人工裂縫縱向剖面測試技術在大慶油田水力壓裂中的應用

郭宏利，潘 群，翟麗娜

(原子高科股份有限公司，北京 102413)

我國陸上油田的1/3為低滲透油藏，其儲層孔隙小、喉道細、滲流阻力大、油井產(chǎn)油能力和吸水能力非常低[1]。對于這種類型的油藏結構，需要使用壓裂技術，人工制造裂縫，增大滲透率和孔隙度，從而提高原油產(chǎn)量和采收率。

水力壓裂是目前低滲透率油藏開發(fā)的主要手段[2]。為了提高壓裂技術水平，壓裂設計及施工人員必須全面、準確地了解壓裂后的裂縫形態(tài)和壓裂效果。然而壓裂裂縫形成于幾千米深的地下，需要有一套完整的技術，可以準確獲得壓裂裂縫的信息，了解現(xiàn)有設計方法的適用性和缺陷，可以通過優(yōu)化壓裂設計方案甚至研發(fā)新的壓裂方法和工藝，來提高壓裂水平。放射性示蹤測試是壓裂裂縫近井形態(tài)檢測中最直接、最準確的技術[3-4]，通過示蹤砂的分布情況可以清晰“看到”裂縫，可為分析單井壓裂效果、驗證壓裂方法、了解區(qū)域油藏地質(zhì)結構提供準確可靠的依據(jù)。

人工裂縫縱向剖面測試技術是利用示蹤診斷測試的方法，在水力壓裂過程中將發(fā)射不同能量伽馬射線的示蹤砂加入至支撐劑中并泵入地層，通過測井儀測量伽馬能譜，再解譜得到支撐劑的分布情況，計算出裂縫高度、寬度等信息。這些信息對于合理安排井位、選擇壓裂施工作業(yè)參數(shù)、評估施工質(zhì)量具有重要的指導意義。

美國Corelab公司于上世紀90年代中期成功研發(fā)了該技術，并在北美實現(xiàn)了產(chǎn)業(yè)化推廣[5-7]。我國對該技術的應用基本處于空白階段。為此，原子高科股份有限公司從2009年開始研究油田水力壓裂人工裂縫縱向剖面測試技術，歷時7年，終于成功掌握了一套完整的技術，是國內(nèi)首家具備壓裂示蹤砂(46Sc、124Sb和192Ir)、示蹤砂測井儀以及綜合評價技術[8-10]，并擁有自主知識產(chǎn)權的公司。2016年簽訂了第一份人工裂縫縱向剖面測試技術服務合同，首次開展業(yè)務，并于2017年4月順利通過驗收。

本研究應用人工裂縫縱向剖面測試技術，監(jiān)測大慶油田某井壓裂作業(yè)過程中的水力壓裂效果。主要在水力壓裂過程中利用示蹤診斷測試方法，提供人工裂縫高度和井眼周圍支撐劑分布等資料，并對壓裂效果進行評價。

1 基本原理

在水力壓裂的不同階段(前置液——穿層液階段、攜砂液——石英砂支撐劑階段、替擠液——陶粒支撐劑階段)，將不同核素的示蹤砂均勻混入壓裂液中，并在壓裂的各個階段隨不同壓裂液填充入地層裂縫。監(jiān)測裂縫區(qū)域井眼附近的示蹤砂分布，可獲得準確的支撐劑分布情況，從而獲得裂縫高度、寬度等信息，以對壓裂效果進行評價。

壓裂車將攜帶有示蹤砂的高壓液體注入地層，裂縫逐漸向前延伸，在地層中形成具有一定長度、寬度及高度的填砂裂縫。示蹤砂注入原理(圖1)，將具有放射性核素的第一種示蹤砂隨前置液進入地層，隨后具有不同放射性核素的第二種示蹤砂隨攜砂液進入裂縫中，最后具有不同放射性核素的第三種示蹤砂隨替擠液進入裂縫中填充裂縫。

待地層壓力穩(wěn)定后，通過測井儀測量伽馬能譜，解譜得到支撐劑的分布情況，計算裂縫高度、寬度等信息(圖2)。

2 現(xiàn)場試驗

2.1 示蹤砂用量

根據(jù)測試井組的井深數(shù)據(jù)、全井射孔井段、壓裂層數(shù)據(jù)、完井伽馬曲線等資料，計算該井此次壓裂所需示蹤砂的用量。示蹤砂的用量，取決于注入壓裂砂的最大體積和分析儀器的靈敏度，以及地層背景值的影響。示蹤砂用量依據(jù)公式(1)計算：

A=S×Vmax×μ

(1)

圖1 示蹤砂注入階段Fig.1 Tracer injection stage

圖2 示蹤砂測試階段Fig.2 Tracer test stage

式中：A，示蹤砂用量，Bq；Vmax，壓裂砂最大體

積，m3；S，示蹤砂檢測靈敏度，Bq/m3；μ，余量系數(shù)μ=30～50。

根據(jù)測試井情況及壓裂方案，計算示蹤砂用量，結果列于表1。

2.2 示蹤砂注入階段

使用三種示蹤砂進行油田水力壓裂人工裂縫縱向剖面測試，前置液階段使用銥-192(192Ir)示蹤砂、石英砂階段使用銻-124(124Sb)示蹤砂、陶粒階段使用鈧-46(46Sc)示蹤砂。示蹤砂注入工序列于表2。

2.3 測井監(jiān)測階段

壓裂后經(jīng)過2 d排液泄壓，沖砂洗井，進行測井。

表1 示蹤砂種類及用量 Table 1 Type and dosage of tracer

3 結果與討論

3.1 整體填充效果

本次壓裂層為該井PI3層，壓裂目的是通過壓裂射孔段PI3層，可以有效溝通PI2、PI3、PI4、PI4-2、PI5共5個油層。

三種示蹤砂的響應曲線示于圖3。由圖3結果可知，示蹤砂在前置液、石英砂和陶粒三個階段的分布一致性較好，前置液產(chǎn)生的裂縫(藍色)中均有石英砂(紅色)和陶粒(綠色)充分填充，說明產(chǎn)生的主要裂縫為有效支撐裂縫。主要裂縫區(qū)域以射孔段PI3層為中心向上、下都有一定的擴展，層位PI1-2至PI5均有不同程度的壓開。

表2 示蹤砂注入工序Table 2 Process of tracer injection

注：前置液中使用銥-192(192Ir)示蹤砂，在測試結果圖中用藍色表示；石英砂支撐劑階段使用銻-124(124Sb)示蹤砂，在測試結果圖中用紅色曲線表示；陶粒支撐劑階段使用鈧-46(46Sc)示蹤砂，在測試結果圖中用綠色曲線表示。圖3 壓裂段測井圖Note: 192Ir tracer sand was used in the pre-liquid stage and expressed in blue, 124Sb tracer sand was used in the quartz stone sand support stage and expressed in red, 46Sc tracer sand was used in the ceramic granule support stage and expressed in green.Fig.3 Logging of target layer logging

3.2 裂縫分布

由圖3結果可見，根據(jù)完井自然伽馬曲線校準壓裂測井曲線的井深高度，確定示蹤劑響應的深度位置，示蹤劑響應的范圍即為裂縫高度?？v向上裂縫分布在1 810.0～1 834.1 m范圍內(nèi)，產(chǎn)生的裂縫基本連續(xù)，裂縫總高度為24.1 m。其中，1 811.2～1 831.0 m范圍內(nèi)的裂縫為主要裂縫區(qū)間，1 810.0～1 811.2 m和1 832.2～1 834.1 m范圍內(nèi)有和主體裂縫分離的小裂縫產(chǎn)生。裂縫向射孔段上、下兩個方向均有延伸。

壓裂的裂縫有效溝通了PI2、PI3、PI4、PI4-2和PI5油層，并在這5處儲層處產(chǎn)生的裂縫得到了有效支撐。PI1-2油層位置只有前置液示蹤砂響應，沒有支撐劑示蹤砂響應，說明前置液到達此處，但支撐劑沒有到達，可能是支撐劑沉降，未能形成支撐，或縱向上距離射孔段較遠，支撐劑無法到達該層。

3.3 裂縫情況精細分析

3.3.1主裂縫

主裂縫范圍為1 811.2～1 831.0 m，高度19.8 m。人工裂縫縱向剖面測試技術井無法反映裂縫長度。

根據(jù)該井的實際情況，結合技術開發(fā)階段基于油田水力壓裂人工裂縫縱向剖面測試技術基礎實驗數(shù)據(jù)建立的蒙特卡羅模型，根據(jù)前置液示蹤砂和支撐劑示蹤砂的響應值進行模擬計算，得到等效縫寬(圖3)，需要說明的是，為了更直觀的顯示裂縫形態(tài)，圖3中的模擬縫寬圖形將計算的等效縫寬數(shù)值進行了鏡像反轉。

該井在1 811.2～1 814.5 m范圍的等效縫寬為0.3～0.5 mm，該區(qū)域的裂縫顯示只有前置液和石英砂支撐劑的示蹤砂，且前置液和石英砂支撐劑的示蹤砂響應值很低，說明該區(qū)域的裂縫沒有陶粒支撐劑進入。這種情況的裂縫寬度很小，屬于主裂縫的延伸邊緣或壓裂不充分區(qū)域?？赡艹梢蚴亲鳛橹髁芽p的邊緣裂縫的寬度較小，前期支撐劑已經(jīng)填滿裂縫，造成后期支撐劑無法進入；也可能是在前置液和支撐劑前期階段產(chǎn)生的縱向裂縫。

1 814.5～1 831.0 m范圍的裂縫內(nèi)三種示蹤砂全部有明顯響應，代表該區(qū)域的裂縫得到了充分支撐，計算得到等效縫寬最大寬處為5.5 mm。1 818.7～1 821.5 m區(qū)間出現(xiàn)了兩處各示蹤砂響應值低于其他區(qū)域，可能該區(qū)域地質(zhì)條件造成裂縫比其他位置窄小。

3.3.2小裂縫

從示蹤砂響應曲線分析發(fā)現(xiàn)，在1 810.0～1 811.2 m處和1 832.2～1 834.1 m處共出現(xiàn)了三條裂縫，1 810.0～1 811.2 m處的裂縫和1 832.2～1 834.1 m處上面的裂縫僅有前置液的示蹤砂響應，另有零星的石英砂示蹤砂響應，代表該處裂縫未被支撐劑填充，只是前置液在該處縱向裂縫里的殘留；在1 832.2 ～1 834.1 m處下面的裂縫中，三種示蹤砂全部有響應，雖然響應值很低，但說明該處存在縱向上遠離主體裂縫的小型裂縫，寬度為0.5 mm，該裂縫寬度和長度有限，可能該處的裂縫是通過徑向上距離射孔段PI3層較遠處的縱向裂縫溝通造成的，該裂縫很可能也未與射孔段PI3層連通。

1 810.0～1 811.2 m和1 832.2～1 834.1 m處出現(xiàn)的小裂縫與主裂縫間有斷斷續(xù)續(xù)微弱的示蹤砂響應，可能是縱向上小裂縫與連通主裂縫的縱向裂縫距離較遠，且在壓裂后裂縫閉合，因為閉合的縱向裂縫中殘留示蹤砂的量不會多于張開裂縫處，或者該處的縱向裂縫在徑向上距離射孔段PI3層較遠，因此在檢測結果中出現(xiàn)了小裂縫區(qū)域。

4 小結

該井的人工裂縫縱向剖面測試結果為用戶方提供了準確的近井裂縫形態(tài)數(shù)據(jù)。根據(jù)該井的測試結果，用戶方對比了同一區(qū)塊相同條件下，采用不同壓裂技術所得裂縫形態(tài)不同，驗證了新壓裂技術的效果，同時也對壓裂設計方案進行了驗證。

對該井人工裂縫縱向剖面測試的成功，是該技術研發(fā)后第一次國內(nèi)商業(yè)化應用，標志著該技術的正式國產(chǎn)化，打破了國外公司壟斷的市場格局。

通過本次測試，與用戶方進行進一步的技術交流，根據(jù)國內(nèi)油田的實際情況，提出了適應國內(nèi)油田要求、針對該技術的多種示蹤砂和定向測井儀的新研發(fā)方向。