大牛地氣田大98井區(qū)水平井單井設(shè)計(jì)優(yōu)化研究

任廣磊，陳 奎，楊文娟，李雪晴

（中國石化華北分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州450006）

1 前言

結(jié)合大牛地氣田大98井區(qū)的氣藏地質(zhì)特征、流體性質(zhì)，建立相應(yīng)的水平井?dāng)?shù)值模擬概念模型，開展該井區(qū)水平井單井設(shè)計(jì)優(yōu)化研究，制定合理的開發(fā)政策，是致密低滲氣藏高效開發(fā)中必須研究的關(guān)鍵問題［1］。關(guān)于氣田水平井的單井設(shè)計(jì)優(yōu)化，公開報(bào)道的文獻(xiàn)非常多［2－4］。本文同時(shí)兼顧了壓裂縫位置、壓裂縫排列方式、壓裂縫長(zhǎng)、壓裂縫間距等因素的影響，尤其是基于儲(chǔ)層滲透率，建立了水平井壓裂縫長(zhǎng)度、壓裂縫間距的定量地質(zhì)設(shè)計(jì)模型，這種定量地質(zhì)設(shè)計(jì)方法鮮有報(bào)道。針對(duì)大98井區(qū)多段壓裂水平井整體開發(fā)部署，本文應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)，開展大98井區(qū)多段壓裂水平井單井設(shè)計(jì)優(yōu)化。

2 壓裂水平井單井設(shè)計(jì)優(yōu)化

不同井型有不同的開發(fā)特點(diǎn)和適用范圍，對(duì)于一個(gè)具體氣藏主要采用何種井型進(jìn)行開發(fā)，需要從氣藏地質(zhì)特點(diǎn)和各種井型開發(fā)效果對(duì)比分析綜合確定［5－7］。

2．1 水平段長(zhǎng)度優(yōu)化

建立不同水平段長(zhǎng)度水平井單井模型，計(jì)算氣井開發(fā)指標(biāo)，并進(jìn)行模擬試井，從氣井無阻流量及累產(chǎn)量?jī)蓚€(gè)方面分析優(yōu)化壓裂水平井水平段長(zhǎng)度。

計(jì)算結(jié)果表明，均質(zhì)模型條件下，水平段在600～2 000 m范圍內(nèi)，低滲氣藏多段壓裂水平井穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度、無阻流量隨著水平段長(zhǎng)的增加、壓裂段數(shù)的增多隨之增加，穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度、無阻流量與水平段長(zhǎng)基本呈線性關(guān)系（圖1（a）（b））。非均質(zhì)模型條件下，水平段在1 100～1 500 m 范圍內(nèi)，水平井產(chǎn)能與水平井段長(zhǎng)并不成正比，而是水平段鉆遇含氣砂體越長(zhǎng)，水平井產(chǎn)能越高、采出程度越高（圖1（c）（d））?？紤]實(shí)際氣藏砂體的連續(xù)性和分布規(guī)律以及鉆井工藝難度，建議水平段長(zhǎng)度控制在800～1 200 m。

2．2 水平段延伸方向優(yōu)化

一般認(rèn)為人工壓裂縫主要沿最大地應(yīng)力方向延伸，大牛地氣田最大主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|75°。為了研究大牛地氣田水平段延伸方向與最大主應(yīng)力夾角對(duì)壓裂水平氣井的影響，分別建立90°、80°、60°、45°、30°這五種情況下水平段延伸方向，對(duì)水平氣井進(jìn)行單井模擬。

計(jì)算結(jié)果表明，不同水平段延伸方向?qū)Τ跗跓o阻流量沒有明顯差異，人工壓裂縫方向?qū)饩a(chǎn)氣能力影響?。▓D2）。但是，隨著水平段延伸方向與最大主應(yīng)力夾角由90°轉(zhuǎn)到30°，氣井穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度由16．7%年降低到6．0%，采出程度降低了64．1%。因此，水平段延伸方向盡可能垂直于最大主應(yīng)力方向。

2．3 水平段垂向位置優(yōu)化

設(shè)置水平氣井在氣層中的偏心距分別為：0．4、0．2、0、－0．2、－0．4，計(jì)算其對(duì)開發(fā)效果的影響。

計(jì)算結(jié)果表明，不同水平井偏心距穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度、模擬無阻流量沒有明顯差異，即水平段在氣層中的偏心距對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能及累產(chǎn)氣量沒有影響。但為了有利于水平段在儲(chǔ)層中穿行，建議水平井段盡量位于儲(chǔ)層中部。

圖1 不同模型條件下水平段長(zhǎng)度優(yōu)化對(duì)比

圖2 水平段延伸方向優(yōu)化對(duì)比

2．4 壓裂縫位置優(yōu)化

結(jié)合大98井區(qū)的實(shí)際地質(zhì)及滲流特征基本數(shù)據(jù)，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單井模型。計(jì)算結(jié)果表明，所有壓裂縫均穿過含氣砂體時(shí)的穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度、模擬無阻流量均高于部分壓裂縫穿過含氣砂體時(shí)的穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度、模擬無阻流量（圖3、圖4），建議壓裂縫應(yīng)盡量穿過含氣砂體。

2．5 壓裂縫半縫長(zhǎng)優(yōu)化

圖3 壓裂縫位置與穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度關(guān)系

圖4 壓裂縫位置與模擬無阻流量關(guān)系

建立不同滲透率和無因次半縫長(zhǎng)單井模型，計(jì)算不同裂縫半長(zhǎng)對(duì)氣井的影響。滲透率從（0．3、0．5、0．7、0．9）×10－3μm2到1．1×10－3μm2，無因次半縫長(zhǎng)（Xf／L）從0．05、0．1、0．15、0．2到0．25。

計(jì)算結(jié)果表明，滲透率一定時(shí)，半縫長(zhǎng)越長(zhǎng)，氣井無阻流量越大，并且成線性關(guān)系；對(duì)于穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度增加幅度由大變小。通過對(duì)不同無因次半縫長(zhǎng)采用交匯法可以得到最優(yōu)無因次半縫長(zhǎng)（表1）。對(duì)表1數(shù)據(jù)進(jìn)行指數(shù)擬合，建立了不同滲透率條件下的最優(yōu)無因次半縫長(zhǎng)定量計(jì)算模型：

其中，k為氣層滲透率，10－3μm2。

大98井區(qū)氣層滲透率為（0．11～1．2）×10－3μm2，平均0．37×10－3μm2，計(jì)算得到氣層最優(yōu)半縫長(zhǎng)為176～111 m，平均半縫長(zhǎng)為158 m。

表1 不同物性條件下最優(yōu)無因次裂縫半長(zhǎng)結(jié)果

2．6 壓裂縫間距（壓裂段數(shù)）優(yōu)化

建立不同滲透率和不同壓裂縫間距單井模型，評(píng)價(jià)不同裂縫間距對(duì)氣井的影響。滲透率從（0．25、0．50、0．75）×10－3μm2到1．0×10－3μm2，壓裂縫間距從50 m、100 m、150 m、200 m、300 m 到400 m。計(jì)算結(jié)果表明，滲透率一定時(shí)，隨著壓裂縫間距變小，氣井模擬無阻流量和氣井穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度都增幅變緩。采用交匯法確定不同物性條件下壓裂縫間距，隨著物性由1×10－3μm2降低至0．25×10－3μm2，水平井最優(yōu)壓裂間距由200 m降至100 m。

根據(jù)不同物性條件下水平井最優(yōu)壓裂間距計(jì)算結(jié)果，綜合最優(yōu)化壓裂間距與模擬無阻流量、累計(jì)產(chǎn)氣量之間的關(guān)系（圖5），可以確定多段壓裂水平井最優(yōu)壓裂間距與氣層滲流能力之間的關(guān)系公式：n＝11．529e－0．75k，其中，n為最優(yōu)壓裂間距，m。

圖5 最優(yōu)壓裂縫間距與氣層滲透率回歸關(guān)系曲線

大98井區(qū)氣層滲透率為（0．11～1．2）×10－3μm2，平均0．37×10－3μm2，計(jì)算得到氣層最優(yōu)壓裂縫間距為94～213 m，平均裂縫間距為114 m。

2．7 壓裂縫形態(tài)優(yōu)化

在總壓裂縫長(zhǎng)一致的情況下，設(shè)計(jì)4種不同壓裂縫形態(tài)，分別模擬不同壓裂縫形態(tài)對(duì)氣井的影響，即U型模、等縫長(zhǎng)模型、V型模型、鋸齒型模型。

數(shù)值模擬結(jié)果表明，在總壓裂規(guī)模一致的條件下 ：鋸齒型壓裂縫分布無阻流量最高（圖6），等長(zhǎng)壓裂縫分布穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度最低（圖7）。由以上結(jié)果，綜合分析認(rèn)為人工壓裂縫鋸齒型分布最優(yōu)。

圖6 壓裂縫形態(tài)與模擬無阻流量關(guān)系

圖7 壓裂縫形態(tài)與穩(wěn)產(chǎn)期采出程度關(guān)系

3 結(jié)論

（1）水平段延伸方向盡可能垂直于最大主應(yīng)力方向，水平段盡量位于氣層中部。

（2）壓裂縫盡量穿過含氣砂體，大98井區(qū)最優(yōu)壓裂縫半縫長(zhǎng)為176～111 m，平均半縫長(zhǎng)為158 m；最優(yōu)壓裂縫間距為94～213 m，平均裂縫間距為114 m。壓裂縫采用鋸齒型分布最優(yōu)。

（3）基于儲(chǔ)層滲透率，建立了水平井壓裂縫長(zhǎng)度、壓裂縫間距的定量地質(zhì)設(shè)計(jì)模型。

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