致密氣田水平井壓裂縫地質設計優化研究
——以大牛地氣田為例

任廣磊，周涌沂，陳 奎，楊文娟，李雪晴

(1. 中國石化華北分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450006；2. 中國石化華北分公司氣田開發處)

致密氣田水平井壓裂縫地質設計優化研究
——以大牛地氣田為例

任廣磊1，周涌沂2，陳 奎1，楊文娟1，李雪晴1

(1. 中國石化華北分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450006；2. 中國石化華北分公司氣田開發處)

為提高致密氣田水平井多級壓裂效果，兼顧壓裂縫位置、壓裂縫排列方式、壓裂縫長、壓裂縫間距、壓裂縫導流能力等因素的影響，建立了水平井壓裂縫長度、壓裂縫間距、壓裂縫導流能力的定量地質設計模型，并以大牛地氣田地質情況為例，給出了各影響因素的優化設計效果，該優化設計方法可操作性強，具有推廣使用價值。

大牛地氣田；水平井設計；壓裂；數值模擬

1 問題的提出

鄂爾多斯盆地氣田具有“低滲透率、低壓力、低豐度、薄儲層、強非均質性”的特征[1]。致密低滲油氣田多級壓裂水平井開發目前已成為油氣開發領域的研究熱點。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[2]。關于氣田水平井的壓裂縫優化設計公開報道的文獻非常多[3-8]，但大部分僅限于壓裂縫間距和壓裂縫長度的優化設計，關于壓裂縫位置、壓裂縫排列方式和壓裂縫導流能力的地質優化設計鮮有報道，尤其是壓裂縫的定量地質設計方法更是少之又少。針對大牛地氣田多段壓裂水平井整體開發部署，本文應用數值模擬技術，進行了多段壓裂水平井壓裂縫地質優化設計。

2 壓裂縫地質設計

2.1 單井模型

應用Eclipse數值模擬軟件建立多段壓裂水平井單井模型網格步長10 m×10 m，采用局部加密網格模擬人工壓裂縫，局部加密網格步長2 m×10 m。模型孔隙度為9.0%，滲透率為0.5×10-3μm2，基質相滲為大10井盒1氣層165號巖心樣品相滲實驗結果，壓裂縫相滲為裂縫理論相滲曲線，地層流體高壓物性為大13井盒1段地層流體PVT試驗數據。

2.2 壓裂縫長度設計模型

結合大98井區的實際地質及滲流特征基本數據，建立不同滲透率條件下的數值模擬概念模型，在此定義無因次壓裂縫半長為壓裂縫半長與井距的比值，并研究不同無因次壓裂縫半長(0.05、0.10、0.15、0.20、0.25)對水平井穩產期末采出程度的影響，如圖1所示。

圖1 裂縫半長優化對比圖

根據某一滲透率條件下穩產期末采出程度與無因次壓裂縫半長之間的對應關系曲線，采用交會法確定該滲透率條件下的最優無因次壓裂縫半長(見圖1和表1)。根據不同滲透率條件下的最優無因次壓裂縫半長數據表，擬合得到基于滲透率的無因次壓裂縫半長設計模型為：

Lhf=0.184 e-0.42kR2=0.9811

因此，最優壓裂縫長度設計模型為：

Lf=0.368dwe-0.42k

2.3 壓裂縫間距設計模型

表1 不同滲透率下的最優無因次壓裂縫半縫長

研究不同壓裂縫間距(50 m、100 m、150 m、200m、300 m、400 m)對水平井產能的影響，如圖2所示。根據某一滲透率條件下水平井產能與壓裂縫間距之間的對應關系曲線，采用交會法確定該滲透率條件下的最優裂縫間距(見圖2和表2)。根據不同滲透率條件下的最優壓裂縫間距表，擬合得到基于滲透率的最優壓裂縫間距設計模型為

d= 102.35 e0.52kR2=0.9928

圖2 壓裂縫間距優化對比圖

表2 不同滲透率條件下的最優壓裂縫間距

滲透率/10-3μm2最優壓裂縫間距/m1．00170．6250．75153．0350．50134．8460．25115．130

2.4 壓裂縫導流能力設計模型

結合大98井區的實際地質及滲流特征基本數據，建立不同滲透率條件下的數值模擬概念模型，并研究不同壓裂縫導流能力(5、10、20、50、75、100、150 μm2·cm)對水平井產能的影響，如圖3所示。根據某一滲透率條件下水平井產能與壓裂縫導流能力的對應關系曲線，采用交會法確定該滲透率條件下的最優壓裂縫導流能力(見圖3和表3)。根據不同滲透率條件下的最優壓裂縫導流能力數據表，擬合得到基于滲透率的壓裂縫導流能力設計模型為：

T= 35.189k0.1324R2=0.9939

2.5 壓裂縫位置設計

(1)壓裂縫應盡量穿過含氣砂體。結合大98井區的實際地質及滲流特征基本數據，分別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數值模擬模型。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20.07%，模擬無阻流量13.74×104m3/d；部分壓裂縫穿過含氣砂體時的穩產期末采出程度18.82%，模擬無阻流量12.54×104m3/d。

表3 不同滲透率下的最優壓裂縫導流能力

圖3 壓裂縫導流能力優化對比圖

(2)當一個砂體中僅可壓一條縫時，壓裂縫應位于砂體中部。結合大98井區的實際地質及滲流特征基本數據，分別建立單個裂縫在含氣單砂體中部和邊緣的數值模擬模型。計算結果表明，壓裂縫在含氣單砂體中部時的穩產期末采出程度19.22%、模擬無阻流量13.15×104m3/d；壓裂縫在含氣單砂體邊緣時的穩產期末采出程度18.19%，模擬無阻流12.01×104m3/d。

(3)當一個含氣砂體可壓裂多條縫時，壓裂縫在該含氣砂體中應均勻分布，并且靠近砂體邊緣的壓裂縫與砂體邊緣的距離，應控制在最優裂縫間距的一半左右。結合大98井區的實際地質及滲流特征基本數據，分別建立單個含氣砂體中壓裂縫均勻分布和非均勻分布不同位置模式下的數值模擬模型。

計算結果表明，壓裂縫在含氣單砂體中均勻分布時的穩產期末采出程度19.93%，模擬無阻流量13.67×104m3/d；壓裂縫在含氣單砂體中非均勻分布時的穩產期末采出程度19.38%，模擬無阻流量13.16×104m3/d。兩種情況對比，單砂體可以壓裂多條縫時，壓裂縫在含氣單砂體中應等間距均勻分布，壓裂縫之間的距離根據最優壓裂縫間距設計模型確定，并且靠近砂體邊緣的壓裂縫與砂體邊緣之間的距離不能太小，應控制在最優裂縫間距的一半左右，用以增大有效的供氣面積。

2.6 壓裂縫排列方式設計

當同一砂體中有兩口以上水平井時，為了優化相鄰兩水平井的壓裂縫排列方式，建立裂縫交錯排列與正對排列兩種情況的數值模擬模型。在兩個模型中，儲層滲透率取0.32×10-3μm2，壓裂縫間距根據設計模型確定為120.9 m，壓裂縫長用設計模型確定為321.7 m，壓裂縫導流能力由設計模型確定為30.3 μm2·cm。

計算結果表明，壓裂縫交錯排列時的穩產期末采出程度16.24%，模擬無阻流量22.57×104m3/d；壓裂縫正對排列時的穩產期末采出程度16.21%，模擬無阻流量22.20×104m3/d。兩種方式結果對比，壓裂縫采用交錯排列方式效果較好。

3 結論與認識

(1)根據本文得到的設計模型，結合水平井所在位置處的實際物性參數，可以具體確定壓裂縫間距、壓裂縫長度、壓裂縫導流能力、壓裂縫位置和壓裂縫排列方式。

(2)壓裂縫應盡量穿過含氣砂體；當一個含氣砂體僅可壓裂一條縫時，壓裂縫的位置應位于含氣砂體的中部；當一個含氣砂體可壓裂多條縫時，壓裂縫在該含氣砂體中應均勻分布，并且靠近砂體邊緣的壓裂縫與砂體邊緣的距離應控制在最優裂縫間距的一半左右。

(3)當一個含氣砂體中存在兩口以上水平井時，相鄰兩水平井之間的壓裂縫應交錯排列。

符號說明

Lhf——無因次壓裂縫半長，無量綱；Lf——壓裂縫長度，m；d——壓裂縫間距，m；T——為壓裂縫導流能力，μm2·cm；k——儲層滲透率，10-3μm2；dw——相鄰水平井之間的井距，m。

[1] 盧濤,張吉,李躍剛,等.蘇里格氣田致密砂巖氣藏水平井開發技術及展望[J].天然氣工業,2013,33(8):38-43.

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[3] 謝維揚,李曉平.水力壓裂縫導流的頁巖氣藏水平井穩產能力研究[J].天然氣地球科學,2012,23(2):387-391.

[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.

[5] 高海紅,曲占慶,趙梅.壓裂水平井產能影響因素的實驗研究[J].西南石油大學學報(自然科學版),2008,30(4):73-76.

[6] 李廷禮,李春蘭.低滲油氣藏壓裂水平井產能電解模擬實驗研究[J].中國海上油氣,2005, 17(6): 389.

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編輯：李金華

1673-8217(2015)01-0089-03

2014-07-31

任廣磊，工程師，碩士，1985年生，2012年畢業于中國地質大學(北京)油氣田開發專業，現從事油氣田開發研究工作。

國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地大牛地致密低滲氣田開發示范工程”(2011ZX05045) 。

TE357

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