李继庆，梁榜，曾勇 黄灿，卢文涛

(中石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉430223)

沈金才，葛兰

(中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 408014)

产气剖面井资料在涪陵焦石坝页岩气田开发的应用

李继庆，梁榜，曾勇 黄灿，卢文涛

(中石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉430223)

沈金才，葛兰

(中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 408014)

涪陵焦石坝页岩气气田已经实现商业开发，主要采用长水平段分级压裂模式进行。结合涪陵焦石坝页岩气田页岩气水平井产气剖面测井资料，在分析产气剖面测井资料解释方法的基础上，对涪陵焦石坝页岩气水平井产气剖面测井资料的实际应用效果开展系统研究，总结出产气剖面测井资料在页岩气田开发中的应用，为页岩气水平井轨迹钻遇小层设计、页岩气藏储层评价、压裂工艺参数优化及动态分析提供可靠依据，有效指导页岩气田的合理开发。

涪陵焦石坝页岩气田；产气剖面；生产测井；储层评价；工艺优化

国内页岩气尚处于初期开发阶段，且页岩气开发地质条件与北美国家存在较大差异[1～4]。涪陵焦石坝构造位于四川盆地川东褶皱带的东南部，万县复向斜的南扬起端，该区北部为万县复向斜的主体[5]。研究区页岩气开发的主要目的层是上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组富含有机质的页岩。目前焦石坝页岩气气田已实现商业开发，均采用长水平段分级压裂模式进行。为了评价页岩气水平井钻遇各小层的产气情况、变化规律及压裂工艺参数的适应性，气田已经完成32井次产气剖面测试。结合地质参数及压裂工艺资料，能更好地评价产气剖面资料在页岩气田开发中的实际应用，为页岩气田合理开发提供可靠依据。

1 测试工具介绍

涪陵焦石坝页岩气田水平井产气剖面测井技术主要采用的是斯伦贝谢水平井流体扫描成像生产测井技术[6]，测试仪器上共有5个微转子(从下到上序号依次为0～4)，转子里有6个电子探针和6个光学探针，电子和光学探针序号从下到上分别为0～5。电子探针用于区分烃类和水并计算出水的持率，光学探针用于区分气液流体组分和计算出气的持率(见图1)。

图1 页岩气水平井产气剖面生产测井工具图

2 测试项目及解释方法

2.1 产气剖面测试原理

涪陵焦石坝页岩气水平井井筒内多为单相气体或气水两相流动，一般采用七种参数(自然伽马、磁定位、温度、压力、密度、持水率，持气率)测井系列进行产气剖面测试[7～9]。根据温度、压力、持水率、持气率等4个参数可计算页岩气水平井各压裂段的产气及产水量，为了减小测量误差，一般以不同的工作制度测速上下各测4条连续流量曲线[10]。

2.2 产气剖面资料解释方法

利用伽马测试数据对地层深度进行确定和校正，利用上测及下测不同方向的流量曲线回归出各个层段流体的视流速，根据井筒内流体的流型选用相应的解释模型来进行滑脱速度的校正，进而确定出不同生产制度下水平井各压裂段的产气量、产水量分别各占总气量、总水量的比例。

3产气剖面资料分析

3.1 段产气贡献率不均一且与钻遇层位相匹配

通过对已完成产气剖面测试井的统计结果进行分析，表明页岩气水平井各压裂段产气贡献率不均一。研究区的JY12-1HF井共压裂16段，其中7段(占总段数的44%)产气贡献率高于全井的平均贡献率(6.25%)，贡献全井73%的产气量(图2)，证实页岩气水平井各段产气贡献率不均一，与北美Haynesville页岩气田产气剖面测试解释结果可类比(图3)。

图2 JY12-1HF井各段贡献率直方图(20×104m3/d)

图3 Haynesville气田4口水平井各段贡献率直方图

由于涪陵焦石坝区块奥陶系五峰组-志留系龙马溪组页岩垂向非均质性明显，根据岩石矿物组分、岩相及含气性研究结果，纵向从下至上可以细分为①～⑨小层，地质评价认为越靠近底部页岩品质越好，自下至上页岩品质变差，不同小层的页岩含气性差异较大，因此水平井轨迹钻遇较好的小层是页岩气井高产的基础。JY12-1HF井水平井轨迹主要钻遇①～④小层，在井口气20×104m3/d生产制度下测试产气剖面，页岩品质较好的①小层水平段穿行小层比例约44.61%，产气贡献率为55.25%；③小层次之，水平段穿行小层比例约34.20%，产气贡献率为33.28%；页岩品质相对较差的④小层水平段穿行小层比例约21.19%，产气贡献率为11.47%(图4)。统计分析结果表明：①小层产气贡献率优于③小层，③小层优于④小层，产气剖面资料解释结果表明页岩气水平井各段产气贡献率和钻遇层位相匹配。

3.2 段产气量受地质因素控制

涪陵焦石坝区块上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组含气页岩段具有较强的非均质性特征，导致页岩气井轨迹钻遇不同小层的水平段产气量及产气贡献率存在差异。以JY1HF井为例，该井水平段长1008m，分15段进行水力加砂压裂，各压裂段对应到导眼井如图5所示，结合岩心分析结果及岩心实测数据，表明页岩气水平井单段产气贡献率受地质因素控制较为明显。

图4 JY12-1HF井各小层钻遇率与产气贡献率对比图(20×104m3/d)

3.2.1 有机碳含量与单段产气贡献率

该井水平井轨迹主要钻遇④～⑨小层，在井口气6.06×104m3/d的生产制度下测试产气剖面。岩心实测纵向④～⑤小层总有机碳质量分数w(TOC)较高，对应的产气量较高，约占总产气量的90.0%；⑧～⑨小层w(TOC)次之，产气量约占9.0%；⑥～⑦小层w(TOC)最低，产气量较低，仅占1.0%(图5)。从各压裂段的单段产气量与实测w(TOC)相关图(图6)上看，单段产气量与实测w(TOC)具有较好的正相关关系。

3.2.2 孔隙度与单段产气贡献率

从岩心实测孔隙度分段统计情况来看，JY1HF井④～⑤小层储集性能最为优越，平均有效孔隙度为5.3%；其次为⑧～⑨小层，平均有效孔隙度为4.81%；⑥～⑦小层最差，平均有效孔隙度为3.77%。根据上述结果，JY1HF井孔隙度纵向上可分为3段，④～⑤小层有效孔隙度较高，对应的产气量较高4.81%，约占总产气量的90.0%；⑧～⑨小层有效孔隙度次之，产气量约占9.0%；⑥～⑦小层有效孔隙度最低3.77%，产气量较低，仅占1.0%(图5)。从单段产气量与实测有效孔隙度相关图(图7)上看，JY1HF井单段产气量与实测有效孔隙度具有明显的正相关关系。

3.2.3 含气量与单段产气贡献率

JY1HF井岩心现场实测含气量纵向上④～⑤小层含气量较高，平均为2.81m3/t，产气量约占90.00%；⑧～⑨小层含气量次之，平均为2.04m3/t，产气量约占9.0%；⑥～⑦小层含气量最低，平均为1.57m3/t，产气量较低，仅占1.0%(图5)。从单段产气量与现场实测含气量相关图(图8)上看，JY1HF井单段产气量与现场实测含气量呈正相关关系。

3.3 压裂加砂异常井段产气贡献率偏低

页岩气是通过多段水力压裂后形成的“人工改造气藏”来开发的[11]，压裂砂是产气通道的支撑剂，填充在压开的裂缝通道内，防止裂缝闭合，使底层内流体能顺利通过裂缝流入井筒，加砂量一定程度上能代表气体渗流通道的大小。统计研究结果表明，页岩气水平井压裂段加砂量的大小直接影响该段产气贡献率。

图6 JY1HF井单段产气量与实测w(TOC)相关图

图7 JY1HF井单段产气量与实测有效孔隙度相关图

图8 JY1HF井单段产气量与实测含气量相关图

JY46-3HF井井眼轨迹较平缓，整体钻遇于③号小层，页岩储层品质差异较小，影响水平井单段产气贡献率的因素主要为工程因素。该井分19段完成压裂(表1)，其中第1、2、5、6、10、13段压裂加砂量少(小于工区单段压裂加砂量)，对应产气贡献率明显偏低。JY46-3HF井在井口气9×104、13.5×104m3/d的两种生产制度下测试，单段产气贡献率与单段加砂量呈现较好的正相关关系(图9)。

表1 JY46-3HF井压裂加砂量与产气剖面测试结果表

图9 JY46-3HF井单段产气贡献率与单段加砂量相关图

4 研究成果在页岩气田开发中应用

4.1 指导水平井轨迹钻遇层位设计

根据地质条件认识，涪陵焦石坝奥陶系五峰组-志留系龙马溪组①～③小层为富碳高硅优质含气页岩，是水平井轨迹最优穿行层段。从产气剖面测试资料分析结果看，研究区页岩气井水平段钻遇①～③小层的井段产气贡献率和贡献量均高于其他小层。因此页岩气水平井轨迹穿行层段选择五峰组-龙马溪组①～③小层，且穿行位置要尽可能靠近气层底部。下面以JY8平台JY8-1HF井、JY8-2HF井及JY8-3HF井3口井为例，水平井眼轨迹钻遇①+③小层比例分别为40%、100%、70%。JY8-2HF井水平井眼轨迹钻遇①+③小层比例最高(100%)，单井试气产能最高。其次为JY8-3HF井，钻遇①+③小层比例最小的JY8-3HF井单井试气产能最低，这3口井单井试气产能与水平段钻遇①+③小层的比例相符(表2)。

表2 焦石坝区块JY8号平台页岩气井钻遇层位与产能统计表

4.2 有效评价页岩产层产能

页岩气井实施压裂改造后放喷试产能够对全井的综合产能进行评价，但无法对一个开发层系中的各个产层的能力进行评价[12]，产气剖面测试正好弥补了常规产能测试评价的不足，同时能够针对非均质性较强的页岩气井各小层的产气能力进行有效评价。

对已测试产气剖面的32口井的资料解释结果进行分析，表明①～③小层为五峰组-龙马溪组页岩气主要产层，水平段长所占比例为75.97%，产气贡献比例为82.10%；④～⑤小层为次要产层，水平段长所占比例为8.67%，产气贡献比例为16.32%；⑧～⑨小层为较差产层，水平段长所占比例为3.88%，产气贡献比例为0.84%；⑥～⑦小层产气贡献最低，水平段长所占比例为1.48%，产气贡献比例为0.74%，总体上产气剖面测试解释结果与页岩储层物性评价结果相符。

4.3 指导压裂工艺参数优化

产气剖面测试资料解释结果可以有效地指导压裂工艺优化和调整。以位于焦石坝南部的JY8HF井为例，该井采用4种工艺完成前6段压裂后开展中途测试，测试井口压力13.57MPa下产量8.96×104m3/d。产气剖面测试结果显示第4段产气量最高，产气贡献比例为25.95%，表明第4段的压裂工艺适应性好。后续压裂段按照优化后的模式“提升排量、快提砂比、控制缝长、暂堵转向”完成施工，压裂施工曲线出现明显的破裂特征(压力上升后突然下降)，压力变化幅度较优化前增大。全部压裂段完成后试气效果明显，稳定井口压力17.0MPa下，获得20.9×104m3/d的高产工业气流，产气剖面测试结果对压裂工艺优化和调整效果较为明显。

5 认识与结论

1)涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气水平井各段产气贡献率不均一，且单段产气贡献率与钻遇层位地质评价相匹配，纵向上①～③小层为主要产层，④～⑤小层为次要产层，⑥～⑨小层相对较差，因此区块页岩气水平井轨迹穿行层段选择①～③小层，且穿行位置要尽可能靠近气层底部，有效指导了工区水平井轨迹钻遇层位设计。

2)产气剖面资料分析结果表明，单段产气贡献率与岩心实测有机碳质量分数、孔隙度、含气量等地质参数具有较好的正相关关系，明确了各段产气贡献率受地质因素控制明显。

3)页岩气水平井压裂段加砂量的多少直接影响该段产气贡献率，加砂异常压裂段对应产气贡献率偏低。

4)利用产气剖面测试资料解释结果可以有效地指导压裂试气工艺优化和调整，评价压裂工艺适应性。

[1]李新景，胡素云，程克明，等.北美裂缝性页岩气勘探开发的启示[J].石油勘探与开发,2007,34(4):392～400.

[2]李新景，吕宗刚，董大忠，等.北美页岩气资源形成的地质条件[J].天然气工业,2009, 29(5):27～32.

[3]杨振恒，李志明，腾格尔，等.北美典型页岩气藏岩石学特征、沉积环境和沉积模式及启示[J].地质科技情报,2010,29(6):59～65.

[4]曾祥亮，刘树根，黄文明，等.四川盆地龙马溪组页岩与美国Fort Worth盆地Barnett组页岩对比[J].地质通报,2011,30 (2～3):372～384.

[5]朱炎铭，陈尚斌，方俊华，等. 四川地区志留系页岩气成藏的地质背景[J].煤炭学报，2011,35 (7):1160～1164.

[6]郭洪志.斯伦贝谢新一代生产测井成像技术[J].国外测井技术, 1999，(5):35～39.

[7]耿全喜.油田开发测井技术[M].东营:石油大学出版社,1992.

[8]郭海敏，戴家才，陈科贵，等.生产测井原理与资料解释[M].北京:石油工业出版社，2007.

[9]戴家才，郭海敏，张晓岗，等.水平井产气剖面测井工艺及资料解释方法初探[J].石油天然气学报( 江汉石油学院学报)，2007，29(8):97～101.

[10]夏竹君.产气剖面测井技术在涩北一号气田的应用[J]. 天然气技术与经济,2008,10(5): 35～38.

[11]李庆辉，陈勉，金衍，等.新型压裂技术在页岩气开发中的应用[J]. 特种油气藏, 2012，19(6):1～8.

[12]王旭，王军杰，吕华，等.产气剖面资料在靖边气田的应用[J].石油化工应用, 2011,30(10):49～52.

[编辑] 黄鹂

2016-09-30

国家科技重大专项(2016ZX05060)；中国石油化工集团公司页岩气示范项目(FS13006)。

李继庆(1972-)，男，硕士，高级工程师，长期从事油气田开发和科研生产综合管理工作；通信作者：梁榜，lb_jhyjy@163.com。

TE375

A

1673-1409(2017)11-0075-07

[引著格式]李继庆，梁榜，曾勇，等.产气剖面井资料在涪陵焦石坝页岩气田开发的应用[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(11):75～81.