致密气藏水平井分段压裂缝参数优化

2015-07-05漆国权陶章文

油气藏评价与开发 2015年2期

漆国权，孙雷，陶章文，刘琦

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.中国石油长庆油田第八采油厂，陕西西安710018；3.中国石化西南油气分公司工程院，四川成都 618000）

截止到2008年，我国致密砂岩气累计天然气探明储量占整个天然气探明储量的63.6%，致密砂岩气产量占天然气总产量的42.1%，致密砂岩气已经成为我国天然气勘探开发的主要领域[1]。目前这类气藏主要采用水平井开发实现增产，存在的主要问题：致密储层物性差、连通性差，导致水平井产能递减快和最终采收率低。

国内外开发实践证明，压裂水平井能极大地改善储层流通性，提高单井产能实现增产。目前国内对压裂缝参数的研究主要是对裂缝条数、裂缝宽度、裂缝长度、裂缝导流能力、裂缝间距以及裂缝与水平井筒的夹角进行单因素优化[2-12]，国外在水平井压裂缝延伸方向影响产能方面做了大量的研究，值得借鉴。国内外学者通过研究皆认为压裂缝参数是决定压裂效果好坏的关键因素[13-18]，笔者围绕这个问题，讨论了压裂缝数、裂缝长度、裂缝导流能力、裂缝间距、裂缝分布对X致密气藏压裂水平井产能的影响。而目前对裂缝分布的研究还很少，且很少考虑各参数对产能的综合影响作用。为此，本文在X致密气藏精细地质模型的基础上，应用数值模拟和正交试验分析方法，探究了不同裂缝参数对该致密气藏开发的影响规律，得出最佳的裂缝参数组合以及裂缝参数对压裂水平井产能的影响顺序，并为X致密气藏压裂增产提供可行性方案。

1 水平井分段压裂模型

以川西X致密气藏为基础进行研究。该气藏埋深为2 200～2 500 m，为多层叠置气藏，储层层数多、单层厚度小，主要发育三角洲沉积。平均渗透率为0.120 9×10-3μm2，平均地层系数为1.790 4 ×10-3μm2·m，属于典型的低渗致密气藏。原始地层压力为25～48.5 MPa，平均为40.97 MPa，地压系数平均为2.044，表现出典型的异常高压特征。

建立该区块的精细地质模型，网格划分为40×35×11，在x，y方向上选用的网格步长相等，然后对水平井周围网格进行局部加密，选择垂直于水平井方向的狭长网格，赋予高渗透率来模拟裂缝建立X致密气藏分段压裂水平井模型（图1）。定井底流压生产，模拟预测10 a。

图1 三维地质模型和加密模型Fig.1 3D geological model and encrypt model

2 裂缝参数敏感性分析

在X致密气藏压裂水平井模型的基础上对裂缝参数单因素进行敏感性分析，不仅探究了不同裂缝参数对该气藏开发的影响规律，也为裂缝参数组合研究奠定了基础。

2.1 裂缝数

根据X致密气藏水平井的基本压裂参数范围，取裂缝长度120 m，裂缝导流能力25 μm2·cm，裂缝等间距排列，裂缝半长对称分布，模拟计算裂缝分别为1～9条时的采出程度（图2）。图2可见，增加压裂缝可提高X气藏采出程度，但压裂缝超过5条后该气藏的开采受到裂缝数的影响逐渐减小。因为压裂缝是水平井最为主要的流动通道，增加裂缝条数，不仅提高了泄气面积，同时又增大了裂缝密度，裂缝间的干扰不断加强，使得每一条裂缝产量减少。

图2 不同裂缝数下的采出程度Fig.2 Recovery degree under different fracture numbers

2.2 裂缝长度

取裂缝5条，裂缝导流能力25 μm2·cm，裂缝采取等间距排列，裂缝半长对称分布，裂缝长度60～180 m时的采出程度情况见图3。由图3可见，增加裂缝半长将使气藏的开采程度不断提高，而超过120 m后裂缝长度对该气藏开发基本没有影响。因为裂缝越长，气藏的控制面积越大，但由于该气藏单层有效厚度较小，当裂缝过长后，气藏有效控制面积基本不变，产能趋于稳定。

图3 不同裂缝长度下的采出程度Fig.3 Recovery degree under different fracture lengths

2.3 裂缝导流能力

取裂缝数5条，裂缝长度120 m，裂缝采取等间距排列，裂缝半长对称分布，裂缝导流能力10 ～ 40 μm2·cm，采出程度分布见图4。由图4可见，该气藏的采出程度与裂缝导流能力呈单调递增趋势，而裂缝导流能力超过25 μm2·cm后递增趋势逐渐平缓。因为随着裂缝导流能力不断增加，流体在裂缝中的流动能力就越强，但由于X气藏地层渗透率非常低，流入裂缝的气量有限，也就限制了压裂水平井产量，导致水平井产能增幅不断减小。

图4 不同裂缝导流能力下的采出程度Fig.4 Recovery degree under different fracture conductivity

2.4 裂缝间距

取裂缝数5条，裂缝长度120 m，裂缝导流能力25 μm2·cm，裂缝半长对称分布。考虑两端大中间小、两端小中间大、等间距、由大到小四种裂缝间距排列形式，各方案的示意图以及水平井产量分别如图5、表1所示。由表1可见，裂缝间距排列不同气藏采出程度也不同，水平井中部裂缝间距大于两端裂缝间距时开发效果较好。

表1 不同裂缝间距组合情形下压裂水平井累计产气量Table 1 Cumulative gas production under different fracture spacings

图5 不同裂缝间距分布Fig.5 Different fracture spacings

2.5 裂缝分布

取裂缝5条，裂缝长度120 m，裂缝导流能力25 μm2·cm，裂缝采取等间距排列。模拟左翼大右翼小、左翼小右翼大、错开、对称四种裂缝分布，如图6所示，预测结果见表2。由表2可知，改变裂缝分布能不同程度地提高或降低气藏的采出程度，其中左翼小右翼大、错开的裂缝分布开发效果较好。

图6 不同裂缝分布排列Fig.6 Different fracture distributions

表2 不同裂缝分布情形下压裂水平井累计产气量Table 2 Cumulative gas production under different fracture distributions

3 压裂水平井裂缝参数组合优化

利用正交试验进行裂缝参数组合优选，以采出程度为优化标准，用A、B、C、D、E分别代表裂缝数、裂缝间距、裂缝分布、裂缝长度、裂缝导流能力5个因素，根据X气藏开发实际情况确定各因素4个水平设计正交表，各因素水平及正交试验结果见表3、表4、表5。利用极差法分析正交试验结果，计算出各因素不同水平所对应的试验指标和、平均值（K、k），以及平均值极差（R）。试验指标平均值最大的水平则是因素的最佳水平，而平均值极差最大的因素则是压裂水平井产能的主控因素。

表3 各因素水平Table 3 Each factor level

表4 正交试验设计Table 4 Orthogonal design

表5 极差法分析结果Table 5 Range analysis results

结果表明：1）由各因素试验指标平均值可见A3、B3、C4、D4、E4为各单因素的最优值，故X气藏最佳的裂缝参数组合为A3B3C4D4E4，即压裂缝6条、裂缝长度140 m、裂缝导流能力30 μm2.cm、裂缝错开分布、水平井中部裂缝间距大于根部和趾部裂缝间距；2）极差顺序C＞E＞B＞A＞D说明影响致密气藏开采效果的裂缝参数顺序是：裂缝分布＞裂缝导流能力＞裂缝间距＞裂缝数＞裂缝长度。综上可见，X致密气藏压裂增产应通过优化裂缝分布方式，提高裂缝的导流能力来实现，而不是单纯的增加裂缝数和长度。