張宗輝

（中國(guó)石化華北油氣分公司采氣二廠，陜西 咸陽(yáng) 712000）

0 引言

鄂爾多斯盆地東勝氣田獨(dú)貴氣區(qū)主要以水平井開發(fā)為主，目前對(duì)于多段壓裂水平井各段流體的產(chǎn)出規(guī)律和生產(chǎn)特征的認(rèn)識(shí)還不明確。通過水平井產(chǎn)出剖面測(cè)試可以定量地描述水平井各層段流體的貢獻(xiàn)能力，掌握不同層段流體各物性條件下的產(chǎn)出特征，針對(duì)不同出水部位提出下一步的天然氣開發(fā)調(diào)控對(duì)策［1-5］。筆者主要針對(duì)水平井光纖產(chǎn)出剖面測(cè)井的應(yīng)用實(shí)例，分析總結(jié)水平段的產(chǎn)出規(guī)律，建立流體貢獻(xiàn)能力與儲(chǔ)層物性、壓裂參數(shù)的對(duì)應(yīng)關(guān)系，掌握致密砂巖含水氣藏水平段的產(chǎn)出特征，以期為進(jìn)一步應(yīng)用該技術(shù)評(píng)價(jià)獨(dú)貴氣區(qū)水平井各壓裂段的天然氣產(chǎn)出狀況提供分析依據(jù)。

1 氣田概況

東勝氣田獨(dú)貴氣區(qū)位于泊爾江海子斷裂帶以南地區(qū)，構(gòu)造單元上位于鄂爾多斯盆地的伊陜斜坡與伊盟隆起結(jié)合部，總體上為平緩的向南西傾斜的單斜形態(tài)，與區(qū)域構(gòu)造背景相吻合。局部構(gòu)造較為復(fù)雜，區(qū)內(nèi)有烏蘭吉林?jǐn)嗔?，為一條走向近北東向、斷面南傾的正斷層，斷距平面上變化不大，為10～30 m，局部發(fā)育低幅度鼻狀隆起。其主力生產(chǎn)層位二疊系下石盒子組盒1段地層平均埋深為3 100 m，平均含氣飽和度為52%，平均孔隙度為9.3%，平均滲透率為0.89 mD，屬于特低孔隙度、超低滲透率儲(chǔ)層。

2 開發(fā)現(xiàn)狀

獨(dú)貴氣區(qū)2017年投入開發(fā)，主要以水平井開發(fā)為主，目前開井生產(chǎn)229口，平均套壓為7.0 MPa，日產(chǎn)氣量為335.5×104m3、日產(chǎn)液量為846.3 m3，液氣比為2.5。其中，水平井開井173口，平均套壓為7.0 MPa，平均單井日產(chǎn)氣量為1.6×104m3、日產(chǎn)液量為4.1 m3；直井開井56口，平均套壓為7.0 MPa，平均單井日產(chǎn)氣量為0.95×104m3、日產(chǎn)液量為2.4 m3。

3 應(yīng)用分析研究

3.1 測(cè)試井情況

水平井開采過程中的產(chǎn)出剖面測(cè)試是作為分析水平段產(chǎn)出特征的一種重要的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)手段，可以為生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析和開發(fā)調(diào)整提供第一手資料［6-10］。在該氣區(qū)選取了一口位于氣藏中部的水平井進(jìn)行光纖產(chǎn)出剖面測(cè)試。某水平井實(shí)鉆水平段長(zhǎng)1 200 m，鉆遇砂巖長(zhǎng)1 158 m，其中顯示段砂巖長(zhǎng)820 m，泥巖段長(zhǎng)42 m。水平段主要鉆遇中、粗砂巖以及細(xì)、粉砂巖，其中第5段鉆遇部分泥巖（圖1）。該井盒1段地層采用連續(xù)油管帶底封分9段式液氮伴注加砂壓裂后投產(chǎn)，壓裂累計(jì)入地砂量為388.7 m3，入地液量為3 310.4 m3（表1）。投產(chǎn)后正常生產(chǎn)時(shí)油壓為2.2 MPa，套壓14.0 MPa，日產(chǎn)氣量為2.57×104m3、日產(chǎn)水量為7.1 m3，階段產(chǎn)氣量為950×104m3。

表1 某井水平段參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

圖1 某水平井實(shí)鉆軌跡圖

3.2 測(cè)試解釋結(jié)果

水平井產(chǎn)出剖面測(cè)試需要借助特殊的測(cè)井儀器輸送工具實(shí)現(xiàn)儀器下井，同時(shí)還需要配套的測(cè)井工藝和特制儀器才能取全取準(zhǔn)地層參數(shù)［11-12］。本次測(cè)試通過深度模型校正測(cè)試、3種工作制度測(cè)試、關(guān)井測(cè)試、DTS／DAS測(cè)試、井底壓力計(jì)量等多種方法進(jìn)行全井筒連續(xù)監(jiān)測(cè)，全方位多角度地進(jìn)行產(chǎn)出剖面的校正與解釋［13-15］，科學(xué)合理性更強(qiáng)。測(cè)試完成后，結(jié)合所有的數(shù)據(jù)進(jìn)行校正分析，解釋出采氣速度為2.5×104m3／d下的產(chǎn)氣產(chǎn)水剖面。從產(chǎn)氣剖面解釋結(jié)果看，該井1、3、5、6段無(wú)產(chǎn)氣量，其余5段均產(chǎn)氣，其中第7段產(chǎn)氣量最高，占總產(chǎn)量的32.7%；產(chǎn)水方面，第2、3、6段無(wú)產(chǎn)水，第8段產(chǎn)水量最高，占總產(chǎn)量的25.8%（圖2）。分析認(rèn)為，壓裂段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)大小依次為第7段、第9段、第2段、第8段、第4段，壓裂段產(chǎn)水貢獻(xiàn)大小依次為第8段、第7段、第5段、第1段、第9段、第4段。

圖2 某水平井產(chǎn)出剖面測(cè)試結(jié)果圖

3.3 參數(shù)對(duì)比分析

通過產(chǎn)氣貢獻(xiàn)與水平段實(shí)鉆氣測(cè)全烴含量值對(duì)比分析可知，產(chǎn)氣貢獻(xiàn)與全烴含量顯示對(duì)應(yīng)性較好，全烴含量顯示較好的段，其產(chǎn)氣貢獻(xiàn)相對(duì)較高。為了進(jìn)一步掌握水平井各生產(chǎn)層段產(chǎn)出狀況與測(cè)井參數(shù)的對(duì)應(yīng)關(guān)系，分別對(duì)泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、含氣飽和度與產(chǎn)氣貢獻(xiàn)進(jìn)行對(duì)比分析。通過多參數(shù)對(duì)比分析可知，各段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)與泥質(zhì)含量呈負(fù)相關(guān)性，泥質(zhì)含量越高，說明儲(chǔ)層物性越差，產(chǎn)氣貢獻(xiàn)越低。各段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)與孔隙度、滲透率、含氣飽和度存在正相關(guān)性，孔隙度、滲透率、含氣飽和度越高，說明儲(chǔ)層物性越好、含氣性越好，產(chǎn)氣貢獻(xiàn)越大。儲(chǔ)層產(chǎn)水貢獻(xiàn)與孔隙度、滲透率、含氣飽和度的對(duì)應(yīng)關(guān)系并不明顯（圖3）。

圖3 某水平井各壓裂段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)與儲(chǔ)層參數(shù)對(duì)比關(guān)系圖

3.4 產(chǎn)出剖面分析

1）第1至第3壓裂段產(chǎn)出剖面分析。第1、2壓裂段因連續(xù)油管遇阻，兩段合計(jì)產(chǎn)氣量占比為18.4%，產(chǎn)水量占比為16.5%。從地質(zhì)特征分析和氣測(cè)全烴含量顯示看，第2段儲(chǔ)層地質(zhì)條件和后效顯示均好于第1段，分析認(rèn)為，產(chǎn)氣貢獻(xiàn)主要來(lái)自于第2段。第1段含水孔隙度波動(dòng)幅度、泥質(zhì)含量整體略高于第2段，第1段解釋為氣水同層，分析認(rèn)為，產(chǎn)水主要由第1段貢獻(xiàn)。第3段無(wú)產(chǎn)氣產(chǎn)水貢獻(xiàn)，該段測(cè)井解釋自然伽馬值有明顯波動(dòng)，有一定的氣測(cè)全烴含量顯示，從顯示看略差于第2段，水力噴射位置并沒有對(duì)準(zhǔn)氣測(cè)顯示最好的位置，應(yīng)該上移至泥質(zhì)含量最低、氣測(cè)顯示最好的位置（圖4）；從壓裂施工規(guī)模和參數(shù)上與第2段接近，但產(chǎn)氣貢獻(xiàn)差異明顯，分析該段裂縫延伸壓力明顯高于第2段，含水孔隙度較低，電阻率相對(duì)較高，說明在儲(chǔ)層品質(zhì)和物性上略差，加上生產(chǎn)壓差的限制，導(dǎo)致產(chǎn)能貢獻(xiàn)有限。

圖4 某水平井第1段至第3段測(cè)井與氣測(cè)綜合圖

2）第4至第6壓裂段產(chǎn)出剖面分析。第4段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)占比為11.3%，產(chǎn)水貢獻(xiàn)占比為10.2%，該段測(cè)井解釋含水孔隙度明顯高于第3段，有一定的氣測(cè)全烴含量顯示，滲透率和含氣飽和度相對(duì)較高，水力噴射位置對(duì)應(yīng)泥質(zhì)含量最低、氣測(cè)顯示最好的位置，且電阻率明顯低于第3段；從壓裂施工方面分析，壓裂后期裂縫表現(xiàn)出良好的延伸和連通性，整體表現(xiàn)出儲(chǔ)層物性相對(duì)較好的特點(diǎn)，取得了一定的改造效果。第5段無(wú)產(chǎn)氣貢獻(xiàn)，產(chǎn)水貢獻(xiàn)占比為16.8%，該段測(cè)井解釋為干層，含水孔隙度較高且波動(dòng)較大，有少量的氣測(cè)全烴含量顯示，自然伽馬值略高，黏土含量偏高，電阻率偏高，且部分井段穿行至盒1-3段上部非含氣層，整體表現(xiàn)出地層含氣性差；從壓裂施工上反映出裂縫的基質(zhì)濾失，整體表現(xiàn)出儲(chǔ)層品質(zhì)和物性一般，壓裂施工中也無(wú)明顯溝通天然裂縫的顯示。第6段無(wú)產(chǎn)氣產(chǎn)水貢獻(xiàn)，該段自然伽馬值有明顯波動(dòng)，無(wú)氣測(cè)全烴含量顯示，聲波無(wú)波動(dòng)、孔隙度較低、泥質(zhì)含量相對(duì)較高，從氣測(cè)顯示和測(cè)井解釋看為最差層段，且含水孔隙度較低，電阻率相對(duì)較高，該段儲(chǔ)層物性一般（圖5）；從施工規(guī)模和參數(shù)上進(jìn)行了一定控制，改造效果一般，加上生產(chǎn)壓差的限制，導(dǎo)致該段產(chǎn)能貢獻(xiàn)有限。

圖5 某水平井第4段至第6段測(cè)井與氣測(cè)綜合圖

3）第7至第9壓裂段產(chǎn)出剖面分析。第7段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)占比為32.7%，產(chǎn)水貢獻(xiàn)占比為19.5%。該段測(cè)井解釋含水孔隙度明顯高于前幾段，孔隙度和聲波時(shí)差值較大，氣測(cè)全烴含量顯示明顯，水力噴射位置對(duì)應(yīng)泥質(zhì)含量最低、氣測(cè)顯示最好的位置，且電阻率明顯低于第6段（圖6）；從壓裂施工方面分析得到裂縫延伸壓力明顯低于前幾段，壓裂后期裂縫表現(xiàn)出良好的延伸和連通性，有明顯溝通天然裂縫的跡象，整體表現(xiàn)出儲(chǔ)層品質(zhì)和物性相對(duì)較好，取得了一定的改造效果，產(chǎn)氣貢獻(xiàn)最大。第8段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)占比為12.0%，產(chǎn)水貢獻(xiàn)占比為25.8%。從圖6可知，該段部分井段鉆遇并不好，但在射孔位置測(cè)井解釋含水孔隙度明顯較高，孔隙度波動(dòng)和氣測(cè)全烴含量顯示明顯，水力噴射位置對(duì)應(yīng)泥質(zhì)含量最低、氣測(cè)顯示最好的位置，電阻率較低；從壓裂施工方面分析得到裂縫延伸壓力和第7段接近，壓裂后期裂縫表現(xiàn)出良好的延伸和連通性，整體表現(xiàn)出儲(chǔ)層品質(zhì)和物性相對(duì)較好，取得了一定的改造效果，產(chǎn)水貢獻(xiàn)最大。第9段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)占比為25.6%，產(chǎn)水貢獻(xiàn)占比為11.1%。該段部分井段鉆遇并不好，有上切至盒1-3段上部的趨勢(shì)，但在射孔位置測(cè)井解釋含水孔隙度明顯較高，孔隙度波動(dòng)和氣測(cè)全烴含量顯示明顯，水力噴射位置對(duì)應(yīng)泥質(zhì)含量最低、氣測(cè)顯示最好的位置，電阻率較低（圖6）；從壓裂施工方面分析得到裂縫延伸壓力和第8段接近，壓裂后期裂縫表現(xiàn)出良好的延伸和連通性，整體表現(xiàn)出儲(chǔ)層品質(zhì)和物性相對(duì)較好。

圖6 某水平井第7段至第9段測(cè)井與氣測(cè)綜合圖

4 結(jié)論及建議

1）通過各壓裂段產(chǎn)氣產(chǎn)水貢獻(xiàn)與測(cè)井解釋參數(shù)的對(duì)比分析，產(chǎn)氣量與孔隙度、滲透率、含氣飽和度呈正相關(guān)性，與泥質(zhì)含量呈負(fù)相關(guān)性；產(chǎn)水量與泥質(zhì)含量呈正相關(guān)性，與其他參數(shù)的關(guān)系并不明顯。

2）各壓裂段均進(jìn)行了壓裂改造，通過參數(shù)對(duì)比，產(chǎn)氣產(chǎn)水貢獻(xiàn)能力與壓裂工藝參數(shù)的相關(guān)性并不明顯，各段入地液量和加砂量基本相當(dāng)，且工藝模式相同，分析認(rèn)為各層段的產(chǎn)出能力主要受儲(chǔ)層物性的影響最大。

3）從水平井產(chǎn)出剖面測(cè)試結(jié)果來(lái)看，各壓裂段貢獻(xiàn)差異較大，測(cè)試結(jié)果與地質(zhì)參數(shù)有一定的對(duì)應(yīng)性。針對(duì)水平井各段的地質(zhì)差異，建議選擇測(cè)井自然伽馬值相對(duì)較低、泥質(zhì)含量低、氣測(cè)全烴含量高、孔隙度相對(duì)較高、聲波時(shí)差高、含氣飽和度高的位置射孔，可以提高改造效果的針對(duì)性和有效性。