大牛地氣田大98井區水平井單井設計優化研究

任廣磊，陳 奎，楊文娟，李雪晴

（中國石化華北分公司勘探開發研究院，河南鄭州450006）

1 前言

結合大牛地氣田大98井區的氣藏地質特征、流體性質，建立相應的水平井數值模擬概念模型，開展該井區水平井單井設計優化研究，制定合理的開發政策，是致密低滲氣藏高效開發中必須研究的關鍵問題［1］。關于氣田水平井的單井設計優化，公開報道的文獻非常多［2－4］。本文同時兼顧了壓裂縫位置、壓裂縫排列方式、壓裂縫長、壓裂縫間距等因素的影響，尤其是基于儲層滲透率，建立了水平井壓裂縫長度、壓裂縫間距的定量地質設計模型，這種定量地質設計方法鮮有報道。針對大98井區多段壓裂水平井整體開發部署，本文應用數值模擬技術，開展大98井區多段壓裂水平井單井設計優化。

2 壓裂水平井單井設計優化

不同井型有不同的開發特點和適用范圍，對于一個具體氣藏主要采用何種井型進行開發，需要從氣藏地質特點和各種井型開發效果對比分析綜合確定［5－7］。

2．1 水平段長度優化

建立不同水平段長度水平井單井模型，計算氣井開發指標，并進行模擬試井，從氣井無阻流量及累產量兩個方面分析優化壓裂水平井水平段長度。

計算結果表明，均質模型條件下，水平段在600～2 000 m范圍內，低滲氣藏多段壓裂水平井穩產期末采出程度、無阻流量隨著水平段長的增加、壓裂段數的增多隨之增加，穩產期末采出程度、無阻流量與水平段長基本呈線性關系（圖1（a）（b））。非均質模型條件下，水平段在1 100～1 500 m 范圍內，水平井產能與水平井段長并不成正比，而是水平段鉆遇含氣砂體越長，水平井產能越高、采出程度越高（圖1（c）（d））。考慮實際氣藏砂體的連續性和分布規律以及鉆井工藝難度，建議水平段長度控制在800～1 200 m。

2．2 水平段延伸方向優化

一般認為人工壓裂縫主要沿最大地應力方向延伸，大牛地氣田最大主應力方向為北東75°。為了研究大牛地氣田水平段延伸方向與最大主應力夾角對壓裂水平氣井的影響，分別建立90°、80°、60°、45°、30°這五種情況下水平段延伸方向，對水平氣井進行單井模擬。

計算結果表明，不同水平段延伸方向對初期無阻流量沒有明顯差異，人工壓裂縫方向對氣井產氣能力影響小（圖2）。但是，隨著水平段延伸方向與最大主應力夾角由90°轉到30°，氣井穩產期末采出程度由16．7%年降低到6．0%，采出程度降低了64．1%。因此，水平段延伸方向盡可能垂直于最大主應力方向。

2．3 水平段垂向位置優化

設置水平氣井在氣層中的偏心距分別為：0．4、0．2、0、－0．2、－0．4，計算其對開發效果的影響。

計算結果表明，不同水平井偏心距穩產期末采出程度、模擬無阻流量沒有明顯差異，即水平段在氣層中的偏心距對壓裂水平井產能及累產氣量沒有影響。但為了有利于水平段在儲層中穿行，建議水平井段盡量位于儲層中部。

圖1 不同模型條件下水平段長度優化對比

圖2 水平段延伸方向優化對比

2．4 壓裂縫位置優化

結合大98井區的實際地質及滲流特征基本數據，建立所有壓裂縫均穿過含氣砂體和部分壓裂縫穿過含氣砂體的單井模型。計算結果表明，所有壓裂縫均穿過含氣砂體時的穩產期末采出程度、模擬無阻流量均高于部分壓裂縫穿過含氣砂體時的穩產期末采出程度、模擬無阻流量（圖3、圖4），建議壓裂縫應盡量穿過含氣砂體。

2．5 壓裂縫半縫長優化

圖3 壓裂縫位置與穩產期末采出程度關系

圖4 壓裂縫位置與模擬無阻流量關系

建立不同滲透率和無因次半縫長單井模型，計算不同裂縫半長對氣井的影響。滲透率從（0．3、0．5、0．7、0．9）×10－3μm2到1．1×10－3μm2，無因次半縫長（Xf／L）從0．05、0．1、0．15、0．2到0．25。

計算結果表明，滲透率一定時，半縫長越長，氣井無阻流量越大，并且成線性關系；對于穩產期末采出程度增加幅度由大變小。通過對不同無因次半縫長采用交匯法可以得到最優無因次半縫長（表1）。對表1數據進行指數擬合，建立了不同滲透率條件下的最優無因次半縫長定量計算模型：

其中，k為氣層滲透率，10－3μm2。

大98井區氣層滲透率為（0．11～1．2）×10－3μm2，平均0．37×10－3μm2，計算得到氣層最優半縫長為176～111 m，平均半縫長為158 m。

表1 不同物性條件下最優無因次裂縫半長結果

2．6 壓裂縫間距（壓裂段數）優化

建立不同滲透率和不同壓裂縫間距單井模型，評價不同裂縫間距對氣井的影響。滲透率從（0．25、0．50、0．75）×10－3μm2到1．0×10－3μm2，壓裂縫間距從50 m、100 m、150 m、200 m、300 m 到400 m。計算結果表明，滲透率一定時，隨著壓裂縫間距變小，氣井模擬無阻流量和氣井穩產期末采出程度都增幅變緩。采用交匯法確定不同物性條件下壓裂縫間距，隨著物性由1×10－3μm2降低至0．25×10－3μm2，水平井最優壓裂間距由200 m降至100 m。

根據不同物性條件下水平井最優壓裂間距計算結果，綜合最優化壓裂間距與模擬無阻流量、累計產氣量之間的關系（圖5），可以確定多段壓裂水平井最優壓裂間距與氣層滲流能力之間的關系公式：n＝11．529e－0．75k，其中，n為最優壓裂間距，m。

圖5 最優壓裂縫間距與氣層滲透率回歸關系曲線

大98井區氣層滲透率為（0．11～1．2）×10－3μm2，平均0．37×10－3μm2，計算得到氣層最優壓裂縫間距為94～213 m，平均裂縫間距為114 m。

2．7 壓裂縫形態優化

在總壓裂縫長一致的情況下，設計4種不同壓裂縫形態，分別模擬不同壓裂縫形態對氣井的影響，即U型模、等縫長模型、V型模型、鋸齒型模型。

數值模擬結果表明，在總壓裂規模一致的條件下 ：鋸齒型壓裂縫分布無阻流量最高（圖6），等長壓裂縫分布穩產期末采出程度最低（圖7）。由以上結果，綜合分析認為人工壓裂縫鋸齒型分布最優。

圖6 壓裂縫形態與模擬無阻流量關系

圖7 壓裂縫形態與穩產期采出程度關系

3 結論

（1）水平段延伸方向盡可能垂直于最大主應力方向，水平段盡量位于氣層中部。

（2）壓裂縫盡量穿過含氣砂體，大98井區最優壓裂縫半縫長為176～111 m，平均半縫長為158 m；最優壓裂縫間距為94～213 m，平均裂縫間距為114 m。壓裂縫采用鋸齒型分布最優。

（3）基于儲層滲透率，建立了水平井壓裂縫長度、壓裂縫間距的定量地質設計模型。

［1］王衛紅，劉傳喜，穆林，等．高含硫碳酸鹽巖氣藏開發技術政策優化［J］．石油與天然氣地質，2011，32（2）：302－310．

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［6］袁士義，冉啟全，徐正順，等．火山巖氣藏高效開發策略研究［J］．石油學報，2007，28（1）：73－77．

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