苏10-32-50H井压裂地质优化设计

2011-04-15刘付喜长城钻探工程公司苏里格气田项目部辽宁盘锦124010

长江大学学报(自科版) 2011年13期

刘付喜（长城钻探工程公司苏里格气田项目部，辽宁盘锦124010）

1 苏10-32-50H井基本情况

苏10区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，苏10-32-50H井位于32-47井区盒8段5＋6＋7小层河道主砂带上。该井于2009年8月2日开钻，9月29日完钻，水平段钻遇层位：盒8段5＋6、山1段7小层。实钻A点井深3428m，垂深3260.3m，B点井深4150m，垂深3258.0m。水平段长722m，钻遇砂岩长度446.3m，砂岩钻遇率64.3%，其中钻遇气层长度132.9m，含气层＋微含气层202.2m，有效气层钻遇率46.5%。

2 增产潜力分析

2.1 周围直井生产效果较好

从邻井生产情况看，苏10-32-50H井周围生产包含盒8段5、6、7小层的井有6口，平均单井日产气2.40×104m3，除32-47井外其余井均为压裂投产，压裂增产效果明显。

2.2 主力产层储层物性相对较好

苏10-32-50H井钻遇主力气层盒8段6小层为纯气藏。孔隙度一般为3.2%～22.9%，平均值为10.81%；渗透率为（0.014～8.42）×10-3μm2，平均值为1.23×10-3μm2。

2.3 水平井段穿越多个砂体，纵向有多个储层，单井控制储量高

该井钻遇层位有盒8段5＋6、山1段7小层，平面上气层沿苏10-28-53井～苏10-32-47井方向分布，有效气层厚度大于10m的区域呈北东向条带状展布，向北西至30-48井有效气层减薄至4.3m，向东南至32-51井有效气层减薄至3.3m。

主力产层盒8段6小层内部夹层不发育、分布不稳定，有开天窗现象，厚度一般为0.9～2.4m。6小层与5小层储层之间隔层较发育，平面分布连续，平均厚度2.0m。

纵向上苏10-32-50H井区钻遇盒8段5、6、7小层有效气层有8口井，单井平均厚度6.85m，钻遇气层有5口井，单井平均厚度5.71m。

计算该井控制含气面积0.7146km2，天然气地质储量1.57×108m3。

3 压裂地质优化设计

3.1 裂缝方位分析

苏10区块主应力方向为北偏东60～90°，苏10-32-50H井水平段实钻方位为22°，压裂裂缝方位为平行于地应力方向与井轴相交50°左右，裂缝与井眼轨迹正交时效果最好。

3.2 裂缝参数优化

为研究水平井压裂裂缝参数对水平井产能的影响，以苏10-32-50H井区基本储层参数为基础建立了油藏数值模拟机理模型，采用数值模拟方法优化裂缝参数。

1）裂缝长度对于低渗透油气藏，裂缝越长产量越高，形成的裂缝长度大，相应的泄气面积大、渗流阻力小（图1）。水平井段进行裂缝改造能增加采气能力，但不是一味地增加裂缝长度就能改善气藏开采效果。

2）裂缝高度（裂缝在储层中的位置）从剖面（图2）上可以看出，该井水平段井眼轨迹主要在主力层盒8段6小层中穿越，上下的5、7小层储层发育也较好，水平段位置处5、6、7小层有效气层厚度在8.8～18.0m之间。

图1 裂缝半长度对日产气量的影响

图2 苏10-32-50H井水平段剖面图

考虑不同裂缝位置处储层条件，为了有效沟通上下储层，提高水平段纵向扫气面积，设计时尽量使裂缝能在储层中沟通多套储层，本次模拟考虑水平段钻遇5、6、7层，模拟研究结果表明当裂缝高度同时贯穿5、6、7小层时，水平井开采效果最好。

3）不同加砂规模条件下裂缝参数模拟结果根据苏10-32-50H井区的储层参数进行裂缝参数模拟结果如表1，加砂规模为30m3的条件即可满足水平段对裂缝几何参数的要求。

图3 裂缝高度对开发效果的影响

3.3 压裂级数的确定

考虑到水平段裂缝要均匀间距、裂缝与井眼轨迹斜交等因素，采取大间距少裂缝方式，在适度规模压裂的情况下，采用裂缝长度长，裂缝数量少的方案，根据该井水平段井眼轨迹、长度等条件，以及水平井压裂裂缝优化的结果，按照投入产出比最优化原则，确定水平井压裂级数为4级，即水平段分为4段进行压裂。

表1 直井裂缝参数模拟结果统计表

3.4 压裂裂缝位置的确定

根据该井水平段实钻情况，考虑端、根部效应，裂缝

位置尽可能靠近A、B点来增加波及体积。为减少裂缝间干扰，裂缝尽可能在水平段均匀分布。具体位置见图4。1-1：压裂点为4090m，井段井底～4074m，长度76.0m；1-2：压裂点为3830.0m，井段3856～3812m，长度44.0m；1-3：压裂点为3596.0m，井段3626～3580m，长度46.0m；1-4：压裂点为3440.0m，井段3470～3428m，长度42.0m。