陆相致密气井一体化压后评价方法研究

Study on Integrated Post Pressure Evaluation Method for Tight Gas Wells

摘要: 陆相致密气井在利用压裂施工数据进行压后反演时，存在停泵时间短、裂缝闭合点难以获取等问题，开展试井解释易出现线性流特征不明、多解性强等问题。针对上述问题，在地质工程一体化压裂数值模型中正演计算现场施工条件下的裂缝参数及地层压力；利用压裂施工数据反演计算裂缝参数及地层压力，同时开展试井解释，将正演得到的地层压力 ± 10 MPa作为约束条件，反演计算裂缝参数、地层压力；取试井解释与压裂施工数据反演的结果参数的均值作为输入参数修正约束条件，循环迭代；当压裂施工数据反演与试井解释结果误差 ≤ 5%时，循环停止。基于一体化的压后评价方法有效地降低了解释模型的多解性以及解释结果的偏差，满足陆相致密气井压后评价的技术需求。

Abstract: When using fracturing construction data for evaluation after fracturing, there are problems such as short pump shutdown time and difficult to obtain fracture closure point. When using well test interpretation, it is easy to have some problems, such as the early linear flow characteristic is not obvious and the multi-solution is strong. To solve the above problems, the fracture parameters and formation pressure under the pump sequence are calculated in the numerical fracturing model integrated with the integration of geology and engineering. The fracture parameters and formation pressure were calculated by inversion of fracturing construction data. In the meanwhile, pressure test interpretation was carried out. The formation pressure ±10 MPa obtained by forward calculation was taken as the constraint condition. The mean value of formation pressure derived from well test interpretation and fracturing construction data is taken as the constraint condition of the input parameters to modify the forward and inversion models. When the relative error between the fracture parameters obtained from the inversion of fracturing construction data and the interpretation results of well testing is less than 5%, the cycle stops. The integrated post-fracturing evaluation method effectively reduces the non-uniqueness of the interpretation model and the bias in interpretation results. And the results can meet the technical requirements of understanding after fracturing of the tight gas well.

1. 引言

致密气是一种具有丰富储量和巨大潜力的非常规天然气资源，由于致密砂岩孔隙度低、渗透性差的特点，与常规天然气相比，致密气的开采难度较大，然而，随着能源需求的增长和对可再生能源的需求，致密气开采变得越来越重要[1] [2]。体积压裂技术作为一种有效的储层改造方法，在致密气开发中扮演着关键的角色，致密气体积压裂技术是一种通过注入压裂液和施加高压，将致密气体储层岩石破碎并创造渗透性通道的方法。体积压裂可以有效地创建裂缝网络，增加气体在储层中的渗流通道，提高气井产能[3]-[5]。然而，由于致密气储层的特殊性，压裂后的效果评价成为了一项关键而具有挑战性的研究内容，建立科学、客观的压裂效果评价指标是对压裂效果进行量化评价的必要前提，也是分析评价压裂设计的先决条件[6]。李峰[7]用增产倍数来评价油井的压后效果，油井的增产倍数为时间、裂缝半长、表皮系数等参数的函数，通过增产倍数的关系式可以发现，污染越严重，表皮系数越大，压裂效果越明显；裂缝半长越大，压裂效果越明显；压后初期压裂效果最为显著，随着时间的增加，压裂效果降低。针对苏里格致密气压裂水平井，王飞等[8]对比分析了微地震成像、施工净压力拟合与生产动态分析三种压后评价方法的结果发现，三种方法均有各自的局限，对实际压裂资料进行综合解释可以减少因依赖某一种评价方法而产生的误差；就共同评价参数“缝长”而言，微地震成像解释出的裂缝参数结果较实际值偏大，施工净压力拟合解释的裂缝为支撑缝长，没有考虑停泵后的裂缝闭合和长期生产过程中的裂缝失效长度，而生产动态分析方法计算得到的缝长为裂缝的有效长度，也是对产能有贡献的压裂裂缝长度，综合三种压后评价方法，可以弥补单一评价方法自身的局限性，同时可以减少单一压后评价方法解释结果的误差。马伟云等[9]采用Intersect产能数值模拟软件预测了两种设计方法的无阻流量及压后产能，根据无阻流量及压后产能变化规律[10] [11]，评价精细化压裂的效果，基于压后效果评价地质–工程一体化量化评价模型，评价水平井段地质工程甜点，优化水平井段簇设计。

通南巴区块位于四川盆地东北部，其北侧为秦岭造山带南缘的米仓山冲断构造带，东北侧为大巴山前缘弧形推覆构造带，南邻川中平缓构造带，构造变形较强，断裂成排、成带展布，纵向上具有多期构造叠加特征。通南巴区块主要发育须家河组、自流井组和千佛崖组三套烃源岩，具有厚度较大、有机质丰度较高等特点，属于低孔、超低渗致密砂岩气藏，先后尝试了不同规模压裂、精细分段加砂压裂、分段体积压裂等工艺，最终水平井多段体积压裂迭代形成须家河组“差异化布缝 + 差异化改造”体积压裂工艺模式，施工排量10~18 m³/min，用液强度32.92下调至12.15 m³/m，综合砂液比5.35%提升至7.49%，投产层位多，压裂施工过程中，不同井间的停泵压力及单井不同压裂段的停泵压力存在较大的差异(如图1所示)，且压后试气效果差异大(如表1所示)。在利用压裂施工结束时的停泵压降数据进行压后反演时，存在停泵时间短、裂缝闭合点难以获取等问题，在利用压力恢复测试数据进行试井解释时，容易出现早期线性流特征不明显、多解性强、解释结果与停泵压降数据解释结果偏大过大等问题。针对上述问题，本文基于地质工程一体化压裂数值模型，以地层压力为核心参数，将施工压力曲线分析与试井解释相结合，形成陆相致密气井压后反演解释方法，获取更为准确的裂缝参数，评价致密气井压后效果，优化压裂工艺参数。

Figure 1. Comparison of shut down pump pressure of Xujiahe formation in Tongnanba block

图1. 通南巴须家河组停泵压力对比

Table 1. Statistical table of construction parameters of volume fracturing for horizontal wells in Tongnanba block

表1. 通南巴水平井体积压裂施工参数统计表

井号	液体类型	排量 (m^3/min)	总液量 (m^3)	总砂量 (m^3)	用液强度 (m^3/m)	综合砂液比 (%)	加砂强度 (t/m)	产气量 (万方/天)
M1-1H	一体化滑溜水	10~18	22482.6	1202	32.92	5.35	2.64	1.5
M1-2H	一体化滑溜水	11.5~18	18367.3	1324.59	18.24	7.2	1.96	0.05
M1-3H	一体化滑溜水 + 冻胶	12.5~18	8393.4	709.18	12.15	7.49	1.55	15.1
M1-4H	一体化滑溜水	12~18	13969	849.4	15.4	6.1	1.5	5.6

2. 基于一体化压后评价方法

首先基于岩石力学实验、测井资料解释，正演计算地层压力；接着计算现场施工泵序下的裂缝参数、SRV及改造区域的地层压力；利用压裂施工数据、停泵压降数据及修正的G函数分析模型进行压后分析，反演计算裂缝参数、SRV；开展试井解释，反演计算裂缝参数、ESRV、地层压力；正演与反演计算的地层压力的均值修正压裂数值模型、停泵压降数据的反演模型及试井解释的约束条件，循环迭代；当满足误差时，循环迭代停止，如图2所示。

Figure 2. Technical flow chart of evaluation after fracturing based on integration of geology and engineering

图2. 基于一体化压后评价方法技术流程图

2.1. 正演计算地层压力

M3H井于2022年7月4日开钻，于2022年10月23日完钻，完钻井深：3927 m/3077 m，二开套管完井，油层套管外径139.7 mm，内径115.02 mm，人工井底为3871.27 m，最大井斜：全井最大井斜为75.67˚/3447 m。

对须家河组须四段3250.5 m处取心，并开展岩石力学压缩试验，得到杨氏模量为46.2 GPa，泊松比为0.257，对测井资料解释得到的动态岩石力学参数进行校正(图3)，并计算得到计算M3H井须家河组须四段地层压力61.55 MPa，与邻井M5井59.83 MPa较邻井高1.7 MPa。

Figure 3. Correction of dynamic rock mechanics parameters of the fourth section of Xujiahe in the M3H well

图3. M3H井须四段动态岩石力学参数校正

2.2. 基于压裂施工数据的地层压力计算

M3H井采用两种液体体系针对三类储层进行不同井型段差异化设计：须二致密砂岩、须三泥页岩采用“差异化布缝切割 + 一体化滑溜水 + 组合粒径支撑”体积压裂技术思路，增大井控体积；须四段–自流井裂缝发育，气测值高，采用冻胶深穿透，提高砂比，增加缝宽，提高裂缝导流能力。本井入地总液量8393.4 m³，总砂量709.18 m³，加砂符合率101%。用液强度12.15 m³/m、加砂强度1.7 t/m，部分段加砂难度较大。

利用压裂施工数据，结合地质构造模型及地质力学模型，开展压后裂缝参数计算及地层压力计算，计算得到压裂改造后的地层压力：43.25~79.88 MPa。

2.3. 一体化压后评价

通过对全压裂段的压裂施工曲线进行拟合(图4)，得到平均裂缝半长109.3 m，平均缝高26.54 m，SRV 81.72 × 10⁴ m³，对全压裂段的停泵压降曲线进行G函数分析(图5)，G函数曲线波动明显，呈现主裂缝 + 分支缝特征，并且伴随多种滤失出现，表明裂缝复杂度相对较高，拟合得到地层压力68.2 MPa。

Figure 4. Fracturing construction curve fitting

图4. 压裂施工曲线拟合

Figure 5. Stop pump pressure drop analysis

图5. 停泵压降分析

M3H井2022年12月19日12：00至12月26日12:00关井168 h测压力恢复，在试井解释模型诊断过程中，考虑本井压后无水体影响及挥发油产出，排除双对数曲线中间下凹特征反映的流体相态变化影响因素，结合本井压裂施工曲线及压后停泵压降G函数反映的主裂缝 + 分支缝的裂缝复杂度较高特征，最终确定解释模型为“变井储 + 无限导流裂缝 + 双孔径向复合 + 无限大”，压力导数曲线下凹，为双孔特征，表征褶缝发育；中期出现了1/2斜率线性无限导流裂缝流动特征，但相对较弱，表征人工裂缝；晚期段，曲线下倾，反映外区物性变好所致，表征远端断缝发育，外推地层压力45.15 MPa，压力系数为1.46，属高压气藏，地层压力相对误差为33.8%，地层压力取均值：56.68 MPa，±10 MPa作为地层压力约束条件，循环拟合，当试井解释地层压力为53.71 MPa，停泵压降分析拟合地层压力56.43 MPa，相对误差4.8%，满足工程需求，压恢测试的双对数曲线如图6所示，此时裂缝半长103.13 m，有效裂缝半长60.17 m，SRV 76.38 × 10⁴ m³。ESRV 34.67 × 10⁴ m³，在地质工程约束下的反演结果有效地降低了解释模型的多解性以及解释结果的偏差。

Figure 6. M3H well test interpretation chart

图6. M3H井试井解释图版

3. 结论与认识

致密砂岩气井压后压力恢复测试，对于双对数曲线线性流特征相对偏弱的情况，优选压裂井模型 +参数约束拟合，可以有效地降低模型的多解性及自动拟合产生的偏差。

利用停泵压降分析与试井解释联合反演所形成的陆相致密气井压后解释方法，可以更为有效地开展陆相致密气井压后评价，获取更为准确的裂缝参数、地层压力等参数。

基金项目

中石化“十条龙”科技攻关项目“普光–通江工区复杂气藏开发关键技术研究与应用”课题二“多类型气藏钻完井关键技术研究”(P24231)；中石化首席科学家工作室科技部项目“普光地区陆相致密气有效动用技术”(P23152)。