苏里格气田压裂水平井裂缝参数优化——以苏53区块为例*<br/>

苏里格气田压裂水平井裂缝参数优化——以苏53区块为例*

2014-10-24叶成林

天然气勘探与开发 2014年2期

叶成林

（中国石油集团长城钻探苏里格气田项目部）

0 引言

苏里格气田是国内迄今发现的最大气田之一[1]。苏53区块位于苏里格气田的西北部，含气层为上古生界二叠系下石盒子组的盒8段及山西组的山1段，属于典型的致密砂岩气藏[2]。苏53区块于2010年投产，是苏里格地区采取水平井整体开发的唯一区块，苏53区块开发的成功验证了苏里格地区采取水平井开发的适用性及合理性[3]。

对于低渗透油气藏，后期压裂改造是单井增产增效的有效手段之一，目前苏53区块水平井投产前均进行压裂改造[4]。水平井压裂后可以在储层中打开新的流体流动通道,更大范围地沟通未动用的油气层,大幅度增加油气产量,极大地提高油藏的采出程度。理论和实践证明，对压裂水平井进行裂缝参数优化对于实现水平井高效开发具有重要意义[5-6]。许多学者对低渗透气藏压裂水平井参数进行了研究，但纵观这些文献，很少有针对苏里格气田的研究，其研究成果在苏里格地区应用价值不大。因此，为了指导苏里格地区水平井开发，笔者根据苏53区块水平井整体开发的优势和成功经验，利用数值模拟方法对苏里格地区压裂水平井裂缝参数进行了优化。

1 裂缝参数模拟优化

1.1 机理模型的建立

裂缝长度、方位和裂缝导流能力是压裂水平井裂缝的最基本参数，也是影响水平井生产的重要动态因素［7］。以苏53区基本储层参数为基础建立数值模拟机理模型，模型网格：x×y×z=60×60×9，网格步长DX=DY=20 m，DZ=2 m，模型大小为1200×1200 m。根据气藏工程关于井网井距的研究成果，选定水平井单井控制面积为1200×600 m，区域中部署2口水平井，水平段长度800 m，水平井间距600 m；水平井压裂投产，定产气量衰竭式开采，设定初期产能水平为6.0×104m3/d，模拟时间15年，模拟4条压裂缝。

1.2 裂缝长度优化

研究裂缝长度对产能的影响时，设定裂缝方向与水平段垂直，裂缝导流能力取30 mD·cm。

模拟方案分别设定20 m、100 m、200 m、300 m、400 m、500 m共计6种不同裂缝长度，以研究在不同裂缝长度条件下产能变化情况，对比各方案确定合理的裂缝长度。

由模拟得出的裂缝长度与累计产气量的关系图可以看出，随着裂缝长度的增加，水平井累积产气量也呈上升趋势，但上升速度逐渐变缓，在裂缝长度超过300 m之后再增加裂缝长度累积产气量增长速度明显变缓，因此合理的裂缝长度应该在200～300 m之间，即裂缝半长应该在100～150 m之间（图1）。

图1 裂缝长度与累积产气量的关系图

1.3 裂缝方位优化

根据机理模型，设定裂缝半长100 m，裂缝导流能力取30 mD·cm。

模拟方案设定裂缝与水平段垂直和裂缝与水平段成45°夹角的两种不同的裂缝方位，以研究裂缝方向与水平段延伸方位夹角对产能的影响，对比各方案确定合理的裂缝方位。

对于压裂水平井而言，裂缝与水平井井筒夹角越大，产能越高［8］。经模拟计算得到裂缝与水平段垂直和裂缝与水平段成45°夹角两种方案累积产气量的关系如图2所示：

图2 裂缝方位与水平段成不同夹角时对应的累积产气量

由图2可以看出，当裂缝方向与水平段垂直时，水平气井累积产气量要高于裂缝方向与水平段成45°时的累积产气量。所以设计裂缝应与水平段延伸方向垂直。由于压裂施工过程中，人工裂缝的延伸方位与最小水平地应力方向垂直，所以考虑到压裂时能形成与水平段垂直的压裂缝，设计水平井水平段的延伸方向应平行最小水平地应力方向。

1.4 裂缝导流能力优化

裂缝导流能力对压裂水平井产能影响较大，当储层渗透率、裂缝长度和裂缝条数确定时，存在一个最佳裂缝导流能力值［9］。一般常用数值模拟方法优化最佳裂缝导流能力。研究表明，随着裂缝导流能力的提高，水平井产能增加，但增加幅度逐渐变缓，最佳的裂缝导流能力与油藏基质渗透率相关[10]。

采用与裂缝长度和方位优化方案相同的油藏机理模型，设定不同裂缝导流能力的9个模拟方案，根据裂缝导流能力与最终累积产气量的关系来优选合适的裂缝导流能力。裂缝导流能力与方案累积产气量之间的关系曲线如图3所示。

图3 裂缝导流能力与累计产气量关系图

由图3可以看出，随着裂缝导流能力的增加，累积产气量迅速上升，但当裂缝导流能力达到40 mD·cm以后累积产气量上升趋势变缓，因此合理的裂缝导流能力应在30～40 mD·cm之间。

2 压裂级数优化

裂缝级数优化主要包括在给定水平井段长度条件下裂缝间距优化（或裂缝数量优化）。在水平井段长度一定的情况下，合理的裂缝间距应综合考虑储量动用程度和保证水平井具有较高的产能。裂缝间距过大，会造成裂缝间储量的损失，间距过小，裂缝之间存在相互干扰现象[11]。学者Soliman研究认为，在压裂后油井投产初期，裂缝数目越多，生产井的日产量越大，但随着生产时间的延续，不同裂缝条数下的井日产量之间的差距越来越小[12]。

2.1 裂缝间距优化

储层数据：孔隙度Φ=10.81%，渗透率K=1.23 mD，储层中深H=3274.3 m，压力系数=0.88，地层温度T=105.67℃。裂缝半长130 m，设定间距150 m的3条长裂缝情况的压力动态典型曲线（图4）。曲线反映了3条正交裂缝在四种不同表皮系数时，压力随时间的变化特征。

图4 水平井多级压裂后典型压力动态曲线

从图4中可以看出，模拟的裂缝间距为150 m时，四条不同表皮系数压力曲线提前趋于一致，表明裂缝间压力产生相互干扰，从而影响流态，影响生产效果。

根据建产区压力场和流态分析，裂缝动态半长130 m、间距150 m时，后期容易产生压力干扰，方案设计裂缝与井轴呈接近于90°正交，因此，最优裂缝间距应为150 m以上，既能实现较高的初期产量，也能减少裂缝间的压力干扰，有利于长期稳产。

2.2 裂缝级数优化

水平段参数优化结果表明，苏里格气田最优水平段长度在1000～1200 m之间[13]。截止到2012年底，苏53区块共完钻73口水平井，平均水平段长度1030 m，按照开发方案要求，配产6×104m3/d，稳产3年。同时，由上文分析可知，裂缝间距应该大于150m，即1000 m水平井长度压裂级数应该小于7段为宜。因此，分别模拟了当水平井长度为1000 m，初期配产6×104m3/d时，压裂1～6条裂缝时的产能变化。

由模拟结果可以看出，随着裂缝条数的增加，累产气量总体上逐渐增加。当裂缝大于3条时，裂缝条数对产能的影响明显优于1～3条裂缝，但随裂缝条数的进一步增加，产能增加幅度明显减小。结合裂缝干扰模拟结果，综合考虑现场施工要求，认为水平段1000 m时，水平段间距应该大于150 m，裂缝条数4～6条为优（图5、图6）。