水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)研究

焦紅巖

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院,山東青島 266555； 2. 中石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠, 山東東營(yíng) 257068)

水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)研究

焦紅巖1,2

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院,山東青島 266555； 2. 中石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠, 山東東營(yíng) 257068)

水平井壓裂技術(shù)是開發(fā)難動(dòng)用低滲儲(chǔ)層的有效手段，為更好指導(dǎo)水平井現(xiàn)場(chǎng)壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)和施工，建立考慮導(dǎo)流能力變化的水平井壓裂三維兩相生產(chǎn)動(dòng)態(tài)模型，并用經(jīng)典方法驗(yàn)證其準(zhǔn)確性，并以此為基礎(chǔ)編制水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)模擬軟件，綜合考慮各方面因素，采用單因素分析和多因素分析相結(jié)合的方法對(duì)影響因素進(jìn)行敏感性分析，并選取對(duì)水平井壓裂影響較大的5個(gè)因素，采用正交試驗(yàn)結(jié)合灰色關(guān)聯(lián)分析方法優(yōu)選多因素影響條件下裂縫參數(shù)，分析表明裂縫半長(zhǎng)和條數(shù)是影響壓裂水平井的最主要因素。根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果對(duì)現(xiàn)場(chǎng)一口井進(jìn)行方案優(yōu)選，為現(xiàn)場(chǎng)水平井壓裂的實(shí)施提供重要的指導(dǎo)意義。

水平井壓裂； 裂縫參數(shù)； 優(yōu)化設(shè)計(jì)； 正交試驗(yàn)； 灰色關(guān)聯(lián)分析

水平井壓裂技術(shù)是開發(fā)低滲、特低滲油氣田等難動(dòng)用儲(chǔ)層的有效方法[1-2]，壓裂水平井增產(chǎn)機(jī)理是將流體徑向滲流模式改變?yōu)榫€性滲流模式，具有泄油面積大、油氣流動(dòng)阻力小、提高儲(chǔ)層掃油效率等優(yōu)點(diǎn)[3-5]。近年來，隨著頁(yè)巖氣、致密砂巖油氣等非常規(guī)資源逐漸被重視[6-8]，與之密切聯(lián)系的水平井壓裂技術(shù)也成為研究熱點(diǎn)[9-10]，對(duì)影響壓裂水平井參數(shù)優(yōu)化方面的研究?jī)H限于采用單因素分析方法對(duì)部分參數(shù)進(jìn)行敏感性分析，尚未有全面考慮各個(gè)影響因素的敏感性分析的報(bào)道[11-12]。以建立的油水兩相滲流模型為基礎(chǔ)，全面考慮影響水平井壓裂效果的因素，基于單因素分析的結(jié)果，篩選出影響程度較高的因素，進(jìn)行多影響因素分析，并采取實(shí)例對(duì)水平井壓裂進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)，為現(xiàn)場(chǎng)施工提供指導(dǎo)。

1 數(shù)學(xué)模型

1.1地層滲流模型

1.1.1 假設(shè)條件 只考慮油水兩相，不考慮氣相影響，矩形油藏，套管完井，不考慮井筒本身對(duì)產(chǎn)量的影響，僅依賴于射孔孔眼或裂縫產(chǎn)生。

1.1.2 數(shù)學(xué)模型 將油水兩相運(yùn)動(dòng)方程帶入連續(xù)性方程，得到如下所示兩相滲流方程：

(1)

(2)

1.2裂縫滲流模型

1.2.1 假設(shè)條件 裂寬與裂縫的長(zhǎng)度和高度相比可忽略，不考慮流體在縫寬方向的流動(dòng)，建立二維兩相模型。假設(shè)裂縫為矩形均質(zhì)垂直裂縫，滲透率各向同性；流體滲流符合達(dá)西定律；裂縫導(dǎo)流能力隨時(shí)間的衰減，忽略重力的影響。

1.2.2 數(shù)學(xué)模型

油相：

(3)

水相：

(4)

1.3邊界條件

油藏為封閉邊界油藏，定壓生產(chǎn)；油藏和裂縫視為兩個(gè)相對(duì)獨(dú)立的滲流體系，但在兩者接觸面上滿足流體滲流的流量和壓力的連續(xù)性，裂縫近井筒處壓力為井底流壓。

1.4初始條件

(1) 油藏模型

Pm(x,y)|t=0=Pi,Sw|t=0=Swi

(2) 裂縫模型

Pf(x,y)|t=0=Pi,Swf|t=0=Swi

1.5求解方法

采用有限差分法對(duì)油藏和裂縫數(shù)學(xué)模型進(jìn)行求解，在兩者交界面處網(wǎng)格劃分細(xì)化，兩者是一個(gè)相互聯(lián)系、相互制約的整體，滿足流量的連續(xù)性和壓力平衡，流動(dòng)系數(shù)的確定采用調(diào)和平均法，取前后兩個(gè)單元的平均值。在劃分網(wǎng)格時(shí)，接觸面上兩個(gè)系統(tǒng)的網(wǎng)格相同。在邊界網(wǎng)格外虛擬一排網(wǎng)格，并將其滲透率設(shè)為零以模擬封閉邊界。

采用IMPES方法對(duì)所建數(shù)學(xué)模型進(jìn)行求解，考慮到油藏網(wǎng)格塊有井點(diǎn)或與裂縫有交換時(shí)，對(duì)交換流量做隱式處理，用到對(duì)應(yīng)油藏網(wǎng)格塊壓力時(shí)，取上一步長(zhǎng)計(jì)算的油藏壓力值。在一個(gè)時(shí)間步長(zhǎng)內(nèi)，先計(jì)算油藏壓力，然后計(jì)算裂縫內(nèi)壓力，采用預(yù)處理正交極化法迭代求解壓力方程組；對(duì)飽和度進(jìn)行顯示求解，采用一步壓力多步飽和度算法求解飽和度[13]。即求出(n+1)時(shí)間步長(zhǎng)壓力值后，將時(shí)間間隔分成m段求解飽和度，求出Δtk時(shí)刻飽和度后，重新計(jì)算與飽和度有關(guān)系數(shù)。再求Δtk+1時(shí)刻飽和度，以此類推，直至求出tn+1時(shí)刻飽和度值。

1.6模型準(zhǔn)確性驗(yàn)證

利用比較成熟有代表性的郎兆新等[14]、LiHujun[15]方法驗(yàn)對(duì)建立的水平井壓裂三維油水兩相模型進(jìn)行驗(yàn)證。采用的水平井生產(chǎn)數(shù)據(jù)如下：矩形儲(chǔ)層1 000m×600m×20m，原始地層壓力18MPa，井底流壓10MPa，水平滲透率0.05μm2，孔隙度10%，綜合壓縮系數(shù)0.000 85MPa-1，地層原油黏度1.8mPa·s，壓裂形成3條橫向垂直裂縫，半縫長(zhǎng)100m，滲透率60μm2，縫間距100m，表皮系數(shù)1。

計(jì)算壓裂120d后水平井產(chǎn)能，郎兆新方法、李虎俊方法和該數(shù)值方法得到結(jié)果分別為12.24、13.58、12.75m3/d。數(shù)值模擬計(jì)算值與上述經(jīng)典解析方法得到穩(wěn)定產(chǎn)量時(shí)的最大偏差為8.49%，符合工程計(jì)算需要。通過與解析公式對(duì)比，說明該壓裂水平井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模型是合理的，可用來進(jìn)行兩相狀態(tài)下數(shù)值模擬研究。

2 水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.1基本參數(shù)

水平井基本參數(shù)：射孔完井，垂深2 488m，斜深2 995m，最大井斜角為92.55°，造斜點(diǎn)位于2 262.45m，水平段長(zhǎng)度800m，水平位移909m，原始地層壓力18MPa，井底流壓10MPa，儲(chǔ)層綜合壓縮系數(shù)為0.000 85MPa-1，地層孔隙度為10%，表皮系數(shù)為3，束縛水飽和度20%，殘余油飽和度30%，地層各向異性系數(shù)為0.8，水平方向滲透率為0.05mD，壓裂形成裂縫寬度為4mm，裂縫初始導(dǎo)流能力為20μm2·cm，裂縫導(dǎo)流能力衰減系數(shù)為0.004 5。

儲(chǔ)層流體參數(shù)：地層水密度1 000kg/m3，地下原油密度800kg/m3，地下原油黏度1.8mPa·s，原油體積系數(shù)為1.2，地下水黏度1.0mPa·s，地層水壓縮系數(shù)0.000 54MPa-1，地層巖石壓縮系數(shù)0.000 45MPa-1，地層油壓縮系數(shù)0.000 84MPa-1。油水相對(duì)滲透率及毛管力關(guān)系如圖1所示。

圖1 油水相對(duì)滲透率及毛管力曲線

Fig.1Oil-waterrelativepermeabilityandcapillaryforcecurve

2.2壓裂效果影響因素分析

2.2.1 裂縫長(zhǎng)度 裂縫長(zhǎng)度對(duì)產(chǎn)量的影響如圖2(a)所示。由圖2(a)可知，水平井產(chǎn)油量隨壓裂裂縫長(zhǎng)度增加而增加，增產(chǎn)效果隨生產(chǎn)時(shí)間增加而越發(fā)明顯。對(duì)于具體油藏，在其他參數(shù)一定時(shí)，存在一個(gè)最優(yōu)裂縫長(zhǎng)度，使投入產(chǎn)出比最佳。在本例中，考慮投入產(chǎn)出比，裂縫半長(zhǎng)最佳值應(yīng)為180 m左右。

2.2.2 裂縫條數(shù) 假定裂縫間距為150 m，考察裂縫條數(shù)對(duì)產(chǎn)量的影響，結(jié)果如圖2(b)所示。由圖2(b)可知，油井產(chǎn)量隨裂縫條數(shù)的增加而增加，但當(dāng)裂縫條數(shù)較多時(shí)，產(chǎn)油量和增幅均呈減小趨勢(shì)。分析原因：縫間距隨裂縫條數(shù)的增加而減小，相鄰裂縫間干擾嚴(yán)重，地層壓力降幅較大，使每條裂縫的產(chǎn)量

減小。裂縫條數(shù)增加能增加產(chǎn)油量，但相比于成本增幅，貢獻(xiàn)不大。對(duì)一具體油藏，存在一個(gè)最佳裂縫條數(shù)值，該實(shí)例中裂縫條數(shù)取3～4條即可。

2.2.3 裂縫間距 圖2(c)所示為裂縫間距對(duì)壓裂水平井產(chǎn)量影響，假設(shè)存在兩條半長(zhǎng)為100 m的裂縫，考察不同縫間距對(duì)產(chǎn)量的影響。由圖2(c)可知，當(dāng)裂縫間距大于200 m時(shí)，油井產(chǎn)量隨縫間距的變化很小；當(dāng)裂縫間距為100 m時(shí)，與其他裂縫間距情況下油井產(chǎn)量存在較大差距。分析原因：當(dāng)縫間距較小時(shí)，縫間干擾嚴(yán)重，在縫間形成低壓區(qū)，縫中部位流體在壓差作用下受兩個(gè)大小相等但方向相反的力驅(qū)動(dòng)，形成死油區(qū)，采出油量是有限的。當(dāng)達(dá)到束縛油飽和度時(shí)，就不會(huì)有油流向裂縫，同時(shí)，縫間干擾隨縫間距的增加而減弱，當(dāng)縫間距為200 m時(shí)，縫間干擾基本消失，因此隨間距增加產(chǎn)油量相差不大，本例中建議裂縫間距保持在200 m以上?？p間距增加減少了縫間干擾也不會(huì)給施工帶來難度及費(fèi)用增加，因此，在不影響增產(chǎn)效果的前提下盡量加大縫間距。

2.2.4 裂縫角度 受地質(zhì)條件及鉆井技術(shù)影響，水平井井筒并不一定沿最大主應(yīng)力方向。考察不同裂縫角度對(duì)壓裂效果的影響，如圖2(d)所示。隨裂縫角度增加，油井產(chǎn)量增加。分析原因：縫間垂直距離隨裂縫角度的增加而加大，裂縫控制的泄油面積增減，同時(shí)縫間干擾作用減小。因此，裂縫最佳角度為90°。

圖2 裂縫對(duì)油產(chǎn)量的影響

Fig.2Theinfluenceofcracktooilproduction

2.2.5 非均勻裂縫優(yōu)化

(1) 裂縫間距

在壓裂施工過程中，地應(yīng)力分布的非均勻性使得裂縫可能沿井筒非均勻分布，在兩端間距一定的情況下，按照如圖3(a)所示的4種方案對(duì)非均勻裂縫間距進(jìn)行優(yōu)化，得到如圖3(b)的非均勻裂縫間距對(duì)產(chǎn)量的影響。由圖3可知，4種方案對(duì)產(chǎn)量的影響差別不大，單等間距的方案效果最佳，產(chǎn)量的差異與縫間干擾作用有關(guān)。

圖3 非均勻裂縫間距的影響

Fig.3Theinfluenceofheterogeneousfracturespacing

(2) 裂縫分布

裂縫分布會(huì)使產(chǎn)量受到不同程度影響，按照如圖4所示的5種方案考察非均勻裂縫分布對(duì)壓裂效果的影響。由圖4可知,不同方案之間的產(chǎn)量差異不是很大，方案5的累積產(chǎn)油量最大，每條裂縫都有足夠的泄油面積，縫間干擾最小，但由于復(fù)雜的地層條件，這種情況較難實(shí)現(xiàn)。

圖4 非均勻性裂縫分布的影響

Fig.4Theinfluenceofheterogeneityonthedistributionofthecrack

(3) 裂縫長(zhǎng)度

當(dāng)同時(shí)存在多條裂縫時(shí)，中間裂縫會(huì)對(duì)兩端裂縫產(chǎn)生屏蔽作用，使中間裂縫不能完全發(fā)揮作用，產(chǎn)能相對(duì)要低。按照如圖5所示的3種方案進(jìn)行模擬計(jì)算，方案3的裂縫總長(zhǎng)度最大，同時(shí)產(chǎn)量也最大；方案1次之，但方案1的裂縫總長(zhǎng)度要比方案3小。分析原因是由于方案3中兩端裂縫對(duì)中間裂縫的屏蔽作用造成的。因此，從降低成本方面考慮，在進(jìn)行壓裂設(shè)計(jì)時(shí)可考慮壓裂成方案1所示裂縫。

圖5 非均勻裂縫長(zhǎng)度的影響

Fig.5Theinfluenceofheterogeneouscracklength

2.2.6 導(dǎo)流能力 裂縫導(dǎo)流能力對(duì)產(chǎn)油量影響如圖6所示。從圖6中可以看出，隨裂縫初始導(dǎo)流能力的增加，產(chǎn)量增加；以壓后生產(chǎn)100 d為分界線，之前裂縫導(dǎo)流能力對(duì)產(chǎn)量的影響比較明顯；隨著生產(chǎn)進(jìn)行，儲(chǔ)層壓裂降低及裂縫導(dǎo)流能力的衰減，不同裂縫導(dǎo)流能力下的日產(chǎn)量基本相近。衰減系數(shù)對(duì)裂縫導(dǎo)流能力的影響在壓裂井生產(chǎn)初期表現(xiàn)不明顯，生產(chǎn)后期油井產(chǎn)量隨衰減系數(shù)的增加而降低，并且生產(chǎn)時(shí)間越長(zhǎng)產(chǎn)量差異越明顯。

圖6 裂縫導(dǎo)流能力的影響

Fig.6Theinfluenceoffracturedivertingcapacity

2.2.7 儲(chǔ)層參數(shù) 考察儲(chǔ)層參數(shù)對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能的影響，結(jié)果如圖7所示。由圖7可以看出，壓裂水平井產(chǎn)能與儲(chǔ)層初始滲透率、生產(chǎn)壓差呈正相關(guān)關(guān)系，與初始含水飽和度、油水黏度比呈反相關(guān)關(guān)系；產(chǎn)油量隨含水飽和度的上升而下降，下降幅度由油水相對(duì)滲透率曲線形狀決定，相滲曲線中兩相滲流區(qū)范圍及曲線陡峭程度等都對(duì)壓裂后產(chǎn)量有影響；由于油水黏度的差異，驅(qū)替條件相同產(chǎn)水量要比產(chǎn)油量大，當(dāng)油井見水以后需要考慮油水黏度比。對(duì)于油水黏度比較大的油井，減少水相指進(jìn)是一項(xiàng)重要的生產(chǎn)措施。

圖7 儲(chǔ)層參數(shù)的影響

Fig.7Theinfluenceofthereservoirparameters

2.2.8 壓裂實(shí)施時(shí)間 油井產(chǎn)量隨壓裂實(shí)施時(shí)間的變化如圖8所示。

圖8 單條裂縫壓裂時(shí)間的影響

Fig.8Theinfluenceofasinglefracturing

由圖8可知，油井產(chǎn)量隨壓裂實(shí)施時(shí)間選取的不同而有很大的不同。在生產(chǎn)早期實(shí)施壓裂，地層能量充足，壓裂后油井增產(chǎn)幅度越大。對(duì)于產(chǎn)能未達(dá)到生產(chǎn)要求的低滲油藏，選擇合適的壓裂時(shí)機(jī)顯得非常重要，有必要對(duì)其選井選層，分析壓裂的可行性。

2.3多因素影響裂縫參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

選擇單因素分析時(shí)對(duì)壓裂效果影響最大的5個(gè)因素：裂縫半長(zhǎng)、裂縫條數(shù)、縫間距、裂縫角度及裂縫導(dǎo)流能力，以一年內(nèi)累計(jì)產(chǎn)油量為考察指標(biāo)，設(shè)計(jì)如表1所示的5因素4水平正交試驗(yàn)并結(jié)合灰色關(guān)聯(lián)分析方法優(yōu)選裂縫參數(shù)，并確定出裂縫參數(shù)對(duì)水平井壓裂產(chǎn)能影響程度，以指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工。

表1 正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方案Table 1 Orthogonal test design

續(xù)表1

方案裂縫半長(zhǎng)/m裂縫條數(shù)/條裂縫間距/m裂縫角度/(°)導(dǎo)流能力/(μm2·cm)累計(jì)產(chǎn)油×10-4/m310160220060104.061116038045406.1612160412030307.9213180120045302.5914180216030404.9415180312090105.311618048060207.07

如表1所示的正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方案為16種，而實(shí)際的實(shí)驗(yàn)方案有45種?；疑P(guān)聯(lián)分析方法能夠根據(jù)因素間發(fā)展趨勢(shì)的相似性來衡量各因素間相互關(guān)聯(lián)，在正交試驗(yàn)的基礎(chǔ)上使分析結(jié)果更可靠，可以有效地解決多因素優(yōu)化設(shè)計(jì)問題。

灰色關(guān)聯(lián)分析法的步驟如下：

① 確定累計(jì)產(chǎn)油量為參考序列x0(k)，裂縫半長(zhǎng)、條數(shù)、間距、角度、導(dǎo)流能力等為比較序列xi(k)；

② 將參考序列和比較序列數(shù)據(jù)進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化無(wú)量綱處理，如式(5)所示：

(5)

③ 求參考序列和比較序列的灰色關(guān)聯(lián)系數(shù)εi(k)，如下式(6)所示：

(6)

其中：ρ為分辨系數(shù)，一般取0.5。

④ 求關(guān)聯(lián)度γi，如式(7)所示：

(7)

通過對(duì)正交試驗(yàn)結(jié)果的灰色關(guān)聯(lián)分析得到裂縫半長(zhǎng)、條數(shù)、間距、角度、導(dǎo)流能力與累積產(chǎn)油量的關(guān)聯(lián)度分別為0.698 3、0.785 6、0.623 6、0.638 4、0.646 2。按照灰色關(guān)聯(lián)分析結(jié)果，各因素對(duì)累積產(chǎn)油量的影響程度依次為裂縫條數(shù)、裂縫半長(zhǎng)、導(dǎo)流能力、裂縫角度以及裂縫間距。其中，裂縫條數(shù)和裂縫半長(zhǎng)對(duì)累積產(chǎn)量的影響最大，其他3個(gè)因素的影響程度比較接近。因此，在壓裂施工設(shè)計(jì)時(shí)要優(yōu)先考慮裂縫條數(shù)及半長(zhǎng)。

3 實(shí)例計(jì)算

3.1現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)

高64-平1井是勝利油田一口油井，井區(qū)為中生界三砂組儲(chǔ)層，濱淺湖相沉積以粗粉砂巖和灰質(zhì)砂巖為主，水平井目的層位中生界一、三砂組油層，砂體厚度3～14m。根據(jù)取心資料分析，儲(chǔ)層滲透率(2.8～49.4)×10-3μm2，孔隙度7%～13.7%。地面平均原油密度0.97g/cm3，原油平均黏度為728.6mPa·s，儲(chǔ)層巖石、地層油和地層水壓縮系數(shù)依次為0.000 45、 0.000 84、 0.000 54MPa-1。該井利用液面折算中生界三砂組油層中部壓力為6.37MPa。設(shè)計(jì)水平井高64-平1井區(qū)中生界有效儲(chǔ)層約1.2km2×10m，可采儲(chǔ)量1.33×105t，井控儲(chǔ)量1.0×105t。從加快采油速度，提高產(chǎn)量角度考慮，對(duì)該井實(shí)施水平井多段壓裂作業(yè)。裂縫初始導(dǎo)流能力為30μm2·cm，導(dǎo)流能力衰減系數(shù)為0.004 5，裂縫寬度為0.02cm。

3.2方案優(yōu)選

鑒于正交試驗(yàn)及灰色關(guān)聯(lián)分析、裂縫條數(shù)、裂縫長(zhǎng)度為影響水平井壓裂產(chǎn)能的主要因素，壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)時(shí)優(yōu)先考慮這兩個(gè)因素。根據(jù)儲(chǔ)層情況，結(jié)合上述正交試驗(yàn)結(jié)論，對(duì)高64-平1井進(jìn)行壓裂模擬設(shè)計(jì)，結(jié)果如表3、圖9所示。

表3 壓裂模擬設(shè)計(jì)方案Table 3 Fracturing simulation design

由圖9可知，裂縫條數(shù)對(duì)產(chǎn)量的影響很大，4條裂縫累積產(chǎn)油量比3條裂縫累積產(chǎn)油量大。其中，又以方案4累積產(chǎn)油量最大。但裂縫條數(shù)增加意味著施工成本增加。以凈現(xiàn)值(NPV)為目標(biāo)，對(duì)4套方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)以確定最佳設(shè)計(jì)方案。

圖9 壓裂設(shè)計(jì)方案預(yù)測(cè)累計(jì)產(chǎn)油量曲線

Fig.9Fracturingdesignpredictcumulativeoilproductioncurve

3.3經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

圖10所示為水平井壓裂前后的經(jīng)濟(jì)效益對(duì)比。

圖10 水平井壓裂前后經(jīng)濟(jì)效益對(duì)比

Fig.10Economiccontrastofthehorizontalwellbeforeandafterfracturing

由圖10可知，壓裂措施對(duì)油井增產(chǎn)效果非常明顯，隨壓裂后生產(chǎn)采用方案4的經(jīng)濟(jì)效益最佳。雖然壓成4條裂縫會(huì)使壓裂投資增加，但其經(jīng)濟(jì)效益卻是3條裂縫時(shí)的1.5倍左右。壓后油井的高產(chǎn)量會(huì)比3條裂縫更早的實(shí)現(xiàn)盈利，因此最佳壓裂方案確定為方案4。

4 結(jié)論

(1) 以建立壓裂水平井三維油水兩相滲流模型為基礎(chǔ)，編制軟件對(duì)水平井壓裂裂縫條數(shù)、長(zhǎng)度、間距、夾角、非均勻性分布以及儲(chǔ)層參數(shù)和壓裂施工時(shí)間等影響水平井壓裂的參數(shù)進(jìn)行系統(tǒng)全面的單因素敏感性分析并優(yōu)選壓裂設(shè)計(jì)參數(shù)，最優(yōu)結(jié)果為裂縫條數(shù)3～4條、半長(zhǎng)180 m、角度90°、間距200 m以上，非均質(zhì)性對(duì)產(chǎn)能影響相對(duì)較小，裂縫初始導(dǎo)流能力保持30 μm2·cm。

(2) 壓裂水平井產(chǎn)能與儲(chǔ)層初始滲透率、生產(chǎn)壓差呈正相關(guān)關(guān)系，與初始含水飽和度、油水黏度比呈反相關(guān)關(guān)系。產(chǎn)油量隨含水飽和度上升而下降，下降幅度由油水相對(duì)滲透率曲線形狀決定。油井產(chǎn)量隨壓裂時(shí)間的不同具有很大差異性。對(duì)于產(chǎn)能未達(dá)生產(chǎn)要求的低滲油藏，選擇合適壓裂時(shí)機(jī)非常重要。

(3) 基于單因素參數(shù)敏感性分析結(jié)果，采用正交試驗(yàn)及極差分析相結(jié)合的方法優(yōu)選并確定裂縫幾何參數(shù)。分析表明：裂縫半長(zhǎng)和裂縫條數(shù)對(duì)產(chǎn)能影響最大，其次為裂縫導(dǎo)流能力、裂縫角度及裂縫間距，并且該3個(gè)因素對(duì)水平井產(chǎn)能的影響程度相近；裂縫最優(yōu)參數(shù)為3～4條裂縫，半長(zhǎng)160～180 m，縫間距200 m，角度90°，裂縫導(dǎo)流能力30 μm2·cm。

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(編輯 王亞新)

Optimal Design Research to Fracture Parameters of Horizontal Well Fracturing

Jiao Hongyan1,2

(1.CollegeofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(EastChina),QingdaoShandong266555,China；2.XianheOilProductionPlant,ShengliOilfieldofSINOPEC,DongyingShandong257068,China)

Horizontal well fracturing technology is an effective mean of developing the low,ultra-low permeability reservoirs. For guiding the optimal design and construction of the fracturing of horizontal wells in field, establish the three-dimensional two-phase producing dynamic models considering changes in the conductivity of horizontal well fracturing was established,and the dynamic simulation of horizontal well fracturing production software was prepared to analysis the sensitivity of fracture geometry parameters, reservoir conditions, production of construction time and etc. And the influence degree of all kinds of factors were considered throught single factor and multi-factor analysis.Based on the result of single factor anlysis,five factors that impact larger were selected out for the multi-facor analysis.Orthogonal experiments and grey correlation analysis were used for the mulit-factor analysis.The result shows that the fracture number and length are the main two factors. According to the analysis result,the optimization of the well are done to provide the guidance for implementation of the field horizontal well’s fracturing.

Horizontal well fracturing; Fracture geometry parameters; Optimal design; Orthogonal test; Grey correlation analysis

1006-396X(2014)01-0035-07

2013-02-20

：2013-06-15

國(guó)家重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(2011ZX05051)。

焦紅巖(1975-)，男，博士研究生，高級(jí)工程師，從事油氣田開發(fā)研究;E-mail:jiaohongyan.slyt@sinopec.com。

TE357

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.01.007