摘 要

摘　要：分段壓裂水平井在國(guó)內(nèi)的應(yīng)用愈來(lái)愈廣泛，但對(duì)其滲流機(jī)理及滲流特征的認(rèn)識(shí)還不夠明確，由于頁(yè)巖氣井特殊的生產(chǎn)方式，對(duì)其試井分析的研究基本上還處于空白狀態(tài)。為此，首先研究

摘　要：分段壓裂水平井在國(guó)內(nèi)的應(yīng)用愈來(lái)愈廣泛，但對(duì)其滲流機(jī)理及滲流特征的認(rèn)識(shí)還不夠明確，由于頁(yè)巖氣井特殊的生產(chǎn)方式，對(duì)其試井分析的研究基本上還處于空白狀態(tài)。為此，首先研究了水平井分段壓裂產(chǎn)生的裂縫形態(tài)，進(jìn)而系統(tǒng)分析了分段壓裂水平井在開(kāi)發(fā)過(guò)程中的主要滲流特征及其在雙對(duì)數(shù)曲線上的特征表現(xiàn)，考慮頁(yè)巖儲(chǔ)層的特殊性，給出了頁(yè)巖氣井生命期內(nèi)通常表現(xiàn)出的滲流形態(tài)；結(jié)合中國(guó)第一口頁(yè)巖氣分段壓裂水平井——W201-Hl井的壓力恢復(fù)測(cè)試數(shù)據(jù)，分析了該井在壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)圖上表現(xiàn)出的滲流特征，明確了該井在測(cè)試期表現(xiàn)出的徑向流應(yīng)屬早期徑向流，并驗(yàn)證了該井在未來(lái)l年內(nèi)的生產(chǎn)均處于復(fù)合線性流階段；通過(guò)前后3次壓力恢復(fù)試井曲線的對(duì)比分析，指出要展現(xiàn)頁(yè)巖氣分段壓裂水平井完整的滲流流態(tài)及其演化過(guò)程，獲取準(zhǔn)確的儲(chǔ)層與裂縫參數(shù)，需要較長(zhǎng)的關(guān)井時(shí)間，確保壓力計(jì)盡量靠近水平段位置，并選擇合適的關(guān)井點(diǎn)以最大限度地降低井儲(chǔ)和井筒積液的影響。

關(guān)鍵詞：頁(yè)巖氣藏  水平井  分段壓裂  滲流特征  試井  分析  四川盆地

Seepage behavior and well testing in horizontal shale gas wells under multi-stage fracking

Abstract：Multi stage fracking has been more and more widely applied to horizontal wells in China．However，its seepage behavior and characteristics have not yet thoroughly understood，and well test analysis has been seldom made for shale gas wells due to their unique production mode．In view of this，we firstly studied the geometry of fractures generated in multi-stage fracking for a horizontal well；then，systematically analyzed the main seepage features of the multi stage fractured horizontal well during fracture treatment and the characteristics on log-log plot；finally，derived the common seepage form within the life cycle of the well considering the particularity of a shale gas reservoir．Specifically，well W201 H1，the first shale gas horizontal well under multi stage fracking in China，was taken as a case study．Based on its pressure buildup test data，we analyzed its seepage characteristics with Dressure buildup log-log plot．According to the analysis，we found out that the radial flow in the test is at its early stage，and validated that the flow would be of a combined linear type in the production of the flowing one year．By comparing and analyzing the data in 3 times of pressure buildup tests，we discovered that in order to reveal the complete seepage flow state and evolution of shale gas horizontal wells under multi-stage fracking，and to obtain accurate reservoir and fracture parameters，it is necessary to ensure a relativelv long shut-in period，to make the pressure gauge as close as possible to the horizontal interval，to adopt appropriatc shut-in Dlace，and there by，to minimize the impacts of well store and shaft liquid loading．The research achievements are instructive to shale gas develoDillent．

Keywords：shale gas reservoir，horizontal well，multi stage fracking，seepage characteristics，well test，analysis，Sich Llan Basin

美國(guó)頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)取得了巨大的成功，水平井分段壓裂技術(shù)的突破是推動(dòng)頁(yè)巖氣革命的關(guān)鍵因素之一^[1-2]。分段壓裂水平井滲流機(jī)理既不同于壓裂直井，也不同于傳統(tǒng)的單裂縫壓裂水平井，又鑒于頁(yè)巖氣儲(chǔ)層的特殊性，頁(yè)巖氣分段壓裂水平井滲流機(jī)理極復(fù)雜^[3-4]。目前國(guó)內(nèi)外關(guān)于頁(yè)巖氣分段壓裂水平井滲流機(jī)理的研究基本上是建立在理論模型的基礎(chǔ)上開(kāi)展的，未能結(jié)合頁(yè)巖氣井的生產(chǎn)實(shí)際情況^[4-9]。國(guó)內(nèi)頁(yè)巖氣井生產(chǎn)期較短^[10]，壓力恢復(fù)試井是研究頁(yè)巖氣井滲流特征最主要的手段之一。中國(guó)石油西南油氣田公司于2012年開(kāi)展了中國(guó)第一口頁(yè)巖氣分段壓裂水平井——W201-H1井的壓力恢復(fù)測(cè)試。筆者從理論上分析了分段壓裂水平井的滲流特征及流態(tài)演化過(guò)程，結(jié)合W201-Hl井的試井?dāng)?shù)據(jù)，探討了頁(yè)巖氣分段壓裂水平井的滲流機(jī)理及滲流特征。

1　裂縫形態(tài)

通常水平井分段壓裂裂縫存在2種極限情況：縱向和橫向(圖1)。當(dāng)水平井井筒方位與最大水平主應(yīng)力方位垂直時(shí)，可產(chǎn)生橫向裂縫；當(dāng)兩者方位一致時(shí)，可產(chǎn)生軸向裂縫(縱向裂縫)；當(dāng)兩者夾角處于其他情況時(shí)，裂縫形態(tài)會(huì)非常復(fù)雜。由于水平井軸向裂縫有效泄流面積相對(duì)橫向裂縫來(lái)說(shuō)小很多，一般希望水平井壓裂產(chǎn)生橫向裂縫作為裂縫網(wǎng)絡(luò)的主裂縫。頁(yè)巖氣井最佳的壓裂效果是產(chǎn)生垂直于水平井段的橫向主裂縫的同時(shí)，產(chǎn)生垂直于橫向裂縫的二級(jí)裂縫，以提高裂縫與地層的接觸面積，有利于頁(yè)巖氣的解吸附和氣體在儲(chǔ)層中的流動(dòng)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，水平井分段壓裂的裂縫以橫向裂縫為主^[3-5]。

 

2　分段壓裂水平井流態(tài)特征

由于頁(yè)巖儲(chǔ)層水平井分段壓裂通常以橫向縫(垂直縫)為主，下面就以產(chǎn)生橫向縫的分段壓裂水平井的生產(chǎn)為例，從理論上分析頁(yè)巖儲(chǔ)層分段壓裂水平井的滲流特征及流態(tài)演化過(guò)程。

2．1　井儲(chǔ)效應(yīng)

井儲(chǔ)效應(yīng)出現(xiàn)在氣井開(kāi)井或關(guān)井的短時(shí)間內(nèi)，其影響持續(xù)時(shí)間較短。對(duì)分段壓裂水平井而言，井儲(chǔ)效應(yīng)又分為井筒存儲(chǔ)效應(yīng)和裂縫存儲(chǔ)效應(yīng)，根據(jù)井簡(jiǎn)體積和裂縫體積的大小不同，兩者在井儲(chǔ)效應(yīng)中發(fā)揮的作用不同。

2．2　早期線性流

分段壓裂水平井早期第一個(gè)明顯的流態(tài)是垂直于裂縫的線性流動(dòng)，即早期線性流(圖2)。如果裂縫導(dǎo)流能力與儲(chǔ)層滲流能力相當(dāng)，通常還會(huì)在早期線性流之前出現(xiàn)雙線性流，即氣體由裂縫流向井筒的線性流和由儲(chǔ)層流向裂縫的線性流；如果裂縫導(dǎo)流能力遠(yuǎn)大于儲(chǔ)層的滲流能力，則通常只會(huì)出現(xiàn)氣體由儲(chǔ)層流向裂縫的線性流^[11]。甲-期線性流的持續(xù)時(shí)間取決于裂縫規(guī)模。

 

2．3　早期徑向流

如果裂縫間距夠大，早期線性流之后就會(huì)出現(xiàn)早期徑向流。分段壓裂水平井的早期徑向流發(fā)生在單個(gè)裂縫內(nèi)部，類似于未壓裂水平井的系統(tǒng)徑向流，而垂直縫就類似于未壓裂的水平段。早期徑向流的持續(xù)時(shí)間取決于裂縫間距和滲透率的大小，如何裂縫間距較小，滲透率較高，則該流態(tài)特征小明顯(被其他流態(tài)掩蓋)或者不會(huì)出現(xiàn)此種流態(tài)^[12-14]。

2．4　裂縫邊界流

隨著氣井生產(chǎn)的進(jìn)行，壓力波進(jìn)一步向儲(chǔ)層內(nèi)部傳遞。在某一時(shí)間點(diǎn)，相鄰裂縫間的壓力擾動(dòng)前緣匯合，這樣就會(huì)裂縫干擾效應(yīng)，此時(shí)對(duì)應(yīng)的流動(dòng)為裂縫邊界流。

2．5　復(fù)合線性流

裂縫邊界流之后，壓力擾動(dòng)將逐漸覆蓋儲(chǔ)層有效壓裂體積的整個(gè)范圍，并進(jìn)入復(fù)合線性流，其特征如同氣體流入一條大的裂縫。該流態(tài)不是一個(gè)單純的線性流，而是垂直于水平井筒的線性流為主導(dǎo)，水平井段兩端的流線則成橢圓形，兩端的橢圓流的效應(yīng)小于垂直水平井筒的線性流。

2．6　系統(tǒng)徑向流和外邊界效應(yīng)

如果頁(yè)巖氣井生產(chǎn)時(shí)間夠長(zhǎng)，隨著泄流面積的增大，整個(gè)水平井段和裂縫系統(tǒng)就如同l口影響范圍擴(kuò)大了的直井，在距離水平井段和裂縫系統(tǒng)較遠(yuǎn)的儲(chǔ)層內(nèi)就會(huì)出現(xiàn)系統(tǒng)徑向流(圖3)。對(duì)于頁(yè)巖氣井l而言，由于滲透率較低，系統(tǒng)徑向流出現(xiàn)的時(shí)間很晚，在頁(yè)巖氣井的整個(gè)生命期內(nèi)一般不會(huì)出現(xiàn)系統(tǒng)徑向流^[15]。

 

在復(fù)合線性流后，壓力擾動(dòng)會(huì)進(jìn)一步向周?chē)鷥?chǔ)層傳播。基于儲(chǔ)層的兒何形狀和邊界條件，可能會(huì)出現(xiàn)以下3種情況：封閉邊界(擬穩(wěn)態(tài))、定壓邊界或無(wú)限大邊界。

對(duì)一特定的頁(yè)巖儲(chǔ)層來(lái)說(shuō)，分段壓裂水平井只能產(chǎn)出有效壓裂體積內(nèi)小范圍的氣體，且由于儲(chǔ)層滲透率極低^[3，8，16]，壓力擾動(dòng)傳播速度非常慢，在水平井的生產(chǎn)過(guò)程中，除了井儲(chǔ)效應(yīng)外，一般會(huì)出現(xiàn)圖4-a中的流態(tài)：早期線性流一早期徑向流一裂縫邊界流一復(fù)合線性流，而系統(tǒng)徑向流在頁(yè)巖氣井的生命期內(nèi)通常不會(huì)出現(xiàn)，而理論計(jì)算得出的外邊界效應(yīng)要在L百年之后才能看到。按照流態(tài)出現(xiàn)的順序，雙對(duì)數(shù)曲線上的壓力導(dǎo)數(shù)曲線示意圖如圖4-b所示。

 

3　壓力恢復(fù)試井分析

國(guó)內(nèi)頁(yè)巖氣井生產(chǎn)時(shí)間較短，不能從生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)來(lái)完整地揭示頁(yè)巖氣藏分段壓裂水平井的滲流特征，而壓力恢復(fù)試井則能用相對(duì)較短的關(guān)井時(shí)間來(lái)展現(xiàn)其完整的流態(tài)演化，下面就從中國(guó)第一口頁(yè)巖氣水平井——W201-Hl井的壓力恢復(fù)試井開(kāi)展分析。

3．1　氣井基本情況及測(cè)試數(shù)據(jù)質(zhì)量評(píng)價(jià)

W201-Hl井于2011年7月完成水平段ll級(jí)壓裂施工，創(chuàng)造了當(dāng)時(shí)國(guó)內(nèi)頁(yè)巖氣水平井壓裂段數(shù)最多、單井用液量最大、施工排量最大、連續(xù)施工時(shí)間最長(zhǎng)等多項(xiàng)紀(jì)錄。

W201-H1井壓裂液返排程度較低，存在較為嚴(yán)重的井筒積液。該井投產(chǎn)時(shí)控制井口壓力生產(chǎn)，初始產(chǎn)氣量為l.34×10⁴m³／d，關(guān)井前氣井日均產(chǎn)氣量為1.13×10⁴m³。

該井首先開(kāi)展了30d的壓力恢復(fù)測(cè)試，此后又開(kāi)展了“兩開(kāi)兩關(guān)”共20d的修正等時(shí)試井，測(cè)試獲取的壓力、溫度如圖5所示。測(cè)試數(shù)據(jù)質(zhì)量良好，達(dá)到預(yù)期的試井目的。

 

3．2　壓力恢復(fù)試井曲線診斷與特征分析

第一次關(guān)井(關(guān)井時(shí)間為30d)壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)圖如圖6所示。

 

W201-H1井水平井段較長(zhǎng)，壓裂規(guī)模較大，在雙對(duì)數(shù)曲線圖上表現(xiàn)為井儲(chǔ)效應(yīng)明顯。結(jié)合測(cè)試數(shù)據(jù)(圖5)可知，第一次關(guān)井起始點(diǎn)壓力較低，跨度范圍較大，并且井底積液嚴(yán)重，圖6中的壓力導(dǎo)數(shù)曲線出現(xiàn)了負(fù)斜率，這種現(xiàn)象應(yīng)歸因于在關(guān)井初期可能是井筒積液回流至裂縫和儲(chǔ)層造成的。

此后出現(xiàn)了徑向流階段(壓力導(dǎo)數(shù)曲線接近水平)。對(duì)于出現(xiàn)的線性流和徑向流，筆者認(rèn)為應(yīng)該是早期線性流和早期徑向流。

為了驗(yàn)證分析中的線性流和徑向流分別是早期線性流和早期徑向流，應(yīng)用最新試井分析軟件中的分段壓裂水平井模塊，通過(guò)試井解釋參數(shù)開(kāi)展一個(gè)la期的試井設(shè)計(jì)(設(shè)計(jì)氣井日產(chǎn)氣1.0×10⁴m³)，以全面展現(xiàn)氣井滲流特征(圖7)。

 

從圖7中的la預(yù)測(cè)期可以看出，壓力恢復(fù)測(cè)試期過(guò)后表現(xiàn)為裂縫邊界流和復(fù)合線性流特征，氣井生產(chǎn)1a仍然沒(méi)有出現(xiàn)系統(tǒng)徑向流和外邊界效應(yīng)，同時(shí)也驗(yàn)證了測(cè)試期出現(xiàn)的線性流和徑向流分別為早期線性流和早期徑向流。

將“兩開(kāi)兩關(guān)”修正等時(shí)試井中的2次壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線與將第一次關(guān)井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線相疊加，通過(guò)優(yōu)化調(diào)整模型參數(shù)，雙對(duì)數(shù)曲線擬合如圖8所示。

 

從圖8中可以看出，后2次關(guān)井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)圖明顯不同于第一次關(guān)井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)圖，這歸因于后2次關(guān)井壓力起始點(diǎn)較高，壓力跨度范圍較小，井儲(chǔ)效應(yīng)和井底積液的影響大大減小，壓力導(dǎo)數(shù)曲線沒(méi)有出現(xiàn)負(fù)斜率。后2次關(guān)井由于關(guān)井時(shí)間較短，僅有5d，主要表現(xiàn)出早期線性流特征，沒(méi)有出現(xiàn)徑向流。因此，要展現(xiàn)頁(yè)巖氣分段壓裂水平井井比較完整的流態(tài)特征，獲取準(zhǔn)確的儲(chǔ)層和裂縫參數(shù)，需要較長(zhǎng)的關(guān)井時(shí)間，確保壓力計(jì)盡量靠近水平段位置，并選擇合適的關(guān)井點(diǎn)以最大限度地降低井儲(chǔ)和井底積液的影響。

4　認(rèn)識(shí)與結(jié)論

1)頁(yè)巖氣分段壓裂水平井以橫向縫為主，滲流形態(tài)依次表現(xiàn)為：(井筒與裂縫)井儲(chǔ)效應(yīng)®早期線性流(或雙線性流)®裂縫邊界流®復(fù)合線性流®系統(tǒng)徑向流®外邊界效應(yīng)，在頁(yè)巖氣井的生命期內(nèi)通常只出現(xiàn)前4種流態(tài)。

2)W201-Hl井第一次關(guān)井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線中出現(xiàn)的負(fù)斜率是井底積液回流所造成的，早期線性流特征不明顯，表現(xiàn)出的徑向流應(yīng)為早期徑向流，且該井未來(lái)1年內(nèi)的生產(chǎn)均處于復(fù)合線性流階段。

3)即使對(duì)于同一口分段壓裂水平井在同一測(cè)試期內(nèi)開(kāi)展試井測(cè)試，由于關(guān)井點(diǎn)不同，關(guān)井壓力恢復(fù)時(shí)間長(zhǎng)短不同，其壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線也會(huì)差別較大，表現(xiàn)出的滲流形態(tài)也不同。

4)要展現(xiàn)頁(yè)巖氣分段壓裂水平井井比較完整的流態(tài)特征，獲取準(zhǔn)確的儲(chǔ)層和裂縫參數(shù)，需要較長(zhǎng)的關(guān)井時(shí)間，確保壓力計(jì)盡量靠近水平段位置，并選擇合適的關(guān)井點(diǎn)以最大限度地降低井儲(chǔ)和井底積液的影響。

 

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本文作者：劉曉旭  楊學(xué)鋒  陳遠(yuǎn)林  吳建發(fā)  馮曦

作者單位：中國(guó)石油西南油氣田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院

  中國(guó)石油西南油氣田公司開(kāi)發(fā)部