蘇里格低滲氣藏水平井壓參數優化分析

李慧瓊

(西北大學地質學系，陜西 西安 710069)

劉曉瑞,馬占國

陳冠旭

(西北大學地質學系，陜西 西安 710069)

蘇里格低滲氣藏水平井壓參數優化分析

李慧瓊

(西北大學地質學系，陜西 西安 710069)

劉曉瑞,馬占國

陳冠旭

(西北大學地質學系，陜西 西安 710069)

為了保證水平井開發效果，達到提高氣藏產能和采收率的目的，以區域地質特征為基礎，通過數值模擬的手段，建立單井數值模型，對蘇里格氣田蘇6井區壓裂水平井裂縫參數，包括裂縫半長、裂縫間距、裂縫條數和裂縫夾角等影響因素進行了優化研究。研究結果表明，總體而言，產量隨著裂縫長度、間距、數量和夾角的增加而增加；裂縫長度大于120m以后，產量增加的幅度明顯變緩，建議裂縫半長在50～60m之間，裂縫間距250m，6條裂縫且兩端裂縫位置應使邊界距離至少大于裂縫間距；在同等裂縫長度下，供給區域小，產能較高；在無預知裂縫方位情況下分段壓裂的間距要求不小于設計縫長。

低滲氣藏；水平井；壓裂；數值模擬；優化設計

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中北部，勘探范圍約2×104km2，是發育于上古生界煤系烴源層之上的大型巖性圈閉氣藏，以“低壓、低滲透、低豐度”而著稱。水平井技術作為提高單井產量的有效手段，是開發此類氣藏的最主要方式之一[1]。國內外實踐證明，壓裂水平井技術能最大限度地增加水平井筒與地層接觸面積，提高儲量動用程度，減少污染，降低成本，提高單井產量[2]。人工壓裂所產生的裂縫影響水平氣井的產能，進而影響經濟效益。因此筆者針對蘇6區塊，采用不穩態的氣藏滲流與井筒耦合的生產動態分析，建立氣井動態分析模型，以流量和壓力變化為依據，科學的進行了壓裂水平井裂縫參數包括裂縫半長、裂縫間距、裂縫條數和裂縫夾角等對產能的影響，并對蘇X井加以產能優化。

1 蘇里格氣田有效儲層分類

通過儲層的綜合研究，利用孔隙度、滲透率、結合孔隙結構參數和砂巖含氣性、動態特征等參數，將蘇里格氣田砂巖共分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類和Ⅳ類(見表1)。Ⅰ類為相對高孔高滲儲層，占統計總砂巖的7%左右；Ⅱ類為中等儲層，占統計總砂巖的13%左右；Ⅲ類是差儲層，占統計總砂巖的35%左右；Ⅳ類為非儲層，占砂巖的45%左右。

表1 儲層分類特征值

2 壓裂水平井優化分析

蘇里格氣田普遍采用井下節流的生產工藝[3]，使油壓與井底流壓的自然聯系被阻斷，實測流壓困難，在該條件下利用井口資料進行動態分析，必須以單井開采系統為研究對象，將井筒流動與氣層滲流作為一個整體，采用不穩態的氣藏滲流與井筒耦合情況下的生產動態分析[4-5]，建立氣井動態分析模型[6-7]，以流量和壓力變化為依據，科學地分析整個采氣系統在不同條件下的工作狀態。同時，優化壓裂水平井的各項主要參數，包括裂縫長度、裂縫間距、裂縫數量、裂縫夾角。

2.1裂縫長度

假設供給區域為2000m×1500m，生產壓差5MPa，分別對比了3類有效儲層在裂縫間距為50m和150m，裂縫長度為20、40、60、80、100、120、140、150m時，產能隨裂縫長度增加的變化，進而確定最優裂縫長度。通過儲層研究，第Ⅳ類儲層只有晶間微孔，基本不連通，為非儲層，所以未進行研究。由圖1和圖2可以看出，在生產初期，隨著壓裂縫長度的增加，水平井的產能增幅迅速增加；當水平井壓裂縫長度達到120m后，水平井的產能改善作用較弱，該規律與裂縫間距大小無關。因此，推薦壓裂規模的裂縫半長為50～60m為宜。

圖1 3類儲層裂縫間距等于50m時裂縫長度對產能影響圖 圖2 3類儲層裂縫間距等于150m時裂縫長度對產能影響圖

2.2裂縫間距

供給區域為1500m×1000m，生產壓差5MPa。3類儲層裂縫間距對產能影響如圖3所示。 由圖3可見，裂縫間距與產能呈現正向線性關系。其中，6條裂縫250m大間距條件下的產能偏高，主要是由于2端部裂縫過分接近供給邊界，正常情況下設計2端部裂縫位置應使邊界距離至少大于裂縫間距。

圖3 3類儲層裂縫間距對產能影響

2.3裂縫數量

圖4 不同供給區域下裂縫數量影響

圖5 非正交裂縫的產能下降同幅度對比

不同供給區域下裂縫數量影響如圖4所示。從圖4可以看出，在裂縫分布未過分接近邊界的條件下，裂縫數量與產能呈現較好的線性關系；在同等裂縫長度條件下，供給區域小對應的壓降小，對應流動初期的狀態，因而產能較高。

2.4裂縫夾角

在鉆井過程中，由于受地應力分布等地質條件的影響，平井軌跡的方向可能不一定在最大或最小水平主應力方向上，這樣裂縫就會與水平井井筒有一個夾角。此外，水平井多段壓裂可能形成多條非正交裂縫，在水平井與地應力方向受限條件下，尋求裂縫間距與長度的合理組合，避免裂縫方位的不利影響。

針對蘇里格Ⅰ類儲層考慮裂縫間距與裂縫長度組合的3類情況：裂縫間距小于縫長，供給區域為800m×500m，裂縫間距50m，裂縫長度150m，生產壓差5MPa；裂縫間距等于縫長，供給區域為1000m×1000m，裂縫間距100m，裂縫長度100m，生產壓差5MPa；裂縫間距大于縫長，供給區域為1600m×500m，裂縫間距200m，裂縫長度130m，生產壓差5MPa。因裂縫井筒非正交的產能下降幅度對比如圖5所示。由圖5可知，總體上是裂縫夾角越小導致裂縫間的干擾越嚴重，產能下降幅度增加，夾角>50°以上的影響較小(產能下降幅度約<5%)。間距小于縫長時夾角影響較大，間距大于等于縫長后夾角影響較小而且兩者接近。因長條形供給區域邊界干擾，略放大了“間距>縫長”模式的夾角影響。由此推薦，在無預知裂縫方位情況下分段壓裂的間距要求應大于等于設計縫長。

3 實施效果評價

3.1鉆井顯示

蘇里格氣田蘇6區塊蘇X水平井開展了不動管柱水力噴砂分段壓裂，水平井長度1588.9m，平均有效厚度為9.8m，平均滲透率為0.195×10-3μm2，平均孔隙度為10.3%，平均含氣飽和度為65%，地層壓力為30.5MPa。該井分3段壓裂，累計加砂量為93.1m3，測試無阻流量83.3×104m3/d，套壓24.545MPa，日產氣量13×104m3,累計產氣量127.4206×104m3。壓裂方案及裂縫產能貢獻分布見表2。

表2 壓裂方案及裂縫產能貢獻分布(生產60d)

圖6 蘇X井不同生產時間下的流率對比

由表2可知，第1段裂縫處于低滲帶，單位長度的產能貢獻水平低，幾乎等同于水平段，該段壓裂意義不大，需要調整到高滲帶；第2段裂縫周圍的滲透率最高，因此單位長度的產能貢獻最大。從流率分布圖(見圖6)可見中間位置的裂縫供給區域明顯低于2端裂縫。

3.2壓裂3段優化方案

由表2壓裂4段優化方案的數據可知，選擇高滲帶壓裂后的生產壓差明顯降低(由6.5MPa下降到3.108MPa)，裂縫的單位長度產能遠大于水平段井筒。但是，第3和第4條裂縫均位于高滲帶內，壓力場反映出這2條縫的距離過近、干擾嚴重，第4條裂縫的產能貢獻僅為7.36%，遠小于其他裂縫，因此，該段壓裂意義不大。取消第4條段壓裂，增大第3段壓裂規模，裂縫長度提升到240m，第3條裂縫的產能貢獻為71.38%，遠大于壓裂4段方案的第3段產能貢獻60.36%，綜合考慮成本，優選壓裂3段。

4 結 論

低滲透氣藏水平井壓裂改變了低滲透儲層的滲流特性，可以大幅度提高低滲透氣藏產能。致密低滲氣藏壓裂水平井數值模擬過程表明：產量隨著裂縫長度、間距、數量和夾角的增加而增加；裂縫長度大于120m以后，產量增加的幅度明顯變緩，建議裂縫半長在50～60m之間，裂縫間距250m，6條裂縫且兩端裂縫位置應使邊界距離至少大于裂縫間距；在同等裂縫長度條件下，供給區域小，產能較高；在無預知裂縫方位情況下分段壓裂的間距要求大于等于設計縫長。

[1]孫玉平,陸家亮,鞏玉政,等.我國氣藏水平井技術應用綜述[J].天然氣技術與經濟,2011(1):24-27.

[2]張應安.松遼盆地致密砂巖氣藏水平井多級壓裂現場實踐[J].天然氣工業,2011,31(增刊2):14-17.

[3]吳革生，王校明，韓東,等.井下節流技術在長慶氣田試驗研究及應用[J].天然氣工業,2005，25(4):65-67.

[4]陳堅,劉紅,陳偉,等.井筒與油藏耦合作用下的不穩態產能預測[J].油氣井測試,2002,11(2):13-15.

[5]李軍詩,侯建鋒,胡永樂,等.壓裂水平井不穩定滲流分析[J].石油勘探與開發,2008,35(1):92-96.

[6]李曉平,龔偉,唐庚,等.氣藏水平井生產系統動態分析模型[J].天然氣工業,2006,26(5):96-98.

[7]羅志峰,趙立強,劉平禮,等.裂縫性油藏壓裂水平井生產動態模擬研究[J].西南石油大學學報(自然科學版),2011,33(1):88-94.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.12.030

TE37

A

1673-1409(2012)12-N092-04