对压裂裂缝监测结果的质疑及井网参数的改进

2022-12-05贾自力石彬刘芳娜张军科周红燕付晨阳

科学技术与工程 2022年30期

贾自力，石彬，刘芳娜*，张军科，周红燕，付晨阳

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 710075；2.陕西省特低渗透油气田勘探与开发工程技术研究中心，西安 710075)

水平井+分段体积压裂技术作为非常规油气藏开发的主要技术手段已在油气生产中广泛应用，微地震监测技术是水力压裂过程中压裂缝评价的一种有效手段，尤其是井中监测技术能够三维描述人工裂缝的形态，定量表征压裂裂缝的方位、缝高、缝长、缝宽，为水平井的井网参数设计和压裂参数的优化提供了有力的技术支撑，该技术迅速在特低渗透油藏、致密油藏、页岩气等领域得到广泛应用[1-3]，极大促进了非常规油气藏的有效开发。任龙等[4]利用微地震监测结果，对水平井分段多簇压裂不同布缝方式进行了优化研究，优选了布缝方式；李忠兴等[5]利用微地震监测结果对超低渗致密砂岩油藏水平井井网优化研究，提出了水平井井网设计参数。但是他们没有考虑微地震监测结果与压裂有效裂缝的差别，而是直接等同视之。牛小兵等[6]利用实际取心井资料研究成果，证实体积压裂改造区宏观裂缝网络扩展范围有限，实际压裂缝长不到微地震解释的一半，认为致密油藏体积压裂效果还有进一步优化的空间，该研究仅从缝长方面质疑了微地震解释结果，没有分析缝长解释结果偏大的原因，也没有提出具体改进措施。

微地震监测结果与压裂有效裂缝有无差别？产生差别的原因是什么？微地震监测结果偏大对油田开发有何影响？如何改进水平井井网设计参数，提高产量动用程度？笔者发现大量微地震压裂裂缝量化解释结果与矿场压裂施工曲线特征、压裂施工井口返液情况、重复压裂效果、水平井注采反应特征等结果不符的情况，缝高、缝长、缝宽等参数解释结果有偏大的倾向，用这样的量化的解释结果去指导水平井分段压裂参数优化设计，会导致油气储量动用不充分，降低了开发效果。因此，现通过特低渗透油藏和致密油藏压裂的实例来讨论微地震裂缝监测结果的准确性，提出水平井井网和分段压裂参数改进的方向，并通过矿场实践验证优化方向的正确性。

1 微地震压裂裂缝监测优势及对水平井井网参数设计的指导作用

1.1 微地震压裂裂缝监测优势

微地震压裂裂缝监测技术是在低渗透油气藏压裂改造领域中的一项重要监测技术。该项技术是在邻井中设置检波器来监测相对应的压裂井在压裂过程中诱发的微地震波信号[7]，通过记录波振幅、时间等信息，利用相关模型和软件解释微地震信号，得到压裂裂缝的各项参数，来描述压裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布[8-9]，如裂缝的方位、长度、宽度及高度等。

微地震监测方法与电位法、倾斜仪法、试井分析法等方法相比解释成果丰富，技术精度高，实时性强可以有效地指导水平井井网参数设计及优化。

1.2 微地震裂缝监测对优化水平井井网参数的指导作用

微地震监测可以对裂缝缝长、缝宽等参数进行定量表征，对水平井开发井网参数的设计优化给出实际指导作用。水平井井网可分为准自然能量开发井网和注水开发井网[10]。

1.2.1 对准自然能量开发井网参数指导作用

准自然能量开发参数主要包括水平井井距和压裂缝段间距。合理井距为略大于两个水平井压裂缝半长之和，合理段间距为略大于相邻两段压裂缝带宽半长之和，即水平井两段压裂监测信号既不重叠也不留空隙。如鄂尔多斯盆地志丹油区当前压裂技术水平情况下，根据微地震监测结果，压裂半缝长为150 m左右，压裂半缝宽为30～50 m，该油区合理井距确定为300 m，合理段间距为60～100 m[图1(a)]。

图1 水平井开发井网示意图Fig.1 Schematic diagram of horizontal well pattern

1.2.2 对注水开发井网参数指导作用

注水开发井网参数主要包括注采井距、排距、压裂缝段间距和纺锤形缝长。注水开发井网合理的井排距需满足4个方面要求[11-13]：①克服启动压力，建立有效注水驱替系统；②避免裂缝水淹；③经济效益开发；④建立井间缝网系统，提高储量动用。例如，吴起油田根据室内岩心水驱油实验结果和经济效益评价方法得出了极限井距为500～600 m，极限排距为200 m，这个井排距基本满足了①～③。为了满足条件④，还要考虑人工裂缝长和带宽，合理井距为略大于两个水平井压裂缝半长之和，本地区合理井距为500～600 m；在井距和压裂缝半长确定的情况下，为了避免过早水淹，合理排距还要考虑裂缝带宽，水力喷砂压裂人工裂缝半带宽为25 m左右，则水力喷砂压裂合理排距为120～140 m，混合水体积压裂人工裂缝半带宽为45 m左右，则水力喷砂压裂合理排距是140～160 m。段间距的确定与准自然能量开发井网一样。纺锤形缝长的确定原则是离注水井排近的位置缝长短，离注水井排远的位置缝长长[图1(b)和图1(c)]。一般通过监测缝长数据和压裂施工参数建立的正相关关系，并根据油藏设计要求来优化压裂参数设计。

2 对微地震监测量化结果准确性的质疑

近年来，大量矿场施工结果及相关研究表明，通过井下微地震监测解释出的压裂改造规模过于乐观，与矿场压裂施工结果相比，存在缝高、缝宽、缝长等参数偏大的问题。下面将分别以水平缝和高角度缝油藏进行压裂参数对比分析，从而论证微地震监测结果与压裂施工结果的差异。

2.1 水平缝油藏裂缝监测结果对比分析

2.1.1 水平缝成因及特征

水力压裂裂缝总是沿着垂直于最小主地应力的方向形成和发展，当最小主地应力为垂直方向，压裂时井壁上存在的水平地应力最大，若超过井壁岩石抗张强度，岩石将在水平方向上产生脆性破裂，即产生水平缝，水平缝呈板状[14-15]。

2.1.2 水平井压裂裂缝缝高分析

七里村油田位于鄂尔多斯盆地东部，主力油藏延长组长62油层组为水下三角洲内、外前缘沉积，平均孔隙度8%，平均渗透率0.5×10-3μm2，为典型的特低孔、特低渗油藏。

图2 七平1井分段射孔压裂地层模型图Fig.2 Formation model diagram of staged perforation and fracturing in well Qiping 1

表1 七平1井分段压裂微地震监测成果表

图3 七平1井组砂层与隔夹层连通剖面图Fig.3 Connection profile between sand layer and interlayer of well cluster in well group of Qiping 1

图4 七平1井第1～6段压裂施工综合曲线图Fig.4 Comprehensive curve of fracturing construction of section 1～6 of well Qiping 1

2.2 高角度裂缝油藏监测结果对比分析

2.2.1 致密油水平井分段压裂微地震监测结果

水磨沟油田位于鄂尔多斯盆地南部，磨平3井是该油田的一口水平井，生产层位是延长组长82，孔隙度10.1%，渗透率0.32×10-3μm2，属于水下分流河道相沉积致密油藏。水平段长度950 m，分14段压裂，其中第4-14段进行了井下微地震裂缝监测，井下监测井为芦96-丛2井(图5)，监测结果显示(表2)，裂缝长度为368～583 m，宽度124～172 m，高度61～108 m。

2.2.2 注水生产动态分析缝长

磨平3对应3口注水井，其中芦19-丛2井也是本次微地震的监测井，距离磨平3井400 m，从监测成果图上可以看出，注水井芦19-丛2井距离裂缝监测信号区域不到100 m(图5)，但该注水井于2015年9月开始注水，累计注水0.82×104m3，磨平3井于2014年10月投产，初期日产液14.8 m3，日产油8.4 t/d，含水32%，截至目前累产油1.75×104t，目前日产液13.3 m3，日产油7.7 t/d，含水30%，6年以来，生产比较稳定，见到了注水效果，但没有见水的迹象，因此可以判断注水井距离磨平3井人工裂缝不会很近，这与微地震监测结果(表2)相差较大，即监测压裂缝长结果偏大。

2.2.3 压裂施工法分析缝高

表2 磨平3井分段压裂微地震监测成果表

图6 磨平3井区砂层与隔层常规井连井剖面图Fig.6 Profile of sand layer and interlayer conventional well connection in well block Moping 3

图7 磨平3井分段压裂施工曲线Fig.7 Staged fracturing operation curve of well Moping 3

2.3 长庆油田取芯结果与微地震监测缝长结果对比分析

根据牛小兵等[6]的研究，长庆油田为了研究鄂尔多斯盆地真实地层中大规模体积压裂的压裂缝范围究竟有多大问题，在不同类型的体积压裂井旁边部署了取芯井，并对体积压裂井开展了井下微地震裂缝监测来获取相关研究资料。一是在陕北地区的A83试验区部署了水平井AJ井，获取直井A24体积压裂后的储层岩心。二是在陇东地区的X233试验区部署了YJ井(直井)，获取水平井体积压裂后的储层岩心。典型采油直井A24井微地震监测结果显示压裂缝是带状展布，缝长310 m、缝宽81 m、缝高42 m；但距A24井80 m的水平井AJ井在裂缝目的层长72取芯85 m，未见人工压裂裂缝。典型水平井YP3、YP4相邻，方向平行，井距300 m，分段压裂微地震监测结果显示压裂体积(半缝长×缝宽×缝高)分别为143 m×48 m×163 m和162 m×34 m×159 m，压裂后在两口水平井中间150 m处的直井YJ围绕目的层长72取芯，从长8段顶部到长6底部连续取芯141.95 m，也未见明显的人工压裂裂缝，只是通过CT扫描见到微米级的微裂缝。因此从不同类型的体积压裂井的微地震监测结果和取芯结果对比来看，微地震裂缝量化缝长解释结果明显偏于乐观。

2.4 大庆油田压裂结果与微地震监测段间距结果对比分析

大庆油田龙西油区扶余油层组为致密油储层，孔隙度12%，渗透率0.5×10-3μm2，水平井投产后产量下降较快，为此开展了重复压裂工作，主要采用补压新缝分段压裂，重复压裂后产油为压前的5.1倍，取得了较好效果。如葡34-平6井，原段间距为100 m，补压新缝16条，段间距缩减到37.5 m，重复压裂前日产液3.8 t，日产油1.87 t，重复压裂后日产油10.18 t，是重复压裂前的5.4倍，生产443 d，累计增油2 580 t。试验34口井，重复压裂后日产油达到初次压裂的71.4%，有效地恢复了致密油水平井的产能。这说原来设计压裂段间距100 m偏大。葡34-平6井重复压裂前后均开展了微地震裂缝监测(图8)，绿色为第一次压裂，红色为第二次压裂，红色绿色信号重复较多，重复压裂的增产效果也说明微地震裂缝监测结果缝宽偏大。

图8 葡34-平6井重复压裂微地震监测成果俯视图Fig.8 Top view of fracturing micro seismic monitoring results of well Pu 34-Ping 6

2.5 质疑分析

根据前文的对比分析可以看出：①水平缝油藏压裂相邻第二段时井口不返液，水平缝和高角度缝油藏压裂施工曲线未出现与突破泥质隔夹层相匹配的破裂压力，这些事实都说明压裂过程中产生的有效缝高都没有突破目的层相邻的隔夹层，缝高不会超过目的层的砂层厚度，更不可能达到微地震监测的缝高数值；②位于有效微地震事件信号区的注水井注水几年后，对应的水平井生产稳定，没有水淹；位于有效微地震事件信号区的岩心肉眼观察不到人工压裂裂缝，这些事实都说明压裂过程中产生的有效缝长都达不到微地震监测的缝长数值；③水平井老井在已压裂段之间补层压裂新缝，压裂不仅成功施工，而且重复压裂后日产油达到初次压裂产能的71.4%，说明初次压裂过程中产生的有效缝宽达不到微地震监测的缝宽数值。

综上所述，一些微地震信号响应点实际并没有产生有效裂缝，只是检测器接收到了微地震声波信号，或者说检测器接收到了压裂施工产生地震波或能量传递。就像地震时，远离震源几百公里的楼房产生晃动，但地震产生的裂缝并没有延伸到楼房底部一样。因此，微地震监测解释的缝高、缝长、缝宽等参数数值均偏大。

3 关于监测结果偏大的原因分析和讨论

井中微地震的监测资料处理流程主要分为3个部分：监测资料的预处理、微地震有效事件的识别和震源的最终定位。由于复杂噪声环境会影响有效信号的识别，故要对压裂产生的较大能量的微地震信号进行一系列的滤波处理[16]，复杂噪声环境主要包括随机噪声、强能量低频背景噪声、强能量扰动信号、井筒波和导波等，在滤波后就能够很精确地拾取到记录中的P波S波；然后进行微地震有效事件的拾取，中外学者们主要采用基于长短时窗能量比(LTA/STA)的方法来进行自动拾取[5]，因为该方法能大大提高拾取效率。这种自动拾取识别微地震有效事件的方法和压裂产生的有效裂缝有什么内在联系？这种方法的准确性是否得到实物验证？或者说有什么相关的模拟地层压裂的室内岩心实验可以验证微地震的监测结果？目前还有没见到相关的研究成果。因此，识别微地震有效事件的方法还需进一步研究改进。

4 水平井压裂设计优化方向及实践

虽然分析认为微地震解释结果偏大，也对识别微地震有效事件的方法提出了质疑，但不能否定微地震压裂裂缝监测这项技术，更不能否定它对水平井井网和分段压裂参数优化设计的指导作用，而是在此基础上，一方面对该技术进一步研究改进，提高其解释的准确性，另一方面针对裂缝参数解释结果偏大的事实可以进一步对水平井井网和分段压裂参数进行优化，从而达到提高储量压裂动用程度和单井产量的目的。

4.1 水平井压裂设计优化方向

鉴于微地震监测裂缝尺度明显偏大，为了充分建立井间缝网系统，提高油藏储量动用程度，水平井井网参数优化的主要方向为：①缩小水平井井距；②缩小注采井距；③缩小压裂段间距、簇间距；④细分层压裂，立体分层排布水平井来解决缝高监测偏大的不足。另外，水平井老井针对原设计压裂段间距偏大的现状可以大批量开展补新段的重复压裂工作，从而提高老井产量和水平井寿命。

4.2 矿场实践

4.2.1 井网加密缩小井距

七里村油田8323井区2019年以前采用直井长方形井网(150 m×85 m)衰竭式开采，根据3.1.2节中分析监测缝高偏大，实际压裂缝高不到监测缝高的1/10，结合原来压裂参数对裂缝尺寸重新计算，原压裂半长约为40 m，半缝宽约为16 m，因此井网控制区约为53%的储量未得到动用。为此，设计了2种水平井布井方式在直井之间加密(图9)，达到动用井间剩余油的目的。按照方式1、方式2分别设计了8323平1、8323平2两口水平井。水平井投产层位与周围直井层位相同，采用衰竭式开发，产出水为地层水。压裂过程中没有出现压窜井的现象，这说明对原来直井压裂缝尺寸的分析和计算是合理的。

从两口水平井投产2年来的生产状况(表3)可以发现，平均单井累计产油达到474.7 t，目前平均单井日产油为3.82 t，是周围直井产量的6.3倍，这说明微地震监测缝长偏大，通过加密井网缩小井距动用剩余油是一个提高油藏采出程度的有效方法。

图9 直井行间加密水平井示意图Fig.9 Schematic diagram of infill horizontal wells between vertical wells

表3 8323井区水平井生产状况表

4.2.2 缩小段间距、簇间距

根据微地震的监测结果，鄂尔多斯盆地南部南泥湾油田水平井裂缝尺寸为：缝长约320 m，缝宽98 m，缝高约31 m，总体上人工裂缝为垂直裂缝。根据3.2节分析，微地震监测的缝长、缝宽结果偏大，因此将南泥湾水平井的段间距由60 m缩小至20 m，簇间距由原来的20 m缩小至15 m，优化参数以及产量变化如表4所示。压裂施工曲线表示没有出现压力急剧降低和套压升高或井口返液的现象，说明没有压窜层。通过产量变化曲线(图10)可以看出，优化后的产液量达到原来的1.5倍左右，产油量是原来的2倍左右，这说明原来监测解释缝宽偏大，缩小段间距、簇间距可以有效提高储量动用和单井产量。