水平井分段压裂裂缝间距优化技术研究

赵亚东，吴 明，王 敩，赵 旸

（辽宁石油化工大学, 辽宁 抚顺 113001）

水平井分段压裂裂缝间距优化技术研究

赵亚东，吴 明，王 敩，赵 旸

（辽宁石油化工大学, 辽宁 抚顺 113001）

在水平井分段压裂设计中，裂缝间距的选取是一项十分重要的内容。针对目前裂缝间距选择方法不完善的问题，从极限泄油半径、产能模拟、岩石可压性、压裂工艺特点、储层厚度等方面进行了研究，得到五种优化裂缝间距的方法，可为现场应用提供理论参考。

水平井分段压裂; 裂缝间距; 泄油半径; 可压性

近些年来，在新探明的原油储量中，低渗透储量的比重约占 70%[1]。低渗透油气藏的特点是渗透率低、单井产量小，有时不采取增产措施就无产油能力。水平井分段压裂技术能增大油藏的泄油面积，改变流体渗流规律、提高单井产量，是开发低渗透油气藏的主导工艺。国外于 20 世纪 80 年代开始研究该项技术[2]，目前我国也在这方面有了一定的进展。水平井分段压裂设计中压裂参数的选取直接影响压裂效果的好坏，其中裂缝间距就是一个非常重要的影响因素。针对水平井分段压裂中裂缝间距选择方法不完善的问题，开展了裂缝间距的优化技术研究。从极限泄油半径、产能模拟、岩石可压性、压裂工艺特点、储层厚度等方面对裂缝间距的优化进行了研究。

1 根据油井的极限泄油半径优化

1.1 油井的极限泄油半径

实验研究表明，低渗透油气藏的渗流特点不符合达西定律，当油藏的驱替压力梯度达到某一定值时，液体质点才开始流动，该驱替压力梯度称为启动压力梯度[3]。

随着井筒半径的增加，油藏的驱替压力梯度降低，直到驱替压力梯度降低到启动压力梯度时，井筒中不再有可流动的液体，此时井筒的半径即为该油井的极限泄油半径，其经验公式如下[4]：

式中：r极限—油井的极限泄油半径，m；

Pe—有效边界压力，MPa；

Pw—油井井底压力，MPa；

K—有效渗透率，10-3μm2；

μ—流体的地下粘度，mPa·s。

1.2 根据油井的极限泄油半径优化裂缝间距

要确定合理的裂缝间距，应当综合考虑两方面因素，即油井要有较好的产能和较高的储量动用程度。若裂缝间距过大，则裂缝间的储量动用程度低，从而造成储量的损失；若裂缝间距过小，则会产生裂缝间的干扰现象，影响油井的产能。

由储层特征可获得相应的参数，代入上式可计算得出油井的极限泄油半径。经大量实验证明[5]，当取极限泄油半径的2倍为裂缝间距时，可以避免裂缝间的干扰，同时获得较好的产能和较高的储量动用程度。如某井的极限泄油半径为 50 m，则取裂缝间距为 100 m，从而根据合理的裂缝间距对水平段进行分段压裂改造。

2 结合产能模拟优化

2.1 模型的建立与模拟

1993 年，Raghavan[6]用直井等效裂缝，通过叠加原理求得裂缝水平井产能模型；同年，Guo[7]利用保角变换原理得到裂缝水平井稳态产能公式；1999年，张学文[8]等人利用数值模拟的方法，研究了低渗透油藏中压裂水平井的动态；2006 年，曾凡辉[9]等人利用势的叠加理论得到压裂水平井产能模型；2011 年，张汝生[10]等人利用油藏描述软件 Eclipse中的黑油模型与压裂设计软件 FracproPT 相结合，预测了水平井分段压裂的产能。

以某井为例，其储层参数如下：油藏厚度 250 m，油藏埋深 2 550 m，原始地层压力 34.84 MPa，地层孔隙度 14.9%，平均渗透率 1.1×10-3μm2，地面原油粘度 15.1 mPa·s，地面原油密度 0.869 8 g/cm3，地层水矿化度 1 192 8 mg/L。以该井地质模型为基础，设计 5 种不同的裂缝间距，分别为 60，80，100，120，140 m，应用数值模拟软件来模拟开发效果，得到不同裂缝间距累计产油量随时间变化的曲线（见图 1）。从图 1 可以看出，累计产油量随裂缝间距的增大而增大。当裂缝间距为 60 m 时，存在裂缝间干扰现象，累计产油量偏低；当裂缝间距为 100 m 时，干扰现象不明显，累计产油量较稳定；当裂缝间距为 120、140 m 时，累计产油量没有明显的增加趋势，这是由于过大的裂缝间距造成了储量的损失。因此，该区块的最佳裂缝间距取值为 100 m（图 1）。

图 1 不同裂缝间距累计产油量随时间变化曲线Fig. 1 Change curves of cumulative production of different fracture spacing with time

2.2 不同裂缝间距组合的优化

受储层条件的影响，地应力分部不均匀，因此压裂产生的裂缝分布也会不均匀[11]。曾凡辉[12]等人实验了在总裂缝间距一定的条件下，不同间距组合对产量的影响。假设裂缝条数为4条，裂缝半长为120 m，取相等间距（实验 1）、间距从小到大（实验 2）、间距从大到小（实验 3）、两端小中间大（实验 4）、两端大中间小（实验 5）5 种不同间距组合模拟某油井产量（见表 1）。

表 1 不同裂缝组合水平井累计产油量Table 1 The cumulative oil production for different combinations of horizontal well fractures

从表1可以看出，在总裂缝间距一定的条件下，不同裂缝间距的组合对产能有一定影响。当裂缝间距的分布是两端小中间大时，水平井产能最高；当裂缝间距的分布是两端大中间小时，水平井产能最低。其余三种组合产能居中。因此，要提高压裂水平井的产能，可以增大中间裂缝的间距，减小端部和底部的间距[13]。

3 根据岩石可压性优化

3.1 岩石可压性

岩石可压性是指在开发页岩储层时，通过勘探其地质特征，评价该储层能否被有效压裂的性质[14]。2011 年美国能源信息署估计，全世界页岩气地质储量约为 716×1012m3，其中我国页岩气地质储量约为163×1012m3，这说明我国页岩气的开发前景广阔。目前，国外的页岩气开发技术相对成熟[15,16]，国内的相关研究才刚刚起步。

页岩气藏具有孔隙度小、渗透率低、气流阻力大、开采周期长等特点，因此，要获得良好的经济效益必须实施压裂增产改造。页岩的可压性受脆性指数、矿物成分、天然裂缝、成岩作用等因素的影响，其中最主要的因素是脆性指数。页岩的脆性指数是指储层中脆性矿物所占的比例，如石英、钙质等[17]。脆性指数越大，岩石可压性越好，形成的裂缝越易延伸，裂缝形态越复杂；反之，岩石可压性差，裂缝形态单一。

3.2 根据岩石可压性优化裂缝间距

结合储层的物性参数和脆性指数，可通过室内实验的方法评价岩石的可压性[18]。对于可压性好的储层，其压裂反应敏感，可产生大规模的裂缝体积和复杂的网状裂缝，为了防止压裂段被重复动用，应适当的增加裂缝间距；对于可压性差的储层，为了使底层的储量更易被动用，同时使每条裂缝发挥最大作用，应适当的减小裂缝间距。

4 根据分段压裂工艺特点优化

4.1 水平井裸眼分段压裂

水平井裸眼分段压裂是目前应用较广泛、施工效果较好的一种先进的压裂工艺，近些年在国内外各大油气田逐渐推广应用，并且取得了较高的经济效益。该工艺的特点是投球打开滑套、不动管柱生产、完井成本低、施工速度快、对储层伤害小、能增大水平井的渗流面积，从而获得更高的产能[19]。

水平井裸眼分段压裂施工工艺的第一步是通井，其目的是修复井壁并保证完井工具能够顺利的下入到预定位置；第二步是下入完井管柱，替浆后，投球使裸眼封隔器、顶部悬挂器坐封，正转管柱并丢手；第三步是下入压裂油管柱，该压裂油管柱将作为后续生产管柱使用；第四步是在地面安装采油树，同时给管柱加压打开压差滑套，开始第一段压裂。第一段压裂结束后，依次投入不同尺寸的坐封球，打开各段的投球滑套，压裂相应层段[20]。

4.2 根据分段压裂工艺特点优化裂缝间距

水平井裸眼分段压裂中投入的每个坐封球存在一定的极差，通常是先投入小尺寸球，坐封后，再依次投入较大尺寸的球。根据现场裂缝监测的经验，小尺寸球坐封后，该层段形成的裂缝发育不完全，多呈现单翼缝；而远离井底的层段经大尺寸球坐封后，裂缝发育较好。因此，压裂时应在前部段适当的增加裂缝间距，尾部段适当的减小裂缝间距，从而更有效的开发储层，达到优化的目的。

5 根据储层厚度优化

储层厚度是开发储层的一项重要指标，针对页岩储层的开发，根据北美页岩水平井分段压裂的经验[21]，裂缝间距与储层厚度呈线性相关关系，通常储层厚度的 1～1.5 倍为裂缝间距。例如，某井水平段长度为 600 m，该区储层厚度为 58～75 m，则可初步设定裂缝间距为 65 m，压裂级数为 9 段。

6 结 论

（1）取油井极限泄油半径的 2 倍为裂缝间距时，可以避免裂缝间的干扰，同时获得较好的产能和较高的储量动用程度。

（2）应用数值模拟软件模拟产能和裂缝间距的关系，可以对比得出最佳的裂缝间距取值。另外，不同的裂缝间距组合对产能也有一定的影响，应增大中间裂缝的间距，减小端部和底部的间距。

（3）对于可压性好的储层，应适当增加裂缝间距；反之，应适当减小裂缝间距。

（4）对于应用水平井裸眼分段压裂工艺的储层，由于不同尺寸球的影响，应在前部段增加裂缝间距，尾部段减小裂缝间距。

（5）针对页岩储层，通常取储层厚度的 1～1.5倍为裂缝间距。

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Research on Optimizing Fracture Spacing of Multistage Fracturing in Horizontal Wells

ZHAO Ya-dong，WU Ming，WANG Xiao，ZHAO Yang
（Liaoning Shihua University, Liaoning Fushun 113001, China）

How to select the fracture space is an important content in the design of multistage fracturing in horizontal wells. But existing selection methods of the fracture spacing are not perfect. In this paper, through study on ultimate drainage radius, productivity simulation, crushability of rock, characteristics of fracturing technology and reservoir thickness, five methods for optimizing fracture spacing were obtained, which could provide theoretical reference for field application.

Multistage fracturing in horizontal wells; Fracture spacing; Drainage radius; Crushability

TE 357

： A文献标识码： 1671-0460（2014）07-1361-03

2013-12-07

赵亚东（1989-），女，山东东营人，硕士研究生在读，研究方向：从事油气田开发技术研究。E-mail：372612405@qq.com。