利用隨鉆測井及示蹤劑技術分析致密油藏水平井各壓裂段產出特征

張洪亮

(中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

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利用隨鉆測井及示蹤劑技術分析致密油藏水平井各壓裂段產出特征

張洪亮

(中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

為了探索致密油藏有效動用途徑，采取“長水平井、體積壓裂、天然能量”開發(fā)?，F場實踐表明，以該方法動用致密油藏，取得了較好的效果。通過分析井筒周圍儲層特征、壓裂規(guī)模和指示劑監(jiān)測資料，深入研究水平井各壓裂段的產出狀況，對各壓裂段產出變化規(guī)律進行探討。一方面，現場試驗結果表明，通過在不同壓裂段壓裂液中加入不同型號指示劑，檢測產出指示劑含量，能夠明確各壓裂段的產出狀況；另一方面，研究了壓裂段井筒周圍儲層巖性、含油性、壓裂規(guī)模與壓裂段產出貢獻率的關系。該研究成果為致密油藏壓裂方案設計和開發(fā)調整提供了依據。

致密油藏；水平井；壓裂段產出特征；示蹤劑；隨鉆測井

1 L區(qū)塊基本情況

1.1 地質概況

致密油是指夾在或緊鄰優(yōu)質生油層系的致密碎屑巖或者碳酸鹽巖儲層中，未經過大規(guī)模長距離運移而形成的石油聚集，一般無自然產能，需要通過大規(guī)模壓裂技術才能形成工業(yè)產能[1]。

L區(qū)塊區(qū)域構造位置位于中央凹陷區(qū)的龍虎泡-大安北階地，東部、南部緊鄰齊家-古龍凹陷，總體為一西高東低的單斜構造。高臺子油層受北部沉積體系控制，主要發(fā)育三角洲前緣亞相，沉積微相類型主要為席狀砂。從高Ⅲ油層組巖心分析看，孔隙度主要分布在12%～16%，平均為13.9%；滲透率主要分布在0.1～1.5mD，平均為1.23mD(見圖1、2)。

圖1 L區(qū)塊高Ⅲ油層組孔隙度直方圖 圖2 L區(qū)塊高Ⅲ油層組滲透率直方圖

1.2 開發(fā)狀況

開發(fā)早期采用直井反九點井網開發(fā)，油水井間難以建立有效驅替，因此盡管采取了注水井增注、油井措施改造和加密調整，仍未實現有效開發(fā)。2013年，為探索高臺子油層致密油開發(fā)潛力及動用方式，在龍虎泡油田開辟了龍26現場試驗區(qū)，采用“長水平井、體積壓裂、天然能量”開發(fā)方式，共部署井位15口，其中水平井12口。

投產10口水平井，平均水平段長度1639m，平均單井壓裂10段，縫間距60～80m，壓裂液用量10241m3，加砂量809m3。目前平均單井日產液10.5t，日產油8.5t，綜合含水率19.5%，生產周期645d，平均單井累計產油9057t。

2 區(qū)塊儲層及水平井井筒周圍儲層特征

L區(qū)塊高臺子油層受北部沉積體系控制，主要發(fā)育三角洲前緣亞相，沉積微相類型主要為席狀砂。席狀砂的垂向沉積物序列在不同沉積環(huán)境下可表現出不同的韻律特征，研究區(qū)的席狀砂砂體主要表現為泥巖背景下的正反旋回組合，即下部反旋回+上部正旋回，整體比較穩(wěn)定(圖3)。

圖3 L井席狀砂微相測井曲線特征圖

通過完鉆井及試油等資料，繪制L區(qū)塊高Ⅲ油層組3、4、5層砂體厚度和有效厚度預測圖。從砂體厚度預測圖(圖4)上看，砂體厚1～9m，連片性較強，中間低周圍高，砂體厚度主要在4～8m之間，最大達6m；從有效砂體厚度預測圖(圖5)上看，有效砂體厚度2～5m，呈透鏡體分布，最大達到5.5m。

圖4 L區(qū)塊高Ⅲ油層組3、4、5層砂體厚度等值圖 圖5 L區(qū)塊高Ⅲ油層組3、4、5層有效砂體厚度等值圖

井筒周圍儲層特征分析主要是利用隨鉆測井曲線進行，隨鉆測井曲線主要通過自然伽馬和電阻率反映儲層巖性和電性。從完鉆井結果(圖6)分析，井筒周圍儲層存在差異，自然伽馬在36～66API之間，平均為50.1API；深側向電阻率在20～60Ω·m之間，平均為41.7Ω·m。

圖6 L井隨鉆測井曲線

無論是從區(qū)域地質狀況分析，還是從隨鉆測井狀況分析，砂巖及有效砂巖發(fā)育連續(xù)，但存在非均質性，那么壓裂位置選擇至關重要。

3 水平井各段壓裂后指示劑監(jiān)測產出狀況

以往利用理論公式法、數值模擬方法對水平井壓裂后各段的產出液量進行計算。理論公式法主要是假設油藏為均質模型，通過水平段長度、裂縫長度、高度、條數、裂縫滲透率、油藏基質滲透率等參數，計算單段產量，得出的產量為各段均勻產出[2]。數值模擬方法研究表明，在考慮井筒壓降影響的情況下，從水平井井筒的趾端到跟端，流體壓力逐漸降低，井筒的沿程儲層流入量總體呈現兩端高、中間低的分布特征，但跟端明顯大于趾端[3]。

數值模擬方法和理論公式法均是間接計算得出各段的產液量，不能通過直接測量的方法得出。試驗通過指示劑監(jiān)測產出的方法計算各段產出貢獻率，從而得到各段產液量。在開發(fā)過程中，水平井壓裂段較多，為了確定各壓裂段產出，針對不同儲層選擇不同種類、不同用量的指示劑跟隨流體一同進出油藏并攜帶出流體信息，通過對指示劑分類、提純、分析和處理，依據返排液中指示劑的濃度和加入量的關系，計算各段的產出貢獻率。

通過跟蹤分析指示劑連續(xù)監(jiān)測結果(圖7)，分析同井不同段產量狀況，表明從投產后2周到5個月，各壓裂段對產出均有貢獻，各壓裂段都能得到動用，并且水平井趾端、跟端以及中部的壓裂段均存在對全井貢獻較大和較小的段。

圖7 L井各壓裂段指示劑監(jiān)測產出貢獻狀況

4 水平井各壓裂段產出與儲層物性、壓裂規(guī)模的關系

研究致密油儲層中單井產能規(guī)律及其影響因素，對于致密油開發(fā)整體部署具有十分重要的意義。受到儲層特征、開發(fā)模式以及壓裂改造等因素的影響，致密油儲層中的單井產能主控因素多而復雜[4]。為了搞清水平井各段產出狀況的差異原因，深入分析得知影響水平井各壓裂段產出的因素是受儲層巖性、電性及含油性控制的。

根據以往研究成果，分析各段產出貢獻率與儲層和壓裂規(guī)模之間的關系。首先，深側向電阻率、自然伽馬受水平井壓裂段段數、水平井鉆井環(huán)境和隨鉆測井儀器本身的影響，為消除該類干擾因素，對產出貢獻率、深側向電阻率、自然伽馬實施歸一化。其次，利用歸一化后的參數，建立了產出貢獻率歸一化值與深側向電阻率歸一化值(圖8)、產出貢獻率歸一化值與自然伽馬歸一化值(圖9)以及井下微地震監(jiān)測縫長與深側向電阻率歸一化值(圖10)共3個圖版，分析各段的產出貢獻與儲層特征、壓裂規(guī)模之間的關系。

圖8 深側向電阻率與產出貢獻率關系圖 圖9 自然伽馬與產出貢獻率關系圖

從圖8、9中可以看出，隨著深側向電阻率歸一化值增加和自然伽馬歸一化值減小，產出貢獻率逐漸增加，表明水平井壓裂段井筒周圍為儲層巖性純、含油性好的層段，產量貢獻率大。但是針對不符合上述規(guī)律的壓裂段，通過圖10可以看出，1點儲層物性差、含油性差，但較相同物性條件下的壓裂段產出貢獻率高，這主要是由于加大了壓裂層段的壓裂規(guī)模；2點和3點儲層物性、含油性基本相當，產出貢獻率差異主要是壓裂規(guī)模導致。因此，通過分析認為，一方面是優(yōu)化壓裂位置和壓裂施工參數，可以有效地提高壓裂段產量；另一方面是適當加大差層壓裂規(guī)模，可以提高儲層貢獻率。

圖10 深側向電阻率與井下微地震監(jiān)測裂縫長度關系圖

5 結論

1)從區(qū)域地質研究以及水平井隨鉆測井曲線分析可知，該區(qū)塊儲層分布連續(xù)，但存在一定非均質性。

2)通過在壓裂液中加入指示劑，監(jiān)測水平井各壓裂段產出狀況，能夠量化水平井各段產出貢獻率，明確各段產出貢獻率值。

3)水平井壓裂段產出貢獻與井筒周圍儲層具有一定相關性。壓裂段井筒周圍的儲層巖性純、含油性好，產量貢獻率大，適當加大井筒周圍儲層發(fā)育較差層段的壓裂規(guī)模，能夠提高壓裂段貢獻率。

[1]趙政章，杜金虎.致密油氣[M].北京：石油工業(yè)出版社，2012.

[2]胡文瑞.水平井油藏工程設計[M].北京：石油工業(yè)出版社，2008.

[3]孫煥泉.水平井開發(fā)技術[M].北京：石油工業(yè)出版社，2012.

[4]彭暉，劉玉章，冉啟全，等.致密油儲層水平井產能影響因素研究[J].天然氣地球科學,2014,25(5):771～777.

[編輯] 帥群

2016-05-01

張洪亮(1983-)，男，工程師，現主要從事致密油藏開發(fā)調整研究工作，zhl6789@126.com。

TE357.11

A

1673-1409(2016)32-0074-05

[引著格式]張洪亮.利用隨鉆測井及示蹤劑技術分析致密油藏水平井各壓裂段產出特征[J].長江大學學報(自科版), 2016,13(32):74～78.