大牛地氣田盒1儲(chǔ)層長(zhǎng)水平段壓裂工藝技術(shù)研究與應(yīng)用

秦鈺銘

（中石化石油工程技術(shù)服務(wù)股份有限公司，北京100020）

近年來，隨著水平井技術(shù)的發(fā)展以及國(guó)外水平井分段壓裂工具的引進(jìn)，水平井分段壓裂工藝［1］在國(guó)內(nèi)得到了空前的發(fā)展，特別是在高效開發(fā)特低滲油氣藏方面起到了關(guān)鍵作用。但是如何針對(duì)特定儲(chǔ)層優(yōu)化水平井分段壓裂級(jí)數(shù)、裂縫位置、裂縫半長(zhǎng)、加砂壓裂泵注程序等問題，是制約進(jìn)一步提高開發(fā)效果的技術(shù)瓶頸。鄂爾多斯盆地大牛地氣田盒1 儲(chǔ)層是典型的致密低滲儲(chǔ)層，針對(duì)該儲(chǔ)層進(jìn)行長(zhǎng)水平段分段壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)以提高整體開發(fā)效果，顯得尤為重要。

1 儲(chǔ)層地質(zhì)特征

大牛地氣田上古生界自上而下發(fā)育了盒3、 盒2、盒1、山2、山1、太2 和太1 七套氣層，埋深2 400～2 900 m。巖性主要為淺灰—灰色、中—粗粒巖屑砂巖和巖屑石英砂巖，以及石英砂巖。其中盒1 段儲(chǔ)層主要為巖屑砂巖，少量中—粗粒巖屑石英砂巖，儲(chǔ)層有效厚度9 m，平均孔隙度9.09%，平均滲透率0.55×10-3μm2。

盒1 儲(chǔ)層的10 個(gè)砂巖樣品靜態(tài)彈性模量為18.58 GPa，泊松比為0.20；4 個(gè)泥巖樣品靜態(tài)彈性模量為22.23 GPa，泊松比為0.24。盒1 砂巖儲(chǔ)層最小水平主應(yīng)力39.68 MPa，泥巖最小水平主應(yīng)力43.34 MPa，砂泥巖具有一定的地應(yīng)力差，對(duì)抑制水力裂縫垂向延伸有較好的遮擋作用。盒1 氣層組的平均壓力系數(shù)為0.91，氣層為常壓系統(tǒng)，氣層中深溫度為84 ℃，地溫梯度為3.17 ℃/100 m，屬于正常地溫梯度、中溫地層。

2 優(yōu)化方案設(shè)計(jì)

研究認(rèn)為，與長(zhǎng)水平段水平井產(chǎn)量有相對(duì)較大關(guān)系的參數(shù)有：平均滲透率、有效厚度、裂縫條數(shù)、裂縫長(zhǎng)度、裂縫滲透率、裂縫與水平井井筒之間的夾角等［2-3］。影響產(chǎn)量的單因素設(shè)計(jì)見表1。

表1 氣藏參數(shù)單因素設(shè)計(jì)

以盒1 儲(chǔ)層水平井為研究對(duì)象，假設(shè)此模擬井裸眼完井，無污染，分別模擬水平段長(zhǎng)度為1 000，1 500，2 000 m 的裂縫產(chǎn)量，3 種水平段所控制的氣藏平面尺寸分別為1 600 m×700 m，2 100 m×700 m，2 600 m×700 m，原始地層壓力24.12 MPa。根據(jù)系統(tǒng)試井資料，井底流壓在6.00～17.00 MPa 左右，設(shè)定模型井底流壓為15.12 MPa，生產(chǎn)壓差為9.00 MPa，模擬時(shí)間5 a。

3 裂縫參數(shù)優(yōu)化

應(yīng)用Eclipse 氣藏模擬軟件，并結(jié)合Meyer 裂縫模擬軟件，進(jìn)行了水力裂縫參數(shù)優(yōu)化。以5 a 累計(jì)產(chǎn)氣量為目標(biāo)函數(shù)，在水平段長(zhǎng)度分別為1 000，1 500，2 000 m 情況下，對(duì)裂縫間距、裂縫條數(shù)、裂縫半長(zhǎng)及裂縫導(dǎo)流能力對(duì)產(chǎn)能的影響進(jìn)行了模擬計(jì)算。

3.1 裂縫間距

設(shè)計(jì)了5 種方案研究裂縫間距對(duì)水平井壓裂產(chǎn)量的影響［4-7］，取1 500 m 的水平段長(zhǎng)，中間分布4 條裂縫，且最外邊的2 條裂縫間距固定為1 200 m（見圖1）。

圖1 裂縫間距設(shè)計(jì)

根據(jù)5 種不同縫間距組合數(shù)據(jù)，利用所建立的水平井壓后產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型［8-12］進(jìn)行計(jì)算，得出了5 種方案的累計(jì)產(chǎn)氣量（見圖2）。從圖2可以看出，產(chǎn)量由低到高依次是方案2、方案3、方案4、方案5、方案1。方案2的產(chǎn)量最低，原因應(yīng)為裂縫中間區(qū)域的裂縫泄氣面積有限，當(dāng)裂縫區(qū)域壓力下降波及到2 條裂縫間距的一半時(shí)，開始產(chǎn)生干擾，導(dǎo)致裂縫區(qū)域壓力不斷下降以及產(chǎn)氣量降低。

圖2 各方案的產(chǎn)量對(duì)比

再對(duì)方案2、3、5 的壓力場(chǎng)分布進(jìn)行對(duì)比（見圖3），可見當(dāng)2 條裂縫靠近時(shí)，相互間的干擾作用相對(duì)明顯，但是當(dāng)間距拉大時(shí)，相互干擾作用相對(duì)減小，產(chǎn)量也明顯增大，因此在裂縫條數(shù)一定時(shí)，盡量保證等間距分布，以減少裂縫間的相互干擾。

圖3 3 個(gè)方案生產(chǎn)3 a 的壓力場(chǎng)分布

3.2 裂縫條數(shù)

對(duì)于給定的儲(chǔ)層參數(shù)（半縫長(zhǎng)為200 m，導(dǎo)流能力為15 μm2·cm）及水平井水平段長(zhǎng)度，隨著裂縫條數(shù)的增加，水平井5 a 累計(jì)產(chǎn)量逐漸增加，但裂縫條數(shù)對(duì)產(chǎn)能的貢獻(xiàn)存在一個(gè)最優(yōu)值，超過最優(yōu)值后，產(chǎn)量增加的幅度變緩。盒1 儲(chǔ)層1 000 m 水平段長(zhǎng)度下，裂縫條數(shù)的最優(yōu)值為10，壓后初期產(chǎn)量為5.86×104m3/d，5 a 累計(jì)產(chǎn)量3 670×104m3，如圖4所示。

圖4 1 000 m 水平段裂縫條數(shù)優(yōu)化

同樣方法計(jì)算，盒1 儲(chǔ)層在1 500，2 000 m 水平段長(zhǎng)度下，裂縫條數(shù)的最優(yōu)值分別為15 和20。

3.3 裂縫長(zhǎng)度

裂縫長(zhǎng)度對(duì)單井產(chǎn)量存在一個(gè)最優(yōu)值，超過最優(yōu)裂縫長(zhǎng)度后，產(chǎn)量增加的幅度變緩。盒1 儲(chǔ)層1 000 m水平段長(zhǎng)度下，給定裂縫條數(shù)為10，導(dǎo)流能力為15 μm2·cm，則裂縫半長(zhǎng)的最優(yōu)值為200 m 左右，壓后初期產(chǎn)量為5.86×104m3/d，5 a 累計(jì)產(chǎn)量為3 670×104m3，如圖5所示。

圖5 1 000 m 水平段裂縫半長(zhǎng)優(yōu)化

同樣方法計(jì)算，盒1 儲(chǔ)層1 500，2 000 m 水平段長(zhǎng)度下，裂縫半長(zhǎng)的最優(yōu)值均為180 m。

3.4 裂縫導(dǎo)流能力

裂縫導(dǎo)流能力也是影響產(chǎn)量的一個(gè)重要因素，但對(duì)于低滲、特低滲氣藏來說，對(duì)水力裂縫導(dǎo)流能力要求一般較低。盒1 儲(chǔ)層1 000 m 水平段長(zhǎng)度下，給定裂縫半長(zhǎng)為200 m，裂縫條數(shù)為10，則優(yōu)化的裂縫導(dǎo)流能力在15 μm2·cm 左右時(shí)即可滿足氣井生產(chǎn)的需要，如圖6所示。

圖6 1 000 m 水平段裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

3.5 優(yōu)化結(jié)果

裂縫參數(shù)優(yōu)化實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 盒1 儲(chǔ)層水平段裂縫參數(shù)優(yōu)化結(jié)果

4 壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

壓裂施工參數(shù)直接影響到裂縫的幾何尺寸及導(dǎo)流能力，進(jìn)而影響到裂縫的增產(chǎn)效果［13-14］。以裸眼封隔器分段壓裂工藝為研究對(duì)象，對(duì)主要施工參數(shù)，包括施工排量、加砂規(guī)模、前置液加量、平均砂比等進(jìn)行優(yōu)化。

4.1 施工管柱與排量

以儲(chǔ)層垂深3 000 m、水平井長(zhǎng)度4 500 m、壓裂液摩阻取清水摩阻的30%，計(jì)算不同尺寸壓裂管柱、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(jì)算了管柱外徑分別為7.30，8.89，11.43 cm 條件下施工壓力與排量的關(guān)系，得到采用裸眼封隔器分段壓裂工藝時(shí)的施工預(yù)測(cè)壓力，優(yōu)選出施工管柱為8.89～11.43 cm 的組合，施工排量4.0～6.0 m3/min。

4.2 前置液加量

取儲(chǔ)層濾失系數(shù)5.0×10-4～9.0×10-4m/min0.5，計(jì)算了動(dòng)態(tài)比；取動(dòng)態(tài)比0.85～0.90，得到盒1 層壓裂前置液加量在35%～40%即可滿足安全施工要求。

4.3 平均砂液比

根據(jù)大牛地氣田水平井壓裂常用陶粒導(dǎo)流能力，在40 MPa 閉合壓力下，20～40 目陶粒的導(dǎo)流能力為65 μm2·cm，按照實(shí)際裂縫內(nèi)導(dǎo)流能力保持30%，即為19.5 μm2·cm。考慮到實(shí)際裂縫導(dǎo)流能力隨時(shí)間增加會(huì)有所下降，初期導(dǎo)流能力要達(dá)到25 μm2·cm。利用壓裂模擬軟件優(yōu)化不同平均加砂質(zhì)量濃度下的裂縫導(dǎo)流能力，當(dāng)導(dǎo)流能力為25 μm2·cm 時(shí)，計(jì)算平均加砂質(zhì)量濃度為300 kg/m3，對(duì)應(yīng)的平均砂液比為17%。

4.4 加砂量

利用壓裂模擬軟件進(jìn)行不同加砂量情況下的裂縫幾何尺寸模擬，確定加砂規(guī)模在30～35 m3即可滿足支撐縫長(zhǎng)200 m、支撐縫寬2 mm 的要求。

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)統(tǒng)計(jì)盒1 層23 口水平井，平均壓裂段數(shù)10.3 段，平均單段加砂規(guī)模38 m3，前置液比例38%，平均砂比20%，單段液量292 m3，施工排量4.2 m3/min，無阻流量8.5×104m3/d，日產(chǎn)量4.5×104m3，取得了顯著的開發(fā)效果。分析現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)可知：

1）水平段長(zhǎng)度、加砂總量、總凈液量與單井日產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)分析均呈正相關(guān)性，而與無阻流量呈負(fù)相關(guān)。分析原因?yàn)?，水平段長(zhǎng)度及壓裂段數(shù)的不同，對(duì)單井產(chǎn)量的影響較大。

2）裂縫間距、單段凈液量與平均單段日產(chǎn)量呈正相關(guān)性，單段加砂量與平均單段日產(chǎn)量呈負(fù)相關(guān)性，裂縫間距、單段凈液量、單段加砂量與平均單段無阻流量均呈正相關(guān)性。

3）對(duì)于盒1 儲(chǔ)層而言，在不考慮各長(zhǎng)水平段水平井儲(chǔ)層差異的情況下，從工程因素綜合分析認(rèn)為，裂縫間距與單段凈液量對(duì)壓后效果影響較大，裂縫間距越大且單段入地凈液量越多，效果則越好。

6 結(jié)論

1）通過大牛地氣田盒1 儲(chǔ)層水平段裂縫參數(shù)優(yōu)化研究確定的參數(shù)在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐中取得了很好的應(yīng)用效果，并對(duì)下步大牛地其他層位優(yōu)化裂縫參數(shù)提供了有效的方法。

2）影響致密氣藏水平井產(chǎn)能的因素較多，隨著工藝工具技術(shù)的快速發(fā)展，壓裂施工泵注程序還有進(jìn)一步優(yōu)化的空間。

3）經(jīng)濟(jì)高效的開發(fā)方式是提高致密氣藏開發(fā)的有效途徑，建議下步做好技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)研究，為特低滲油氣藏的高效開發(fā)提供依據(jù)。

［1］鐘森.SF 氣田水平井分段壓裂關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)［J］.斷塊油氣田，2013，20（4）：525-529.

［2］陳作，王振鐸，曾華國(guó)，等.水平井分段壓裂工藝技術(shù)現(xiàn)狀及展望［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（9）：78-80.

［3］藤賽男，李相方，李元生.氣井近井儲(chǔ)層污染對(duì)高速非達(dá)西滲流的影響［J］.斷塊油氣田，2014，21（1）：62-65.

［4］張子明.水平井壓裂技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀［J］.中外能源，2009，14（9）：39-44.

［5］春蘭，何驍，向斌，等.水力壓裂技術(shù)現(xiàn)狀及其進(jìn)展［J］.天然氣技術(shù)，2009，3（1）：44-47.

［6］蘇建.水平井壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)［D］.東營(yíng)：中國(guó)石油大學(xué)（華東），2009.

［7］曾凡輝.水平井壓裂模擬模型及軟件研制［D］.成都：西南石油大學(xué)，2006.

［8］曲鴻雁.壓裂水平井產(chǎn)能研究［D］.東營(yíng)：中國(guó)石油大學(xué)（華東），2009.

［9］王曉泉，張守良，吳奇，等.水平井分段壓裂多段裂縫產(chǎn)能影響因素分析［J］.石油鉆采工藝，2009，31（1）：71-79.

［10］鄒建波.大牛地氣藏低速滲流特征實(shí)驗(yàn)與單井?dāng)?shù)值模擬研究［D］.成都：西南石油大學(xué)，2007.

［11］李允，陳軍，張烈輝.一個(gè)新的低滲透氣藏開發(fā)數(shù)值模擬模型團(tuán)［J］.天然氣工業(yè)，2004，24（8）：65-68.

［12］任俊杰，郭平，彭松，等.非對(duì)稱裂縫壓裂氣井穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能研究［J］.石油鉆探技術(shù)，2014，42（4）：97-101.

［13］邵尚奇，田守嶒，李根生，等.水平井縫網(wǎng)壓裂裂縫間距的優(yōu)化［J］.石油鉆探技術(shù)，2014，42（1）：86-90.

［14］張楊，袁學(xué)芳，閆鐵，等.水力裂縫分形擴(kuò)展對(duì)壓裂效果的影響［J］.石油鉆探技術(shù)，2013，41（4）：101-104.