苏53区块致密砂岩气藏水平井分段压裂优化研究

段瑶瑶，李志龙，王 欣，杨战伟，哈文雷

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007;2．中国石油长城钻探苏里格气田项目部，辽宁 盘锦 124010)

近年来，随着钻井技术进步和钻井成本的不断降低，水平井开发作为一种提高单井产量和油气藏综合开发效益的有效手段越来越受到重视，而水平井分段压裂是低渗致密砂岩气藏有效开发的基础，是实现水平井“少井高产、少井高效”开发模式的重要保证。苏里格气田为典型的低压、低渗、低丰度、非均值性强的岩性气藏，储层横向分布稳定性差，纵向隔夹层发育，对水平井的应用带来挑战［1－6］，因此有必要进行水平井分段压裂系统优化研究。苏53区块是在区块整体评价、含气性预测、水平井适应性研究等基础上选定的水平井部署有利区，也是目前苏里格气田唯一的水平井整体开发建产区块，以该区块为例，利用Eclipse数值模拟软件和Fracpropt裂缝模拟软件，通过气藏数值模拟和三维裂缝模拟，进行水平井段长度、水平井分压级数、裂缝长度、导流能力和关键压裂施工参数等方面的优化研究，得到了苏53区块水平井分段压裂优化参数组合，以期对现场实施提供指导和借鉴。

1 储层基本特征

苏53区块位于苏里格气田北部，水平井部署目的层位为盒8下段4，5，6小层，属辫状河沉积，河道迁移迅速，砂体在平面上和纵向上交替叠置，隔夹层发育，非均质性极强，具有如下地质特征:①有效砂体规模小，连续性和连通性差。有效砂体基本呈南北向展布，东西向变化快、范围小，据钻完井资料和气井试气结果，单个砂体宽度一般300～800 m，长度1 000～1 500 m。②气层段内隔夹层发育。隔夹层厚度一般在0.7～6.5 m，平均2.7 m，岩性主要为泥岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩，砂泥岩与泥岩的应力差为4.47 MPa，泥岩与砂岩的应力差为6.19 MPa。③致密低渗。气层埋深3 150～3 500 m，平均压力系数0.87 MPa/100 m，孔隙度5% ～12%，平均8.69%，渗透率(0.1～2.0) ×10－3μm2，平均0.73×10－3μm2，属致密气范畴。④气层厚度薄，储量丰度低。纵向上单井平均有效气层厚度11.4 m，丰度多为(0.8～1.5)×108m3/km2，储量丰度与同类型气田相比明显偏低，且平面上差异大。受储集层致密和强非均质性的影响，苏53区块有效砂体钻遇率低，单井控制储量低，单井产量低，给气田开发带来难题，需要将水平井地质设计与储层改造工艺有机结合，确定最佳的水平段长度、分压段数、裂缝参数和施工参数，以提高气藏采收率和经济效益。

图1 苏53区块气藏水平井分段压裂数值模拟模型

2 水平井分段压裂整体优化

2.1 水平井段长度优化

水平段长度不仅影响水平井的单井产量、钻井成本和泄流面积，而且影响钻井数目和开发投资，因此，水平井段长度优化是水平井技术能否成功应用的关键。根据苏53区块的地质特征、储层特征及流体性质，基于Eclipse油藏数值模拟软件，采用局部网格加密和等连通系数法来划分气藏与裂缝系统的网格［8］，建立包含多条横切裂缝的三维两相水平井数值模拟模型，见图1。模型中设置裂缝间距200 m，裂缝半长120 m，导流能力25 μm2·cm，模拟对比水平井筒长度分别为 600，800，1 000，1 200，1 500，2 000 m的生产动态，不同水平井筒长度条件下的单井控制面积和裂缝条数的选取以等裂缝间距为准，由于每种方案的单井控制储量不同，因此以采出程度为目标函数进行优化，模拟时间根据开发方案设定为14 a，模拟结果见图2。

图2 苏53块气藏水平井水平段长度优化

由图2可以看出，不同水平段长度下采收率在83.4%～85.2%之间，并无很大差别，原因可能是致密气藏的增产主要靠分段压裂改造来实现，水平井段长，分压级数多可以提高初期产量，但无法提高最终采收率;从储层地质特征看，苏53区块为辫状河沉积，气层的平面分布受沉积作用的控制明显，砂体的摆动性强，储层非均质性严重，单个砂体长度1 000～1 500 m，若水平段长度过大，钻遇非储集层或低效储集层段的可能性增大从而降低经济效益;从工程技术角度看，长水平井段对钻井技术、井下工具和压裂施工水平的要求更高，同时，水平段越长分压级数越多，需要的液量就越多，施工时间越长，增加了储层伤害的风险;因此，综合苏53区块砂体展布特征、气藏数值模拟结果、钻井成本和压裂工艺水平等因素，选取水平段长度为1 000 m左右比较合适。

2.2 水平井裂缝间距优化

水平井压后各裂缝的流态为线性流和径向流并存的复杂流态，在生产一定时间后，水平井中多条裂缝会相互干扰，影响各裂缝的产量，因此，水平井中裂缝间距的优化非常重要，它不仅影响水平井的产能，同时也影响压裂施工的安全性和最终经济效益。设置水平井筒长度为1 000 m，裂缝半长120 m，导流能力25 μm2·cm，不同的裂缝条数均匀等分水平井段，研究不同裂缝间距的累计产量变化情况，结果见图3。从图3可以看出，随着裂缝条数增加，累计产气量总体上逐渐增加，但增加幅度逐渐减小，原因是随着裂缝条数的增加，裂缝间的距离变得更近，相互之间的干扰加重，每条裂缝的产量减小，使得压裂水平井的累计产量增幅减少，因此综合考虑认为水平井长度1 000 m时，最优裂缝条数为5条，即优化的裂缝间距为166 m左右。

图3 苏53块气藏水平井分段压裂裂缝间距优化

2.3 水平井裂缝长度优化

致密气藏水平井采用分段压裂方式完井投产，裂缝半长是影响水平井产能的关键因素之一。设置水平段长度为1 000 m，裂缝间距166 m，导流能力25 μm2·cm，不同裂缝半长的累计产量变化情况见图4。从图4可以看出，裂缝半长对产量影响非常明显，随着裂缝半长的增加，压裂水平井的累计产量逐渐增加，当裂缝半长达到140 m以后，继续增加裂缝半长累计产量的增加幅度很小。增加裂缝半长需加大施工规模，这会带来更大的施工风险和较高的施工成本，结合本区块地质情况，砂体宽度较小，裂缝过长有可能穿出有效砂体的宽度，降低经济效益，因此不宜采用较大规模的施工，综合考虑，推荐最优裂缝半长为140 m左右。

图4 苏53块气藏水平井分段压裂裂缝半长优化

2.4 水平井裂缝导流能力优化

为减小裂缝内流动阻力，压裂施工要形成具有一定导流能力的裂缝，裂缝导流能力的高低以及与其地层渗流能力的良好匹配是影响其增产效果的重要因素，因此要针对地层进行优化。设置水平段长度为1000 m，裂缝间距166 m，裂缝半长140 m，不同裂缝导流能力的累计产量变化见图5。可以看出，在低导流能力区间，产量增加的幅度很大，在高导流能力区间，产量增加幅度逐渐减小，当导流能力超过30 μm2·cm，继续增加导流能力产量增加很少，且要获得高裂缝导流能力需进行高砂比压裂施工，砂堵风险大大增加，特别是长水平井段施工，一旦砂堵对后续施工带来很大麻烦，综合考虑，选取合适的裂缝导流能力为30 μm2·cm 左右。

图5 苏53块气藏水平井分段压裂裂缝导流能力优化

2.5 关键施工参数优化

苏53井区水平井目的层段由4，5，6号小层组成，气层段内有致密或高泥质含量夹层，该类夹层有一定厚度，且与储层存在一定的应力差，对于这类典型的砂泥岩薄互储层，由于每一水平段仅钻遇薄互层中的一个小层，使得水平井未钻遇储层的储量难以利用，影响了投产产量，这就需要进行“一缝穿多层”的压裂优化设计，即通过研究人工裂缝高度延伸规律，优化施工参数和压裂液性能，利用人工裂缝将多个储层在纵向上连通起来，达到水平井未钻遇的地层，利用水平井同时开采，从而提高气井产能和储层动用程度。影响裂缝高度的不可控因素主要为地层参数，包括储隔层应力差、岩石力学参数以及地层渗透率，影响裂缝高度的可控因素主要包括压裂液性能和压裂施工参数，本区块压裂液体系较为成熟，一般变化不大，且以往研究［9－11］表明，压裂液黏度从 100 mPa·s增加到300 mPa·s，裂缝高度的增加在3 m范围内，压裂施工参数中施工排量直接关系到人工裂缝的缝内净压力以及支撑剂的沉降情况(巴布库克理论)，是影响裂缝高度最为关键的因素。

根据本区储层特征研究和压裂方案优化认识，选取有代表性的地层参数和施工参数，设置储层有效渗透率0.3 ×10－3μm2，杨氏模量 26 000 MPa，有效气层厚度11.2 m，隔夹层厚度2.7 m，夹层与储层应力差4.5 MPa，隔层与储层应力差选取8 MPa和12 MPa，压裂管柱采用88.9 mm N－80EUE加厚油管，每段砂量40 m3，液量300 m3，平均砂浓度385 kg/m3，压裂液黏度 200 mPa·s，利用三维裂缝模拟软件Fracpropt研究不同排量下裂缝高度的延伸情况，结果见图6。

图6 苏53块气藏水平井分段压裂施工排量优化

由图6可以看出，对于薄互层气藏，储隔层应力差和施工排量对裂缝高度影响明显，裂缝高度随储隔层应力差的增加而减小，随施工排量的增加而增加。施工排量为4.0 m3/min时裂缝高度为18.4～22.6 m，大于此排量裂缝高度急剧增加，裂缝高度在隔层内的过度延伸会导致裂缝长度不足而难以达到设计要求，同时会造成压裂液和支撑剂的浪费;施工排量为2.5 m3/min时裂缝高度为13.8～15.8 m，低于此排量裂缝高度不足以覆盖整个储层厚度，造成小层压开程度不够影响产量，影响储量动用程度。因此，本区块合理的施工排量为2.5～4.0 m3/min。

2.6 现场应用

根据该区块水平井分段压裂整体方案优化结果，并结合具体井的实钻、电测解释结果及水平井压裂工艺要求，完成压裂方案优化设计与现场压裂施工5口井，施工成功率100%，压后获得平均无阻流量69.6×104m3/d，达到该区块前期压裂井平均无阻流量(43.8×104m3/d)的1.6倍，取得显著增产效果，具体设计及施工参数和压后产量如表1所示。

表1 苏53区块水平井分段压裂设计施工参数与压后效果

3 结论

(1)苏53区块横向砂体分布不连续，纵向砂泥岩薄互层现象严重，以往的水平井分段压裂设计及施工经验无法满足该区块储层要求，需进行有针对性的优化研究。

(2)针对苏53区块的强非均质性，研究得到该区块水平井分段压裂关键设计参数:水平井段长度1 000 m左右，裂缝间距166 m左右，裂缝半长140 m左右，裂缝导流能力30 μm2·cm 左右。

(3)由于纵向砂泥岩薄互层现象严重，分析得到影响苏53区块水平井开发储量动用程度的关键可控参数为施工排量，经优化得到该区块合理施工排量为2.5～4.0 m3/min。

(4)以苏53区块水平井分段压裂整体方案优化结果为指导，结合具体井况，进一步加强了水平井分段压裂设计的针对性与有效性，现场试验证实单井产量得到显著提高。

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