页岩气水平井产量主控因素分析及产能预测

2017-05-14王忠东王业博董红王献军

测井技术 2017年5期

王忠东, 王业博, 董红, 王献军

(1.中国石油集团长城钻探工程有限公司测井公司, 辽宁盘锦 1240112.中国石油集团测井有限公司华北事业部, 河北任丘 062550)

0 引言

水平井水力压裂开采是目前页岩气开发中采用的主要技术,其开发效果受控因素远多于常规油气藏。影响页岩气水平井产气量的因素很多,包括地质、完井工程等方面,研究分析影响页岩气水平井产量的主控因素是目前生产的急需,对提高页岩气藏开发效果十分必要,具有重要的意义。

本文以W地区国家级页岩气产业示范区2个平台已投产的26口水平井资料为基础,从页岩气储层测井评价入手,结合W地区页岩气水平井的测试、生产数据,从页岩气储层资源潜力、压裂改造潜力2个方面研究分析确定影响页岩气水平井产量的主控因素,对页岩气水平井产能进行预测,为综合确定页岩气储层级别与可压裂性,优选优质页岩气层段,提高页岩气水平井开发效率提供帮助。

1 页岩气储层特征参数的测井评价及储层分类

页岩气水平井中采集的测井资料通常以常规测井系列和阵列声波测井为主。本文选择通过泥质、岩石骨架、束缚流体、自由流体和干酪根组成的地质模型建立测井响应方程,通过最优化方法解该响应方程来获得页岩地层岩石的组分和孔隙度[1]。W地区多矿物最优化反演计算的矿物组分主要包括石英、灰质、白云质、黏土等。

页岩气储层总有机碳含量(VTOC)与页岩的生气率和吸附气量密切相关,直接影响页岩储层含气量的大小,是页岩气成藏的重要地质条件之一。在W地区采用密度(DEN)、自然伽马(GR)进行多元回归评价地层的总有机碳含量VTOC

VTOC1=106.45-39.277DEN×VTOC2=

45.485ln(lgGR)+52.439

(1)

VTOC=0.542+0.7759VTOC1+0.14435VTOC2

(2)

W地区岩心分析数据表明,岩心分析含水饱和度与VTOC密切相关(相关系数-0.7),因此采用VTOC计算页岩气储层含气饱和度Sg[2]

(3)

式中,VTOC,o为地区页岩有机质背景值。

页岩储层致密,其孔隙度、渗透率都较低,但对页岩气的储集和渗流非常重要。本文采用用矿物组分计算页岩基质渗透率K[3]

x=0.076Vsnd-0.038Vcl-0.059Vlim-

(4)

研究和实际分析表明,在不考虑溶解气的情况下,页岩气在地下赋存状态可以分为游离态和吸附态,页岩储层的总含气量(VT,GAS)是吸附气含量与游离气含量之和。在求得地层有机碳含量后,结合岩心兰格缪尔(Langmuir)等温实验结果计算吸附气含量[3];由地层温度、压力、孔隙度、含气饱和度等参数可以计算页岩气储层的游离气含量[3]。

W地区水平井数据的相关性分析表明,吸附气含量与孔隙度负相关(相关系数-0.57),游离气含量与孔隙度和含气饱和度正相关(相关系数分别为0.83和0.64),总含气量VT,GAS与孔隙度相关系数为0.66,与总有机碳含量VTOC的相关系数高达0.78。这表明页岩气储层中吸附气含量的主控因素是有机质的数量及其成熟度,游离气含量的主控因素是页岩气储层的孔隙度及含气饱和度。

影响页岩可压裂性的因素主要包括页岩脆性(脆性矿物含量、弹性模量和泊松比)、天然裂缝发育程度、水平应力差系数等。采用矿物组分法根据脆性矿物石英所占储层矿物总含量百分数来指示页岩的脆性(IB,lth)[3]

(5)

利用井眼最大、最小水平主应力计算水平应力差系数(Kh)[4]

(6)

式中,σH、σh分别为最大和最小水平主应力。

研究表明,Kh越小,页岩越有利于压裂时形成复杂的网状裂缝。

基于上述页岩气水平井测井储层评价参数,将页岩气储层划分为Ⅰ类页岩气层(优质页岩气储层)、Ⅱ类页岩气层(差气层)、Ⅲ类页岩气层(干层)。

对于W地区龙马溪组具有产气能力的页岩储层:

(1)VTOC主要分布在2%～8.5%之间(Ⅰ类页岩气层VTOC≥3%);

(2) 矿物含量:黏土5%～40%、石英≥40%、灰岩0～30%、白云岩0～10%;

(3) 孔隙度3%～11%、含水饱和度22%～60%、渗透率0.001～0.4 mD;

表1 W地区页岩气储层的划分标准

*非法定计量单位,1 mD=9.87 10-4μm2,下同

(4) 吸附气含量1.5～3.5 m3/t、游离气含量0.8～4.8 m3/t、总含气量2.0～7.5 m3/t;

(5) 脆性指数IB,lth≥40%(Ⅰ类页岩气层IB,lth≥50%)、水平应力差系数Kh<0.3。

2 页岩气水平井产量主控因素分析

W地区2个平台共有26口水平井投产,其中高产井6口(平均日产量大于10×4m3)、中产井5口[平均日产量(5～10)×104m3]、低产井15口(平均日产量小于5×104m3)。这些井的压裂改造数据、测试、生产数据结合测井储层评价数据为分析页岩气水平井产量主控因素提供了基础。

影响页岩气水平井产能的主控因素的研究主要涉及储层因素和完井工程因素2个方面。通过相关性分析可以得到各种储层因素、完井工程因素与页岩气水平井产量Q的相关系数(见表2),相关系数越大,表明该因素对页岩气水平井的产能影响越大。

表2 W地区页岩气水平井产能影响因素相关性分析

注:Q水平井平均日产量;VTOC总有机碳含量;Vsnd地层石英含量;Vlim+dol地层灰质、白云质含量;Vcl地层黏土矿物含量;φ孔隙度;Sw含水饱和度;K地层渗透率;VT,GAS总含气量;IB,lth地层矿物脆性指数;IB,mech地层岩石力学脆性指数;H水平井生产井段长度;HⅠ水平井钻遇的Ⅰ类页岩气层厚度;Kh井周水平应力差系数;VFS压裂入井总砂量;VSR压裂改造体积。

图1 W地区页岩气水平井产能Q与储层参数的关系分析

2.1 储层地质因素

储层评价方面,页岩气水平井产量与储层的总有机碳含量VTOC、硅质矿物含量Vsnd、含气饱和度Sg、渗透率K、总含气量VT,GAS正相关;与储层中灰质、白云质含量以及黏土矿物的含量呈负相关。

(1) 页岩气储层的产气能力与储渗能力是决定页岩气井产能的主要内在因素。VTOC是衡量储层页岩气富集的一个关键因素,决定着页岩的含气量,与井的产气能力密切正相关;优质页岩气储层厚度决定了单井的总产气量;储层的孔隙度、含气饱和度是评价其地质储量,特别是含气量及生产能力的重要指标;储层的渗透率与井的产量密切相关。

图1给出了W地区页岩气水平井平均日产量Q与储层的总有机碳含量VTOC、含水饱和度Sw、渗透率K、总含气量VT,GAS、优质页岩气储层(Ⅰ类页岩气层)厚度HI的相关性分析,以及地层总有机碳含量与总含气量的相关性分析。

图2 页岩气储层主要矿物含量对产气量的影响

(2) 地层岩石的矿物组成也对页岩气井的产能有重要影响(见图2)。石英是页岩储层中最主要的脆性矿物成分,其含量的高低决定页岩中孔隙及天然裂缝的发育情况,影响页岩气的富集,同时也对压裂缝网的形成产生重要影响。砂质含量高,储层的孔隙度、渗透率好,脆性好,更易于压裂改造。因此,储层砂质矿物含量Vsnd与井的气产量密切正相关,W地区优质页岩气储层的砂质含量在40%以上。

灰质矿物含量高会使页岩储层的孔隙度、渗透率(特别是渗透率)变差,因此灰质矿物含量与井的气产量负相关;另一方面,灰质矿物含量高也会使岩石硬度增大,导致压裂过程中加砂变得困难,压裂缝宽受到强烈抑制,使得压裂改造效果变差。

图3 W地区水平井生产井段、Ⅰ类页岩气层厚度统计以及Ⅰ类页岩气层钻遇率与产能的关系

页岩气储层中黏土矿物中的伊利石含量与吸附气含量有一定的关系,但膨胀性黏土矿物(主要是蒙、皂石类)含量会使岩石塑性增强,脆性变差,不利于储层的压裂改造造缝。资料表明,黏土矿物含量超过30%的页岩气储层的开发效果很差。

2.2 完井工程因素

完井工程评价方面,页岩气水平井产量与生产井段,特别是所钻遇的Ⅰ类页岩气储层(优质页岩气储层)厚度密切相关;与储层的矿物脆性也紧密相关,这些因素决定了储层的易压裂改造性以及改造后储层的泄流面积;此外,储层的水平应力差以及弹性模量、泊松比等岩石力学特性对产能也有不同程度的影响。

(1) 优质页岩气储层(Ⅰ类页岩气层)钻遇率对页岩气水平井产量的影响。图3给出了W地区水平井生产井段、Ⅰ类页岩气层厚度的直方图统计以及Ⅰ类页岩气层钻遇率对井产能的影响关系。可以看出,页岩气水平井箱体钻遇的优质页岩气储层的厚度决定了水平井的产气量。W地区高产气量的水平井井眼轨迹基本上都是在优质页岩气储层中穿行,所钻遇的优质页岩气储层都较厚。

图3中202H5-4、202H5-5等2口井钻遇的Ⅰ类页岩气层厚度较大,优质页岩气储层钻遇率均在70%以上,但在实际压裂施工过程中由于套管变形影响,压裂井段分别减少了5段和4段,压裂改造井段减少300～400 m,造成其平均日产量较低。

(2) 地层可压裂性对页岩气井产能的影响。由于页岩气储层原生渗透率很低,只有压裂改造后才可获得工业产能。通过压裂施工过程中入井总砂量(VFS)或微震监测计算的压裂改造体积(VSR)可以反映压裂改造效果。

图4分别给出了W地区页岩气水平井产量(平均日产量Q)与压裂入井总砂量VFS、压裂改造体积VSR之间的关系(相关系数分别为0.531和0.752)。可以看出,页岩气水平井产量与压裂改造效果密切相关,改造体积决定产量高低,压裂效果越好(即压裂入井总砂量VFS或压裂改造体积VSR越大),水平井产能越高。

图4 W地区页岩气水平井产能与压裂改造的关系

HⅠIB,lthVclVsndVlimϕKKh压裂入井总砂量VFS0.5640.673-0.7910.671-0.3460.3680.590-0.774

页岩气水平井压裂效果取决于钻遇的Ⅰ类储层厚度、脆性指数、孔隙度、渗透率、石英、黏土及灰质含量以及水平应力差等地质因素。表3给出了压裂入井总砂量VFS与上述因素的相关性分析的相关系数。

压裂实践已证明,页岩气水平井钻遇的Ⅰ类储层越厚,压裂效果越好;储层脆性指数高、物性好,其可压裂性越好;地层泥质、灰质含量高,会增大压裂改造的难度;井周水平主应力差越小(Kh越小),压裂改造越有利于形成网状裂缝,压裂入井的总砂量(压裂改造体积VSR)越大,井产能也就越高。

图5 W地区3口水平井压裂微震监测图

研究表明,水平井眼方向沿最小水平应力方向钻进,后期压裂裂缝多与井眼方向垂直,可以极大地增加井筒与储层的接触面积,压裂改造效果最好,改造体积(VSR)最大[3]。图5给出了202平台的3口水平井压裂微震监测图,图5中双箭头标示了微震监测指示的最大水平应力方向。可以看出,当水平井眼方向与最大水平应力方向垂直或呈较大夹角时,压裂后水平井产能较高,如4井、5井的产能明显好于6井,这说明,水平井眼与最大水平应力方向夹角较小时(<45°),压裂缝少,并以斜交缝为主,而斜交缝会抑制高浓度砂浆液的通过,导致很难提高砂比和总砂量,并增加砂堵概率,造成井产能不高。

3 页岩气水平井产能预测

页岩气水平井开采过程中涉及的流动产出机理十分复杂,因此很难像常规气井那样利用各种渗流方程计算井的产能。针对特定的地区,以一定数量的生产井数据做样本,可以采用统计拟合技术或神经网络技术预测页岩气水平井的产能。

3.1 页岩气水平井产能表征参数的定义

通过前面对W地区页岩气水平井产能主控因素的分析,定义如下参数表征页岩气水平井的产能。

(6)压裂总用砂量VFS

式中,Hi为第i层层厚,m;m为总层数。

上述参数与井的平均日产量Q均有较高的相关性,可以用于预测页岩气水平井产能。

3.2 W地区页岩气水平井产能预测模型

(1) 统计模型。通过统计拟合分析建立页岩气水平井产能预测模型。

Sg=0.266HTOC+0.209HPSG+0.239HT,GAS+

0.286HBR

(7)

R=0.860

(8)

(2) 神经网络技术预测W地区页岩气水平井产能。采用3层BP神经网络,中间隐含层的神经元个数为12,输入层参数为HTOC、HPSG、HT,GAS、HBR、HK、VFS,输出层为计算的井平均日产量Qlog。

图6将上述模型计算的预测产能Qlog与实际生产数据Q进行直观对比。统计模型的平均绝对误差为13 020 m3/d、平均相对误差18.19%。BP神经网络模型的平均绝对误差为380 m3/d、平均相对误差0.54%。可以看出BP神经网络的预测精度很高。

图6 W地区页岩气水平井产能预测结果对比

W地区某水平井统计模型预测产能为112 000 m3/d,神经网络模型预测产能为88 600 m3/d。该井水平压裂生产井段长1 448 m,平均VTOC为5.02%、平均孔隙度5.2%、平均含气饱和度57%、平均渗透率0.04 mD、吸附气含量2.07 m3/t、总含气量2.27 m3/t、脆性指数61%、水平应力差系数0.18,在水平生产井段内Ⅰ类页岩气层钻遇率达到95.2%。该井2016年5月20日测试投产,截止2016年9月10日累计产气9 079 700 m3,平均日产82 500 m3。