浅谈裂缝对致密气水平井井压裂效果的影响

张知斌

摘要：针对鄂尔多斯东部区域储层低孔、低渗、非均质性强等特点，通过储层物性分析、水平井裂缝条数优化、水平井裂缝长度优化、水平井裂缝导流能力优化和井网与裂缝方位对致密砂岩气水平井压裂效果做出研究分析。

关键词：储层物性分析；水平井；井网与裂缝方位

致密砂岩气简称致密气，指孔隙度低（<10%）、渗透率低（<0 5×10。平方微米或<0.1×10.3平方微米）、含氣饱和度低（<60%）、含水饱和度高（>40%），天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的天然气。尽管中国致密气资源丰富，但是致密砂岩气藏储量丰度低，产量递减快。所以对致密砂岩气钻完井作业之后的储藏改造及优化极为重要。本文重点介绍裂缝各方面参数对水平井压裂施工作用的影响。

一、特征及现状

该区域位于鄂尔多斯东部，晋西挠褶带北部，属单斜构造，区块东侧断层发育，在二叠系含煤地层中已有多口探井钻遇致密砂岩气层，太原组及下石盒子组致密砂岩气层测试均见工业气流。太原组砂体呈现出东厚西薄的特点，砂体厚度4-41.89m。山西组砂体厚度较大，分布规模总体上大于太原组，显示出较好的成藏条件，砂体厚度在区域具有相似的变化特点。储集层孔隙度和渗透率均较低，孔隙度1.2%-17.5%，其中2-10%占60%，渗透率0.1-160md，其中0-0.5rod占80%，属低孔、低渗砂岩储层。

由于区域内致密砂岩气藏渗透率低、自然产能低，需要通过水力压裂才能获得工业气流，经过长期的探索与研究已经初步形成了该区块的储层改造方案，随着致密砂岩储层勘探开发工作的不断推进，储层改造难度逐渐加大，施工成本逐渐提高，现有的压裂改造技术已不能满足目前储层低成本高效改造的要求，需要在提高单井产量、提高稳产期、提高储量动用程度等方面做进一步探索与研究，形成适合目标区域的高效改造技术。

二、致密砂岩气裂缝参数与井网的匹配关系优化问题

（1）水平井裂缝条数优化

在数值模拟基础模型的基础上，首先进行了水平井裂缝条数的优化。模拟方案拟计算裂缝条数为2条，3条，4条，5条，6条，8条，10条，12条，15条，裂缝以等间距均匀分布，裂缝半缝长设为160m，导流能力设为30D.cm，在0.005mD、0.05mD、0.1mD、0.5mD 4个渗透率条件下对比累产气随着裂缝条数增加而增长的趋势，从而优化出不同渗透率情况下的裂缝条数。根据模拟结果，在1200m的水平井筒长度下，渗透率0.005mD时，优化裂缝条数为12条，渗透率0.05mD时，优化裂缝条数为10条，渗透率0.1mD时，优化裂缝条数为8条，渗透率0.5mD时，优化裂缝条数为5条。

（2）水平井裂缝长度优化

在优化裂缝条数基础上，进行了水平井裂缝长度的优化。模拟方案拟计算裂缝长度为20m，40m，60m，80m，120m，160m，200m，240m，裂缝导流能力设为30Dc.cm，在0.005mD、0.05mD、0.1mD、0.5mD 4个渗透率条件下对比累产气随着裂缝长度增加而增长的趋势，同时考虑经济因素，从而优化出不同渗透率情况下的裂缝长度。根据模拟计算结果，随着裂缝长度的增加，累产气量总体上逐渐增加，但累产量增幅随裂缝长度的进一步增加逐渐减小，同时渗透率越高，累产气随裂缝长度增幅越小。

（3）水平井裂缝导流能力优化

水平井裂缝导流能力优化模拟了裂缝导流能力为10、20、30、40、50Dc.cm的产量，以累产量为目标函数，同时考虑经济因素，优化不同渗透率条件下的最优裂缝导流能力。模拟结果，我们可以看出，随着裂缝导流能力的增加，累产气量总体上逐渐增加，但累产量增幅随裂缝导流能力的进一步增加逐渐减小，同时渗透率越高，对裂缝导流的要求越高，对裂缝导流的要求越大。

（4）井网与裂缝方位的关系

水平井是开发低渗透气藏的重要手段，确定水平井段长度、分段压裂的技术、裂缝的长度和导流能力是水平井技术能否成功应用的关键。对于低渗储层，压裂裂缝参数，包括裂缝条数、裂缝长度和裂缝导流能力是影响压后水平井产能的重要因素。从整个优化结果看，裂缝条数、裂缝长度和裂缝导流能力对压后水平井产能的影响具有相似的趋势，在其他参数一定的情况下，随着三者的增加，压后水平井产能增加，但增加幅度逐渐减小。

井网与裂缝方位适配性研究：由于储层存在非均质性，人工裂缝方位可能会与井网最优方向间存在夹角，影响采出程度，为评估不同裂缝方位对产量的影响，进行了井网与裂缝方位适配l生研究。模拟过程中，认为裂缝方位不转向为裂缝方位0、裂缝方位小角度转向为裂缝方位1、裂缝方位大角度转向为裂缝方位2。

以石盒子组和山西组为例，经过建模和模拟计算，得到了在不同储层渗透率情况下三种裂缝方位的采出程度，根据模拟结果，裂缝转向之后，不论小角度转向还是大角度转向，都导致气井产量和采出程度不同程度的降低。对比三种裂缝方位，不发生裂缝转向时的产量是最大的，裂缝方位0最优，裂缝方位1最差。主要原因是裂缝转向后部分井的缝端与邻井裂缝距离较近，有些可能已经沟通，造成人工裂缝实际改造效果降低，降低总产量。

三、结论及建议

通过多组气藏数值模拟方案，研究了不同物性条件下气井对裂缝条数、裂缝长度和导流能力的需求。在1200m的水平井筒长度下，渗透率0.005mD时，优化裂缝条数为12条，优化缝长为200m。渗透率0.05mD时，优化裂缝条数为10条，优化缝长为200m，优化裂缝导流能力为20D·cm。渗透率0.1mD时，优化裂缝条数为8条，优化缝长为160m，优化裂缝导流能力为30D·cm，优化裂缝导流能力为30D·cm。渗透率0.5mD时，优化裂缝条数为5条，优化缝长为120m，优化裂缝导流能力为40D·cm。

根据该区域储层非均质性强、低孔低渗、喉道小、易伤害等特点，为提高储层改造的针对性，建议开展以下研究工作：

1.为更进一步认识储层，验证施工参数与工艺措施的合理性，建议在正式压裂施工前进行小型测试压裂；

2.由于该区块纵向上储层较多，层间薄厚分布不均匀，为避免裂缝在纵向上过度延伸，建议进行地应力剖面研究，根据储隔层应力状况确定分层压裂或合压，根据缝高延伸规律选择相应的控缝高技术；

3.针对砂泥岩薄互层，采用机械封隔方式无法实现有效分层的情况，建议采用前置投球分压、前置液多次停泵等方式提高纵向上的改造效果，同时通过不同支撑剂粒径组合实现裂缝的有效支撑；