致密气储层直井分层压裂裂缝规模合理性评价

2019-04-01郭小哲艾贝贝王庆国汪青鑫

非常规油气 2019年1期

郭小哲，刘慧，艾贝贝，王庆国，汪青鑫

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249； 2.西部钻探工程有限公司试油公司，新疆克拉玛依 834000; 3.西部钻探工程有限公司苏里格气田项目部，内蒙古鄂尔多斯 017300)

苏里格气田苏77区致密气储层以低渗、低压、低丰度、低产为其开发的主要特征，低品位的地质环境成为制约该区高效开发的关键因素。因产水及地层能量降低等原因，大量低产和停产井的积累更为气田的开发增加了成本[1]。为了使这些低效井能够更大限度地发挥作用，进行这些井的增产和复产显得越来越重要。直井分层压裂作为最主要的开发手段，对其原有压裂规模的合理性评价是选井的前提，也是后续井进行压裂设计的重要参考。

孙元伟[2]等在考虑非达西效应的基础上建立了数学模型，对致密气藏裂缝参数进行了优化设计，最优缝长缩短了1/5，最优缝宽增大了1/4。张铭洋[3]应用数值模拟方法建立了分层压裂及分层合采的三层地质模型，研究和分析了不同层的裂缝半长对产量的影响，随着裂缝半长的增加，合采压裂直井采收率也增加；但压裂改造效果有限，随着裂缝半长长度增加，产量贡献逐渐减小。何伊丽[4]应用模糊综合评判方法，结合裂缝半长、裂缝宽度等参数，对压裂效果进行了综合评价，优选了压裂工艺。于永波[5]建立了带裂缝的油藏数值模拟模型, 计算出实施水力压裂的缝长及导流能力，为指导不同井网的压裂规模提供了支持。除了对直井的裂缝规模进行评价和优化外，更多的学者[6-10]对水平井或二次压裂的裂缝参数进行了优化，其结果也可借鉴。

基于以上相关研究，针对致密气储层纵向层间非均质强的特点，分层不同裂缝规模的合理性评价显得不突出，特别是依据储层渗透率及原始含水饱和度的裂缝参数回归模型并未见分析。因此，本文通过数值模拟的方法，分别对不同渗透率和不同原始含水饱和度进行分析和优化，建立起相关的回归模型，为全区或者类似气田的裂缝规模评价和设计提供科学依据和便捷方法。

整体思路是以数值模拟为研究手段，优化不同渗透率对应的缝半长及导流能力，得到基于渗透率的裂缝规模优化公式；再引入渗透率和原始含水饱和度对导流能力的修正系数，进一步修正导流能力，由此可以在储层物性确立的基础上进行分层压裂时的裂缝规模的简单快捷计算。

1 数值模拟模型的建立

应用油藏数值模拟软件Eclipse，构造网格数为60×80×1的概念模型，为了更实际地模拟裂缝附近的渗流，设裂缝方向为x方向，x方向网格步长Dx=10 m；z方向网格步长3 m(储层厚度)；y方向上近缝1 m区域内Dy=0.1 m，边界到近缝10 m区域内Dy=10 m，中间区域Dy=1 m。所形成模型如图1所示。

图1 概念模型网格分布Fig.1 Conceptual model grid distribution

对不同渗透率、含水饱和度、裂缝半长及裂缝导流能力4个因素进行模拟，选择的因素水平见表1。

表1 数值模拟的四因素参数Table 1 Four factor parameters for numerical simulation

2 基于渗透率的裂缝规模优化

选取含水饱和度为0.4，对不同渗透率的裂缝半长和导流能力进行模拟。

2.1 K=1.0 mD的储层

如图2所示，渗透率为1.0 mD的储层，导流能力越大，累产气量则越大。但当导流能力不变时，经数值模拟计算表明，裂缝半长基本没有影响，因此，裂缝优化方向为短缝、大导流能力。

图2 K=1.0 mD时裂缝半长和导流能力对累产气量的影响Fig.2 Effect of K=1.0 mD reservoir fracture length and conductivity on cumulative gas production

2.2 K=0.5 mD的储层

如图3所示，K=0.5 mD的储层，固定裂缝半长为150 m，裂缝导流能力越大，累产气量越多，但增幅减小。

图3 K=0.5 mD导流能力对累产气量的影响Fig.3 Effect of K=0.5 mD fracture conductivity on cumulative gas production

2.3 K=0.1 mD的储层

如图4所示，K=0.1 mD，导流能力不变时，裂缝半长对累产量影响较大。

图4 K=0.1 mD裂缝半长对累产气量的影响Fig.4 Effect of K=0.1 mD fracture half length on cumulative gas production

2.4 不同裂缝半长对累产气量的综合影响

一般从压裂工艺考虑，裂缝半长和裂缝导流能力成反比关系，即裂缝半长越长，实现高裂缝导流能力的难度越大，即裂缝导流能力越小。根据吉尔兹玛对裂缝半长、裂缝宽度的计算，结合不同支撑剂的固有渗透率计算，设裂缝半长和裂缝导流能力对应关系见表2。

表2 裂缝半长和导流能力的对应关系Table 2 Correspondence between fracture length and conductivity

对不同缝长，在K=0.1 mD模型的基础上进行数值模拟，结果如图5所示。虽然导流能力随着裂缝半长的加大而减小，但累产气量仍与缝长成正比关系。由此可知，对该类储层裂缝的优化方向为长缝、小导流能力。

图5 K=0.1 mD裂缝半长对累产气量的影响Fig.5 Effect of K=0.1 mD fracture scale on cumulative gas production

结合现场实际及数值模拟的计算，确定基于渗透率的优化结果见表3。

表3 基于渗透率的裂缝规模优化结果Table 3 Optimization results of fracture scale based on permeability

进行曲线拟合，得到不同渗透率的优化裂缝半长和导流能力。

Lf=122.6-34.1lnK

(1)

Df=6 209K-1.01

(2)

3 基于含水饱和度的裂缝规模优化

裂缝半长和导流能力不变的情况下，模拟不同含水饱和度对生产水气比(WGR)的影响。如图6所示，储层渗透率越大，含水饱和度对生产水气比的影响越大，反之越小。

图6 含水饱和度对不同渗透率储层生产的影响Fig.6 Effect of water saturation on production with different permeability

致密气储层中，水的流动阻力大小决定了含水的高低，较高渗透率储层出水快，为了减小出水速度，可以通过降低导流能力的方式实现。如图7所示，裂缝导流能力越大，气井的水气比会越高。因此，基于含水饱和度的裂缝规模优化方向应为高含水饱和度、低导流能力。需要对基于渗透率的导流能力进行修正。

由于渗透率对产水有较大影响，因此，修正导流能力也要考虑渗透率因素，经数值模拟计算分析，定义渗透率修正导流能力系数CK和含水饱和度修正导流能力系数Cs：

CK=1.01-0.105K

(3)

Cs=0.145-0.71lnSw

(4)

则修正后的导流能力为：

(5)

图7 导流能力对产水的影响Fig.7 Effect of conductivity on water production

4 裂缝规模合理性评价

定义裂缝半径合理系数为设计缝半长与优化缝半长之比，裂缝导流能力合理系数为设计导流能力与优化导流能力之比。这两个参数用于评价压裂设计中裂缝长度和裂缝导流能力是否达到了优化长度。一般渗透率越低所需要的裂缝会越长，导流能力越小；反之则缝长越小，导流能力越大。含水饱和度越高，则导流能力相应减少，实现控水的目的。

应用基于数值模拟的裂缝规模优化及两个参数对某井多层压裂的裂缝规模合理性进行评价，结果见表4。

表4 某井分层压裂裂缝规模合理性评价Table 4 Reasonableness evaluation of fracture scale for a well

从表4可知，该井分三层压裂，层间渗透率和含水饱和度相差较大。为了实现压裂的效果，原有压裂设计中缝长都较大，超出了本文中优化的数值，但从压裂的经济性来讲，层1本可以缩短缝半长，若从保证压裂规模意义讲，更应该增加层3的缝半长；从导流能力合理系数看，层2的导流能力偏低，而且层2的含水饱和度低很多，因此，加大层2的导流能力是很好的措施方向。该井是在压裂后进行的裂缝规模合理性评价，找出了低产低效的问题所在，同时也为后续措施提供参考。