针对试采周期较长的上甜点收集整理相应5口压裂水平井生产动态资料，绘制了 图1 油压与累计产液百分比关系曲线 [20] ，反映排出液量比例相同体积之条件下分析井口油压的变化规律，统计生产过程中压裂变化情况 表1 所示。

当累计产液百分比达到20%，柴平1井、柴平3井、柴平7井和柴平8井的压力变化百分数分别为15.6%、37.0%、30.6%和32.4%，可以看出，压力变化越大，缝网体积与压裂液的体积匹配越差，即压裂液的体积与形成的缝网体积未呈良好的正比关系，初步判定柴平3井的压裂形成的缝网体积相对小，压裂效果差。

英页2H14-2井是处于柴达木盆地柴西坳陷英雄岭构造E32Ⅳ-Ⅵ油组中甜点区的压裂水平采油井。完钻井深4970.00 m (垂深3333.38 m)，A靶点为3420.00 m (垂深3200.07 m)，B靶点为4970.00 m (垂深3333.38 m)，造斜点1000.00 m (垂深999.89 m)。2023年8月采用桥塞–射孔联作技术实施分段分簇体积压裂改造，分23段/138簇，平均段长65.6 m，单段6簇。

常规微地震、广域电磁等当前主流的裂缝监测方法对储层压裂认识是只要入地液量大，压裂规模就大(可用压裂液波及体积表示)。本质上地面压裂施工参数仅是给出压裂液用量，在地层中到达的位置不代表裂缝规模，其值与裂缝长度、渗透率、压力等有关。青海油田采用压裂停泵期间由井口采集到的高频压力波动信号反演地下裂缝起裂情况和起裂位置。

图2. 压裂水平井停泵高频压降分析示意图

英页2H14-2井压裂第5段解释结果为例， 图2 显示该压裂停泵高频压力计算过程，主要是三种方法的集成：1) 倒谱算法判断进液点；2) 试井软件拟合获得裂缝长和高、渗透率、地层压力及地质特征等参数；3) 油藏数值模拟计算压裂期间的地层压力分布(每段裂缝长度及渗透率都由试井给出)，由压力分布确定“压裂液波及范围”，从而得到SRV体积–相当于泄油范围。计算解释结果表明压裂段共暂堵前有4个进液点，位于井深4627 m、4614 m、4607 m、4595 m处，最终停泵有3处进液点，分别位于井深4621 m、4608 m、4601 m处，4607 m处暂堵效果稍差。支撑缝总长度236.93 m，压裂液波及总长度417.41 m，裂缝高度26.04 m。地层局部能量提升43.91%；改造SRV区渗透率提高到4.71 md；改造裂缝核心附近SRV体积9.27万方。压裂效果总体评价为第5压裂水平段射孔6簇，开启主裂缝6条，裂缝为以长直缝为主，缝网欠发育。

此种解释评价方法可以获得支撑缝总长度、压裂液波及总长度、裂缝高度、改造SRV区渗透率、改造裂缝核心附近SRV体积等压裂效果评价中所有参数，但无法判断裂缝方位，且多簇压裂中每簇裂缝长宽信息可以获得，但存在多解性。为了将油藏数值模拟得到的多解可能性明确化，采用井中微地震监测方法对该压裂水平井进行压裂缝立体刻画。

如 图3 所示井中微地震监测平台示意图。以柴平11井作为监测井，对英页2H14-1、英页2H14-2、英页2H15-1、英页2H15-2井进行实时压裂微地震监测。其中英页2H14-1井监测距离300~1140 m、英页2H14-2井监测距离697~1155 m、英页2H15-1井监测距离335~1130 m、英页2H15-2井监测距离487~1164 m，确定了英页2H平台4口井98段压裂形成的缝网方位、高度、长度等方面的空间展布特征信息，压裂施工过程获得了实时监测裂缝形态，指导压裂施工，通过后期处理解释对英页2H平台的压裂效果予以评价。

仍以页2H14-2井压裂第5段解释结果为例， 图4 显示压裂施工过程压裂缝分布及扩展情况。井下微地震监测得到事件点1425，缝长387 m，缝高39m，缝宽95 m，其中南翼长207米，北翼长180米，裂缝网络走向(北东) 48˚，微地震事件震级区间−3.20至−1.01。相较与采用压裂施工高频压力计算结果，微地震监测成果更具有立体可视性，但对于压裂效果评价中涉及生产能力的预判，高频压力计算法可以对流体导流能力及渗透率等参数是后续压裂生产效果评价的关键参数。

采用示踪剂监测方法可以对监测压裂后各井段产液性质，评价实验平台井间人工裂缝连通性。为此英页2平台H14-2井全井段投放油水示踪剂，以监测分析全井各段产液能力，示踪剂监测曲线如 图5 所示。英页2H14-2井水示踪剂在第一批次主要为第12段、第23段、第13段、第21段、第8段见剂量大。第二批次主要为第21段、第13段、第8段见剂量大；油剂示踪剂第21段初期见剂量大(次坐标)，后逐渐降低；第23段后期见剂量高，波动大；其次是第16、2、3、17、22段，见剂量较高，且平稳。

图5. 英页2平台H14-2井示踪剂浓度监测曲线

图5 可知示踪剂曲线形态总体分为正态峰型、单峰型、单峰抛物线型 [21] 。单峰型反映压裂缝主要以一条或几条大裂缝组成( 图6(a) )，裂缝导流能力高，故大裂缝中示踪剂快速产出，示踪剂浓度迅速升高；在较短的时间内，裂缝内示踪剂全部产出后，产出液中示踪剂的浓度迅速下降，并且产出速度越快，峰形越尖锐。

单峰抛物线型反映为大裂缝与微裂缝叠合缝网系统( 图6(b) )。由于大裂缝裂缝导流能力高，缝内示踪剂早于微裂缝产出，故初始见剂浓度比较高。随着时间推移，大裂缝内示踪剂产出量迅速降低，微裂缝产出的示踪剂所占比例逐渐升高，油井的示踪剂总体产出浓度逐渐下降。此阶段示踪剂产出的曲线形态与微裂缝为主的缝网系统示踪剂产出形态相似。因此，在大裂缝与微裂缝共存的缝网系统中，示踪剂产出浓度随时间变化的曲线形态为初始浓度较高，后逐渐下降的单峰抛物线形。

示踪剂浓度曲线正态峰型反映以微裂缝为主的复杂缝网系统( 图6(c) )，压裂液由微裂缝流向相邻裂缝，由于其裂缝导流能力有限，示踪剂浓度逐渐上升，后续微裂缝内压裂液与示踪剂逐渐减少，示踪剂浓度在升高到一定值后又逐渐降低。

联合H14-2井示踪剂和微地震监测结果，反映第21压裂段峰形尖锐，产出示踪剂浓度高，为大裂缝模型；第9段、第12、13、23段初始见剂浓度较高，随后示踪剂浓度降低，这4段为大裂缝与微裂缝叠合模型；其余井段示踪剂曲线分布较为均匀，以微裂缝为主的缝网系统。

图6. 英页2平台14-2井微地震解释对应缝网结构示意图

综合H14-2随钻GR、元素录井和测井资料对储层岩性识别，结合示踪剂监测资料显示，油相示踪剂主要见剂12段，岩相以纹层状灰云岩、碳酸盐含量高的层状泥岩为主。其中7段见剂较明显，岩相为纹层状灰云岩，第21段初期浓度异常高，岩相为纹层状灰云岩。

图7 所示H14-2井日产油量曲线对应压裂示踪剂监测结果表明，见油相示踪剂返排的12段压裂水平段供液存在差异化动用的特征。12段整体分为二批次差异化动用，第一批次为投产10天内，第7、9、12、13、14、19、21等7段优先供液；第二批次为投产10~25天内，第3、8、10、17、22等5段逐步供液。在分段差异化启动的基础上，深入研究不同阶段启动的岩性，先启动的岩性主要为纹层状灰云岩，后启动的岩性主要为层状灰云岩。生产初期纹层状灰云岩段优先启动，随着排液含水下降，层状灰云岩井段启动供液，随着继续排液，含水逐渐下降，最后各段供液趋于均匀，日产油量持续上升。

通过生产动态分析法得到油压与累计产液百分比的关系，可以初步判断压裂水平井压裂生产效果，但该方法无法满足多段压裂效果的实时评价需求。通过停泵压降法得到的裂缝规模是微地震监测的验证和补充，表明该方法在评价裂缝规模方面的有效性。示踪剂返排浓度曲线结合微地震监测结果，可以评估压裂水平井的产能水平，为压裂效果提供了直接的生产能力评价。通过综合录测井和示踪剂监测结果，分析了压裂水平井段供液的差异化动用特征，有助于评估岩性在压裂段对产能贡献能力。