威远页岩气水平井压裂参数优化

车明光，王 萌，王永辉，宋 毅，何 封，董 凯，阮 峰

(1.中国石油勘探开发研究院 压裂酸化技术中心，北京 100083； 2.中国石油西南油气田分公司 页岩气研究院，四川 成都 610014； 3.中国石油川庆钻探工程有限公司 工程技术部，四川 成都 610014； 4.中国石油长城钻探工程有限公司 页岩气项目部，北京 100101)

引 言

威远页岩气生产上表现出产量递减较快、井间产能变化大等特点[1-7]，水平井分段压裂是提高页岩气产量的关键技术，采用合理的压裂施工参数[8-12]对提高单井产量、优化开发指标[13-16]和页岩气规模有效开发意义重大。

本文分析了威远页岩气田水平井分段压裂工艺，总结分析了压裂参数特征，以压裂段长和射孔簇数两项参数为主，划分了威远页岩气水平井段分段压裂工艺。建立了威远20XHXX平台的三维地质模型，优化了不同压裂工艺的压裂参数，对比了压裂实施结果，形成了威远页岩气水平井压裂参数优化建议。

1 威远页岩气田压裂参数特征

1.1 威远页岩气水平井压裂技术

自2015年以来，威远页岩气已完成300余口水平井分段压裂。以压裂段长和射孔簇数划分水平井段分段工艺，经历3次优化过程，2015～2016年页岩气水平井的平均压裂段长70～80 m，射孔簇数3～4簇；2017～2019年压裂以多段密切割为主，部分井增加了射孔簇数，压裂段长缩短至50～70 m，射孔簇数3～5簇；2020年压裂以多簇射孔、小簇间距高密度缝为主，增加了压裂段长，平均压裂段长70～80 m，射孔簇数增加至7～9簇。

1.2 压裂参数分布特征

威远页岩气田水平井分段压裂参数分布如图1所示，压裂参数包括压裂水平段长、压裂段长、簇间距、排量、加砂强度(单位压裂水平段长度的加砂量)和用液强度(单位压裂水平段长度的液体量)。压裂水平段长度范围502～2 577 m，如图1(a)所示，下四分位数值1 389.8 m，上四分位数值1 654.8 m，平均值1 530.7 m。压裂段长范围41.1～127.3 m，如图1(b)所示，下四分位数值62.7 m，上四分位数值72.9 m，平均值69.1 m。簇间距范围8.54～48.57 m，如图1(c)所示，下四分位数值16.42 m，上四分位数值23.10 m，平均值20.23 m。排量范围10.2～16.6 m3/min，如图1(d)所示，下四分位数值13.0 m3/min，上四分位数值14.2 m3/min，平均值13.7 m3/min。加砂强度范围0.70～3.50 t/m，如图1(e)所示，下四分位数值1.46 t/m，上四分位数值1.95 t/m，平均值1.73 t/m。用液强度范围13.47～47.94 m3/m，如图1(f)所示，下四分位数值25.03 m3/m，上四分位数值29.20 m3/m，平均值27.19 m3/m。

图1 威远页岩气水平井分段压裂参数分布

2 压裂地质模型

以威远20XHXX平台资料为基础，使用Petrel软件建立了该平台三维地质模型，包括构造、属性、天然裂缝和地质力学模型，开展了水力压裂模拟和生产动态拟合，对不同压裂段长的射孔簇数、施工排量、施工规模和水平井间距等进行了模拟。

2.1 威远20XHXX平台地质模型参数

威远20XHXX平台平面网格精度15 m×15 m。在龙马溪组底面的构造控制下，各小层均采用分层数据校正的方法，建立各小层层面模型。依据龙马溪组各小层地层厚度，为了达到纵向上精细划分目的，纵向网格划分精度为1 m，模型最终网格总数8 940 810个，网格节点9 091 192个。威远20XHXX平台模型如图2所示，储层参数包括孔隙度、TOC、总含气量和脆性指数，工程属性包括杨氏模量、泊松比、抗压强度和内摩擦角。

图2 威远20XHXX平台模型参数

2.2 压裂模型校正方法

基于平台地质模型和岩石力学模型，开展体积压裂模拟，建立高精度非结构化网格数值模型，通过产量历史拟合，标定静态模型。

(1)水力压裂模拟

以平台地质力学模型为基础，按实际压裂施工时间顺序，采用拉链式压裂模拟，并考虑缝间、井间应力阴影效应对裂缝形态的影响。采用实际泵注参数拟合施工压力和停泵压力降，使用微地震监测的裂缝长度和高度进行改造体积约束，提高缝网展布预测可靠性。

(2)非结构化网格数值模拟

根据水力裂缝拟合结果，建立高精度非结构化数值模型，表征缝网形态和裂缝导流能力。相比于结构化网格，非结构化网格的优势是用细小网格精细表征高度非均质的裂缝体系，裂缝网格的渗透率由水力裂缝的导流能力分布计算得到，同时用较粗的网格表征基质，并保持原始基质网格结构不变，细致描述裂缝特征的同时，降低总网格数，提高数模运算效率。

3 压裂参数优化

根据威远页岩气水平井压裂参数分布范围，进行阶梯式优化，如图3所示，设定压裂段长50 m、60 m、70 m和80 m，依次对射孔簇数、排量、用液强度、加砂强度和水平井间距进行优化，最终得到与不同压裂段长相匹配的压裂参数和水平井间距。

图3 压裂参数阶梯式优化路线

3.1 压裂参数优化

模拟得到了不同压裂段长与簇数、加砂强度、用液强度等参数的匹配关系。图4是压裂段长60 m时，每千米地层3 a累计产量与射孔簇数、排量、用液强度和加砂强度关系。压裂段长60 m时，射孔簇数增加，累计产量呈先增加后降低的变化趋势，优化簇数6～7簇、簇间距8～10 m。随着簇数增加簇间距缩小，受多簇限流和应力干扰等因素影响，提高了水平井近井地带的改造程度，但簇数太多造成近井地带过度改造，远井地带支撑缝沟通变差，影响累计产量。提高施工排量，累计产量增加趋势明显，优化排量≥16 m3/min。脆性页岩储层，提高排量有利于提高净压力和造复杂裂缝，同时提高液体效率有利增加改造体积。用液强度增加，累计产量呈缓慢增加趋势，优化用液强度约30 m3/m，随着注入液体体积的增加，页岩改造体积呈增加趋势，当改造体积达到一定程度时，注入液量和液体滤失量达到平衡，再依靠提高用液量达到增加改造体积的目的难度较大。提高加砂强度，累计产量呈先增加后平缓的变化趋势，优化加砂强度约2.5 t/m，提高加砂强度可以增加有效的支撑改造体积，进而提高产量，当加砂强度达到一定值，裂缝导流能力满足页岩气导流能力需求后，继续提高加砂强度难以大幅提高累计产量。

图4 压裂段长60 m时，每千米地层3 a累计产量与射孔簇数、排量、用液强度和加砂强度关系

水平井间距影响页岩气的最终采收率，水平井间距小因井间容易压窜、干扰强，降低有效改造体积的范围，最终采收率低；水平井间距过大，压力波及范围有限，井间储量动用程度低，资源浪费严重。图5是压裂段长60 m时不同水平井间距预测20 a的压力分布模拟结果，射孔簇数、施工排量、用液强度和加砂强度采用模拟得到的最优值。当水平井间距320 m时两口水平井生产末期的井间压力未波及范围较小，采出程度较高，优选水平井间距320 m。

图5 压裂段长60 m，不同水平井间距生产末期压力分布

应用该方法，优化出了压裂段长50 m、60 m、70 m和80 m时射孔簇数、排量、用液强度和加砂强度参数值和水平井间距值，如表1所示。不同的压裂段长和射孔簇数有合理的匹配关系，且存在最优的用液强度和加砂强度，随着压裂段长、射孔簇数的增加，需要合理调减水平井间距。

表1 不同压裂段长时压裂参数和水平井间距优化结果

①压裂段长和射孔簇数有合理的匹配关系，压裂段长增加优化的射孔簇数也增加；②提高排量有利提高缝网复杂程度和累计产量；③不同压裂段长存在最优的用液强度和加砂强度，压裂段长增加优化的用液强度和加砂强度也增加；④随着压裂段长、簇数的增加，需要合理调减水平井间距。

3.2 优化结果对比与现场应用

以威20XHXX-b压裂井为例，将实际压裂方案与4种不同模拟方案进行对比，模拟方案中不同的压裂段长采用优化的射孔簇数、用液强度和加砂强度值。表2是实际施工方案与模拟方案以及预测20 a的累计产量数据，该井根据实际压裂施工参数预测的累计产量与不同压裂段长的优化方案的20 a累计产量相比偏低。根据对比结果，本井最优的压裂方案参数值是压裂段长70 m、单段射孔簇数10簇、施工排量16 m3/min、用液强度32 m3/m和加砂强度 2.6 t/m，采用最优方案与实际施工方案相比，20 a累计产量可以提高51.8%。

表2 威20XHXX-b井施工与模拟方案对比数据

通过模拟方案与现场施工实例对比，在威远井区采用大段长、多簇、高加砂强度等压裂措施有利提高单井产量。在该区域推广应用了25口井，平均测试产量达到30.5×104m3/d。

4 结 论

(1)威远页岩气在开发过程中，应用多段密切割缝到大段多簇高密度缝压裂工艺，压裂段长和射孔簇数变化明显。

(2)不同的压裂段长和射孔簇数有合理的匹配关系，且存在最优的用液强度和加砂强度，随着压裂段长、簇数的增加，需要合理调减水平井间距。

(3)针对威远页岩气水平井压裂，建议增加射孔簇数缩小簇间距，提高施工排量，不同压裂段长时采用模拟优化的用液强度和加砂强度值。