大牛地致密低滲氣田水平井壓裂穿層可行性分析

劉 威，何 青，陳付虎，張永春，李月麗，余學忠

(1.中國石化華北分公司工程技術研究院，河南鄭州 450006；2.中國石化中原油田分公司采油三廠)

大牛地致密低滲氣田水平井壓裂穿層可行性分析

劉 威1，何 青1，陳付虎1，張永春1，李月麗1，余學忠2

(1.中國石化華北分公司工程技術研究院，河南鄭州 450006；2.中國石化中原油田分公司采油三廠)

大牛地氣田縱向上發育七套氣層，目前成熟的水平井壓裂工藝技術僅能滿足單層開發，如何在不改變現有工藝技術條件下，實現兩層同時動用成為一個開發難點。通過數值模擬，對水平井人工裂縫穿層影響因素進行分析，明確了地質因素穿層界限；對施工參數進行優化，確定了一套適合穿層井的最優參數。現場試驗表明：水平井壓裂過程中人工裂縫能夠實現有效穿層，達到了提高單井產量的同時也降低開發成本的目的。

大牛地氣田；致密砂巖氣藏；水平井；壓裂穿層；可行性分析

1 問題的提出

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部，上古生界自下而上發育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2、盒3七套氣層，氣藏縱向上交錯疊合發育、且產層跨距較大，平面上分片展布、儲層非均質性較強、物性差，氣藏內部差別較大，各套氣層縱向上交錯疊合。經過前期的水平井開發試驗成功后，2012年大牛地氣田的開發方式由前期的直井開發轉變為水平井規模開發，并順利實現了9億方產能建設。目前大牛地氣田采用水平井分段壓裂工藝技術存在一定的局限性，僅實現了單層動用。針對距離較近的儲層，如何通過一口水平井實現一縫壓兩層、上下層均動用，成為工程工藝攻關的目標。

水平井產能建設區中盒1儲層的有效砂體發育穩定，且部分區域內盒1層位與下部山2儲層之間的泥巖隔層較薄(小于6 m)。盒1氣層全區發育，連續性好，厚度相對大，可做主力氣層，同時兼顧山2儲層的特點，選擇盒1和山2氣層作為論證的對象。

2 直井穿層分析

通過對直井的穿層情況進行分析，判斷出裂縫壓開隔層的厚度，進而為下一步水平井穿層分析奠定基礎。主要研究思路是以井溫測井的井為研究對象，結合常規測井資料，對比分析隔層的壓開情況，初步劃分直井實現穿層的最小隔層厚度。

目前共對大牛地氣田10口(11層次)直井進行井溫測井，通過對比分析其中有4井次的隔層被壓開，7井次未被壓開(表1)。初步認為，當隔層厚度大于7 m之后，隔層很難被壓開。

3 水平井穿層影響因素分析[1-4]

人工裂縫延伸影響因素主要分為可控和不可控因素，其中地質因素是影響裂縫高度的不可控因素，施工參數和壓裂液性能是可控因素(表2)。通過軟件模擬，對水平井人工裂縫穿層影響地質因素進行分析，確定壓裂技術界限。

上古生界砂巖儲層最小水平主應力為38.38～48.40 MPa，泥巖最小水平主應力為43.34～52.22 MPa；砂泥巖應力差3.66～10.90 MPa，砂泥巖地應力差值較大。山西組和石盒子組靜態楊氏模量為18.29～19.37 GPa；遮擋層的靜態楊氏模量為21.91～27.32 GPa，總體趨勢為隨深度的增加儲隔層楊氏模量差增加。

3.1 儲隔層應力差對裂縫穿層的影響

研究結果表明(圖1)：①隔層地應力大，人工裂縫在隔層中的張開程度小于儲層，在儲隔層界面上裂縫寬度產生突變；②儲隔層地應力差增大會限制裂縫高度的延伸，當儲隔層地應力差增大到一定程度時，將導致裂縫無法穿透隔層。

3.2 隔層厚度對裂縫穿層的影響

研究結果表明(圖2)：①隔層厚度增大會限制裂縫高度的延伸，當隔層厚度增大到一定程度時，將導致裂縫無法穿透隔層；②在儲隔層地應力差為6 MPa左右時，5～6 m隔層能有效阻止人工裂縫穿層延伸。

表1 大牛地氣田直井隔層壓開情況統計

表2 人工裂縫延伸影響因素

圖1 不同儲隔層應力差裂縫延伸尺寸對比

圖2 不同隔層厚度裂縫延伸尺寸對比

3.3 儲隔層楊氏模量對裂縫穿層的影響

研究結果表明(圖3)：楊氏模量較小的儲層，人工裂縫穿過隔層時縫寬突變減小，人工裂縫穿層能力較弱；隔層楊氏模量變化時，隔層中人工裂縫縫寬變化不大，對人工裂縫穿層影響不大。

圖3 不同儲隔層楊氏模量裂縫延伸尺寸對比

3.4 地質影響因素穿層界限

通過對地質影響因素的分析，針對儲隔層應力差和儲隔層厚度這兩個主控因素，確定了明確的地質穿層界限(表3)。

4 水平井施工參數優化研究

(1)施工排量對裂縫穿層的影響。由圖4可知，排量為3～5 m3/min時，縫高變化幅度在3 m左右，排量超過4 m3/min之后，裂縫高度變化不大，因此建議排量為4～5 m3/min。

(2)施工規模對裂縫穿層的影響。由圖5可知，隨著加砂規模的增加，裂縫高度有所增加，但變化不大，建議35～50 m3加砂規模。

(3)壓裂液黏度對裂縫穿層的影響。由圖6可知，當壓裂液黏度超過150 mPa·s，縫高增加緩慢。

表3 地質影響因素穿層界限

注：L1為穿過隔層縫長，m；L2為表隔層最小縫寬，mm；L3為隔層最大縫寬，mm。

目前大牛地氣田壓裂液黏度一般能達到120 mPa·s以上，現有的壓裂液體系基本能夠滿足縫高要求。

5 現場應用及效果分析

以DPH-65井為例，該井鉆遇的儲層條件較差，顯示段砂巖百分比29.25%，平均全烴凈增值也只有10.5%。導眼井測井資料顯示盒1和山2層之間僅有4 m的泥巖隔層，砂體反演圖顯示水平段盒1和山2的隔層較薄，且山2砂體顯示較好，具有實現穿層獲得高產的條件，因此選擇該井作為試驗井。

對DPH-65井采用裸眼預置管柱分11段壓裂，優化平均加砂規模38.5 m3，施工排量4.3～4.4 m3/min。該井順利完成施工，實際平均加砂規模38.5 m3，施工排量4.0～4.4 m3/min，滿足穿層技術界限。

通過與鄰井(DP52H盒1)對比(表4)，DPH-65井無阻流量、初期日產量氣量明顯高于DP52H，同時壓降速率也明顯低于臨井，初步分析認為該井實現了盒1和山2的同時動用。

圖4 施工排量與裂縫高度關系 圖5 加砂規模與裂縫高度關系 圖6 壓裂液黏度與裂縫高度關系

表4 DPH-65井與臨井數據對比分析

井號DPH-65DP52H顯示段砂巖百分比/%29．2519．95全烴凈增值/%10．53．5平均加砂量/m338．531．3施工排量/(m3·min-1)4．0～4．44．0～4．2無阻流量/(104m3·d-1)11．56．61平均壓降速率/(MPa·d-1)0．150．31

6 結論

(1)對直井穿層情況的對比分析表明，隔層厚度大于7 m之后是很難被壓開的。

(2)儲隔層應力差和儲隔層厚度是影響水平井穿層的主控因素，當隔層厚度小于5 m、隔層應力差小于6 MPa時，一般能夠實現穿層。

(3)對4～5 m3/min的施工排量、35～50 m3的加砂規模和現有的壓裂液體系能夠滿足穿層要求。

[1] A V Akulich,A V Zvyagin.Interaction between hydraulic and natural fractures[J].Fluid Dynamics，2008，43(3):428-435.

[2] 姚飛，陳勉，吳曉東，等.天然裂縫性地層水力裂縫延伸物理模擬研究[J].石油鉆采工藝，2008，30(3):83-86.

[3] 李兆敏,蔡文斌,張琪,等.水平井壓裂裂縫起裂及裂縫延伸規律研究[J].西安石油學報(自然科學版)，2008，23(5):46-48.

[4] 曾凡輝,郭建春,何頌根, 等.致密砂巖氣藏壓裂水平井裂縫參數的優化[J].天然氣工業,2012,32(11):54-58.

編輯：李金華

1673-8217(2015)04-0117-03

2014-10-25

劉威，工程師，碩士，1986年生，2012年畢業于成都理工大學能源學院，現從事油氣田增產工藝技術研究工作。

TE357

A