基于初次压裂地质工程条件及改造效果的页岩气井重复压裂选井模型

任千秋 林然 赵金洲 吴建发 宋毅

1. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室；2. 中国石油西南油气田公司页岩气研究院

我国页岩气开发不断向深层超深层迈进［1］，但部分中浅层页岩气老井由于储层条件、压裂工艺、完井工艺等因素造成压后效果不佳、产量递减快，这些老井亟需通过重复压裂提升产量［2］。重复压裂是提升页岩气老井与低产井产能的重要技术，而选取合理的重复压裂井是重复压裂施工成功的关键一步［3］。

国内外学者对页岩气重复压裂选井进行了大量研究。Sinha 等［4］定义“完井指数”，通过生产动态和完井数据分析，进行页岩气水平井重复压裂选井。Brady 等［5］在考虑生产动态基础上加入当前泄油面积、压力衰减及经济效益等因素进行重复压裂候选井的优选。Aniemena 等［6］定义增产指数与相对增产指数进行重复压裂候选井优选。Asala 等［7］根据神经网络算法、t 分布随机近邻嵌入图和技术经济评价的联合结果，考虑储层地质条件及初次压裂改造效果来优选重复压裂井。Ibáñez 等［8］考虑应力重定向和裂缝相互作用，使用无量纲图表法，将数字决策工作流与模拟工作流结合起来进行重复压裂候选井优选；崔静等［2］引入了多孔弹性应力转向系数、单位压降产量与压力系数等评价指标，建立了页岩气井适用性较强的重复压裂选井评价模型。

目前，重复压裂选井方法主要考虑改造效果、地质条件及压裂施工参数，国内外学者在设计重复压裂选井方法时，通常只考虑其中1～2 类因素，并未将3 类因素同时考虑，以至于重复压裂候选井优选结果不精准。本文将同时考虑初次压裂时储层地质条件、压裂施工参数以及改造效果，建立页岩气井重复压裂选井模型，并通过川南页岩气区块6 口老井的优选对模型进行验证。

1 页岩气井重复压裂选井模型

1.1 选井评价指标

选取5 项影响重复压裂效果的核心评价指标，其中“水平应力差异系数”、“页岩气储层评价指数”用于反映重复压裂候选井的地质特征，“单井用液指数”、“单井支撑剂用量指数”用于反映重复压裂候选井在初次压裂时的工程特征，“初次压裂储层改造体积比”用于反映重复压裂候选井在初次压裂时的地质工程综合特征。地质特征是储层固有性质，很难通过人工干预对其进行提升，所以重复压裂井需同时满足评价地质特征的两项指标；工程特征可以通过技术的进步进行改善，重复压裂候选井在不满足其中一项指标时，若满足地质工程综合特征评价指标，也可以作为重复压裂目标井。

1.1.1 水平应力差异系数

水平主应力差不仅决定天然裂缝能否张开形成有效裂缝，也是影响岩石破裂后能否形成缝网的重要因素［9］。实际压裂施工中，裂缝的高度受最小水平主应力的影响，且水平应力差越小，越有利于形成网状裂缝。本文采用水平应力差异系数评价初次压裂时在储层中形成复杂缝网程度。根据川南某区五峰组-龙马溪组形成缝网的水平应力差条件，水平应力差异系数小于0.2 时，岩石中易形成复杂的缝网［10-11］。水平应力差计算公式为

式中，Kh为水平应力差异系数；σhmax、σhmin为最大和最小水平主应力，MPa。

1.1.2 页岩气储层评价指数

有机碳含量、孔隙度、总含气量以及脆性指数是页岩气储层品质综合评价的关键参数［11］。在裂缝沟通到更多的储层基质时，需要良好的储层基质提供丰富的页岩气以达到理想的产能。采用页岩气储层评价指数综合评价页岩气藏的品质。将有机碳含量、孔隙度、总含气量以及脆性指数归一化处理后计算页岩气储层评价指数。

式中，λi为储层各参数归一化后的数值，无因次；ximax、ximin分别为候选井所在压裂平台所有井的储层参数最大值与最小值；xi为候选井储层各参数值；RQ为页岩气储层评价指数，无因次；n为考虑的储层参数数量，n=4；ωi为各储层参数权重，由于页岩气储层总有机碳含量和含气量不能通过人为改造得到提升，而孔隙度和脆性指数可以通过技术上的突破进行提高，所以本文中总有机碳含量和含气量所占权重分别为0.3，而孔隙度和脆性指数所占权重分别为0.2。

1.1.3 单井用液指数

对页岩气井来说，压裂施工中，用液强度越高最终采收率越高，改造效果越好［12］。施工排量高，支撑剂在裂缝中的垂直沉降时间大于其水平运移时间，使得支撑剂能够铺置更远的距离，且在复杂裂缝中，高施工排量能够使支撑剂进入更多的次级裂缝，使次级裂缝成为有效的页岩气流动通道［13］。本文中构建单井用液指数，通过绘制单段用液强度与单段最高施工排量的综合图，确定低于目标区块当前压裂施工技术的用液强度、排量的井段数量，计算单井用液指数。

式中，Sf为单段用液强度，m3/m；W为单段用液量，m3；L为单段长度，m；ξWq为用液评价指数，无因次；NWq为单段用液强度及排量满足重复压裂需求段数；N为候选井段数。

1.1.4 单井支撑剂用量指数

支撑剂用量是页岩气压裂的核心因素，只有支撑剂进入地层并实现有效支撑，才能够提供有效导流通道。大量现场实践表明，加砂强度越大，产气量越高，说明人工裂缝支撑效果越好［12,14］。压裂施工中，砂比是十分关键的施工参数，在合理范围内，砂比越高，复杂裂缝的支撑效果越好，但砂比过高会导致缝口悬浮态支撑剂扰动效应增强，动能降低，不利于裂缝深处的铺砂，甚至会发生砂堵［13,15］，所以重复压裂井初次压裂施工时的砂比应在合理的范围外。本文中构建单井支撑剂用量指数概念，通过绘制单段加砂强度与砂比综合图，确定低于当前压裂施工技术的加砂强度并且满足一定砂比范围要求的井段数量，计算单井支撑剂用量评价指数。

式中，Sp为加砂强度，kg/m；Wp为支撑剂质量，kg；Sr为砂比，%；Vp为单段支撑剂体积，m3；WpL为单段携砂液量，m3；ξp为支撑剂用量评价指数，无因次；Np为满足支撑剂用量指标段数。

1.1.5 初次压裂储层改造体积比

储层改造体积能够综合反映储层的地质工程条件以及压裂施工效果，是评价储层初次压裂改造效果的重要参数［16］，可作为重复压裂井优选的关键参数。国内外页岩气开发经验表明，储层改造体积越大，页岩气产量越高。基于微地震监测可以得到储层增产改造体积。引入初次压裂储层改造体积比评价初次压裂效果，对于初次压裂储层改造体积比小于0.5 的井，可以进行重复压裂［17］。

式中，ηSRV为初次压裂储层改造体积比，无因次；VSRV为初次压裂储层改造体积，m3；Hw为井间距，m；Hg为储层厚度(定义为A 靶点与上一地层的垂厚)，m；Hh为水平段长，m。

1.2 选井评价模型

综合考虑初次压裂时储层地质条件、施工参数以及初次压裂改造效果，建立适合目标区块的重复压裂选井模型。首先，找到符合初次压裂时储层地质条件的候选井，要求候选井储层水平应力差异系数较小，页岩气储层评价指数较高；其次，找到满足初次压裂施工参数条件的候选井作为重复压裂井，在重复压裂时，需要再次下入井下作业工具，若满足单段用液强度与单段最高施工排量的井段数量或者满足单段加砂强度与砂比的井段数量不足页岩气水平井井段数量一半，则没有重复压裂的必要，所以要求单井用液指数及单井支撑剂用量指数均大于0.5，若单井用液指数小于0.5，则选取初次压裂储层改造体积指数低于0.5、单井支撑剂用量指数大于0.5 的候选井作为重复压裂井。重复压裂选井评价模型流程见图1(其中m、l需要根据目标区块的地层性质确定)。

图1 重复压裂选井评价模型流程Fig. 1 Workflow of evaluation model for refracturing candidate well selection

2 案例分析

通过调研川南某页岩气区块压裂相关文献，结合现场施工经验［9-11］，该区块应力差异系数Kh小于0.2(m=0.2)、页岩气储层评价指数RQ大于0.6(l=0.6)的重复压裂候选井具有重复压裂价值。当前压裂施工技术条件下，加砂强度2.0～2.5 t/m、用液强度介于30～35 m3/m、施工排量约16 m3时，能够得到更高的产量，砂比介于10%～20%时能在增加裂缝中的支撑剂浓度的同时降低施工成本，故初次压裂施工未满足上述施工条件的候选井具有重复压裂价值［14,18-19］。

2.1 候选井概况

选取川南某页岩气区块H5 平台上半支及H7 平台下半支的6 口页岩气井，从图2 日产气动态曲线可以看出，6 口井的日产气量在压后投产初期快速上升，在达到峰值后的一年内迅速下降。短期日产气量上升是由于页岩气井在投产初期为带液生产，返排液对气井产量产生较大影响［20］。日产气量的迅速下降则可能因为页岩中的黏土矿物含量较高易水化膨胀堵塞通道，页岩表面的毛细管力增加页岩气流动阻力以及生产压差过小导致井眼附近液相挥发速度较慢造成水锁堵塞渗流通道［21］。无论是哪种原因，都可以通过重复压裂疏通页岩气在储层中的流动通道，沟通更多的天然裂缝再次提升页岩气产量，但不是所有老井都适合重复压裂，需要在这6 口井中优选出重复压裂目标井。表1 为6 口井初次压裂时的储层参数和储层改造体积参数，图3、图4 分别为6 口井初次压裂施工时的用液强度与排量散点图、加砂强度与砂比散点图。

表1 重复压裂候选井储层参数和储层改造体积参数Table 1 Reservoir and SRV parameters of candidate wells for refracturing

图2 候选井生产动态曲线Fig. 2 Production performance of the candidate well

图3 候选井初次压裂各段用液强度及最高施工排量Fig. 3 Liquid injection intensity and maximum pump rates of each stage during primary fracturing of candidate wells

图4 候选井初次压裂各段加砂强度及砂比Fig. 4 Proppant injection intensity and concentrations of each stage during primary fracturing of candidate wells

2.2 评价结果与分析

根据重复压裂候选井的数据以及重复压裂选井模型中的参数计算公式，得到选井模型中各项评价指数见表2。将各项评价指数代入到本文重复压裂选井模型，进行重复压裂选井评价。H5-5、H7-3 井因其水平应力差异系数大于0.2，即使进行重复压裂，缝网建造仍难以取得理想成效，不作为重复压裂目标井；H7-2 井因单井支撑剂用量指数过小，进行重复压裂仍难以在裂缝中取得理想的导流效果，不作为重复压裂目标井；H5-4、H5-6、H7-1 井各项评价指数均满足条件，可作为重复压裂目标井。

表2 重复压裂候选井评价指数Table 2 Evaluation indexes of candidate wells for refracturing

从图5 中看出H5-4、H5-6 井的产量与H5-5 井的产量相差较大；H7-1 井相较于同平台其他井的产量，差距过大。压后产能较高的页岩气井反映了其储层地质条件优秀并且初次压裂施工成效显著，而造成页岩气井压后产能低的原因有很多，通过本文的重复压裂选井模型优选出H5-4、H5-6、H7-1 井，说明H5-4、H5-6、H7-1 井产能低的原因是在良好的储层地质条件下并没有得到有效的储层改造，因此具有重复压裂价值。

图5 H5 平台下半支及H7 平台初次压裂后测试产量Fig. 5 Testing production of the lower-half of Platform H5 and Platform H7 after primary fracturing

3 结论

(1)本文建立的页岩气井重复压裂选井模型，可以快速准确地对重复压裂候选井进行优选。

(2)基于初次压裂时地质条件、施工参数及储层改造效果，对川南长宁页岩气区块的6 口页岩气井进行重复压裂选井，优选出H5-4、H5-6、H7-1 井作为重复压裂目标井，目标井在初次压裂后的产能较低，说明本文建立的模型能够有效地优选页岩气重复压裂井。但本模型未考虑初次压裂对储层的影响。

(3)本模型可在已有的数据基础上进行重复压裂候选井优选，同时本模型可以在获取其他页岩气区块地质工程参数后推广应用到新的页岩气区块。下一步对页岩气重复压裂候选井优选研究中，将考虑初次压裂后页岩气储层地应力变化。