叢式水平井井組壓裂工藝技術(shù)研究及試驗

何 青，李國鋒，陳 作，李月麗，劉世華

（1.中國石化華北分公司，河南鄭州450006；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

叢式水平井井組壓裂工藝技術(shù)具有占用土地少，道路、氣站、管線等地面設(shè)施重復(fù)投資少和管理集中的特點，可加快油氣田勘探開發(fā)速度，降低鉆井和壓裂改造成本。國外叢式井組技術(shù)起步早，技術(shù)較為成熟，美國Chevron公司在Piceance盆地天然氣田開展了叢式井場的應(yīng)用，曾在一個叢式井平臺上用20d壓裂了22口井，極大地提高了施工效率。但是，國內(nèi)對于叢式水平井井組壓裂的研究和應(yīng)用較少[1-5］，可借鑒的經(jīng)驗十分有限，尤其是針對叢式水平井井組的壓裂裂縫整體布局、裂縫參數(shù)和施工參數(shù)等的優(yōu)化還有待深入研究。為了進一步提高大牛地氣田特低滲透儲層的儲量動用程度，加快天然氣開發(fā)，筆者結(jié)合大牛地氣田的儲層特征，開展了叢式水平井井組壓裂工藝及設(shè)計優(yōu)化等相關(guān)研究，優(yōu)化了叢式水平井井組壓裂方式及壓裂整體布局、裂縫參數(shù)和施工參數(shù)。

1 壓裂工藝優(yōu)選及壓裂方式優(yōu)化

借鑒國內(nèi)外頁巖氣叢式水平井井組壓裂改造思路，綜合考慮叢式井單井位置和應(yīng)力干擾，試驗應(yīng)用同步壓裂技術(shù)，探索同步壓裂提高致密低滲儲層產(chǎn)能的有效性[6］。

1.1 壓裂工藝優(yōu)選原則

1）滿足整體壓裂實施要求。a）為了進一步增加改造體積，增大裂縫復(fù)雜性，達到提高產(chǎn)量的目的，綜合考慮單井位置和應(yīng)力干擾，盡可能采用同步壓裂技術(shù)，以提高改造體積和壓裂效果；b）增大加砂規(guī)模，盡可能擴大井網(wǎng)范圍內(nèi)的泄氣面積；c）縮短作業(yè)周期。

2）優(yōu)選較成熟的壓裂工藝。從大牛地氣田水平井分段壓裂工藝應(yīng)用井?dāng)?shù)和成功率情況來看，多級管外封隔器分段壓裂工藝已較為成熟，水力噴射拖動管柱分段壓裂工藝次之。

3）提高單井產(chǎn)量。各種分段壓裂工藝壓裂后的效果對比表明，采用多級管外封隔器分段壓裂工藝壓裂后的平均單井無阻流量為7.1×104m3／d，采用水力噴射拖動管柱分段壓裂工藝壓裂后的平均單井無阻流量為4.1×104m3／d，從提高單井產(chǎn)量角度來看，采用多級管外封隔器分段壓裂工藝最佳。

4）縮短作業(yè)周期。目前大牛地氣田的水平井壓裂段數(shù)一般為8～10段，若采用水力噴射拖動管柱分段壓裂，其作業(yè)周期為16～20d；若采用多級管外封隔器分段壓裂工藝，僅需要1d就可以完成壓裂施工。因此，從縮短作業(yè)周期和提高施工效率方面來看，選用多級管外封隔器分段壓裂工藝。

1.2 壓裂工藝優(yōu)選結(jié)果

大牛地氣田實施叢式水平井井組的目的是提高開發(fā)效率、降本增效，探索更為高效、成熟的壓裂工藝技術(shù)，因此從滿足整體壓裂實施要求、提高單井產(chǎn)量、縮短作業(yè)周期等方面綜合考慮，選用多級管外封隔器分段壓裂工藝[7-9］進行叢式水平井井組分段壓裂。

1.3 叢式水平井井組壓裂方式優(yōu)化

在進行叢式水平井井組壓裂方式優(yōu)化時，主要考慮依次壓裂和同步壓裂方式對于提高井組產(chǎn)量的有效性。前期同步壓裂技術(shù)僅在國內(nèi)油井井組上有所應(yīng)用，在氣井上的應(yīng)用未見報道，因此主要借鑒國外的應(yīng)用情況[10-11］。同步壓裂技術(shù)在北美 Woodford頁巖和Barnett頁巖改造中應(yīng)用廣泛，并取得了較好的效果。St1H和St2H井進行了同步壓裂，壓裂后第1月和第2月的累計產(chǎn)量均高于其他未同步壓裂井，產(chǎn)量提高21%～55%（見圖1）。國外文獻調(diào)研表明，實施同步壓裂井的單井產(chǎn)能比單獨壓裂井的產(chǎn)能要高，因此，大牛地氣田叢式水平井井組壓裂采用同步壓裂技術(shù)。

圖1 同步壓裂井與非同步壓裂井的累計產(chǎn)量對比Fig.1 Cumulative production comparison of simultaneously-fractured and non-simultaneously fractured wells

2 叢式水平井布縫方式與裂縫參數(shù)優(yōu)化

大牛地氣田大8—大10井區(qū)盒1氣藏水平井井組以壓裂后累計產(chǎn)氣量為目標(biāo)，以數(shù)值模擬為技術(shù)手段，對叢式水平井井組壓裂裂縫參數(shù)進行了優(yōu)化。

2.1 數(shù)值模型建立

大牛地氣田大8—大10井區(qū)盒1儲層氣藏中深2 645.00m，單井控制面積3.03km2；地層壓力系數(shù)0.93，原始地層壓力24.12MPa。采用單井模型進行數(shù)值模擬研究，模型中流體為氣、水兩相，其中水處于束縛水狀態(tài)。單井水平段長1 000m，矩形泄氣面積；對于水平井，按照最小主應(yīng)力方向布井[12-13］。

2.2 裂縫整體設(shè)計方案優(yōu)選

水平井水力裂縫整體布局研究是在給定的水平段長度下研究如何布置裂縫位置，這是影響壓裂后產(chǎn)量的一個主要因素。

2.2.1 裂縫間距設(shè)計

選取5種間距方案（見圖2）對產(chǎn)量進行模擬。根據(jù)不同縫間距組合數(shù)據(jù)，利用所建立的水平井壓裂后產(chǎn)能預(yù)測模型，計算得出5種縫間距方案下累計產(chǎn)氣量隨時間的變化曲線（見圖3）。

圖2 裂縫間距方案設(shè)計Fig.2 Design of different fracture spacing scheme

從圖3可以看出，裂縫間距對壓裂水平井的產(chǎn)氣量有一定影響，產(chǎn)量由低到高依次是方案2、方案3、方案4、方案5和方案1。當(dāng)2條裂縫靠近時，相互間的干擾作用會加??；當(dāng)裂縫為等間距時，產(chǎn)氣量明顯大于其他方案，因此在裂縫條數(shù)一定時，應(yīng)盡量保證等間距分布，以減少裂縫間的相互干擾。

圖3 不同裂縫間距下的累計產(chǎn)氣曲線Fig.3 Cumulative gas production curve under different fracture spacing

2.2.2 單井裂縫長度設(shè)計

在裂縫總長度一定的情況下，設(shè)計4種不同裂縫分布形態(tài)（見圖4），分別模擬不同裂縫形態(tài)對氣井產(chǎn)氣量的影響。

圖4 不同裂縫形態(tài)示意Fig.4 Schematic diagram of different fracture shapes

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，在總壓裂規(guī)模一定的條件下，裂縫交錯分布時的無阻流量最高（見圖5）；裂縫等長分布時的穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度最低（見圖6）。綜合分析認為，最優(yōu)方案為人工裂縫長短交錯分布模式。

圖5 裂縫形態(tài)與模擬無阻流量的關(guān)系Fig.5 Relation between fracture shape and simulated open-flow capacity

圖6 裂縫形態(tài)與穩(wěn)產(chǎn)期采出程度的關(guān)系Fig.6 Relationship between fracture shape and recovery degree in stable production period

2.2.3 井間布縫

在叢式井的布縫中，首先考慮2口相鄰井中的2條裂縫是相對裂縫還是交錯裂縫，研究壓裂后是相對裂縫的產(chǎn)氣量高還是交錯裂縫的產(chǎn)氣量高。

研究發(fā)現(xiàn)，縫間距在250m以下時，不論縫長比如何，交錯布縫和相對布縫的累計產(chǎn)氣量都基本相同，分段壓裂布縫可以不考慮交錯與相對；縫間距超過250m時，間距越大，交錯布縫波及面積越大，累計產(chǎn)氣量越高。

2.3 裂縫參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)盒1儲層的基本參數(shù)，并結(jié)合已壓裂井試氣成果，應(yīng)用ECLIPSE氣藏模擬軟件和Meyer裂縫模擬軟件，進行了水力裂縫參數(shù)優(yōu)化[14］。以3年累計產(chǎn)氣量為目標(biāo)函數(shù)進行模擬優(yōu)化計算，模擬變量主要包括：盒1儲層在水平段長度為1 000m的情況下，模擬計算最優(yōu)的裂縫間距、裂縫數(shù)量、裂縫半長和裂縫導(dǎo)流能力對產(chǎn)能的貢獻。

2.3.1 裂縫間距優(yōu)化

裂縫間距的大小直接影響裂縫干擾的程度，間距越小干擾越嚴(yán)重。水平井設(shè)置4條裂縫，裂縫間距均等，計算間距分別為50，100，150，200，300，400和450m時壓裂水平井的產(chǎn)氣量和累計產(chǎn)氣量，結(jié)果見圖7和圖8。

從圖7可以看出，當(dāng)裂縫間距為50～300m時，裂縫間存在嚴(yán)重的相互干擾。累計產(chǎn)氣量與裂縫間距呈拋物線，說明在裂縫數(shù)量相同的情況下，間距越大產(chǎn)氣量越大，當(dāng)達到一定值時，隨著裂縫間距的增加，裂縫之間的干擾逐漸減弱。因此，最佳裂縫間距在150m左右。

圖7 不同裂縫間距對應(yīng)的產(chǎn)氣量曲線Fig.7 Gas production curve under different fracture spacing

圖8 不同裂縫間距對應(yīng)的累計產(chǎn)氣量曲線Fig.8 Cumulative gas production curve under different fracture spacing

2.3.2 裂縫數(shù)量優(yōu)化

裂縫均勻分布在1 000m的水平段上，分別計算裂縫為4～12條時水平井的產(chǎn)能變化。計算結(jié)果表明，水平井的產(chǎn)量隨著裂縫數(shù)量的增加而增大，但增加的幅度越來越?。煌瑫r裂縫數(shù)量的影響主要在生產(chǎn)初期，穩(wěn)定期后差別較小；裂縫數(shù)量達到9條后，產(chǎn)能增加幅度明顯變小。不同的氣藏存在一個最佳的裂縫數(shù)量，裂縫為7～9條即裂縫間距在150m左右時，縫間干擾與產(chǎn)量之間達到平衡，生產(chǎn)效果較好。

2.3.3 裂縫半長優(yōu)化

水力裂縫長度越長，產(chǎn)氣量越高，這是由于裂縫長度增大，使波及體積增加。但對單井產(chǎn)氣量而言，裂縫長度存在一個最優(yōu)值，超過最優(yōu)長度后，產(chǎn)氣量的增加幅度變小。

采用數(shù)值模擬法、交匯法和不穩(wěn)定產(chǎn)能方程法進行計算，得出在盒1儲層，水平段長度為1 000m條件下，裂縫半長為150～200m時，生產(chǎn)效果最佳。

2.3.4 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

裂縫導(dǎo)流能力是影響壓裂水平井產(chǎn)能的敏感因素之一。模擬研究了裂縫導(dǎo)流能力分別為10，20，30，40和50D·cm時的水平井生產(chǎn)動態(tài)，結(jié)果表明，不同裂縫初始導(dǎo)流能力下的產(chǎn)氣量是不同的，隨著初始導(dǎo)流能力的增大，產(chǎn)氣量逐漸增加；導(dǎo)流能力達到30D·cm后，產(chǎn)氣量增加幅度很小，因此最優(yōu)裂縫導(dǎo)流能力為30D·cm。

3 叢式水平井組壓裂設(shè)計及施工參數(shù)優(yōu)化

3.1 施工排量

以儲層垂深3 000m、水平井長度4 500m、壓裂液摩阻取清水摩阻的30%為條件，計算不同直徑壓裂管柱、不同裂縫延伸壓力梯度、不同排量下的井口施工壓力。模擬計算了φ106.7和φ137.1mm管柱條件下施工壓力與排量的關(guān)系，得到壓裂時的施工壓力（見表1）。考慮摩阻對施工壓力的影響，施工排量優(yōu)化為4.0～5.0m3／min。

表1 管柱井口壓力與排量的關(guān)系Table 1 Relation between wellhead string pressure and displacement

3.2 前置液體積分?jǐn)?shù)優(yōu)化

前置液如果過多，一方面會造成液體的浪費，另一方面會對儲層造成更大的傷害，尤其是對于要求高裂縫導(dǎo)流能力的情況。理想的前置液量是，當(dāng)停泵時前置液剛好濾失完；或考慮到停泵后由于巖石的特性裂縫繼續(xù)延伸一段距離，當(dāng)裂縫不再延伸和支撐劑停止移動時前置液剛好濾失完，此時的裂縫支撐縫長等于動態(tài)縫長，能夠達到裂縫的有效支撐，此時的前置液量是最佳的。

理想的前置液體積分?jǐn)?shù)計算公式為：

式中：VPAD為前置液體積分?jǐn)?shù)；η為壓裂液壓裂效率。

依據(jù)Crawford提出的考慮初濾失情況下的濾失量計算方法，計算濾失量。

實際施工時，常用支撐裂縫與動態(tài)縫長比值（以下簡稱動態(tài)比）的方法來確定前置液體積分?jǐn)?shù)。通常情況下，動態(tài)比取0.85～0.90，一方面可以保證施工的安全，另一方面可以降低前置液的用量，減少對地層的傷害。根據(jù)儲層濾失系數(shù)（5.0～9.0）×10-4m／min0.5計算了動態(tài)比（見表2），得到在盒1、山1和太2層的前置液體積分?jǐn)?shù)為35%～40%[15］。

表2 不同濾失系數(shù)下的動態(tài)比和前置液體積分?jǐn)?shù)Table 2 Dynamic ratio and prepad volume fraction under different filtration coefficients

3.3 平均砂比優(yōu)化

利用壓裂模擬軟件，模擬了不同平均加砂濃度下的裂縫導(dǎo)流能力。通過模擬發(fā)現(xiàn)：當(dāng)導(dǎo)流能力為30D·cm時，對應(yīng)的平均加砂濃度為420kg／m3，平均砂比為24.7%。此外，大牛地氣田已壓裂井的砂比和無阻流量關(guān)系統(tǒng)計結(jié)果表明，平均砂比為21%～25%時，無阻流量較高。因此綜合考慮，平均砂比優(yōu)化為21%～25%。

3.4 加砂規(guī)模優(yōu)化

加砂規(guī)模直接影響到具有導(dǎo)流能力的裂縫幾何尺寸，通過分析大牛地低滲透、特低滲透儲層特征及利用壓裂模擬軟件進行多個方案的模擬，確定了合理的加砂規(guī)模。綜合分析認為，加砂規(guī)模35～45m3即可滿足支撐縫長及支撐縫寬的要求。

4 現(xiàn)場試驗

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部，是一個典型的低壓、低孔、低含氣飽和度的致密氣藏。大牛地氣田普遍采用單井水平井分段壓裂工藝，在盒1氣層獲得較好的改造效果，盒1氣層水平井壓裂后平均無阻流量為7.56×104m3／d。近年來，隨著大牛地氣田開發(fā)的不斷深入，越來越多的難動用儲量投入開發(fā)，為了進一步提高單井產(chǎn)量、縮短施工作業(yè)周期、降低開發(fā)成本，進行了叢式水平井井組開發(fā)模式的試驗[16-17］。

采用多級管外封隔器分段壓裂工藝，對DP43H六井式井組、DPT-27四井式井組2個叢式水平井井組進行了分段壓裂，同時DP43H井組試驗了同步壓裂技術(shù)。DP43H井組結(jié)合“井工廠壓裂模式為主，試驗兩井同步壓裂”的理念，根據(jù)地質(zhì)概況和井場井位分布，確定了壓裂方案。壓裂順序是：DP43-2H井—DP43-1H井—同步壓裂DP43-4H 井和DP43-6H井—同步壓裂DP43-1井和DP43-3H井，相鄰2口井之間采用交錯排列方式，裂縫間距控制在100～160m，平均單段加砂量41.9m2。DPT-27井組以井組考慮，相鄰2口井的布縫方式按交錯排列裂縫進行設(shè)計，同時結(jié)合錄井、氣測、隨鉆伽馬資料進行選段，避免縫間干擾，裂縫間距控制在100～160m，平均單段加砂量37.6m2。2個井組共壓裂88段。井組壓裂效果與其他水平井壓裂效果對比表明（見表3），DP43H井組、DPT-27井組平均單井無阻流量分別是盒1層其他水平井平均單井無阻流量的1.5和2.2倍，叢式水平井井組壓裂取得了顯著的改造效果，現(xiàn)場壓裂周期大幅縮短，DP43H井組實際施工13d，比6口水平井單壓累計節(jié)約17d，施工周期縮短56.7%，DPT-27井組實際施工9d，比4口水平井單壓累計節(jié)約11d，施工周期縮短55.0%，叢式水平井井組分段壓裂工藝試驗初步取得了成功。

表3 2個井組壓裂及壓裂后試井結(jié)果Table 3 Testing results of two well clusters before and after fracturing

5 結(jié) 論

1）大牛地氣田應(yīng)用叢式水平井井組整體壓裂模式，現(xiàn)場成功壓裂2井組10井次88段，取得了顯著的改造效果，探索出了適合致密砂巖氣藏水平井井組壓裂開發(fā)的有效途徑。

2）初步形成了適合國內(nèi)氣藏的叢式水平井井組整體壓裂裂縫及壓裂設(shè)計參數(shù)優(yōu)化方法、同步壓裂技術(shù)。

3）基于井組布縫方式、裂縫參數(shù)及施工參數(shù)的優(yōu)化結(jié)果進行了同步壓裂現(xiàn)場試驗，對叢式水平井井組壓裂工藝技術(shù)在致密砂巖油氣藏開發(fā)中的應(yīng)用具有借鑒作用。

4）建議繼續(xù)開展水平井叢式井組壓裂設(shè)計優(yōu)化研究，探索不同油氣藏條件下的叢式井組壓裂工藝試驗，以動用更多難動用儲量，提高井組改造體積及改造效果。

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