SLG氣田砂巖氣井儲層壓裂效果評價新方法

郭康良，顧俊穎，鄒品國 (長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 荊州 434023)

高尊升 (中石油塔里木油田公司監(jiān)督管理中心，新疆 庫爾勒 841000)

牛妮琴 (中石油冀東油田分公司工程監(jiān)督中心，河北 唐山 063200)

SLG氣田砂巖氣井儲層壓裂效果評價新方法

郭康良，顧俊穎，鄒品國 (長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 荊州 434023)

高尊升 (中石油塔里木油田公司監(jiān)督管理中心，新疆 庫爾勒 841000)

牛妮琴 (中石油冀東油田分公司工程監(jiān)督中心，河北 唐山 063200)

低滲透油藏經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的難度非常大，壓裂效果評價準(zhǔn)確與否直接影響開發(fā)效果。通過對SLG氣田砂巖氣井儲層基礎(chǔ)地質(zhì)資料、測井?dāng)?shù)據(jù)及試井?dāng)?shù)據(jù)的相關(guān)性分析研究，總結(jié)出試井?dāng)?shù)據(jù)與儲層測井?dāng)?shù)據(jù)、壓裂改造數(shù)據(jù)的相關(guān)性規(guī)律，評價了低滲透油藏人工壓裂井的施工方案，為該區(qū)油藏的合理開發(fā)提供參考。

砂巖；低滲透油氣藏；相關(guān)性分析；壓裂效果；測井參數(shù)

SLG氣田處在伊陜斜坡的北部中段,為寬緩西傾的單斜,平均坡降為3～5m/km。該地區(qū)地表主要為砂漠覆蓋，含氣層為上古生界二疊系下石盒子組的盒8段及山西組的山1段，氣藏主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂體帶，是典型的巖性圈閉氣藏，氣層由多個單砂體橫向復(fù)合疊置而成[1]。SLG氣田砂巖儲層有效厚度一般為2～24m，平均4.934m，泥質(zhì)含量一般為3.7%～30%，平均值為14.424%；孔隙度一般為3.5%～12%，平均值為7.375%；含氣飽和度一般為20%～70%，平均值為48.46%；滲透率一般為0.1～0.8，平均值為0.722，基本屬于低孔、低滲、低產(chǎn)、低豐度的大型氣藏，每年有90%以上的井需要壓裂。因此，壓裂已成為SLG氣田砂巖氣井儲層提高產(chǎn)能的重要途徑，壓裂效果的好壞直接影響著油井產(chǎn)能，對壓裂效果的評價尤為重要。筆者對SLG氣田砂巖氣井儲層基礎(chǔ)地質(zhì)資料、測井?dāng)?shù)據(jù)及試井?dāng)?shù)據(jù)的相關(guān)性分析研究，總結(jié)了試井?dāng)?shù)據(jù)與儲層測井?dāng)?shù)據(jù)、壓裂改造數(shù)據(jù)的相關(guān)規(guī)律，評價了低滲透油藏人工壓裂井的施工方案，為該區(qū)油藏的合理開發(fā)提供參考。

1 應(yīng)用試井資料評價低滲透井的壓裂效果

影響油氣井提高產(chǎn)量的因素是多方面的[2]。單從地層來分析，大致有以下2方面：①地層滲透率；②鉆井和完井過程中井筒附近地層受傷害程度。人工壓裂主要目的是力求消除上述不利影響，在地層中壓開裂縫，解除近井地帶的污染，改善滲流條件，提高地層滲透率，從而提高油氣井產(chǎn)量[3]。

1.1評價依據(jù)

1)壓裂前后產(chǎn)液量及產(chǎn)液性質(zhì) 根據(jù)壓裂前后產(chǎn)液量及產(chǎn)液性質(zhì)評價壓裂效果，其結(jié)果可分為3種類型[4-5]：①壓裂有效。該類型指壓后比壓前地層產(chǎn)出量增加，測試資料解釋地下有裂縫形成，壓裂不但提高了地層導(dǎo)流能力，且改善了井壁附近地層，解除了污染堵塞，表皮系數(shù)S一般小于0,而雙重介質(zhì)油藏Slt;-3。②壓裂無效。該類型指壓裂前后產(chǎn)出量及產(chǎn)液性質(zhì)沒有明顯變化，壓裂沒有提高產(chǎn)層的導(dǎo)流能力。③壓裂負(fù)效應(yīng)。該類型指壓裂前后產(chǎn)液性質(zhì)變化不大，但產(chǎn)液量明顯減少。原因可能是產(chǎn)層閉合壓力大于支撐劑的抗壓強(qiáng)度，支撐劑被壓碎，起不到支撐裂縫的作用，壓裂的效果等于壓實和堵塞地層，表皮系數(shù)S一般大于0,而雙重介質(zhì)油藏Sgt;-3。

2)裂縫類型 壓裂見效通常形成無限導(dǎo)流垂直裂縫和有限導(dǎo)流垂直裂縫[6]。若形成無限導(dǎo)流垂直裂縫,在雙對數(shù)曲線上,早期的線性流動階段,壓力及壓力導(dǎo)數(shù)曲線是2條斜率為1/2的平行直線,兩者的縱坐標(biāo)之差為0.301對數(shù)周期；若為有限導(dǎo)流裂縫,壓力及壓力導(dǎo)數(shù)曲線呈斜率為1/4的平行直線,兩者縱坐標(biāo)差為0.602對數(shù)周期。在擬徑向流動段,壓力及壓力導(dǎo)數(shù)曲線均為縱坐標(biāo)為0.5的水平直線。

1.2評價方法

對于壓裂前后都進(jìn)行過試井的壓裂井, 通過壓裂前后參數(shù)值對比及油氣產(chǎn)量對比,可判斷壓裂效果。但SLG氣田為低滲透油藏，大部分井壓裂后投產(chǎn)無法進(jìn)行對比，可以根據(jù)試井資料計算出來的裂縫半長、地層滲透率、表皮系數(shù)等參數(shù)，再結(jié)合壓力曲線形態(tài)特點進(jìn)行壓裂效果評價。一般對儲層進(jìn)行壓裂措施改造后，如果地層破裂形成裂縫，則裂縫越長，滲透率越大，表皮系數(shù)越小，則認(rèn)為壓裂效果越好[7-8]。

2 測井參數(shù)與試井解釋參數(shù)相關(guān)性分析

2.1自然伽馬、聲波時差與總表皮系數(shù)的相關(guān)性分析

對SLG氣田砂巖氣井儲層自然伽馬(GR)、聲波時差(AC)與總表皮系數(shù)(S)的相關(guān)性分析表明，自然伽馬值與總表皮系數(shù)呈正相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)為0.459，說明隨著自然伽馬值的升高，泥質(zhì)含量增加[9]，壓裂后地層的污染程度增加(見圖1)。聲波時差值與總表皮系數(shù)成負(fù)相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)為-0.2，相關(guān)系數(shù)較小，說明聲波時差值的變化不能很好地反映儲層污染程度的變化(見圖2)。

圖1 總表皮系數(shù)與自然伽馬相關(guān)性圖

2.2自然伽馬、聲波時差與裂縫半長的相關(guān)性分析

對SLG氣田砂巖氣井儲層自然伽馬、聲波時差與裂縫半長的相關(guān)性分析表明，自然伽馬值與裂縫半長呈負(fù)相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)為-0.567，說明隨著自然伽馬值的升高，泥質(zhì)含量增加，則地層的韌性增加，同樣的壓力作用在地層時，壓裂后形成的裂縫半長減小(見圖3)。聲波時差值與裂縫半長成負(fù)相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)為-0.463，說明隨著聲波時差值的增加，儲層孔隙度增大，則儲層較疏松，壓裂時形成的裂縫半長減小(見圖4)。

圖3 裂縫半長與自然伽值馬相關(guān)性圖

圖4 裂縫半長與聲波時差值相關(guān)性圖

2.3自然伽馬、聲波時差與產(chǎn)量的相關(guān)性分析

對SLG氣田砂巖氣井儲層自然伽馬、聲波時差與產(chǎn)量的相關(guān)性分析表明,自然伽馬值與產(chǎn)量呈負(fù)相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)為-0.581，說明隨著自然伽馬值的升高，泥質(zhì)含量增加，儲層的儲集空間減小，壓裂后的產(chǎn)量較小(見圖5)。聲波時差值與產(chǎn)量成正相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)為0.593，說明隨著聲波時差值的增加，儲層孔隙度增大，即儲層的儲集空間增加，壓裂后的產(chǎn)量增加(見圖6)。

在對測試井壓裂效果評價的基礎(chǔ)上，結(jié)合測井參數(shù)和試井主要參數(shù)的相關(guān)性，總結(jié)出不同壓裂效果井的測井參數(shù)特征： ①自然電位(SP)異常幅度為15～35mV，自然伽馬值范圍為20～39API，聲波時差范圍為230～263μs/m；儲層物性好，若地層能量充足，經(jīng)過儲層改造后，地層容易形成較長的裂縫，且具有很高的滲流能力，油氣井產(chǎn)量明顯提高。②自然電位異常幅度為5～25mV，自然伽馬值范圍為33～62API，聲波時差范圍為210～232μs/m；儲層物性較差。經(jīng)過加砂壓裂措施后，可以形成裂縫，但是儲層改造后，裂縫半長較小且具有較低的滲流能力，生產(chǎn)狀況仍然不理想，產(chǎn)量較低。

圖5 產(chǎn)量與自然伽馬值相關(guān)性圖

圖6 產(chǎn)量與聲波時差值相關(guān)性圖

3 實例分析

3.1測井解釋

S103氣井構(gòu)造屬鄂爾多斯盆地伊盟隆起，為烏審旗地區(qū)的一口預(yù)探井。該層位的測井參數(shù)：自然伽馬值為32.419，自然電位值為33.882mV，聲波時差為262.25μs/m，含氣飽和度為78.959%，滲透率為1.988×10-3μm2，氣層厚度為4.1m。由測井解釋數(shù)據(jù)可以明顯看出，S103氣井GR值偏低，SP曲線異常幅度較大，說明泥質(zhì)含量低；AC值較高，說明孔隙度較高；儲層滲透率、孔隙度和含氣飽和度均較高，儲層物性較好，但氣層厚度較小。

3.2壓裂施工

2008年5月29日用胍膠加陶粒18.5m3壓裂山2層位：深度3494.0～33496.0m，破裂壓力38.0MPa,工作壓力33.82MPa，排量2200L/min，停泵壓力18.0MPa，伴注液氮6.9m3，入地總液量125.5m3。壓后關(guān)井20min,油壓由8.0MPa降至10.0MPa，套壓由5.0MPa升至7.6MPa，壓后第1次油放歷時26h31min，出液8.0m3。

2008年5月29日至6月3日對山2層位在3494.0～3496.0m進(jìn)行關(guān)放抽汲排液，累計入井總液量191.1m3，累計排出總液量173.4m3，排出程度90.7%。

由上述壓裂施工數(shù)據(jù)可以看出，施工過程中壓力較低，排量較高，說明儲層的物性較好。壓裂液的粘度較高，則濾失較少，說明裂縫的半長較長；壓裂液的返排程度較大，對地層的傷害程度較小。

S103氣井壓裂施工表明：壓裂初期，排量上升，油壓隨之上升，油壓上升至破裂壓力后迅速下降而排量繼續(xù)上升，說明地層破裂，產(chǎn)生裂縫。

3.3試井測試

蘇103井壓裂后日產(chǎn)氣11.9948×104m3，為了評價壓裂效果，于2008年6月3日至6月6日關(guān)井測壓力恢復(fù)曲線，電子壓力計下至井深3422.0m，恢復(fù)最高壓力29.0610MPa(折算至氣層中部3495.85m處)。試井分析成果如下: 日產(chǎn)氣為11.9948×104m3，地層系數(shù)為11.767×10-3μm2·m，滲透率為2.87×10-3μm2，試井模型為裂縫模型，表皮系數(shù)為-5.04，裂縫半長為118m,地層壓力為29.2472MPa，調(diào)查半徑為511m。由試井解釋成果可以看出，蘇103井經(jīng)壓裂改造后日產(chǎn)氣11.9948×104m3，地層滲透率較高，裂縫半長較長，近井地帶無污染，說明該壓裂措施有效，且壓裂效果較好。

由測井參數(shù)、試井參數(shù)與壓裂參數(shù)可知，該井的GR值較低，AC值較高，壓裂后的地層滲透率較高，總表皮系數(shù)較小，與參數(shù)間的相關(guān)性相符。

4 結(jié) 語

闡述了利用試井解釋資料結(jié)合生產(chǎn)特征評價壓裂效果的方法，分析了測井參數(shù)和主要試井參數(shù)的相關(guān)性。在對測試井壓裂效果評價的基礎(chǔ)上，結(jié)合測井參數(shù)和試井主要參數(shù)的相關(guān)性，總結(jié)出不同壓裂效果井的測井參數(shù)特征，從而為低滲透油藏人工壓裂井的施工提供依據(jù)。

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[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.02.018

TE375

A

1673-1409(2012)02-N057-04

2011-11-12

郭康良(1963-)，男，1985年大學(xué)畢業(yè)，碩士，教授，現(xiàn)主要從事開發(fā)地質(zhì)方面的教學(xué)與研究工作。