蘇10-32-50H井壓裂地質優化設計

劉付喜 （長城鉆探工程公司蘇里格氣田項目部，遼寧 盤錦124010）

1 蘇10-32-50H井基本情況

蘇10區塊位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北側，蘇10-32-50H井位于32-47井區盒8段5＋6＋7小層河道主砂帶上。該井于2009年8月2日開鉆，9月29日完鉆，水平段鉆遇層位：盒8段5＋6、山1段7小層。實鉆A點井深3428m，垂深3260.3m，B點井深4150m，垂深3258.0m。水平段長722m，鉆遇砂巖長度446.3m，砂巖鉆遇率64.3%，其中鉆遇氣層長度132.9m，含氣層＋微含氣層202.2m，有效氣層鉆遇率46.5%。

2 增產潛力分析

2.1 周圍直井生產效果較好

從鄰井生產情況看，蘇10-32-50H井周圍生產包含盒8段5、6、7小層的井有6口，平均單井日產氣2.40×104m3，除32-47井外其余井均為壓裂投產，壓裂增產效果明顯。

2.2 主力產層儲層物性相對較好

蘇10-32-50H井鉆遇主力氣層盒8段6小層為純氣藏。孔隙度一般為3.2%～22.9%，平均值為10.81%；滲透率為 （0.014～8.42）×10-3μm2，平均值為1.23×10-3μm2。

2.3 水平井段穿越多個砂體，縱向有多個儲層，單井控制儲量高

該井鉆遇層位有盒8段5＋6、山1段7小層，平面上氣層沿蘇10-28-53井～蘇10-32-47井方向分布，有效氣層厚度大于10m的區域呈北東向條帶狀展布，向北西至30-48井有效氣層減薄至4.3m，向東南至32-51井有效氣層減薄至3.3m。

主力產層盒8段6小層內部夾層不發育、分布不穩定，有開天窗現象，厚度一般為0.9～2.4m。6小層與5小層儲層之間隔層較發育，平面分布連續，平均厚度2.0m。

縱向上蘇10-32-50H井區鉆遇盒8段5、6、7小層有效氣層有8口井，單井平均厚度6.85m，鉆遇氣層有5口井，單井平均厚度5.71m。

計算該井控制含氣面積0.7146km2，天然氣地質儲量1.57×108m3。

3 壓裂地質優化設計

3.1 裂縫方位分析

蘇10區塊主應力方向為北偏東60～90°，蘇10-32-50H井水平段實鉆方位為22°，壓裂裂縫方位為平行于地應力方向與井軸相交50°左右，裂縫與井眼軌跡正交時效果最好。

3.2 裂縫參數優化

為研究水平井壓裂裂縫參數對水平井產能的影響，以蘇10-32-50H井區基本儲層參數為基礎建立了油藏數值模擬機理模型，采用數值模擬方法優化裂縫參數。

1）裂縫長度 對于低滲透油氣藏，裂縫越長產量越高，形成的裂縫長度大，相應的泄氣面積大、滲流阻力小 （圖1）。水平井段進行裂縫改造能增加采氣能力，但不是一味地增加裂縫長度就能改善氣藏開采效果。

2）裂縫高度 （裂縫在儲層中的位置） 從剖面（圖2）上可以看出，該井水平段井眼軌跡主要在主力層盒8段6小層中穿越，上下的5、7小層儲層發育也較好，水平段位置處5、6、7小層有效氣層厚度在8.8～18.0m之間。

圖1 裂縫半長度對日產氣量的影響

圖2 蘇10-32-50H井水平段剖面圖

考慮不同裂縫位置處儲層條件，為了有效溝通上下儲層，提高水平段縱向掃氣面積，設計時盡量使裂縫能在儲層中溝通多套儲層，本次模擬考慮水平段鉆遇5、6、7層，模擬研究結果表明當裂縫高度同時貫穿5、6、7小層時，水平井開采效果最好。

3）不同加砂規模條件下裂縫參數模擬結果 根據蘇10-32-50H井區的儲層參數進行裂縫參數模擬結果如表1，加砂規模為30m3的條件即可滿足水平段對裂縫幾何參數的要求。

圖3 裂縫高度對開發效果的影響

3.3 壓裂級數的確定

考慮到水平段裂縫要均勻間距、裂縫與井眼軌跡斜交等因素，采取大間距少裂縫方式，在適度規模壓裂的情況下，采用裂縫長度長，裂縫數量少的方案，根據該井水平段井眼軌跡、長度等條件，以及水平井壓裂裂縫優化的結果，按照投入產出比最優化原則，確定水平井壓裂級數為4級，即水平段分為4段進行壓裂。

表1 直井裂縫參數模擬結果統計表

3.4 壓裂裂縫位置的確定

根據該井水平段實鉆情況，考慮端、根部效應，裂縫

位置盡可能靠近A、B點來增加波及體積。為減少裂縫間干擾，裂縫盡可能在水平段均勻分布。具體位置見圖4。1-1：壓裂點為4090m，井段井底～4074m，長度76.0m；1-2：壓裂點為3830.0m，井段3856～3812m，長度44.0m；1-3：壓裂點為3596.0m，井段3626～3580m，長度46.0m；1-4：壓裂點為3440.0m，井段3470～3428m，長度42.0m。

圖4 蘇10-32-50H井分段壓裂設計裂縫位置圖

4 設計結果檢驗

對蘇10-32-50H井進行裂縫監測結果表明，該井分4段壓裂形成了4條相互獨立的主裂縫，其中壓裂第2層時形成了1條次生裂縫，裂縫半長度在140～195m。監測數據顯示，裂縫參數 （表2）與設計結果基本一致。

該井于2009年10月22壓裂后投產，取得了非常好的生產效果，平均日產氣15×104m3左右，累產氣已超過2000×104m3，產量是周圍直井的5倍以上。

表2 蘇10-32-50H裂縫監測裂縫參數

5 結論與認識

通過對蘇10-32-50H井壓后生產情況分析，水平井多級壓裂壓后產能與裂縫條數、裂縫長度、裂縫導流能力和儲層滲透率有關，優化壓裂設計可以最大限度的提高水平井產能和儲量動用程度。