水平井分段壓裂裂縫間距優化技術研究

趙亞東，吳 明，王 敩，趙 旸

（遼寧石油化工大學, 遼寧 撫順 113001）

水平井分段壓裂裂縫間距優化技術研究

趙亞東，吳 明，王 敩，趙 旸

（遼寧石油化工大學, 遼寧 撫順 113001）

在水平井分段壓裂設計中，裂縫間距的選取是一項十分重要的內容。針對目前裂縫間距選擇方法不完善的問題，從極限泄油半徑、產能模擬、巖石可壓性、壓裂工藝特點、儲層厚度等方面進行了研究，得到五種優化裂縫間距的方法，可為現場應用提供理論參考。

水平井分段壓裂; 裂縫間距; 泄油半徑; 可壓性

近些年來，在新探明的原油儲量中，低滲透儲量的比重約占 70%[1]。低滲透油氣藏的特點是滲透率低、單井產量小，有時不采取增產措施就無產油能力。水平井分段壓裂技術能增大油藏的泄油面積，改變流體滲流規律、提高單井產量，是開發低滲透油氣藏的主導工藝。國外于 20 世紀 80 年代開始研究該項技術[2]，目前我國也在這方面有了一定的進展。水平井分段壓裂設計中壓裂參數的選取直接影響壓裂效果的好壞，其中裂縫間距就是一個非常重要的影響因素。針對水平井分段壓裂中裂縫間距選擇方法不完善的問題，開展了裂縫間距的優化技術研究。從極限泄油半徑、產能模擬、巖石可壓性、壓裂工藝特點、儲層厚度等方面對裂縫間距的優化進行了研究。

1 根據油井的極限泄油半徑優化

1.1 油井的極限泄油半徑

實驗研究表明，低滲透油氣藏的滲流特點不符合達西定律，當油藏的驅替壓力梯度達到某一定值時，液體質點才開始流動，該驅替壓力梯度稱為啟動壓力梯度[3]。

隨著井筒半徑的增加，油藏的驅替壓力梯度降低，直到驅替壓力梯度降低到啟動壓力梯度時，井筒中不再有可流動的液體，此時井筒的半徑即為該油井的極限泄油半徑，其經驗公式如下[4]：

式中：r極限—油井的極限泄油半徑，m；

Pe—有效邊界壓力，MPa；

Pw—油井井底壓力，MPa；

K—有效滲透率，10-3μm2；

μ—流體的地下粘度，mPa·s。

1.2 根據油井的極限泄油半徑優化裂縫間距

要確定合理的裂縫間距，應當綜合考慮兩方面因素，即油井要有較好的產能和較高的儲量動用程度。若裂縫間距過大，則裂縫間的儲量動用程度低，從而造成儲量的損失；若裂縫間距過小，則會產生裂縫間的干擾現象，影響油井的產能。

由儲層特征可獲得相應的參數，代入上式可計算得出油井的極限泄油半徑。經大量實驗證明[5]，當取極限泄油半徑的2倍為裂縫間距時，可以避免裂縫間的干擾，同時獲得較好的產能和較高的儲量動用程度。如某井的極限泄油半徑為 50 m，則取裂縫間距為 100 m，從而根據合理的裂縫間距對水平段進行分段壓裂改造。

2 結合產能模擬優化

2.1 模型的建立與模擬

1993 年，Raghavan[6]用直井等效裂縫，通過疊加原理求得裂縫水平井產能模型；同年，Guo[7]利用保角變換原理得到裂縫水平井穩態產能公式；1999年，張學文[8]等人利用數值模擬的方法，研究了低滲透油藏中壓裂水平井的動態；2006 年，曾凡輝[9]等人利用勢的疊加理論得到壓裂水平井產能模型；2011 年，張汝生[10]等人利用油藏描述軟件 Eclipse中的黑油模型與壓裂設計軟件 FracproPT 相結合，預測了水平井分段壓裂的產能。

以某井為例，其儲層參數如下：油藏厚度 250 m，油藏埋深 2 550 m，原始地層壓力 34.84 MPa，地層孔隙度 14.9%，平均滲透率 1.1×10-3μm2，地面原油粘度 15.1 mPa·s，地面原油密度 0.869 8 g/cm3，地層水礦化度 1 192 8 mg/L。以該井地質模型為基礎，設計 5 種不同的裂縫間距，分別為 60，80，100，120，140 m，應用數值模擬軟件來模擬開發效果，得到不同裂縫間距累計產油量隨時間變化的曲線（見圖 1）。從圖 1 可以看出，累計產油量隨裂縫間距的增大而增大。當裂縫間距為 60 m 時，存在裂縫間干擾現象，累計產油量偏低；當裂縫間距為 100 m 時，干擾現象不明顯，累計產油量較穩定；當裂縫間距為 120、140 m 時，累計產油量沒有明顯的增加趨勢，這是由于過大的裂縫間距造成了儲量的損失。因此，該區塊的最佳裂縫間距取值為 100 m（圖 1）。

圖 1 不同裂縫間距累計產油量隨時間變化曲線Fig. 1 Change curves of cumulative production of different fracture spacing with time

2.2 不同裂縫間距組合的優化

受儲層條件的影響，地應力分部不均勻，因此壓裂產生的裂縫分布也會不均勻[11]。曾凡輝[12]等人實驗了在總裂縫間距一定的條件下，不同間距組合對產量的影響。假設裂縫條數為4條，裂縫半長為120 m，取相等間距（實驗 1）、間距從小到大（實驗 2）、間距從大到小（實驗 3）、兩端小中間大（實驗 4）、兩端大中間小（實驗 5）5 種不同間距組合模擬某油井產量（見表 1）。

表 1 不同裂縫組合水平井累計產油量Table 1 The cumulative oil production for different combinations of horizontal well fractures

從表1可以看出，在總裂縫間距一定的條件下，不同裂縫間距的組合對產能有一定影響。當裂縫間距的分布是兩端小中間大時，水平井產能最高；當裂縫間距的分布是兩端大中間小時，水平井產能最低。其余三種組合產能居中。因此，要提高壓裂水平井的產能，可以增大中間裂縫的間距，減小端部和底部的間距[13]。

3 根據巖石可壓性優化

3.1 巖石可壓性

巖石可壓性是指在開發頁巖儲層時，通過勘探其地質特征，評價該儲層能否被有效壓裂的性質[14]。2011 年美國能源信息署估計，全世界頁巖氣地質儲量約為 716×1012m3，其中我國頁巖氣地質儲量約為163×1012m3，這說明我國頁巖氣的開發前景廣闊。目前，國外的頁巖氣開發技術相對成熟[15,16]，國內的相關研究才剛剛起步。

頁巖氣藏具有孔隙度小、滲透率低、氣流阻力大、開采周期長等特點，因此，要獲得良好的經濟效益必須實施壓裂增產改造。頁巖的可壓性受脆性指數、礦物成分、天然裂縫、成巖作用等因素的影響，其中最主要的因素是脆性指數。頁巖的脆性指數是指儲層中脆性礦物所占的比例，如石英、鈣質等[17]。脆性指數越大，巖石可壓性越好，形成的裂縫越易延伸，裂縫形態越復雜；反之，巖石可壓性差，裂縫形態單一。

3.2 根據巖石可壓性優化裂縫間距

結合儲層的物性參數和脆性指數，可通過室內實驗的方法評價巖石的可壓性[18]。對于可壓性好的儲層，其壓裂反應敏感，可產生大規模的裂縫體積和復雜的網狀裂縫，為了防止壓裂段被重復動用，應適當的增加裂縫間距；對于可壓性差的儲層，為了使底層的儲量更易被動用，同時使每條裂縫發揮最大作用，應適當的減小裂縫間距。

4 根據分段壓裂工藝特點優化

4.1 水平井裸眼分段壓裂

水平井裸眼分段壓裂是目前應用較廣泛、施工效果較好的一種先進的壓裂工藝，近些年在國內外各大油氣田逐漸推廣應用，并且取得了較高的經濟效益。該工藝的特點是投球打開滑套、不動管柱生產、完井成本低、施工速度快、對儲層傷害小、能增大水平井的滲流面積，從而獲得更高的產能[19]。

水平井裸眼分段壓裂施工工藝的第一步是通井，其目的是修復井壁并保證完井工具能夠順利的下入到預定位置；第二步是下入完井管柱，替漿后，投球使裸眼封隔器、頂部懸掛器坐封，正轉管柱并丟手；第三步是下入壓裂油管柱，該壓裂油管柱將作為后續生產管柱使用；第四步是在地面安裝采油樹，同時給管柱加壓打開壓差滑套，開始第一段壓裂。第一段壓裂結束后，依次投入不同尺寸的坐封球，打開各段的投球滑套，壓裂相應層段[20]。

4.2 根據分段壓裂工藝特點優化裂縫間距

水平井裸眼分段壓裂中投入的每個坐封球存在一定的極差，通常是先投入小尺寸球，坐封后，再依次投入較大尺寸的球。根據現場裂縫監測的經驗，小尺寸球坐封后，該層段形成的裂縫發育不完全，多呈現單翼縫；而遠離井底的層段經大尺寸球坐封后，裂縫發育較好。因此，壓裂時應在前部段適當的增加裂縫間距，尾部段適當的減小裂縫間距，從而更有效的開發儲層，達到優化的目的。

5 根據儲層厚度優化

儲層厚度是開發儲層的一項重要指標，針對頁巖儲層的開發，根據北美頁巖水平井分段壓裂的經驗[21]，裂縫間距與儲層厚度呈線性相關關系，通常儲層厚度的 1～1.5 倍為裂縫間距。例如，某井水平段長度為 600 m，該區儲層厚度為 58～75 m，則可初步設定裂縫間距為 65 m，壓裂級數為 9 段。

6 結 論

（1）取油井極限泄油半徑的 2 倍為裂縫間距時，可以避免裂縫間的干擾，同時獲得較好的產能和較高的儲量動用程度。

（2）應用數值模擬軟件模擬產能和裂縫間距的關系，可以對比得出最佳的裂縫間距取值。另外，不同的裂縫間距組合對產能也有一定的影響，應增大中間裂縫的間距，減小端部和底部的間距。

（3）對于可壓性好的儲層，應適當增加裂縫間距；反之，應適當減小裂縫間距。

（4）對于應用水平井裸眼分段壓裂工藝的儲層，由于不同尺寸球的影響，應在前部段增加裂縫間距，尾部段減小裂縫間距。

（5）針對頁巖儲層，通常取儲層厚度的 1～1.5倍為裂縫間距。

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Research on Optimizing Fracture Spacing of Multistage Fracturing in Horizontal Wells

ZHAO Ya-dong，WU Ming，WANG Xiao，ZHAO Yang
（Liaoning Shihua University, Liaoning Fushun 113001, China）

How to select the fracture space is an important content in the design of multistage fracturing in horizontal wells. But existing selection methods of the fracture spacing are not perfect. In this paper, through study on ultimate drainage radius, productivity simulation, crushability of rock, characteristics of fracturing technology and reservoir thickness, five methods for optimizing fracture spacing were obtained, which could provide theoretical reference for field application.

Multistage fracturing in horizontal wells; Fracture spacing; Drainage radius; Crushability

TE 357

： A文獻標識碼： 1671-0460（2014）07-1361-03

2013-12-07

趙亞東（1989-），女，山東東營人，碩士研究生在讀，研究方向：從事油氣田開發技術研究。E-mail：372612405@qq.com。