川西水平井分段壓裂效果影響因素分析

龍 學

(中國石化集團西南石油局井下作業(yè)公司)

川西淺中層氣藏連續(xù)開發(fā)10多年，位于構(gòu)造主體部位的J3P氣藏和J2S22、J2S24氣藏優(yōu)質(zhì)天然氣儲量已大幅度動用，現(xiàn)轉(zhuǎn)而對XM滾動區(qū)的J3P氣藏及某區(qū)J2S21、J2S23氣藏進行規(guī)模開發(fā)。由于這些氣藏儲層砂體在平面上的展布范圍小，多為分支條帶狀或透鏡體狀，且儲層物性較差，孔隙度在4%～14%范圍內(nèi)，滲透率的非均質(zhì)性強，在裂縫發(fā)育帶，滲透率很高，可達幾個毫達西，在裂縫欠發(fā)育帶，滲透率又可低達0 mD，多數(shù)都屬Ⅱ～Ⅲ類儲層，富集的天然氣儲量多為相對劣質(zhì)的儲量，采用直井和定向斜井壓裂開發(fā)的方式溝通的天然氣“儲滲體”或“富氣單元”較少，壓裂增產(chǎn)效果較差，采收率低，不能滿足高效開發(fā)的需要。目前多采用水平井和水平井分段壓裂的開發(fā)方式開發(fā)，其中，J2S氣藏壓裂效果總體較好，但壓后產(chǎn)量的差異較大，一些井獲得了中—高產(chǎn)氣流，一些井獲得了低產(chǎn)氣流，還有的井處于工業(yè)氣流的下限。XM滾動區(qū)J3P氣藏水平井壓裂效果相對較差，有50%以上的井壓后未獲得工業(yè)氣流。為了探索川西淺中層氣藏水平井分段壓裂效果差異的原因，尋求提高壓裂增產(chǎn)效果的技術(shù)對策，本文對影響川西水平井壓裂效果的因素進行了系統(tǒng)分析，提出了提高水平井分段壓裂增產(chǎn)效果的對策建議。

1 川西水平井分段壓裂現(xiàn)狀

截止目前，在川西某區(qū)及XM滾動區(qū)淺中層氣藏部署的水平井達數(shù)十口，這些水平井經(jīng)分段壓裂后增產(chǎn)效果總體較好，大部分水平井獲得了工業(yè)產(chǎn)能，獲得的天然氣無阻流量在2.8565×104～27.6×104m3/d，平均單井獲得的天然氣無阻流量14.3360×104m3/d，是相鄰直井壓后平均無阻流量的1.15～7.97倍。但J3P氣藏壓裂的水平井中，只有不到50%的井獲得了工業(yè)產(chǎn)能，還有50%以上的井壓裂后未獲得工業(yè)天然氣產(chǎn)能。某區(qū)J2S氣藏壓裂井雖然都獲得了工業(yè)氣流，但壓裂效果差異較大，壓后獲得的天然氣無阻流量大于15×104m3/d的井占38.39%；無阻流量在10×104～15×104m3/d范圍的井占33.33%；無阻流量在10×104m3/d以下的井占27.78%。按無阻流量的25%配產(chǎn)，某區(qū)J2S氣藏壓裂水平井中只有25%的井輸氣產(chǎn)量在5×104m3/d以上，屬中低產(chǎn)工業(yè)氣井，其它的J2S水平井和部分J3P水平井均屬低產(chǎn)工業(yè)氣井。

2 水平井分段壓裂效果的影響因素

2.1 儲層物性對壓裂效果的影響

儲層物性主要指儲層孔隙度和滲透率?？紫妒怯蜌鈨臻g，孔隙度越大，越有利于油氣儲集，儲層含油氣性越好；滲透率是油氣滲流條件的表征，滲透率越高，越有利于油氣的滲流，壓裂后增產(chǎn)效果越好，產(chǎn)量越高。反之，儲層孔隙度越低，越不利于油氣儲集，滲透率越低，越不利于油氣滲流，壓后增產(chǎn)效果越差，甚至沒有產(chǎn)量(表1)。

2.2 水平井筒分布方向?qū)毫研Ч挠绊?/h3>

(1)水平井筒方向與砂體展布方向的關(guān)系對壓裂效果的影響

表1 川西淺中層氣藏儲層物性與水平井壓裂效果統(tǒng)計表

水平井筒方向與砂體展布方向的關(guān)系主要指水平井筒部署方向是否與有利砂體分布或延展的方向一致。

因為儲層砂體是油氣富集的物質(zhì)基礎(chǔ)，而川西淺中層氣藏儲層的沉積微相主要是水下分支河道沉積，砂體多呈分支條帶狀展布特征，砂體在平面上的展布寬度窄，且砂體含氣性與物性和厚度密切相關(guān)，物性好和厚度較大的砂體，含氣性好，多為優(yōu)質(zhì)砂體，只有水平井筒方向部署在這類砂體展布范圍之內(nèi)，壓裂后才可望獲得工業(yè)天然氣產(chǎn)能，或壓裂增產(chǎn)效果才好(表2)。由表2可見，分段壓裂后天然氣無阻流量大于9×104m3/d以上的水平井，其水平井筒方向都與有利砂體展布方向相同或相近，而天然氣無阻流量在5×104m3/d以下的水平井，其水平井筒方向都與有利砂體展布方向不一致。因此，為了提高水平井的壓裂增產(chǎn)效果，應盡可能將水平井筒部署在有利砂體展布范圍內(nèi)。

表2 水平井筒方向與有利砂體展布方向的關(guān)系對壓裂效果的影響表

(2) 水平井筒方向與地應力方向的關(guān)系對壓裂效果的影響

水平井分段壓裂最好效果是形成多條垂直于水平井筒的橫向裂縫，最忌形成沿水平井筒軸線延伸的縱向裂縫(圖1)。只有水平井筒方向與最小水平主應力方向一致時，分段壓裂才能形成多條垂直于水平井筒的橫切裂縫而獲得最佳的效果，否則，若水平井筒方向與最小水平主應力方向垂直時，壓裂便形成一條沿水平井筒分布的縱向裂縫而獲得最差的效果。川西淺中層水平井壓裂效果明顯地體現(xiàn)著這一規(guī)律(表3)。由表3可見，分段壓裂后，天然氣無阻流量在8×104m3/d以上的水平井，其水平井筒方向都與最小水平主應力方向一致，而天然氣無阻流量在5×104m3/d以下的水平井，其水平井筒方向都與最小水平主應力方向不一致。因此，要提高水平井壓裂增產(chǎn)效果，應盡可能將水平井筒部署在最小水平主應力方向上。

圖1 水平井壓裂裂縫形態(tài)示意圖[1]

2.3 分段壓裂參數(shù)對壓裂效果的影響

(1) 加砂量對壓裂效果的影響

由川西壓裂水平井平均單段無阻流量與平均單段加砂量的關(guān)系曲線可見(圖2)，隨著平均單段加砂量的增加，壓后平均單段貢獻的天然氣無阻流量呈總體上的增大趨勢，表明隨著單段加砂量的增加，支撐裂縫導流能力增加，壓后平均單段貢獻的天然氣無阻流量增加，因此，為了提高每段裂縫的導流能力，進而提高單井的壓裂增產(chǎn)效果，應合理提高平均單段的加砂量。

表3 水平井筒方向與最小水平主應力方向的關(guān)系對壓裂效果的影響

圖2川西淺中層水平井平均單段加砂量與天然氣無阻流量關(guān)系曲線

(2)平均砂比對壓裂效果的影響

由川西壓裂水平井平均單段無阻流量與平均單段砂比的關(guān)系曲線可見(圖3)，隨著平均砂比的增加，天然氣無阻流量呈總體上的增加趨勢，表明隨著平均砂比的增加，水力裂縫的支撐效果變好，支撐裂縫導流能力增加，壓后天然氣無阻流量增加。因此，為了提高每段裂縫的導流能力，進而提高單井壓后增產(chǎn)效果，應合理提高每段裂縫的平均砂比。

圖3川西壓裂水平井平均單段無阻流量與平均單段砂比的關(guān)系曲線

(3)分段數(shù)量對壓裂效果的影響

由川西水平井分段壓裂后單井總無阻流量與分段數(shù)量的關(guān)系曲線可見(圖4)，水平井壓裂后無阻流量與分段數(shù)的關(guān)系大致可分為兩段，在分段數(shù)量為8段以內(nèi)時，天然氣無阻流量較高，且隨著分段數(shù)量增加，單井天然氣無阻流量呈總體上的增加趨勢；當分段數(shù)量超過8段以后，單井無阻流量很小，并隨著分段數(shù)量的增加呈總體上的下降趨勢，表明隨著壓裂分段數(shù)量的增加，地層中的天然氣經(jīng)裂縫流向井筒的流動通道或途徑增加，匯集到井筒中的天然氣量增加，因此，壓后天然氣無阻流量或產(chǎn)量增加[2-3]。但分段數(shù)量不能無限增加，因為水平井段上的各條裂縫之間存在著油氣滲流干擾[4]，在給定長度的水平井段內(nèi)，隨著壓裂段數(shù)量增多，裂縫間距減小，裂縫之間的滲流干擾增大，天然氣經(jīng)裂縫流向水平井筒的流動阻力增加，進而影響天然氣向井筒的流動。因此，當分段數(shù)量增加到一定數(shù)量之后而繼續(xù)增加壓裂分段數(shù)量時，天然氣無阻流量或產(chǎn)量反而下降。

圖4川西壓裂水平井單井總無阻流量與分段數(shù)量的關(guān)系曲線

川西水平井經(jīng)多級多縫分段壓裂后，每段裂縫貢獻的天然氣無阻流量并不與分段數(shù)量呈正相關(guān)關(guān)系，而是呈較明顯的負相關(guān)關(guān)系，即隨著單井壓裂分段數(shù)量的增加，每段裂縫貢獻的天然氣無阻流量呈明顯的下降趨勢(圖5)。因此，從天然氣開發(fā)成本與經(jīng)濟性角度看，川西水平井壓裂中對分段數(shù)量的追求并非越多越好，應盡可能控制在適宜的范圍之內(nèi)。

(4)分段間距對壓裂效果的影響

由川西壓裂水平井分段壓裂間距與天然氣無阻流量的關(guān)系曲線可見(圖6)，分段間距與壓后天然氣產(chǎn)能的關(guān)系復雜，分段間距在120 m以內(nèi)時，隨著分段間距的增加，壓后天然氣無阻流量呈不嚴格的總體上升趨勢，表明隨著分段間距的增加，裂縫間的滲流干擾減小，天然氣在裂縫中的流動阻力減小，因此，壓后天然氣的產(chǎn)量或無阻流量呈總體上的上升趨勢。當分段間距大于120 m時，隨著分段間距的增加，壓后天然氣無阻流量呈總體上的下降趨勢，表明在水平井段長度一定的情況下，分段間距的增加意味著裂縫數(shù)量的減小，而裂縫數(shù)量的減小，天然氣從地層流向井筒的通道減少，天然氣無阻流量減小。因此，采用多級多縫分段壓裂時，分段間距應盡可能保持在120 m左右為宜。

圖5川西壓裂水平井單段天然氣無阻流量與分段數(shù)量的關(guān)系曲線

圖6 川西水平井分段壓裂間距與產(chǎn)能的關(guān)系曲線

3 結(jié)論與建議

川西淺中層氣藏水平井分段壓裂效果主要與儲層物性、水平井筒部署方向、砂體展布方向和地應力分布方向、平均單段加砂量、平均單段砂比、分段數(shù)量、分段間距等密切相關(guān)，儲層孔隙度和滲透率越高、水平井筒部署在有利砂體展布范圍內(nèi)與最小水平主應力方向一致、分段壓裂的平均單段加砂量越大、平均砂比越高，水平井分段壓裂后的平均單井或單段產(chǎn)量越高，壓裂增產(chǎn)效果越好；反之，則平均單井或單段貢獻的天然氣產(chǎn)量越低，壓裂增產(chǎn)效果越差，甚至不能獲得工業(yè)天然氣產(chǎn)能。

當分段壓裂的段數(shù)在8段以內(nèi)和分段間距在120 m附近時，隨著分段數(shù)量和分段間距的增加，壓裂后天然氣產(chǎn)能增加，但分段數(shù)量超過8段和分段間距超過120 m以后，隨著分段數(shù)量和分段間距的增加，壓裂后天然氣產(chǎn)量則隨之減小，壓裂增產(chǎn)效果變差。

因此，建議在部署川西淺中層水平井時應盡可能將水平井筒部署在儲層物性較好和含氣性較好的有利砂體展布范圍之內(nèi)，且水平井筒方向應盡可能與最小水平主應力方向一致；在進行水平井分段壓裂時，應合理增加平均單段加砂量和平均砂比；在給定水平井筒長度的情況下，應將分段數(shù)控制在8 段以內(nèi)，分段間距控制在120 m左右，以期獲得良好的增產(chǎn)效果，實現(xiàn)川西淺中層氣藏剩余天然氣儲量的有效開發(fā)。

1 劉振宇，劉洋，賀麗艷，等. 人工壓裂水平井研究綜述[J]. 大慶石油學院學報，2002，26(4)：96-99.

2 唐汝眾，溫慶志，蘇建，等. 水平井分段壓裂產(chǎn)能影響因素研究[J]. 石油鉆探技術(shù)，2010，38(2)：80-83.

3 曾凡輝，郭建春，徐嚴波，等. 壓裂水平井產(chǎn)能影響因素[J]. 石油勘探與開發(fā)，2007，34(4)：474-477.

4 李樹松，段永剛，陳偉，等. 壓裂水平井多裂縫系統(tǒng)的試井分析[J]. 大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25(3)：67-69.