大庆长垣YP1超长水平井分段压裂优化设计

2014-02-17尹洪军杨春城唐鹏飞顾明勇

特种油气藏 2014年5期

尹洪军，杨春城，唐鹏飞，顾明勇，付京，4

(1.提高采收率教育部重点实验室东北石油大学，黑龙江大庆 163318;2.非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地东北石油大学，黑龙江大庆 163318;3.中油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163453;4.Geological Science ＆ Engineering of Missouri University of Science and Technology，Rolla，Missouri 65401-6540，USA)

引言

大庆长垣扶余油层薄互层储层非均质性严重，具有特低孔渗特征，直井压裂后难以获得很好的效果，无法满足经济开发需要，超长水平井分段压裂改造技术可以显著提高此类储层的储量动用程度和产量[1-2]。然而，非均质储层超长水平井分段压裂裂缝参数的优化设计一直是个难题。近年来，很多学者开展了相关研究，部分学者定性分析了裂缝参数对产能的影响，但缺乏对现场应用效果的探讨[3-5];部分学者结合储层实际特点，分析了与储层渗透率匹配的裂缝参数优化问题，但应用时多将储层均质化处理[6-9]，这对于非均质性较弱的储层是合理的，但对于非均质较强的储层，甚至存在泥岩段的储层，如果仍采用均质储层的优化设计方法，显然会出现储量动用不均和不完善的问题，最终影响经济开发效果。

为此，建立非均质储层超长水平井分段压裂数值模型，结合扶余油层实际参数，给出了非均质储层的裂缝参数优化曲线。在此基础上，对扶余油层YP1超长水平井进行了个性化压裂优化设计。按照优化参数施工后，YP1井增油和稳产效果很好，表明超长水平井分段压裂技术可以显著提高大庆长垣扶余油层薄互层特低孔渗储层的开发效果。

1 超长水平井分段压裂数学模型及其解

针对特低渗透储层存在启动压力梯度的问题，考虑各人工裂缝不同形态和参数，建立了三维超长水平井分段压裂数学模型，并采用有限元方法进行数值求解。

地层中渗流基本微分方程:

裂缝中渗流基本微分方程:

初始条件:

边界条件:

式中:Kx、Ky、Kz分别为地层x、y和 z方向渗透率，μm2;Kf为裂缝渗透率，μm2;φ、φf分别为地层和裂缝孔隙度;μ为流体黏度，Pa·s;Ct、CL分别为综合压缩系数、流体压缩系数，Pa-1;Gx、Gy、Gz分别为x、y和z方向启动压力梯度，Pa/m;pi为原始地层压力，MPa;pwf为井底流压，MPa;λ1、λ2分别为油藏内外边界;l为沿裂缝方向。

式(1)～(4)组成了超长水平井分段压裂的不稳定渗流数学模型。采用Galerkin法对基本微分方程进行离散，地层基质区域用四面体单元离散，裂缝区域用面单元离散[10]，获得地层单元和裂缝单元的有限元方程，引入初始条件和边界条件，并对方程进行求解，即可得到各个时刻各节点的压力和井产量。

2 超长水平井分段压裂优化设计

大庆长垣扶余油层薄互层储层水平井以长水平段为主，水平井段长度均在1 000 m以上。水平井段储层非均质性严重，存在泥岩段，且不同位置砂体宽度差距较大，研究与储层渗透率匹配的裂缝间距、导流能力等参数的优化问题，并对YP1井压裂裂缝参数进行了优化设计。依据地层特征，选取储层和流体的基本参数如表1所示。

表1 扶余油层水平井分段压裂模型基本参数

2.1 裂缝间距优化

模拟1 000 m水平井段压裂不同裂缝条数的产能(图1)。从图1中可以看出，压裂水平井的产量随裂缝条数的增加而增加，但并非呈线性关系。裂缝条数过多(裂缝间距越小)，裂缝干扰作用会过早出现，裂缝条数过少(裂缝间距过大)，会造成缝间储量损失。据此并结合实际，优选出不同渗透率下的裂缝间距(图2)，可见最优裂缝间距随储层渗透率的增加而增加。

图1 裂缝条数对分段压裂水平井产能的影响

2.2 裂缝导流能力优化

图2 与储层渗透率匹配的裂缝间距优化设计

图3 裂缝导流能力对分段压裂水平井产能的影响

国内外特低渗透储层水平井分段压裂改造经验表明，特低渗透储层对人工裂缝的导流能力要求不高[11]。图3模拟了不同裂缝导流能力下的水平井分段压裂产能，结果也证实了此观点。为保证人工裂缝有一定的导流能力，并降低不必要的开发投入，优选出与储层渗透率匹配的人工裂缝导流能力(图4)。由图4可见，最优裂缝导流能力随储层渗透率的增加而逐渐增加。

图4 与储层渗透率匹配的裂缝导流能力优化设计

2.3 裂缝长度优化

图5给出了不同裂缝半长下的水平井分段压裂的产能。从图5中可以看出，随裂缝半长的增加，产能基本呈线性增加。可见，对于特低渗透储层，增加裂缝长度可以有效增加产能，增加储层的改造体积。因此，建议现场施工时，应根据砂体展布情况，结合现场工程设备能力，优选人工裂缝缝长，提高水平井分段压裂后对砂体的动用程度，实现产量突破。

图5 裂缝半长对分段压裂水平井产能的影响

2.4 YP1井优化设计结果

YP1井是大庆长垣扶余油层薄互层储层的一口超长水平井，完钻井深为4 300 m(斜深)，垂深为1 538.31 m，水平段长2 660 m，水平井钻遇段非均质性严重，渗透率为0.5×10-3～3.0×10-3μm2，且存在3段长度在100～300 m的泥岩段，储层平均有效厚度为4.6 m，砂体宽度为431.8～1 080.2 m。

YP1井优化设计时应遵循以下步骤。

(1)依据储层测井解释结果，对储层渗透率进行分级，根据图2和图4优化结果初选不同渗透率级别的裂缝间距和裂缝导流能力水平值。

(2)每压裂层段两端裂缝避免靠近泥岩，距离泥岩隔层大于10 m，保证单缝控制15 m左右范围的区域。

(3)裂缝之间存在泥岩隔层时，裂缝间距应适当缩小。

(4)利用正交设计试验，根据步骤(1)选取的水平和因素个数制订压裂方案，确定每条裂缝压裂位置，裂缝长度应考虑压裂位置处的砂体宽度和实际施工能力进行个性化设计。

(5)建立各压裂方案的压裂模型进行模拟计算，选定评价指标，优选出最佳压裂方案。

按照上述步骤，优选出YP1井最优压裂方案，设计压裂34条人工裂缝，各裂缝位置、长度、导流能力见表2。图6模拟了YP1井最优压裂方案生产90 d时的压力场分布图，压力波及较均匀，可见最优压裂方案实现了对储层的整体动用。

表2 YP1井最优压裂方案

图6 YP1井最优压裂方案压力场分布模拟图(t=90d)

3 现场应用效果

基于上述优化设计方案，2011年11月6日至11月12日，首先对YP1井2 245.6～3 631.0 m井段完成压裂7段23条裂缝施工规模。根据裂缝监测分析结果可知，各压裂段基本产生横向裂缝，平均裂缝半长为244.3 m。2012年3月8日YP1井正式生产，初期最高日产油为31.22 m3/d，生产360 d后，日产油仍稳定在16.8 m3/d，流压下降缓慢，累计产油9 192.68 m3，增油和稳产效果很好。