產氣剖面井資料在涪陵焦石壩頁巖氣田開發(fā)的應用

李繼慶，梁榜，曾勇 黃燦，盧文濤

(中石化江漢油田分公司勘探開發(fā)研究院，湖北 武漢430223)

沈金才，葛蘭

(中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發(fā)有限公司，重慶 408014)

產氣剖面井資料在涪陵焦石壩頁巖氣田開發(fā)的應用

李繼慶，梁榜，曾勇 黃燦，盧文濤

(中石化江漢油田分公司勘探開發(fā)研究院，湖北 武漢430223)

沈金才，葛蘭

(中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發(fā)有限公司，重慶 408014)

涪陵焦石壩頁巖氣氣田已經實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)，主要采用長水平段分級壓裂模式進行。結合涪陵焦石壩頁巖氣田頁巖氣水平井產氣剖面測井資料，在分析產氣剖面測井資料解釋方法的基礎上，對涪陵焦石壩頁巖氣水平井產氣剖面測井資料的實際應用效果開展系統(tǒng)研究，總結出產氣剖面測井資料在頁巖氣田開發(fā)中的應用，為頁巖氣水平井軌跡鉆遇小層設計、頁巖氣藏儲層評價、壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化及動態(tài)分析提供可靠依據(jù)，有效指導頁巖氣田的合理開發(fā)。

涪陵焦石壩頁巖氣田；產氣剖面；生產測井；儲層評價；工藝優(yōu)化

國內頁巖氣尚處于初期開發(fā)階段，且頁巖氣開發(fā)地質條件與北美國家存在較大差異[1～4]。涪陵焦石壩構造位于四川盆地川東褶皺帶的東南部，萬縣復向斜的南揚起端，該區(qū)北部為萬縣復向斜的主體[5]。研究區(qū)頁巖氣開發(fā)的主要目的層是上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組富含有機質的頁巖。目前焦石壩頁巖氣氣田已實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)，均采用長水平段分級壓裂模式進行。為了評價頁巖氣水平井鉆遇各小層的產氣情況、變化規(guī)律及壓裂工藝參數(shù)的適應性，氣田已經完成32井次產氣剖面測試。結合地質參數(shù)及壓裂工藝資料，能更好地評價產氣剖面資料在頁巖氣田開發(fā)中的實際應用，為頁巖氣田合理開發(fā)提供可靠依據(jù)。

1 測試工具介紹

涪陵焦石壩頁巖氣田水平井產氣剖面測井技術主要采用的是斯倫貝謝水平井流體掃描成像生產測井技術[6]，測試儀器上共有5個微轉子(從下到上序號依次為0～4)，轉子里有6個電子探針和6個光學探針，電子和光學探針序號從下到上分別為0～5。電子探針用于區(qū)分烴類和水并計算出水的持率，光學探針用于區(qū)分氣液流體組分和計算出氣的持率(見圖1)。

圖1 頁巖氣水平井產氣剖面生產測井工具圖

2 測試項目及解釋方法

2.1 產氣剖面測試原理

涪陵焦石壩頁巖氣水平井井筒內多為單相氣體或氣水兩相流動，一般采用七種參數(shù)(自然伽馬、磁定位、溫度、壓力、密度、持水率，持氣率)測井系列進行產氣剖面測試[7～9]。根據(jù)溫度、壓力、持水率、持氣率等4個參數(shù)可計算頁巖氣水平井各壓裂段的產氣及產水量，為了減小測量誤差，一般以不同的工作制度測速上下各測4條連續(xù)流量曲線[10]。

2.2 產氣剖面資料解釋方法

利用伽馬測試數(shù)據(jù)對地層深度進行確定和校正，利用上測及下測不同方向的流量曲線回歸出各個層段流體的視流速，根據(jù)井筒內流體的流型選用相應的解釋模型來進行滑脫速度的校正，進而確定出不同生產制度下水平井各壓裂段的產氣量、產水量分別各占總氣量、總水量的比例。

3產氣剖面資料分析

3.1 段產氣貢獻率不均一且與鉆遇層位相匹配

通過對已完成產氣剖面測試井的統(tǒng)計結果進行分析，表明頁巖氣水平井各壓裂段產氣貢獻率不均一。研究區(qū)的JY12-1HF井共壓裂16段，其中7段(占總段數(shù)的44%)產氣貢獻率高于全井的平均貢獻率(6.25%)，貢獻全井73%的產氣量(圖2)，證實頁巖氣水平井各段產氣貢獻率不均一，與北美Haynesville頁巖氣田產氣剖面測試解釋結果可類比(圖3)。

圖2 JY12-1HF井各段貢獻率直方圖(20×104m3/d)

圖3 Haynesville氣田4口水平井各段貢獻率直方圖

由于涪陵焦石壩區(qū)塊奧陶系五峰組-志留系龍馬溪組頁巖垂向非均質性明顯，根據(jù)巖石礦物組分、巖相及含氣性研究結果，縱向從下至上可以細分為①～⑨小層，地質評價認為越靠近底部頁巖品質越好，自下至上頁巖品質變差，不同小層的頁巖含氣性差異較大，因此水平井軌跡鉆遇較好的小層是頁巖氣井高產的基礎。JY12-1HF井水平井軌跡主要鉆遇①～④小層，在井口氣20×104m3/d生產制度下測試產氣剖面，頁巖品質較好的①小層水平段穿行小層比例約44.61%，產氣貢獻率為55.25%；③小層次之，水平段穿行小層比例約34.20%，產氣貢獻率為33.28%；頁巖品質相對較差的④小層水平段穿行小層比例約21.19%，產氣貢獻率為11.47%(圖4)。統(tǒng)計分析結果表明：①小層產氣貢獻率優(yōu)于③小層，③小層優(yōu)于④小層，產氣剖面資料解釋結果表明頁巖氣水平井各段產氣貢獻率和鉆遇層位相匹配。

3.2 段產氣量受地質因素控制

涪陵焦石壩區(qū)塊上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組含氣頁巖段具有較強的非均質性特征，導致頁巖氣井軌跡鉆遇不同小層的水平段產氣量及產氣貢獻率存在差異。以JY1HF井為例，該井水平段長1008m，分15段進行水力加砂壓裂，各壓裂段對應到導眼井如圖5所示，結合巖心分析結果及巖心實測數(shù)據(jù)，表明頁巖氣水平井單段產氣貢獻率受地質因素控制較為明顯。

圖4 JY12-1HF井各小層鉆遇率與產氣貢獻率對比圖(20×104m3/d)

3.2.1 有機碳含量與單段產氣貢獻率

該井水平井軌跡主要鉆遇④～⑨小層，在井口氣6.06×104m3/d的生產制度下測試產氣剖面。巖心實測縱向④～⑤小層總有機碳質量分數(shù)w(TOC)較高，對應的產氣量較高，約占總產氣量的90.0%；⑧～⑨小層w(TOC)次之，產氣量約占9.0%；⑥～⑦小層w(TOC)最低，產氣量較低，僅占1.0%(圖5)。從各壓裂段的單段產氣量與實測w(TOC)相關圖(圖6)上看，單段產氣量與實測w(TOC)具有較好的正相關關系。

3.2.2 孔隙度與單段產氣貢獻率

從巖心實測孔隙度分段統(tǒng)計情況來看，JY1HF井④～⑤小層儲集性能最為優(yōu)越，平均有效孔隙度為5.3%；其次為⑧～⑨小層，平均有效孔隙度為4.81%；⑥～⑦小層最差，平均有效孔隙度為3.77%。根據(jù)上述結果，JY1HF井孔隙度縱向上可分為3段，④～⑤小層有效孔隙度較高，對應的產氣量較高4.81%，約占總產氣量的90.0%；⑧～⑨小層有效孔隙度次之，產氣量約占9.0%；⑥～⑦小層有效孔隙度最低3.77%，產氣量較低，僅占1.0%(圖5)。從單段產氣量與實測有效孔隙度相關圖(圖7)上看，JY1HF井單段產氣量與實測有效孔隙度具有明顯的正相關關系。

3.2.3 含氣量與單段產氣貢獻率

JY1HF井巖心現(xiàn)場實測含氣量縱向上④～⑤小層含氣量較高，平均為2.81m3/t，產氣量約占90.00%；⑧～⑨小層含氣量次之，平均為2.04m3/t，產氣量約占9.0%；⑥～⑦小層含氣量最低，平均為1.57m3/t，產氣量較低，僅占1.0%(圖5)。從單段產氣量與現(xiàn)場實測含氣量相關圖(圖8)上看，JY1HF井單段產氣量與現(xiàn)場實測含氣量呈正相關關系。

3.3 壓裂加砂異常井段產氣貢獻率偏低

頁巖氣是通過多段水力壓裂后形成的“人工改造氣藏”來開發(fā)的[11]，壓裂砂是產氣通道的支撐劑，填充在壓開的裂縫通道內，防止裂縫閉合，使底層內流體能順利通過裂縫流入井筒，加砂量一定程度上能代表氣體滲流通道的大小。統(tǒng)計研究結果表明，頁巖氣水平井壓裂段加砂量的大小直接影響該段產氣貢獻率。

圖6 JY1HF井單段產氣量與實測w(TOC)相關圖

圖7 JY1HF井單段產氣量與實測有效孔隙度相關圖

圖8 JY1HF井單段產氣量與實測含氣量相關圖

JY46-3HF井井眼軌跡較平緩，整體鉆遇于③號小層，頁巖儲層品質差異較小，影響水平井單段產氣貢獻率的因素主要為工程因素。該井分19段完成壓裂(表1)，其中第1、2、5、6、10、13段壓裂加砂量少(小于工區(qū)單段壓裂加砂量)，對應產氣貢獻率明顯偏低。JY46-3HF井在井口氣9×104、13.5×104m3/d的兩種生產制度下測試，單段產氣貢獻率與單段加砂量呈現(xiàn)較好的正相關關系(圖9)。

表1 JY46-3HF井壓裂加砂量與產氣剖面測試結果表

圖9 JY46-3HF井單段產氣貢獻率與單段加砂量相關圖

4 研究成果在頁巖氣田開發(fā)中應用

4.1 指導水平井軌跡鉆遇層位設計

根據(jù)地質條件認識，涪陵焦石壩奧陶系五峰組-志留系龍馬溪組①～③小層為富碳高硅優(yōu)質含氣頁巖，是水平井軌跡最優(yōu)穿行層段。從產氣剖面測試資料分析結果看，研究區(qū)頁巖氣井水平段鉆遇①～③小層的井段產氣貢獻率和貢獻量均高于其他小層。因此頁巖氣水平井軌跡穿行層段選擇五峰組-龍馬溪組①～③小層，且穿行位置要盡可能靠近氣層底部。下面以JY8平臺JY8-1HF井、JY8-2HF井及JY8-3HF井3口井為例，水平井眼軌跡鉆遇①+③小層比例分別為40%、100%、70%。JY8-2HF井水平井眼軌跡鉆遇①+③小層比例最高(100%)，單井試氣產能最高。其次為JY8-3HF井，鉆遇①+③小層比例最小的JY8-3HF井單井試氣產能最低，這3口井單井試氣產能與水平段鉆遇①+③小層的比例相符(表2)。

表2 焦石壩區(qū)塊JY8號平臺頁巖氣井鉆遇層位與產能統(tǒng)計表

4.2 有效評價頁巖產層產能

頁巖氣井實施壓裂改造后放噴試產能夠對全井的綜合產能進行評價，但無法對一個開發(fā)層系中的各個產層的能力進行評價[12]，產氣剖面測試正好彌補了常規(guī)產能測試評價的不足，同時能夠針對非均質性較強的頁巖氣井各小層的產氣能力進行有效評價。

對已測試產氣剖面的32口井的資料解釋結果進行分析，表明①～③小層為五峰組-龍馬溪組頁巖氣主要產層，水平段長所占比例為75.97%，產氣貢獻比例為82.10%；④～⑤小層為次要產層，水平段長所占比例為8.67%，產氣貢獻比例為16.32%；⑧～⑨小層為較差產層，水平段長所占比例為3.88%，產氣貢獻比例為0.84%；⑥～⑦小層產氣貢獻最低，水平段長所占比例為1.48%，產氣貢獻比例為0.74%，總體上產氣剖面測試解釋結果與頁巖儲層物性評價結果相符。

4.3 指導壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化

產氣剖面測試資料解釋結果可以有效地指導壓裂工藝優(yōu)化和調整。以位于焦石壩南部的JY8HF井為例，該井采用4種工藝完成前6段壓裂后開展中途測試，測試井口壓力13.57MPa下產量8.96×104m3/d。產氣剖面測試結果顯示第4段產氣量最高，產氣貢獻比例為25.95%，表明第4段的壓裂工藝適應性好。后續(xù)壓裂段按照優(yōu)化后的模式“提升排量、快提砂比、控制縫長、暫堵轉向”完成施工，壓裂施工曲線出現(xiàn)明顯的破裂特征(壓力上升后突然下降)，壓力變化幅度較優(yōu)化前增大。全部壓裂段完成后試氣效果明顯，穩(wěn)定井口壓力17.0MPa下，獲得20.9×104m3/d的高產工業(yè)氣流，產氣剖面測試結果對壓裂工藝優(yōu)化和調整效果較為明顯。

5 認識與結論

1)涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊頁巖氣水平井各段產氣貢獻率不均一，且單段產氣貢獻率與鉆遇層位地質評價相匹配，縱向上①～③小層為主要產層，④～⑤小層為次要產層，⑥～⑨小層相對較差，因此區(qū)塊頁巖氣水平井軌跡穿行層段選擇①～③小層，且穿行位置要盡可能靠近氣層底部，有效指導了工區(qū)水平井軌跡鉆遇層位設計。

2)產氣剖面資料分析結果表明，單段產氣貢獻率與巖心實測有機碳質量分數(shù)、孔隙度、含氣量等地質參數(shù)具有較好的正相關關系，明確了各段產氣貢獻率受地質因素控制明顯。

3)頁巖氣水平井壓裂段加砂量的多少直接影響該段產氣貢獻率，加砂異常壓裂段對應產氣貢獻率偏低。

4)利用產氣剖面測試資料解釋結果可以有效地指導壓裂試氣工藝優(yōu)化和調整，評價壓裂工藝適應性。

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[編輯] 黃鸝

2016-09-30

國家科技重大專項(2016ZX05060)；中國石油化工集團公司頁巖氣示范項目(FS13006)。

李繼慶(1972-)，男，碩士，高級工程師，長期從事油氣田開發(fā)和科研生產綜合管理工作；通信作者：梁榜，lb_jhyjy@163.com。

TE375

A

1673-1409(2017)11-0075-07

[引著格式]李繼慶，梁榜，曾勇，等.產氣剖面井資料在涪陵焦石壩頁巖氣田開發(fā)的應用[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(11):75～81.