◎陈守雨

页岩气井压后试井分析与评价应用

◎陈守雨

体积压裂是一种通过充分破碎致密页岩岩体，在储层中制造具备有效渗流能力的改造体积，实现页岩气经济开发的改造工艺。现场可通过压裂过程中的实时微地震监测或压后停泵压降测试，对体积压裂改造效果进行分析和评价。事实上，实时微地震监测受到传感器位置、噪声点等因素影响，对压裂裂缝特征描述可能失真；停泵压降测试往往受到测试时间限制，解释范围较有限。通过试井手段对体积压裂后页岩气井生产过程中流量和压力测试数据进行分析，为改造效果评价和产能预测提供更详细、准确的参数。与常规压裂不同，体积压裂以高排量、流体切换、缝内转向等工艺手段克服地层脆性及应力条件的限制，制造形态复杂的空间裂缝网络，其渗流特征与面源缝大不相同，更近于以射孔孔眼或近井地带一定范围内主裂缝通道为中心点源流动，从试井动态上是径向或拟径向流特征，而非线性流。利用较短的主裂缝长度和高于页岩基质若干数量级的有效渗透率，对改造体积进行描述，对于评价体积压裂效果和产能预测更具有实际意义。本文通过对四川威远页岩气井压后生产的测试数据进行试井分析，给出了了典型的页岩气井体积压裂后的渗流特征，并利用试井解释建模，进行历史拟合和长期产能预测。

体积压裂通过在致密页岩内建立有效的渗流通道，最大程度释放储层，对建立长期稳定产能有着重要作用。现阶段，可以通过在压裂过程中实时微地震监测，压后停泵压降测试，辨别、分析和评价体积压裂改造效果。

然而，实时微地震监测结果通常受到多方面因素的影响，如检波器的密度和分布的位置、压裂过程中其他噪声源影响、微地震解释精度等，都会造成实时微地震解释出现偏差。另外，微地震监测记录的是在压裂过程中发生的岩体破裂事件和能量响应，但很难高精度地分辨实际上具备有效导流的裂缝，微地震解释改造体积往往远大于井控有效改造体积。压裂施工停泵压降测试虽然也是裂缝解释的重要手段，但现场上受到测试时间较短的影响，记录的数据点不足以描述压力波在整个有效改造体积内的传播过程，定量描述裂缝系统形态有一定难度。

利用页岩气井压后生产过程中的流量和测试压力数据，通过试井分析手段能够对流体的渗流动态进行分析，识别水力压裂产生的裂缝或裂缝系统的形态特征，定量评价裂缝的几何参数、导流能力和有效的改造体积及有效渗透率等，为压裂改造效果评价和产能预测提供更详细、准确的信息支撑。

基于传统的分段压裂水平井试井模型采用的多条平面缝横切水平井筒的描述方法，不仅在裂缝形态描述上与页岩气体积压裂所形成的裂缝系统差异较大，而且在生产过程中无法描述所观察到的某些流场形态，在评价体积压裂后有效的裂缝长度和改造体积内的有效渗透率时，常出现较大偏差，产能预测与实际情况误差较大。

本文通过分析页岩气井体积压裂形成的裂缝网络形态和预期改造效果，采用“较短有效裂缝半长+改造体积内较高的有效渗透率”，对页岩气井体积压裂的改造效果进行分区描述，突出近井地带的主裂缝通道形态，并利用平均有效渗透率概念，对中远井地带由复杂、密集的裂缝系统切割破碎的压裂体积的改造效果进行等效描述，解决传统长直平面缝模型不能描述改造体积内部拟径向流的问题，合理地评价体积压裂对于改造体积内部渗流能力改善的效果，提高产能预测的准确性和稳定性。

页岩气体积压裂改造工艺

页岩气井体积压裂主体思路是在页岩储层形成空间上复杂交错的多级导流缝网系统（宽网裂缝导流系统），实现空间上对页岩储层充分破碎、切割，同时不同导流能力的裂缝组合，形成供给和输送的合理匹配系统。页岩气体积压裂改造包括以下措施：

采用高排量注入维持缝内净压力，在储层可压性允许的情况下将页岩储层尽量破碎；低粘度滑溜水和一定粘度胶液组合，保证垂直井筒方向上的裂缝延伸，同时兼顾沿井筒方向上裂缝网络宽度的扩展；不同粒径支撑剂组合，着眼于支撑不同规模的裂缝，实现多级导流能力组合；实时使用可降解暂堵剂，降低滤失并实现缝内强制转向，增加液体效率，增强裂缝系统的复杂程度。

以四川威远页岩气A井的体积压裂为例，工艺上考虑：

滑溜水与活性胶液组合；100目+40/70目+30/50目支撑剂组合，微缝+支缝+主缝3级导流能力设计；以段塞式加砂为主，在施工压力条件允许情况下采取分段连续加砂；前置酸液作为前置液的一部分使用，提高较大范围和较远距离的处理效果；调整胶液注入时机和注入用量，保证裂缝高度延伸和平面上有效扩展；实时加入可降解暂堵剂实现缝内转向。

A井宽网压裂典型施工曲线如图1所示。

体积压裂后页岩气井流场分析

页岩气分段压裂水平井在生产过程中，通过试井分析或长期生产数据的流量重整压力分析，可观察到流场的演化。

在以往的分段压裂水平井研究中，只考虑沿水平井段分布的若干条单一裂缝（平面缝），其完整的渗流场演化可归结为可能出现的流场序列：储集效应→裂缝内线性流→双线性流→地层线性流→改造体积边界效应流→改造体积外合成线性流→拟径向流（椭圆流）+外边界效应。在试井诊断图中，可通过导数曲线斜率变化来判别流场（图2）。一般井储效应、裂缝内线性流、双线性流的出现需要早期测试数据的密度足够大，或是流场持续时间足够长。在储集效应后一般会出现一定的表皮效应，且在裂缝线性流形成之前，理论上存在短时间的缝内径向流动，但往往由于裂缝尺寸限制和导流能力较大等因素造成流场持续时间很短，以至于记录的压力响应难以体现。所以，并不是所有流场都可被观察到。

同时观察到地层线性流和SRV边界效应流的情况下，利用重整压力数据，可以通过公式（1）和公式（2）分别求取有效裂缝半长和地层有效渗透率。

式中，xf为有效供产裂缝半长，ft; Vp为改造体积内的孔隙体积，ft3; L为水平井段长，ft；ø为储层平均孔隙度，无量纲；h为裂缝高度，ft；qref为参考流量，Mcf/d; Bg为平均气体体积系数，无量纲；ct为综合压缩系数，1/psi；RNP为SRV边界效应流动阶段任意数据点的流量重整压力，psi/(Mcf/d)；te为RNP对应的物质平衡时间，d。

式中，k为改造体积内平均有效渗透率，md；g为平均气体粘度，cp；xs为裂缝间距，ft；teplf为缝间干扰发生时间，d。

实际生产过程中，在改造体积（SRV）内部气体才会发生有效流动，而在改造体积外部（XRV），即使在很大的压力梯度驱动下也很难发生气体流动，因此页岩气井的改造体积边界效应往往是实际生产可观察到的最终流场形态。另外，在地层线性流和改造体积边界效应流之间，有可能会出现围绕各条裂缝的拟径向流阶段（图3）。当裂缝长度相对于裂缝间距小很多的时候，通常会发生拟径向流阶段，而且这种情况下后期所反映的边界效应很有可能并不是包含整个水平井段的连续改造体边界，而是各条裂缝各自有效改造体积的边界。

显然，常规试井解释手段（压力恢复分析）很难观察到页岩气井压裂改造后的全部流场特征，一方面是有些流场特征受限于数据数量和数据密度而无法显现，另一方面则是因为有效渗透率量级过低，导致压力波传播速度缓慢而无法观察。

与多条平面缝的改造特征不同，页岩气井体积压裂在地层中制造了错综复杂的裂缝网络带，裂缝在各个方向上的长度、密度、导流能力、宽度等，与地层非均质性、压裂施工控制等有关，很难具体针对裂缝系统中各条裂缝分支进行几何描述，其改造效果可以等效为一种整体平均有效渗透率的激增。

压后的页岩气储层往往会有以下几种类型的孔隙空间：支撑裂缝、无支撑裂缝和有机孔，且支撑裂缝和无支撑裂缝在尺寸和导流能力上差距较大，因此，利用三重孔隙介质模型（图4）描述的方法比较可行。其无量纲渗流方程可表达为：

事实上，由微裂缝（包括在压裂过程中产生的分支缝和开启的天然裂缝）连通的有机孔与微裂缝之间的流动并未如常规双孔介质窜流明显，且相对于有支撑的主干裂缝，其渗透能力都远小于主干裂缝，其窜流特征很有可能由于渗透能力级差较小而被遮蔽，因此，利用改造后平均有效渗透率描述的地层模型可以满足储层物性分析和产能预测的需要。

体积压裂在近井地带应尽量避免大规模滤失，以保持足够净压力维持水力裂缝向地层深处延伸。前置胶液的使用可有效地促进水力裂缝延伸，但是流体进入地层深处，其造缝能力随着净压力的消耗逐渐降低，支撑剂运移至远井相对难度更大，因此远井地带可能失去裂缝主干形态，取而代之的是大量的分支缝、次生缝，所以具有明显主缝形态的裂缝往往无法延伸至地层深处，而是在近井地带一定范围内(图5)。

图5可能出现的流场序列包括：储集效应→裂缝内线性流→双线性流→地层线性流→环裂缝拟径向流→改造体积边界效应流，其特征可从试井分析或长期生产数据的流量重整压力曲线辨别（图6）。同样，并不是所有流程特征都可观察到。

按照体积压裂储层模型与其对应的流场形态（线性流+环主裂缝拟径向流），利用拟径向流阶段数据，可以计算改造体积内的平均有效渗透率：

利用线性流阶段，可以在平均有效渗透率已经求取的情况下求取有效裂缝半长（主干裂缝）：

式中，k为改造体积内平均有效渗透率，md；xf为主干裂缝半长，ft; qg是气体产量，Mcf/d；为平均气体粘度，cp；为储层平均孔隙度，无量纲；Bg为平均气体体积系数，无量纲；h为裂缝高度，ft；mL为线性流动诊断曲线斜率，对于压降测试，mL为井底流压pwf与t1/2作图的斜率，对于压力恢复测试，mL为关井压力pws与Agarwal等效时间的平方根te1/2作图的斜率。

现场应用

四川威远页岩气A井，水平段穿行层位为龙马溪组底，完钻垂深3555m，测深5455m，水平段长度1562.3m。该井主体工艺为宽网体积压裂，单段长度75～120m，共射孔（不含第一段触发式滑套）48簇。该井共注入压裂液35345.08m3，支撑剂1361.45吨。平均施工排量14m3/min，施工泵压67-82MPa。各段入地液量和入地支撑剂量如图7和图8所示。

该井在压裂过程中进行了实时井下微地震监测，从微地震事件点的分布形态可以部分佐证体积缝的形成（图9）；从压后停泵压降测试G函数叠加导数分析来看（图10），多点起裂确实发生，且裂缝体积较大，验证了复杂缝网的形成。

A井压裂结束后，累计记录返排1440小时，油嘴尺寸范围由3mm逐级放大至10mm（稳定返排油嘴6-9mm）； 3mm油嘴返排速度为6方/小时，油嘴6mm时排液速度达到峰值23方/小时，随后排液速度降至10方/小时，套压降落17.2MPa。换用9mm油嘴排液速度回升至39方/小时，但快速降至10方/小时，最后调整油嘴至6mm，排液速度稳定于3方/小时，套压缓慢下降至21MPa。累计返排液量为11792方，返排率为31.3%（图11）。

对A井从2014年12月17日见气，至2015年2月14日关井前，累计产气350万方。主体返排阶段后，产量约12万方/天，井口套压降幅18MPa， 配产9.5万方/天，持续稳定生产直至关井。关井550小时后重新开井，套压降落明显（降幅26.8MPa），但气产量极低，在压力重新恢复过程中再次采取关井，记录终止时井口复压至46.9MPa（图12）。

对该井的第一个关井压力恢复数据进行试井分析，在双对数诊断曲线上出现线性流+径向流的特征流场（图13）。根据体积压裂页岩气水平井模型，连续出现的线性流+（拟）径向流的流场序列对应于图6中的地层线性流和环近井主缝段径向流。在建立试井分析模型时，采用流量均分法来考虑单条裂缝的生产动态，同时考虑近井地带的主裂缝通道相对于周围储层具备更高的渗透能力，而远井地带裂缝形态复杂化且导流能力相对较低，可将储层视作被均匀破碎达到体积改造，利用较短的主裂缝（半）长和高于页岩基质的有效渗透率进行历史拟合（图13、图14），得到主裂缝半长10m，渗透率2.7d（0.0027md）。由于在双对数诊断曲线中未观察到边界效应流（对于压恢测试表现为导数曲线急剧下落），故无法判定实际的井控改造体积。

拟合得到的裂缝半长仅为10m，与常规意义上的缝长相比过小，但这并不代表所注入的压裂流体和支撑剂只在近井地带形成了若干条半长10m的裂缝。其试井模型参数代表着在近井地带10m的范围以高导流的支撑裂缝主通道，该通道的渗流能力相对地远大于其横向上的储层，这与压裂工艺中采用前置胶液以较低的滤失和较大的净压力突破近井地带、向地层深处延伸的设计理念相对应；而在远井地带，无论是高排量、大规模的滑溜水注入还是缝内转向工艺，均以制造复杂缝网、达到整体体积压裂效果为主。考虑到远井地带由于滤失、分流造成的净压力扩散，裂缝开度相对较小，支撑效果受到影响，所以远井地带渗流能力相对较低但分布较均匀。从试井分析解释的有效渗透率量级看，相较于未改造的页岩基质渗透率（10～10至10～7md）已有若干数量级的激增，形成了在现有地层压力驱动条件下进行有效渗流的条件，说明宽网体积压裂对该井页岩储层进行了有效改造。

假设A井有效改造体积范围可达到与邻井间距的一半（200m），利用拟合模型参数进行5年产能动态预测，天然气累产可达7300万m³。

结论与认识

1）体积压裂是页岩气水平井压裂改造的有效工艺，是通过在优质页岩层中充分破碎岩体、制造复杂缝网体系形成有效体积改造，而非通过多条平面缝密切割进行储量控制。

2）实时微地震监测和停泵压降测试分析均是评价体积压裂效果的手段，但利用生产过程中的测试数据进行试井分析，可提供更详细的解释结果。

3）体积压裂在近井地带以高导流主干裂缝为改造特征，中远井地带主要以复杂裂缝系统破碎储层，储层改造程度相对均匀。

4）宽网体积压裂页岩气井在试井分析动态上以线性流+（拟）径向流的流场序列为特征。

5）利用较小的裂缝有效半长结合较大的平均有效渗透率，描述体积压裂改造页岩气井及改造体积特征，相较于复杂的三孔介质模型更加贴合实际。

（作者单位：四川合能正通石油化工有限公司）