海上低渗气层压裂技术界限研究

寇双燕，刘继芹，汪超，樊爱彬

（1.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津塘沽300450；2.中国石油西气东输管道公司，江苏镇江212000）



海上低渗气层压裂技术界限研究

寇双燕1，刘继芹2，汪超1，樊爱彬1

（1.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津塘沽300450；2.中国石油西气东输管道公司，江苏镇江212000）

为了提高压裂技术在海上低渗气层改造中的增产效果，降低压裂措施施工风险，压裂选井选层研究是一个亟待解决的问题。以海上某气田低渗储层动静态资料为基础，运用数值模拟方法，对压裂后的产能进行了预测，得到了海上某低渗气田压裂厚度及含水饱和度界限图版，利用该技术界限图版，可以根据储层的渗透率，判断出海上低渗气藏压裂选井选层的厚度及含水饱和度界限，极大地提高了工作效率和压裂层增产效果。

低渗；压裂；数值模拟；选井选层

近些年来，随着海上油气资源探勘力度的增大，大量低孔低渗油气层被发现，并通过压裂改造技术部分实现了商业化生产［1-6］。但海上低渗气藏压裂技术仍处在探索阶段，压后多面临出水风险，影响油气增产效果，因此如何确定有潜力的压裂井、层成为压裂储层改造必须面对和解决的问题。国内外专家通过模糊识别、地层测试资料分析、人工神经网络等方法对压裂选井选层进行了大量研究［7-11］，但针对海域条件低渗气藏的储层，上述方法并不完全适用。本文针对海上某气田低渗储层，通过数值模拟手段，开展了海上低渗气层压裂技术界限研究。

1　数值模拟模型的建立

1.1模型建立

目前预测压裂产能的常用方法为等效渗流阻力法，即采用角点网格进行局部网格加密，然后将加密的网格等效为裂缝（调整其渗透率）进行产能预测。本文运用Eclipse数模软件建立了单井气水两相模型，模型采用直角网格系统，网格划分为51×51×1，网格大小为20 m×20 m×4 m，压裂裂缝形态用NWM模块PEBI网格加密进行描述。裂缝宽度与实际的大小一致，裂缝模拟示意图（见图1）。

图1　压裂裂缝模拟示意图

1.2模型参数选取

参考该区块低渗储层测井解释、岩心实验等数据，确定气层深度、压力系数、井底流压数据、压裂裂缝参数（见表1）。

表1　气层基本参数表

1.2.1渗透率、孔隙度选取通过大量岩心实验分析（见图2），得到本区块渗透率与孔隙度关系：

式中：K-储层渗透率，10-15m2；φ-孔隙度，%。

在本次研究中，根据该区块渗透率变化范围，设置不同模型渗透率分别为0.1×10-15m2、0.3×10-15m2、0.5× 10-15m2、1×10-15m2、5×10-15m2、10×10-15m2，根据公式计算出不同渗透率对应的孔隙度。

图2　渗透率与孔隙度关系图

1.2.2相渗曲线及含水饱和度值选取为了更为准确的模拟该区块的压裂产能，对实验获取的多条相渗曲线进行了归一化处理，结果（见图3）。为了求取厚度下限值，使气层出水达到临界值，模型中含水饱和度取为束缚水饱和度。

图3　气水相渗曲线

2　压裂厚度界限优选

本区块单层储层厚度小于60 m，在上述模型的基础上，设置不同厚度为4 m至60 m，级差厚度为4m，共15个模型，定井底流压生产，进行压裂产能预测。根据数值模拟结果，计算得到各渗透率条件下不同厚度的模型日产气量，绘制出日产气量厚度图版（见图4）。

根据国家石油天然气行业流标准（SY-T6293-2008勘探试油工作规范），井深3 000m～4 000m，海域单井工业气流下限为10×104m3/d，开发专家建议商业气流下限为4×104m3/d，进而确定压裂层选取厚度界限值（见表2）。由结果可知，压裂层渗透率越低，其压裂所需达到的厚度下限越高。该区块储层渗透率小于0.5×10-15m2时，无法达到海域工业气流下限，渗透率小于0.1×10-15m2时，无法达到商业气流下限。

图4　日产气与气层厚度关系图版

表2　压裂层厚度界限值表

3　压裂含水饱和度界限优选

取模型厚度为20m，设置含水饱和度分别为30%、40%、50%、60%、70%、80%进行模拟，定井底流压生产，进行压裂产能预测，根据数值模拟结果，得到各渗透率条件下不同含水饱和度模型的日产气量，绘制出含水饱和度图版（见图5）。确定压裂层选取含水饱和度界限值（见表3）。由结果可知，储层渗透率越低，其压裂开采上限含水饱和度越低，含气饱和度越高。在储层厚度为20m条件下，渗透率小于1×10-15m2时，无法达到海域工业气流或商业气流下限。

4　结论及认识

本文以海上某低渗气层动静态资料为基础，通过数值模拟手段，得到了该区块压裂厚度及含水饱和度界限图版，得到以下结论：

（1）在本研究区域储层条件下，渗透率小于0.5× 10-15m2时，无法达到海域工业气流下限，渗透率小于0.1×10-15m2时，无法达到商业气流下限。在储层平均厚度为20 m条件下，渗透率小于1.0×10-15m2时，无法达到海域工业气流或商业气流下限。

（2）海域单井工业气流条件下，渗透率5×10-15m2、10×10-15m2确定的压裂层选取厚度下限分别为18 m、10m，含水饱和度上限分别为40%、57.5%。

（3）商业气流条件下，渗透率5×10-15m2、10×10-15m2确定的压裂层选取厚度下限分别为7.5 m、4 m，含水饱和度上限分别为61%、65.5%。

（4）利用该技术界限图版，可以依据储层的渗透率，判断出海上某气田低渗气藏压裂选井选层厚度及含水饱和度界限，明确是否可压裂获得工业气流或商业气流，经过生产验证符合率在76.9%，为压裂设计人员提供了一定的借鉴及指导，为海上气田低渗储层有效开发奠定了基础。

图5　日产气与气层含水饱和度关系图版

表3　压裂层含水饱和度界限值表

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Study on fracturing technology conditions of the offshore low permeability gas reservoir

KOU Shuangyan1，LIU Jiqin2，WANG Chao1，FAN Aibin1
（1.Oilfield Production Department，China Oilfield Services Ltd.，Tanggu Tianjin 300450，China；2.Gas Storage Project Department of PetroChina Eastern Gas Pipeline Ltd.，Zhenjiang Jiangsu 212000，China）

In order to improve the effect of fracturing stimulation in low permeability layer of offshore gas reservoir，reduce the risk of fracturing，wells and layers selection is a problem to be solved.Based on the reservoir geological conditions and the analysis on static and dynamic geologic data，numerical simulation models of different conditions has been established for predicting the fracturing production.The technology limit chart can be used to judge the thickness and water saturation limit for the selection of the wells and layers.The study has greatly improved the efficiency and stimulation effect.

low permeability；fracturing；numerical simulation；selection ofwells and layers

TE357.11

A

1673-5285（2016）07-0062-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.015

2016－06-12

寇双燕，女（1987-），河北衡水人，油藏工程师，2013年获得中国石油大学（华东）硕士学位，主要从事海上油气田开发工作，邮箱：koushy@cosl.com.cn。