頁巖氣水平井壓裂分段分簇綜合優(yōu)化方法

王海濤，蔣廷學(xué)，李遠(yuǎn)照，卞曉冰，華繼軍

（1.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101；2.中國石化江漢油田分公司石油工程技術(shù)研究院，武漢430035）

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頁巖氣水平井壓裂分段分簇綜合優(yōu)化方法

王海濤1，蔣廷學(xué)1，李遠(yuǎn)照2，卞曉冰1，華繼軍2

（1.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101；2.中國石化江漢油田分公司石油工程技術(shù)研究院，武漢430035）

摘要：為進(jìn)一步提高頁巖氣水平井分段壓裂的有效性，對水平井綜合分段布縫及射孔分簇方法進(jìn)行了優(yōu)化。基于數(shù)值模擬和壓裂模擬，兼顧實(shí)際裂縫形態(tài)和多裂縫參數(shù)的彼此影響，提出了分段參數(shù)優(yōu)化正交設(shè)計(jì)方法；在確定分段數(shù)的基礎(chǔ)上，從產(chǎn)能最大化角度提出了“W”型分段壓裂布縫模式；根據(jù)多簇裂縫之間應(yīng)力干擾及誘導(dǎo)應(yīng)力分布特征，建立了較為合理的分簇優(yōu)化方法；考慮頁巖氣水平井實(shí)際穿行軌跡的地質(zhì)屬性和工程特征，形成了地質(zhì)分大段、工程分小段的分段分簇綜合優(yōu)化設(shè)計(jì)方法。

關(guān)鍵詞：頁巖氣；水平井；壓裂；分段；分簇；優(yōu)化

合理的分段優(yōu)化設(shè)計(jì)是確保頁巖氣水平井壓裂措施效果的前提，涉及到壓裂段分簇射孔位置和相關(guān)參數(shù)的優(yōu)化[1]。常用方法是依據(jù)油藏?cái)?shù)值模擬來確定實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量的壓裂段數(shù)，再結(jié)合隨鉆測井及錄井綜合解釋結(jié)果，進(jìn)行壓裂段及射孔簇的劃分，但分段及分簇射孔位置是否具備工程條件上的可壓性[2]，或者能否通過壓裂改造，形成具有一定復(fù)雜程度的網(wǎng)絡(luò)裂縫[3-4]，常用方法欠考慮。本文提出了一種基于地質(zhì)和工程雙因素的綜合分段分簇優(yōu)化方法，考慮了分段布縫位置誘導(dǎo)應(yīng)力干擾作用對壓裂效果的影響，同時(shí)兼顧段簇間距與產(chǎn)能的匹配關(guān)系。

1　分段參數(shù)正交優(yōu)化

對頁巖氣水平井開發(fā)而言，合理的分段是水力壓裂成功的重要保證。為最大程度發(fā)揮水平井的產(chǎn)能，目前主要應(yīng)用商業(yè)油藏?cái)?shù)值模擬器Eclipse，首先建立考慮吸附解析模型的頁巖氣井模型，根據(jù)不同壓裂段數(shù)累計(jì)產(chǎn)量隨時(shí)間變化曲線，確定滿足產(chǎn)能最優(yōu)化的壓裂段數(shù)[5]；其次，結(jié)合壓裂模擬軟件，建立不同壓裂段數(shù)與凈現(xiàn)值的匹配關(guān)系。原則上應(yīng)考慮沿水平井軌跡穿行巖石礦物組分、巖石力學(xué)、物性、脆塑性等特征，由水平段趾部向跟部，將這些特征相近的層段劃分為1段[6-8]。

由于水平井分段壓裂需要優(yōu)化的參數(shù)項(xiàng)目多，且每段裂縫的參數(shù)也不盡相同，須采用正交設(shè)計(jì)方法，將分段數(shù)、單段簇?cái)?shù)和裂縫形態(tài)一并考慮在內(nèi)，由此形成27種方案（表1），從而實(shí)現(xiàn)一次同步優(yōu)化多個(gè)裂縫參數(shù)[9]。一般來說，頁巖氣儲層壓裂過程中可能形成3種主要裂縫形態(tài)：單一縫、一般復(fù)雜縫和復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)縫。實(shí)際進(jìn)行數(shù)值模擬分段時(shí)，可作如圖1的模型簡化，將次裂縫采用等效滲流條帶的方法進(jìn)行處理，并與主裂縫連通，裂縫復(fù)雜性越高，主、次裂縫的連通性越好，次裂縫的導(dǎo)流能力可設(shè)置為主裂縫導(dǎo)流能力的1/5.并將縫高剖面形態(tài)分為3種情況：矩形縫面，2/3縫面和1/2縫面（圖2）。

表1　分段壓裂數(shù)值模擬的正交優(yōu)化

圖1　不同裂縫形態(tài)簡化示意

上述模擬方法在使用過程中，首先通過壓裂前評價(jià)，或據(jù)鄰井裂縫監(jiān)測資料判斷工區(qū)內(nèi)頁巖氣儲層壓裂后可能產(chǎn)生的裂縫形態(tài)及其復(fù)雜性，再基于給定水平段長，設(shè)置不同單段射孔簇?cái)?shù)、半縫長、導(dǎo)流能力、縫高剖面等，即可實(shí)現(xiàn)分段參數(shù)正交優(yōu)化設(shè)計(jì)。

圖2　不同裂縫縫高剖面示意

2　布縫模式及分簇優(yōu)化

2.1壓裂布縫模式

確定分段數(shù)及裂縫參數(shù)后，裂縫的布局很大程度上決定了頁巖氣壓后初期產(chǎn)能大小和產(chǎn)量遞減的快慢，裂縫與裂縫之間的滲流干擾作用越強(qiáng)，壓力波及范圍越大，產(chǎn)能也越高。筆者主要考慮了4種壓裂布縫模式：均一型、“啞鈴”型、“M”型和“W”型（圖3）。實(shí)際應(yīng)用中，根據(jù)每段對應(yīng)的地質(zhì)情況，單獨(dú)設(shè)計(jì)施工規(guī)模和泵注程序，以此來滿足不同縫長要求。

圖3　不同壓裂布縫模式示意

為進(jìn)一步討論每種布縫模式下對應(yīng)的產(chǎn)量優(yōu)勢，在保持各分段壓裂裂縫總長度一致的前提下，借助油藏?cái)?shù)值模擬器，模擬了上述4種布縫模式對應(yīng)3年累計(jì)產(chǎn)量（圖4）。結(jié)果表明，在裂縫總長度一致的前提下，“W”型布縫模式的產(chǎn)量高于其他3種類型。

圖4　不同壓裂布縫模式對應(yīng)的3年累計(jì)產(chǎn)量

2.2分簇優(yōu)化

水平井分段壓裂布縫模式確定后，單段內(nèi)多簇射孔位置的選擇，關(guān)系到壓裂縫起裂的難易程度和裂縫延伸形態(tài)，進(jìn)而影響整個(gè)裂縫覆蓋區(qū)內(nèi)的改造體積。對于層理及天然裂縫較為發(fā)育的脆性頁巖儲集層[10]，簇間距應(yīng)盡可能滿足各射孔簇位置能夠同時(shí)起裂，且各簇裂縫延伸過程中產(chǎn)生的水平雙向誘導(dǎo)應(yīng)力差盡可能超過天然裂縫的開啟臨界凈壓力[11]，憑借應(yīng)力干擾作用促使主裂縫在一定范圍內(nèi)發(fā)生轉(zhuǎn)向，以溝通更多的天然裂縫[12-13]，提高產(chǎn)氣率。

有限元模擬結(jié)果（圖5）和理論計(jì)算結(jié)果（圖6）表明：產(chǎn)生干擾的裂縫間距（Δx）與上限縫高（H）的比值為1.5；考慮到壓裂過程中各簇射孔位置裂縫內(nèi)凈壓力實(shí)際產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力效果差異，一般合理的簇間距應(yīng)不大于誘導(dǎo)應(yīng)力作用半徑的2倍[14]。此分簇方法目前已在國內(nèi)多口頁巖氣井分段壓裂中得到應(yīng)用。計(jì)算中，假設(shè)模型為平面應(yīng)變問題，射孔深度為0.5 m，各射孔簇長度均取1.0 m，每簇間距相等，外邊界與單裂縫擴(kuò)展相同，假設(shè)有效縫高貫通主力頁巖層厚30 m，天然裂縫開啟臨界凈壓力20 MPa，計(jì)算可得簇間距上限為35 m，當(dāng)兩簇裂縫間距大于35 m時(shí)，將超出誘導(dǎo)應(yīng)力有效作用范圍，不利于裂縫轉(zhuǎn)向和形成復(fù)雜縫。

圖5　不同簇裂縫同時(shí)擴(kuò)展時(shí)誘導(dǎo)裂縫轉(zhuǎn)向半徑

圖6　裂縫延伸過程中三向誘導(dǎo)應(yīng)力分布

3　綜合分段分簇優(yōu)化

以頁巖氣水平井軌跡穿行的地層巖性特征、巖石礦物組成、全烴顯示、自然伽馬、電阻率和三孔隙度測井等為基礎(chǔ)[15]，結(jié)合巖石力學(xué)參數(shù)先進(jìn)行地質(zhì)上分大段，原則上將穿行地質(zhì)屬性相近的小層劃為1段。

在地質(zhì)分大段的基礎(chǔ)上，再按本文前述油藏模擬方法優(yōu)化的分段數(shù)，結(jié)合含氣性（總含氣量大于2 m3/t，總有機(jī)碳含量大于2%，鏡質(zhì)體反射率大于1.4%）、物性（滲透率大于100 nD，孔隙度大于2%）、力學(xué)性質(zhì)（楊氏模量大于20 000 MPa，泊松比小于0.25）及固井質(zhì)量（固井質(zhì)量合格，2個(gè)膠結(jié)面都良好）4個(gè)因素進(jìn)行綜合壓裂分段設(shè)計(jì)。

劃分壓裂段后，結(jié)合電性特征、分段誘導(dǎo)應(yīng)力、天然裂縫開啟臨界凈壓力、誘導(dǎo)裂縫轉(zhuǎn)向半徑等工程參數(shù)，進(jìn)行分簇射孔位置及簇間距的劃分。原則上應(yīng)選擇顯示好且應(yīng)力差異小的低地應(yīng)力段進(jìn)行射孔，同時(shí)應(yīng)選擇性避開自然伽馬異常高（大于400 API）、密度高（大于2.65 g/cm3）、固井質(zhì)量差的層段?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，加砂壓裂施工時(shí)，高自然伽馬和高密度段往往壓力高，易砂堵，工程難度相對較大，效果不理想，實(shí)際壓裂設(shè)計(jì)施工時(shí)可不予考慮，避免低效或無效段。

4　現(xiàn)場應(yīng)用

J井是川東南地區(qū)的一口海相頁巖氣開發(fā)井，井深4 245 m，水平段長1 345 m，綜合考慮地質(zhì)、工程多種因素，基于各小層巖性、密度、自然伽馬等參數(shù)，進(jìn)行地質(zhì)分段；在此基礎(chǔ)上，重點(diǎn)考慮巖性、物性變化及應(yīng)力干擾對產(chǎn)量貢獻(xiàn)的影響，進(jìn)行工程上分簇。最終，J井優(yōu)化為16段共45簇非均勻分段布縫，單段2～ 3簇，采用“滑溜水+線性膠”混合壓裂，按照“W”型布縫原則，針對總有機(jī)碳含量高（4%～5%）、密度低（2.4～2.5 g/cm3）、自然伽馬較高（180～200 API）段加大施工規(guī)模。該井總用壓裂液29 880 m3，總加砂量821.1 m3，壓后初期產(chǎn)量31×104m3/d，測試無阻流量88.7×104m3/d.

通過壓裂后進(jìn)行水平段流量測試，獲得各簇射孔位置產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率（圖7）。各射孔簇產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率與最小水平主應(yīng)力、水平應(yīng)力差、巖石密度呈現(xiàn)負(fù)相關(guān)性，說明低密度含烴頁巖層段在低地應(yīng)力和較小的水平應(yīng)力差異條件下，更容易形成大范圍的網(wǎng)絡(luò)裂縫，相應(yīng)的改造體積較大，產(chǎn)量的貢獻(xiàn)大。由測試結(jié)果還可看出，盡管個(gè)別低自然伽馬段射孔簇位置對產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率最大，但與密度相比較，自然伽馬與產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率的關(guān)聯(lián)性不是特別顯著。將自然伽馬、密度交會(huì)后與產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率進(jìn)行對比，結(jié)果表明：低密度、較高自然伽馬位置累計(jì)產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率占到單井產(chǎn)量的絕大部分（圖8）。若同時(shí)出現(xiàn)異常高密度、高自然伽馬特征，則預(yù)示儲集層可能泥質(zhì)含量較高，儲集層偏塑性，壓裂時(shí)可能會(huì)出現(xiàn)施工壓力高、砂堵等異常情況，可根據(jù)實(shí)際地質(zhì)情況選擇性避開。

5　結(jié)論

（1）基于地質(zhì)和工程雙因素的綜合分段分簇優(yōu)化方法，考慮了裂縫簇間應(yīng)力干擾作用對改造體積的影響，“W”型布縫方式有利于實(shí)現(xiàn)產(chǎn)能最大化。

圖7　川東南J井各射孔簇產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率分布情況

圖8　川東南J井密度和自然伽馬與產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率關(guān)系

（2）分段射孔簇的產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率除了與頁巖儲集層自身物性和含氣性相關(guān)，水平段低密度、較高自然伽馬分簇射孔位置的產(chǎn)量貢獻(xiàn)占單井產(chǎn)量絕大部分，實(shí)際分段優(yōu)化時(shí)可作重點(diǎn)考慮；對于部分高密度、高自然伽馬位置，建議結(jié)合隨鉆資料及測井、錄井顯示結(jié)果選擇性規(guī)避，以減少壓裂風(fēng)險(xiǎn)和降低改造成本。

（3）頁巖氣水平井分段分簇優(yōu)化是壓裂設(shè)計(jì)的前提，各個(gè)工區(qū)頁巖儲集層地質(zhì)條件差異變化大，需要進(jìn)一步開展壓裂裂縫監(jiān)測和產(chǎn)剖測試分析，加強(qiáng)壓裂后對儲集層的再認(rèn)識和遠(yuǎn)井可壓裂性綜合評價(jià)，以進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)對井軌跡穿行層位的精細(xì)劃分。

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（編輯顧新元）

Method for Fracturing Stage and Cluster Optimization in Shale Gas Horizontal Well

WANG Haitao1,JIANG Tingxue1,LI Yuanzhao2,BIAN Xiaobing1,HUA Jijun2
(1.Research Institute of Petroleum Engineeringand Technology,Sinopec,Beijing 100101,China;2.Research Institute of Petroleum Engineeringand Technology,Jianghan Oilfield Company,Sinopec,Wuhan,Hubei 430035,China)

Abstract:To further improve the effectiveness of staged fracturing design for shale gas horizontal well,a comprehensive fracturing stage and cluster optimization method was studied.Based on the results of numerical simulation and fracturing simulation,considering the effect of actual fracture geometry and multi?fracture parameters,this paper presents an orthogonal design method for sectional parameters optimi?zation;after that,it proposes a W?type staged fracturing model for obtaining maximum productivity;according to multiple cluster?fracture stress interference and induced stress distribution,it establishes a more reasonable clustering optimization method;considering the geolog?ic attributes and engineering features in real trajectory of shale gas horizontal well,it provides a comprehensive optimization method of frac?turingstage and cluster in terms of geologic longsegment and engineeringshort segment.

Keywords:shale gas;horizontal well;fracturing;stage division;cluster division;optimization

作者簡介：王海濤（1982-），男，江蘇宿遷人，高級工程師，博士，油氣田開發(fā)，（Tel）010-84988521（E-mail）wanght.sripe@sinopec.com

基金項(xiàng)目：中國石化科技攻關(guān)項(xiàng)目（P14091）

收稿日期：2015-02-05

修訂日期：2015-12-28

文章編號：1001-3873（2016）02-0218-04

DOI：10.7657/XJPG20160217

中圖分類號：TE319

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A