5%～9.0%，基质渗透率(0.38～0.50)×10-3μm2，含气饱和度33.7%～53%，水平段长度907 m，有效储层533 m，为典型的薄储层，如图1所示。从增产的角度需要控制水力压裂裂缝的高度，增加裂缝长度及复杂度。

图1 G72-63H1测井解释相模型水平段剖面

1.2 储层改造工艺

该井改造采用Φ114.3 mm套管固井完井可溶球座分段压裂工艺，共分8段，其中第1、2、4、6、8段为单簇，第3、5、7段为2簇，第5、7段采用宽带暂堵压裂，其余为常规压裂。泵注程序见表1。

表1 泵注程序

2 地质及地质力学模型的建立

为了建立非均质模型，选取典型水平井周围的4口直井建立地质模型和地质力学模型。

2.1 一维地质力学模型的建立

2.1.1 横波时差的计算

所研究区块只有1口井测量了纵波时差tDT4P和横波时差tDT4S，其余只开展了常规测井，在此采用线性拟合tDT4P和tDT4S的关系计算其余井的纵横波时差。区块内已测井的纵横波时差关系如图2所示。

图2 纵横波时差关系散点拟合

2.1.2 地质力学参数的计算

假设各向均质同性弹性储层，则动态剪切模量和动态体积模量计算式分别为:

Gd=13 474.45ρb·tDT4S-2；

(1)

(2)

式中：Gd为动态剪切模量，GPa；Kd为动态体积模量，GPa；tDT4P为纵波时差，μs/m；tDT4S为横波时差，μs/m；ρb为体积密度，g/cm3。

用剪切和体积模量计算动态杨氏模量Yd和动态泊松比μd：

(3)

(4)

通过自然伽马和摩擦角的线性关系计算摩擦角：

(5)

式中：GR为自然伽马，API；φ为摩擦角，(°)。

压缩强度计算式为

SUCS=0.086 6KdYd(0.008VSH+0.004 5(1-VSH)。

(6)

式中：SUCS为抗压强度，MPa；VSH为泥质体积分数，无因次。

基于岩心实验建立不同围压下峰后断裂能密度与杨氏模量的拟合公式：

GZ=32.4+0.023YS2-1.59YS。

(7)

式中：GZ为断裂能密度，J/m2；YS为静态杨氏模量，GPa。

利用峰后断裂能密度可定量表征研究区致密砂岩断裂韧性，韧性指数

F12=0.146 7GZ+0.263。

(8)

式中：F12为韧性指数，无因次。

2.1.3 地层孔隙压力的计算

利用该区块部分已开展静压测试的数据，拟合不同套压下井筒内的压力梯度，用于预测未测静压的气井的井底压力，压力梯度和套压的关系如图3所示，温度梯度平均值：2.831(℃/100 m)。

图3 压力梯度和套压关系曲线

2.1.4 最大最小水平主应力的计算

对一个充满流体的孔隙性岩块，假设线弹性和各向同性，考虑各向异性的构造应变，最大和最小水平应力计算式分别为：

(9)

(10)

式中：σH、σh分别为最大和最小水平应力，MPa；εH、εh分别为最大和最小水平应变，无因次；μ为泊松比，无因次；α为比奥系数，无因次；Pp为地层的孔隙压力，MPa。

2.2 地质工程一体化精细储层评价

苏里格上古致密砂岩气藏，储集层致密，岩性较复杂，多为薄互层，高的韧性能保证裂缝在储层内部延伸，选取韧性指数为储层品质的主要参数。由于最小水平应力综合了储层的泊松比、杨氏模量、孔隙压力、最大及最小水平应变、储层垂深等多个参数，是决定压裂过程施工压力的主要影响因素，选取最小水平应力为完井品质的主要参数，典型水平井储层品质、完井品质及综合品质评价如图4所示。

图4 水平井射孔段气藏精细评价

2.3 三维地质及地质力学模型的建立

研究区储层非均质性强，建立三维储层地质模型对压裂效果的正确解释和评价具有重要意义。本文结合研究区实际情况，优选适用于离散性随机变量且能够较好地模拟非均质性的序贯指示模拟方法模拟岩相模型，如图5所示。使用相控序贯高斯模拟方法建立孔隙度模型(图6)、渗透率模型、伽马体模型、含气饱和度模型。

图5 研究区测井解释相模型

图6 研究区储层孔隙度模型

3 压裂效果解释与评价

3.1 连续油管光纤产气剖面结果

连续油管光纤产气剖面测试见表2所示，第3段1簇产量最高，第1、8段，第5段1簇几乎无产能。

表2 连续油管光纤产气剖面测试结果

3.2 单簇段压裂效果解释与评价

第1、2、4、6、8段为单簇压裂，其中第1、8段产气剖面显示产量低。

3.2.1 正常段压裂效果解释与评价

第2、4、6段，支撑剂及液体用量、排量相当，改造压力均值45 MPa(图7),产气剖面显示日产分别为2 806 m3/d，2 667 m3/d、1 504 m3/d，分析产量差异主要由储层韧性及强度决定。从图8和图9可以看出，韧性指数高的储层改造效果好，韧性指数相同则钻时低的储层改造效果好；根据压裂曲线前置液阶段的形态可以看出，第2、4段的斜率明显大于第6段，说明第2、4段裂缝延伸长度大于第6段。

图7 第2、4、6段压裂曲线

图8 第2、4、6段储层产量柱状图

图9 第2、4、6段储层韧性指数和钻时散点图

3.2.2 低产段压裂情况及解释与评价

第1段及第8段采气剖面显示产量分别为147 m3/d和57 m3/d，改造失败。压裂曲线前置液阶段压力曲线居高不下，加砂阶段压力陡降，如图10所示。

图10 第1、8段压裂曲线

第1段及第8段由于射孔段井筒上翘和下沉，射孔方位不趋向于裂缝延伸方位，如图11所示，使近井筒段裂缝迂曲，前置液阶段迂曲摩阻较大、压力较高，造成裂缝高度失控，射孔井眼附近裂缝无支撑。

图11 水平井伽马体剖面和射孔方位

第1段压裂裂缝模拟显示，缝高44 m,水平方向延伸55 m(图12(a))，该段施工压力高，平均57 MPa。第8段裂缝高度41 m，水平方向延伸75 m(图12(b))，该段施工压力平均58 MPa。支撑剂位于射孔段以下，造成近井段裂缝导流能力较低，从而产能较低。

图12 第1、8段水力裂缝模拟

3.3 双簇段压裂效果解释与评价

3.3.1 常规双簇压裂

第3段为常规压裂，第1簇储层品质为好，完井品质为好，第2簇储层品质为好，完井品质为坏，第1簇产气剖面显示3 187 m3/d，第2簇产气剖面显示130 m3/d，平均施工压力47 MPa，第1簇最小水平主应力平均44.6 MPa，第2簇最小水平主应力平均46.4 MPa，由于第1簇的最小水平主应力显著低于第2簇(图13(a))，第3段压裂施工曲线较单调(图14(a))，判断第2簇未压开。

3.3.2 暂堵双簇压裂

第5段第1簇的最小水平主应力46.3 MPa，第2簇的最小水平主应力44.7 MPa，如图13(b)所示。由于第1簇最小水平主应力较高并且射孔方位偏离裂缝延伸方向角度较大，造成添加暂堵剂后施工压力较高(图14(b))，改造效果较差，产气剖面显示47 m3/d(表2)。第2簇正常压裂，产气剖面显示1 924 m3/d(表2)。

第7段采用宽带暂堵压裂，第1、2簇储层的钻时和最小水平应力无明显差别趋势(图13(c))，第1簇产气剖面显示799 m3/d，第2簇产气剖面显示710 m3/d(表2)，压裂模拟显示，第1簇及第2簇裂缝形态良好(图15)，从压裂曲线(图14(c))观察，添加暂堵剂后有明显破裂显示，认为暂堵有一定的作用。对比第7段1簇和第5段2簇，分析认为第7段单簇产量较低是由于该段韧性指数较低，如图16所示。