大牛地气田盒1储层长水平段压裂工艺技术研究与应用

2015-06-15秦钰铭

断块油气田 2015年5期

秦钰铭

（中石化石油工程技术服务股份有限公司，北京100020）

近年来，随着水平井技术的发展以及国外水平井分段压裂工具的引进，水平井分段压裂工艺［1］在国内得到了空前的发展，特别是在高效开发特低渗油气藏方面起到了关键作用。但是如何针对特定储层优化水平井分段压裂级数、裂缝位置、裂缝半长、加砂压裂泵注程序等问题，是制约进一步提高开发效果的技术瓶颈。鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1 储层是典型的致密低渗储层，针对该储层进行长水平段分段压裂优化设计以提高整体开发效果，显得尤为重要。

1 储层地质特征

大牛地气田上古生界自上而下发育了盒3、盒2、盒1、山2、山1、太2 和太1 七套气层，埋深2 400～2 900 m。岩性主要为浅灰—灰色、中—粗粒岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，以及石英砂岩。其中盒1 段储层主要为岩屑砂岩，少量中—粗粒岩屑石英砂岩，储层有效厚度9 m，平均孔隙度9.09%，平均渗透率0.55×10-3μm2。

盒1 储层的10 个砂岩样品静态弹性模量为18.58 GPa，泊松比为0.20；4 个泥岩样品静态弹性模量为22.23 GPa，泊松比为0.24。盒1 砂岩储层最小水平主应力39.68 MPa，泥岩最小水平主应力43.34 MPa，砂泥岩具有一定的地应力差，对抑制水力裂缝垂向延伸有较好的遮挡作用。盒1 气层组的平均压力系数为0.91，气层为常压系统，气层中深温度为84 ℃，地温梯度为3.17 ℃/100 m，属于正常地温梯度、中温地层。

2 优化方案设计

研究认为，与长水平段水平井产量有相对较大关系的参数有：平均渗透率、有效厚度、裂缝条数、裂缝长度、裂缝渗透率、裂缝与水平井井筒之间的夹角等［2-3］。影响产量的单因素设计见表1。

表1 气藏参数单因素设计

以盒1 储层水平井为研究对象，假设此模拟井裸眼完井，无污染，分别模拟水平段长度为1 000，1 500，2 000 m 的裂缝产量，3 种水平段所控制的气藏平面尺寸分别为1 600 m×700 m，2 100 m×700 m，2 600 m×700 m，原始地层压力24.12 MPa。根据系统试井资料，井底流压在6.00～17.00 MPa 左右，设定模型井底流压为15.12 MPa，生产压差为9.00 MPa，模拟时间5 a。

3 裂缝参数优化

应用Eclipse 气藏模拟软件，并结合Meyer 裂缝模拟软件，进行了水力裂缝参数优化。以5 a 累计产气量为目标函数，在水平段长度分别为1 000，1 500，2 000 m 情况下，对裂缝间距、裂缝条数、裂缝半长及裂缝导流能力对产能的影响进行了模拟计算。

3.1 裂缝间距

设计了5 种方案研究裂缝间距对水平井压裂产量的影响［4-7］，取1 500 m 的水平段长，中间分布4 条裂缝，且最外边的2 条裂缝间距固定为1 200 m（见图1）。

图1 裂缝间距设计

根据5 种不同缝间距组合数据，利用所建立的水平井压后产能预测模型［8-12］进行计算，得出了5 种方案的累计产气量（见图2）。从图2可以看出，产量由低到高依次是方案2、方案3、方案4、方案5、方案1。方案2的产量最低，原因应为裂缝中间区域的裂缝泄气面积有限，当裂缝区域压力下降波及到2 条裂缝间距的一半时，开始产生干扰，导致裂缝区域压力不断下降以及产气量降低。

图2 各方案的产量对比

再对方案2、3、5 的压力场分布进行对比（见图3），可见当2 条裂缝靠近时，相互间的干扰作用相对明显，但是当间距拉大时，相互干扰作用相对减小，产量也明显增大，因此在裂缝条数一定时，尽量保证等间距分布，以减少裂缝间的相互干扰。

图3 3 个方案生产3 a 的压力场分布

3.2 裂缝条数

对于给定的储层参数（半缝长为200 m，导流能力为15 μm2·cm）及水平井水平段长度，随着裂缝条数的增加，水平井5 a 累计产量逐渐增加，但裂缝条数对产能的贡献存在一个最优值，超过最优值后，产量增加的幅度变缓。盒1 储层1 000 m 水平段长度下，裂缝条数的最优值为10，压后初期产量为5.86×104m3/d，5 a 累计产量3 670×104m3，如图4所示。

图4 1 000 m 水平段裂缝条数优化

同样方法计算，盒1 储层在1 500，2 000 m 水平段长度下，裂缝条数的最优值分别为15 和20。

3.3 裂缝长度

裂缝长度对单井产量存在一个最优值，超过最优裂缝长度后，产量增加的幅度变缓。盒1 储层1 000 m水平段长度下，给定裂缝条数为10，导流能力为15 μm2·cm，则裂缝半长的最优值为200 m 左右，压后初期产量为5.86×104m3/d，5 a 累计产量为3 670×104m3，如图5所示。

图5 1 000 m 水平段裂缝半长优化

同样方法计算，盒1 储层1 500，2 000 m 水平段长度下，裂缝半长的最优值均为180 m。

3.4 裂缝导流能力

裂缝导流能力也是影响产量的一个重要因素，但对于低渗、特低渗气藏来说，对水力裂缝导流能力要求一般较低。盒1 储层1 000 m 水平段长度下，给定裂缝半长为200 m，裂缝条数为10，则优化的裂缝导流能力在15 μm2·cm 左右时即可满足气井生产的需要，如图6所示。

图6 1 000 m 水平段裂缝导流能力优化

3.5 优化结果

裂缝参数优化实验结果见表2。

表2 盒1 储层水平段裂缝参数优化结果

4 压裂施工参数优化

压裂施工参数直接影响到裂缝的几何尺寸及导流能力，进而影响到裂缝的增产效果［13-14］。以裸眼封隔器分段压裂工艺为研究对象，对主要施工参数，包括施工排量、加砂规模、前置液加量、平均砂比等进行优化。

4.1 施工管柱与排量

以储层垂深3 000 m、水平井长度4 500 m、压裂液摩阻取清水摩阻的30%，计算不同尺寸压裂管柱、不同裂缝延伸压力梯度、不同排量下的井口施工压力。模拟计算了管柱外径分别为7.30，8.89，11.43 cm 条件下施工压力与排量的关系，得到采用裸眼封隔器分段压裂工艺时的施工预测压力，优选出施工管柱为8.89～11.43 cm 的组合，施工排量4.0～6.0 m3/min。

4.2 前置液加量

取储层滤失系数5.0×10-4～9.0×10-4m/min0.5，计算了动态比；取动态比0.85～0.90，得到盒1 层压裂前置液加量在35%～40%即可满足安全施工要求。

4.3 平均砂液比

根据大牛地气田水平井压裂常用陶粒导流能力，在40 MPa 闭合压力下，20～40 目陶粒的导流能力为65 μm2·cm，按照实际裂缝内导流能力保持30%，即为19.5 μm2·cm。考虑到实际裂缝导流能力随时间增加会有所下降，初期导流能力要达到25 μm2·cm。利用压裂模拟软件优化不同平均加砂质量浓度下的裂缝导流能力，当导流能力为25 μm2·cm 时，计算平均加砂质量浓度为300 kg/m3，对应的平均砂液比为17%。