摘 要

摘　要：分段壓裂水平井在國內(nèi)的應(yīng)用愈來愈廣泛，但對其滲流機(jī)理及滲流特征的認(rèn)識還不夠明確，由于頁巖氣井特殊的生產(chǎn)方式，對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內(nèi)的應(yīng)用愈來愈廣泛，但對其滲流機(jī)理及滲流特征的認(rèn)識還不夠明確，由于頁巖氣井特殊的生產(chǎn)方式，對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發(fā)過程中的主要滲流特征及其在雙對數(shù)曲線上的特征表現(xiàn)，考慮頁巖儲層的特殊性，給出了頁巖氣井生命期內(nèi)通常表現(xiàn)出的滲流形態(tài)；結(jié)合中國第一口頁巖氣分段壓裂水平井——W201-Hl井的壓力恢復(fù)測試數(shù)據(jù)，分析了該井在壓力恢復(fù)雙對數(shù)圖上表現(xiàn)出的滲流特征，明確了該井在測試期表現(xiàn)出的徑向流應(yīng)屬早期徑向流，并驗證了該井在未來l年內(nèi)的生產(chǎn)均處于復(fù)合線性流階段；通過前后3次壓力恢復(fù)試井曲線的對比分析，指出要展現(xiàn)頁巖氣分段壓裂水平井完整的滲流流態(tài)及其演化過程，獲取準(zhǔn)確的儲層與裂縫參數(shù)，需要較長的關(guān)井時間，確保壓力計盡量靠近水平段位置，并選擇合適的關(guān)井點以最大限度地降低井儲和井筒積液的影響。

關(guān)鍵詞：頁巖氣藏  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

美國頁巖氣開發(fā)取得了巨大的成功，水平井分段壓裂技術(shù)的突破是推動頁巖氣革命的關(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，又鑒于頁巖氣儲層的特殊性，頁巖氣分段壓裂水平井滲流機(jī)理極復(fù)雜^[3-4]。目前國內(nèi)外關(guān)于頁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)上開展的，未能結(jié)合頁巖氣井的生產(chǎn)實際情況^[4-9]。國內(nèi)頁巖氣井生產(chǎn)期較短^[10]，壓力恢復(fù)試井是研究頁巖氣井滲流特征最主要的手段之一。中國石油西南油氣田公司于2012年開展了中國第一口頁巖氣分段壓裂水平井——W201-H1井的壓力恢復(fù)測試。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)演化過程，結(jié)合W201-Hl井的試井?dāng)?shù)據(jù)，探討了頁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，可產(chǎn)生橫向裂縫；當(dāng)兩者方位一致時，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，裂縫形態(tài)會非常復(fù)雜。由于水平井軸向裂縫有效泄流面積相對橫向裂縫來說小很多，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，產(chǎn)生垂直于橫向裂縫的二級裂縫，以提高裂縫與地層的接觸面積，有利于頁巖氣的解吸附和氣體在儲層中的流動。據(jù)統(tǒng)計，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

由于頁巖儲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，從理論上分析頁巖儲層分段壓裂水平井的滲流特征及流態(tài)演化過程。

2．1　井儲效應(yīng)

井儲效應(yīng)出現(xiàn)在氣井開井或關(guān)井的短時間內(nèi)，其影響持續(xù)時間較短。對分段壓裂水平井而言，井儲效應(yīng)又分為井筒存儲效應(yīng)和裂縫存儲效應(yīng)，根據(jù)井簡體積和裂縫體積的大小不同，兩者在井儲效應(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明顯的流態(tài)是垂直于裂縫的線性流動，即早期線性流(圖2)。如果裂縫導(dǎo)流能力與儲層滲流能力相當(dāng)，通常還會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層流向裂縫的線性流；如果裂縫導(dǎo)流能力遠(yuǎn)大于儲層的滲流能力，則通常只會出現(xiàn)氣體由儲層流向裂縫的線性流^[11]。甲-期線性流的持續(xù)時間取決于裂縫規(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)一步向儲層內(nèi)部傳遞。在某一時間點，相鄰裂縫間的壓力擾動前緣匯合，這樣就會裂縫干擾效應(yīng)，此時對應(yīng)的流動為裂縫邊界流。

2．5　復(fù)合線性流

裂縫邊界流之后，壓力擾動將逐漸覆蓋儲層有效壓裂體積的整個范圍，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)

如果頁巖氣井生產(chǎn)時間夠長，隨著泄流面積的增大，整個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)的儲層內(nèi)就會出現(xiàn)系統(tǒng)徑向流(圖3)。對于頁巖氣井l而言，由于滲透率較低，系統(tǒng)徑向流出現(xiàn)的時間很晚，在頁巖氣井的整個生命期內(nèi)一般不會出現(xiàn)系統(tǒng)徑向流^[15]。

 

在復(fù)合線性流后，壓力擾動會進(jìn)一步向周圍儲層傳播?；趦拥膬汉涡螤詈瓦吔鐥l件，可能會出現(xiàn)以下3種情況：封閉邊界(擬穩(wěn)態(tài))、定壓邊界或無限大邊界。

對一特定的頁巖儲層來說，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，且由于儲層滲透率極低^{[3，8，16]}，壓力擾動傳播速度非常慢，在水平井的生產(chǎn)過程中，除了井儲效應(yīng)外，一般會出現(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)徑向流在頁巖氣井的生命期內(nèi)通常不會出現(xiàn)，而理論計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

國內(nèi)頁巖氣井生產(chǎn)時間較短，不能從生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)來完整地揭示頁巖氣藏分段壓裂水平井的滲流特征，而壓力恢復(fù)試井則能用相對較短的關(guān)井時間來展現(xiàn)其完整的流態(tài)演化，下面就從中國第一口頁巖氣水平井——W201-Hl井的壓力恢復(fù)試井開展分析。

3．1　氣井基本情況及測試數(shù)據(jù)質(zhì)量評價

W201-Hl井于2011年7月完成水平段ll級壓裂施工，創(chuàng)造了當(dāng)時國內(nèi)頁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)施工時間最長等多項紀(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。

該井首先開展了30d的壓力恢復(fù)測試，此后又開展了“兩開兩關(guān)”共20d的修正等時試井，測試獲取的壓力、溫度如圖5所示。測試數(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)井時間為30d)壓力恢復(fù)雙對數(shù)圖如圖6所示。

 

W201-H1井水平井段較長，壓裂規(guī)模較大，在雙對數(shù)曲線圖上表現(xiàn)為井儲效應(yīng)明顯。結(jié)合測試數(shù)據(jù)(圖5)可知，第一次關(guān)井起始點壓力較低，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，通過試井解釋參數(shù)開展一個la期的試井設(shè)計(設(shè)計氣井日產(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)測期可以看出，壓力恢復(fù)測試期過后表現(xiàn)為裂縫邊界流和復(fù)合線性流特征，氣井生產(chǎn)1a仍然沒有出現(xiàn)系統(tǒng)徑向流和外邊界效應(yīng)，同時也驗證了測試期出現(xiàn)的線性流和徑向流分別為早期線性流和早期徑向流。

將“兩開兩關(guān)”修正等時試井中的2次壓力恢復(fù)雙對數(shù)曲線與將第一次關(guān)井壓力恢復(fù)雙對數(shù)曲線相疊加，通過優(yōu)化調(diào)整模型參數(shù)，雙對數(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)雙對數(shù)圖明顯不同于第一次關(guān)井壓力恢復(fù)雙對數(shù)圖，這歸因于后2次關(guān)井壓力起始點較高，壓力跨度范圍較小，井儲效應(yīng)和井底積液的影響大大減小，壓力導(dǎo)數(shù)曲線沒有出現(xiàn)負(fù)斜率。后2次關(guān)井由于關(guān)井時間較短，僅有5d，主要表現(xiàn)出早期線性流特征，沒有出現(xiàn)徑向流。因此，要展現(xiàn)頁巖氣分段壓裂水平井井比較完整的流態(tài)特征，獲取準(zhǔn)確的儲層和裂縫參數(shù)，需要較長的關(guān)井時間，確保壓力計盡量靠近水平段位置，并選擇合適的關(guān)井點以最大限度地降低井儲和井底積液的影響。

4　認(rèn)識與結(jié)論

1)頁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1年內(nèi)的生產(chǎn)均處于復(fù)合線性流階段。

3)即使對于同一口分段壓裂水平井在同一測試期內(nèi)開展試井測試，由于關(guān)井點不同，關(guān)井壓力恢復(fù)時間長短不同，其壓力恢復(fù)雙對數(shù)曲線也會差別較大，表現(xiàn)出的滲流形態(tài)也不同。

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

 

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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：中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

  中國石油西南油氣田公司開發(fā)部