1. 引言

压裂技术助力非常规油气藏的增产已经成为一项成熟的技术。日益蓬勃的页岩油气资源的勘探开发水平[1]使得压裂技术由初期的单一技术逐渐向综合技术发展，在页岩甜点储层中多级多簇水平井压裂的大规模复杂缝网结构成为有效开发的关键手段[2]-[5]，评价压裂效果方法相应也由初期针对常规低渗透储层而转为非常规油气藏更为复杂多样化[6]-[9]。

根据压裂施工全过程收集到的数据可以细分为全井段随钻测井数据，压裂段施工压力数据，压裂段施工停泵压力波动数据，压裂段示踪剂返排浓度数据，全井段微地震监测数据等。针对不同数据相应地应运而生了多种压裂效果评价方法，诸如声波测井、停泵压降分析法、微地震监测、示踪剂监测和生产动态法等方法[10]-[14]。李宁等[15]通过反射斯通利波提取和成像技术定量表征近井筒压裂缝，并利用叠前深度偏移成像算法实现远井压裂缝的高精度成像，以提高储层压裂效果评价的精度。周珺等[16]开发并验证了一种基于停泵压降分析的数学模型，用于快速准确地评估致密砂岩气井的压裂效果，并通过实例应用证实了该方法的有效性。李鹏等人[17]通过微地震监测技术评估复兴地区压裂效果，并分析影响因素，进而通过调整施工工艺参数来降低应力阴影效应，优化压裂效果。邓大伟[18]采用气示踪剂监测技术，通过测量水平井多段压裂后每段的产气贡献占比，来评价储层改造效果，并利用该技术优化压裂施工参数。刘文超等[19]利用反褶积算法对页岩气井的生产动态数据进行归一化处理，并通过建立的渗流模型和特征曲线分析方法，量化评估压裂液返排阶段与生产阶段压裂裂缝特征的差异，以优化页岩气藏的增产措施。这些评价方法由于资料收集和处理方式不同，方法间各有优劣并可以互相补充，在实际应用中为提高储层压裂效果综合评价的准确性和可靠性，需要综合考虑地质条件、压裂参数和评价目标等因素，联合多种评价方法进行综合评估，以满足页岩油井压裂改造效果评价的挑战，并为页岩油藏的高效开发提供科学依据。

本文以柴达木盆地英雄岭页岩油藏压裂水平井为研究对象，按照压裂改造过程的科学程序，从系统角度对压裂施工过程中压前评估、压中监测及压后产能评估中涉及到的压裂效果评价方法进行具体运用及分析，为水平井多段实时压裂技术优化提供重要的参考依据。

2. 英雄岭页岩油藏概况

柴达木盆地英雄岭地区勘探始于上世纪50年代，经历了浅层到深层、碎屑岩到碳酸盐岩、构造到岩性、常规到非常规等4个阶段。研究区 ${\text{E}}_3^2$Ⅳ-Ⅵ油组页岩油藏原油主要赋存在晶间孔、纹层缝中，层状/纹层灰云岩赋存的原油中含轻质烃多，以游离态和吸附态并存，纹层状粘土质页岩赋存的原油中以滞留重烃为主，以吸附态为主。纹层状云灰岩和层状灰云岩的组合含油性好，岩心含油饱和度平均54%，其它岩性含油饱和度偏低。地质研究结合试油验证，形成了英雄岭页岩油甜点区、甜点段评价标准。综合地质品质、工程品质、产能特征及经济等因素，对23个箱体进行评价，初步明确了储量规模。

继采用不断成熟的配套压裂工艺在上、中、下甜点区探评水平井试采8口井均获工业油流获得勘探突破后，先后在上甜点启动英页1H开发先导试验平台和中甜点英页2H开发平台，通过开展最优靶层、井网井距、水平段长度、压裂工艺、合理排采制度等试验研究。

利用生产动态资料无法反映和满足水平井多段压裂效果的评价需求，且对于试采阶段仅有几个月之久的压裂生产井无法展开研究工作。针对多段压裂水平井需要开展实时压裂评价并有效指导后续的压裂工作，鉴于在英页1平台联动7口压裂水平井的压裂经验，对2平台多口压裂水平井开展多种压裂效果评价方法的联合使用，综合研究过程中兼顾多种评价方法重点对英页2平台H14-2井开展了压裂效果讨论。

3. 压裂效果评价方法对比

压裂改造可以提高储层渗透性和导流能力，扩大有效泄油空间和能力，然而页岩储层特有的储集体采用多段多簇压裂方式形成的裂缝网络十分复杂，评价压裂效果的难度远大于常规储层压裂，且评价方法众多评价目标不够明确唯一，得到的评价结果准确客观性欠佳，主观因素占比成分较大，导致效果评价的结果对于实际勘探开发工作指导性不强，不能正确反映压裂设计的优化方向。通过对各种评价方法的对比，认为页岩储层多段多簇压裂效果评价应采用联合评价方法。

生产动态法中生产数据受到多因素影响，如油藏的复杂性、井筒干扰以及生产条件等，兼顾多方影响因素得到的结果多是定性认识，可能存在误差较大的情况。由于分析数据源自长期的生产动态数据，压裂效果评价是有一定时效性，且压裂评价结果笼统不明确，对于现代多段多簇压裂技术的分段评价工作不具备指导意义。

声波测井法可能受到测井仪器的限制以及声波测井数据的解释复杂性的影响。此外，该方法目前还需要更多的实际应用和验证，以评估其准确性和可靠性。

由于受限于假设渗流模型，停泵压降分析法的解释结果无法反映复杂的裂缝形态且呈多解性特点，因此需要结合其他裂缝监测进行综合评价。

示踪剂技术也存在一些限制。首先，示踪剂的选择需要考虑其与压裂液的相容性，并且在地下环境中稳定性和可追踪性需要得到保证。其次，示踪剂返排曲线的解读需要丰富的现场经验和专业技术人员，为避免某些技术人员的经验论仍需要结合其他裂缝监测进行综合评价。

微地震监测技术可细分为井间和地面微地震监测。井间微地震监测需要选择合适的监测井和布置传感器，施工复杂且成本较高。而地面微地震监测在施工上更为简便和经济，但可能受到地面噪声的干扰，所获得的地下破裂信息相对粗略。

4. 英雄岭页岩油藏压裂效果综合评价

4.1. 生产动态分析法

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。

Figure1.The relationship curve between oil pressure and cumulative liquid percentage of fracturing horizontal well in upper sweet spots production test

图1.上甜点试采压裂水平井油压与累产液百分比关系曲线

Table 1.Pressure change of fracturing horizontal well in upper sweet spots production test

表1.上甜点试采压裂水平井开井压力变化

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。

4.2. 停泵压降与微地震监测联合法

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。

(a) 倒谱分析 (b) 油藏数值模拟分析

Figure2.Schematic diagram for analysing high-frequency pressure drop in fractured horizontal wells with pump stopping

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。

Figure3.Top view of the overall monitoring results of the YY2 platform

图3.英页2平台整体监测成果俯视图

Figure4.Top view of microseismic monitoring results of section 5 of H14-2 well on YY2 platform

图4.英页2平台H14-2第5段微地震监测成果俯视图

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。

4.3. 示踪剂与微地震监测联合法

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。

(a) 水剂 (b) 油剂

Figure5.Tracer concentration monitoring curve for YY2 platform H14-2 well

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。

(a) 大裂缝模型

Figure6.Schematic diagram of the corresponding suture network structure for the microseismic interpretation of the YY2 platform H14-2 well

图6.英页2平台14-2井微地震解释对应缝网结构示意图

4.4. 测井与示踪剂监测联合法

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。

Figure7.Correspondence between tracer and oil production in fractured section of H14-2 well

图7.H14-2井压裂段示踪剂与日产油量对应关系

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。

4.5. 综合评价的效果

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。

5. 结论

1) 以英雄岭页岩油藏英页2平台H14-2井为例，采用压裂停泵高频压力测试、示踪剂测试、井中微地震测试等联合评价方法对压裂缝规模、压裂缝渗流特征、压裂缝产能进行压裂效果评价。停泵压降法反演得到的裂缝规模可以通过微地震验证并补充，示踪剂返排浓度曲线结合微地震的三种缝网模型可以评价压裂水平井产能水平。

2) 根据生产动态分析法可初步判定柴平3井的压裂形成的缝网体积相对小，压裂效果差。

3) 基于停泵压降法进行压裂效果总体评价为英页2H14-2井第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。联合井中微地震监测提供了英页2H14-2井压裂缝的立体刻画。

4) 联合英页2H14-2井的示踪剂和微地震监测结果，反映第21压裂为大裂缝模型；第9段、第12、13、23为大裂缝与微裂缝叠合模型；其余井段为以微裂缝为主的缝网系统。

5) 联合录测井对岩性岩相的解释成果，深层揭示油相示踪剂反映的压裂水平井段供液存在差异化动用的特征，表现为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。

基金项目

中国石油天然气股份有限公司“十四五”前瞻性项目“柴达木盆地页岩油勘探开发理论与关键技术研究”(2021DJ1808)；中国石油天然气股份有限公司油气和新能源分公司科技项目“水平井分段压裂体积改造技术V2.0现场试验”(2022ZS0610)。

NOTES

^*第一作者。

^#通讯作者。

参考文献