微注压降测试在页岩气井的应用

刘萝卜锅

这是阿什卡微信公众号的第400篇原创文章（授权）

作者 | 邹顺良 中石化江汉石油工程技术中心

首发于2017年7月15日

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微注压降测试在页岩气井的应用

摘要：由于页岩储层的超低渗透性，常规压力恢复测试已不在适用，而微注压降测试方法可使超低渗透的页岩储层在短时间内出现拟线性流或拟径向流，并基于G函数曲线的特征识别和裂缝闭合后试井分析可获取原始地层压力、储层渗透率等重要参数，实现对页岩储层的快速评价，为压裂试气工艺优化、产能评价提供可靠的依据。本文通过对微注压降测试方法的介绍和在涪陵页岩气示范区A井的实例应用，说明了该方法在页岩储层的适用性，弥补了常规地层测试方法的局限。

关键词：超低渗  页岩气井  微注压降测试  适用性  G函数  曲线特征  裂缝闭合

正文

页岩气成藏条件、岩性、物性和力学特征等条件差异性很大，地层参数的不确定性给储层评价、产能计算以及开发方案的编制带来了极大的困难，由于页岩气层超低渗透特征，传统试井测试方法应用受限。在国外，微注压降测试[1]在页岩气开发中得到了广泛应用。该方法通过对停泵以后压降数据的分析，解释裂缝闭合压力、闭合时间、地层压力等相关参数。微注压降测试曲线的分析分为裂缝闭合前和裂缝闭合后两部分来完成。裂缝闭合前分析 (Pre-Closure Analysis，PCA)使用特殊的差分方法和时间函数（G函数，t1/2函数)[2-7]，主要用于辨识滤失特性和裂缝闭合参数等。裂缝闭合后分析(After-Closure Analysis，ACA)[8]和常规的压力传导试井分析流程相似，使用脉冲求导的方法来获取储层的渗透率和原始压力。

1 微注压降测试方法

1.1 微注压降测试

微注压降测试基于不稳定试井原理，采用小型注入泵以恒定的排量向储层中注水一段时间，地层产生微破，并在井筒周围产生一个高于原始储层的压力分布区，然后关井，使得注水压力与原始储层压力逐渐趋于平衡。注入和关井阶段采用压力计记录井底压力随时间的变化曲线，并据此对储层参数进行计算。

1.2裂缝闭合前分析

裂缝闭合前分析主要用于辨识滤失特性和裂缝闭合参数等。G函数特征曲线是裂缝闭合前分析的重要工具，最初是由Castillo在Nolte压降分析的基础上改进而来的。后来Baree和Mukheriee提出用G函数导数分析来确定滤失机理及储层特征[2]。Meyer在1989年给出了一个更为全面的G函数方程[3]。

式中：

t—总时间，h；

tp—泵注时间，h；

ΔtD—无因次时间；

g0—关井时（t=tp或ΔtD=0）的无因次滤失量方程。

每一个时间都有一个与之对应的压力p，在求出相应的G函数同时，采用一阶差分数值计算方法，求出对应的dp/dG。并将G函数和一阶差分计算结果dp/dG相乘，构造叠加导函数Gdp/dG。以dp/dG、Gdp/dG为纵坐标，以G为横坐标，得出G函数导数分析曲线。

如图1所示，当导数为常数并且该叠加导数曲线位于一条通过原点的直线上时，为标准滤失；如果在闭合点前叠加导数曲线显示上凸，则表明储层天然裂缝发育；叠加导数曲线与直线会合时被认定为是裂缝的张开压力；当该叠加导数曲线从直线向下偏离时为裂缝闭合[9]。

图1 G函数滤失机制示意图

根据裂缝闭合，可根据公式（4）估算地层渗透率。

式中：

k—地层渗透率，mD；

μf—流体虑失粘度，mPa.s；

pz—净压力，MPa；

pISIP—瞬间关井压力，MPa；

pc—裂缝闭合压力，MPa；

φ—孔隙度，无因次；

ct—储层综合压缩系数，MPa-1；

Gc—裂缝闭合G函数时间，无因次；

E—杨氏模量，MPa；

rp—储集比，无因次。

1.3 裂缝闭合后分析

裂缝闭合后分析（ACA）[4]目的是确定储层渗透率以及地层压力。该方法需要识别储层拟线性流和拟径向流阶段。Nolte推导出两个闭合后的时间函数，线性流时间函数FL(t，tc)和径向流时间函数FR(t，tc)。通过识别压降阶段的压差曲线（pw（t）-pi）与线性流/径向流时间方程的平方根在双对数图以及其半对数导数的斜率来判断流动阶段。

式中：

FL—线性流时间，无因次；

FR—径向流时间，无因次；

tc—裂缝闭合时间，h；

t—总关井时间，h。

各流动阶段，Nolte压力响应为

如图2所示，当求取地层压力时，如果地层压力估算准确，那么在线性流阶段，压差和导数曲线在双对数图上均有1/2的斜率，在Cartesian图（pw（t）为纵坐标，FL/FR为横坐标）上压力表现为一条直线；在拟径向流阶段，压差和导数曲线在双对数图上也表现为1的斜率，并且两条曲线重合，在Cartesian图上压力同样为一条直线 [10]。

图2 ACA分析示意图

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如果存在径向流，此时可以根据公式（10）求取储层渗透率。

式中：

pw—井筒压力，MPa；

pi—原始地层压力，MPa；

mL—拟线性流阶段时，压力在Cartesian图上表现为直线时的斜率，无因次；

mR—拟径向流阶段时，压力在Cartesian图上表现为直线时的斜率，无因次；

k—储层渗透率，mD；

h—储层厚度，m；

μ—地层流体粘度，mPa.s；

Qt—总注入量，m3。

2 应用实例

A井为涪陵页岩气示范区一口开发井，目的层为上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩。测试施工井段为5667.5~5688.0m，测试层厚20m，垂深3420m。51/2″套管注入密度为1g/cm3清水16.3m3，关井测压降280.65h，井口采用高精度电子压力计监测。

2.1 G函数分析

使用Saphir试井软件进行分析。G函数分析(图3)和平方根诊断图（图4）共同求得裂缝闭合G函数时间4.625，真实闭合时间8.92h，井口瞬间停泵压力（ISIP）为24.98MPa，井口闭合压力17.41MPa，估算净压力值为7.57MPa，折算井底闭合压力为50.93MPa，裂缝闭合梯度为0.0149 MPa.m-1，结果见表1所示。

裂缝闭合前叠加导函数下凹，并位于切线以下（图3），反映了一种裂缝高度回落或横向裂缝储集现象[7]，说明裂缝从低应力带进入了高应力带，或是注入压力超过了地层最大主应力，产生了次级裂缝系统。根据该特征，利用G函数（公式10）估算地层平均有效渗透率0.00152mD。

图3 A井微注压降测试G函数分析图

图4 A井微注压降测试平方根函数分析图

表1 A井微注压降测试G函数分析结果

2.2 ACA分析

通过G函数分析，识别裂缝闭合后，选取闭合时间，进行裂缝闭合后分析，计算地层压力和储层渗透率。

根据ACA分析结果(图5)，A井在裂缝闭合后1.06d形成斜率1/2的局部线性流，之后在4.55d开始形成斜率1的明显拟径向流。估算地层中深（斜深5657.75m/垂深3420.52m）压力为37.53MPa，计算地层压力系数1.118，属于正常压力系统。根据拟径向流阶段计算地层流度（kh/μ）

1.928mD/mPa.s，有效渗透率0.00151mD。

图5 ACA双对数分析图

双对数诊断分析（图6）也显示，在裂缝闭合后出现了短暂的线性流，之后为明显的拟径向流，计算地层系数（kh）0.0355mD.m，求出平均有效渗透率0.00154mD（测试层厚度20m）。各方法分析结果对比见表2所示，可以看出微注压降测试利用G函数、ACA等方法分析结果一致，反映了页岩气储层真实特征，且符合实验物性分析结果，说明了微注压降测试测试具有较高可信度。

图6 双对数诊断图

表2 A井微注压降各方法分析结果对比表

3 认识与建议

通过涪陵页岩气A井实例说明了微注压降测试分析在页岩气井应用的理论方法和应用结果。

（1）微注压降测试可以快速准确获取页岩储层原始地层压力、地层条件下储层渗透率及地层可压性等参数，为储量计算、压裂优化、产能评价预测等提供依据。

（2）涪陵页岩气田微注压降测试的成功实施，说明该方法适用于涪陵超低渗透页岩储层。

（3）微注压降测试解释的涪陵页岩气田A井原始地层压力、渗透率等参数与实验物性分析及测井结果相符合，反映了储层真实情况，解释结果具有较高可信度。

（4）鉴于微注压降测试工艺简便，解释结果可信度高，可推广应用。

涉及软件：Saphir

参 考 文 献

[1]  R.D.Barree, J.L. Miskimins, and J.V. Gilbert. Diagnostic Fracture Injection Tests:Common Mistakes, Misfires, and Misdiagnoses. SPE169539-MS, 2014,.

[2]  Barree R D, Mukherjee II. Determination ofpressure dependent leak off and its effect on fracture geometry. AnnualTechnical Conference and Exhibition Meld in Denver SPE, 1996, SPE36424: 69.

[3]  Nolte K G. A general analysis of fracturingpressure decline with application to three models. SPE 12941, JPT, 1986: 571~582.

[4]  Meyer B R, Hagel M W. Simulated mini-fracanalysis. JMPA.ST, 1989, 28(5): 63~73.

[5]  Castillo J L. Modified fracture pressuredecline analysis including pressure-dependent leakoff. SPE 16417, 1987.

[6]  Nolte K G. Fracture design considerationsbased on pressure analysis. SPEPE, 1988:22~30.

[7]  Nolte K G. Application of fracture designbased on pressure analysis SPEPE, 1988:31~41.

[7]  Nolte K G. Fracture pressure analysis fornon-ideal behavior. SPE 20704, JPT, 1991:210~218.

[9]  R.D. Barree, V.L. Barree, D.P. Craig. HolisticFracture Diagnostics. Rocky Mountain Oil & Gas Technology Symposium in DenverSPE, 2007, SPE107877: 10~11.

[10]  Nolte K G. Background for after-closureanalysis of fracture calibration tests. SPE 39407,1997.

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