蘇53 區(qū)塊東南區(qū)壓裂水平井井網優(yōu)化設計

張 楠

（中國石油長城鉆探工程有限公司地質研究院，遼寧 盤錦 124010）

1 研究背景

蘇里格氣田是我國典型的低孔、低滲、低豐度的致密砂巖氣藏，蘇53 區(qū)塊位于蘇里格西北部，區(qū)塊自2010 年實施水平井整體開發(fā)以來，主產區(qū)已基本完成井位部署及產能建設[1-7]。水平井開發(fā)正從富集區(qū)轉向接替區(qū)，而東南接替區(qū)儲層物性變差，儲量豐度減小，因此，在新的地質條件下，有必要對原來的井網井距、裂縫參數及壓裂方案進行新的優(yōu)化和再設計。

國外大量致密氣藏開發(fā)實踐表明，井網井距優(yōu)化能有效提高儲量動用程度和采收率，是實現此類氣藏高效開發(fā)的重要途徑。如北美的Rulison，Ozona等老氣田，通過后期的井網調整及優(yōu)化，天然氣的采收率提高了25%～40%[8]。蘇53 區(qū)塊為水平井+多段壓裂整體開發(fā)模式，目前執(zhí)行的開發(fā)井網政策仍存在一定的局限性。鉆井、測井及干擾試驗顯示，儲層連通情況復雜，井間剩余儲量有高度碎片化趨勢，水平井在壓裂改造后，剩余儲量存在平面上井網未控制，縱向上改造溝通不完善等情況[9-13]。為此，針對東南區(qū)的地質特征，該研究通過氣藏精細描述和數值模擬手段，開展了壓裂水平井井網優(yōu)化設計，并提出適用于該區(qū)的整體壓裂方案，從而提高儲量動用程度及區(qū)域采出程度。

2 井網井距優(yōu)化

由于存在水平井井筒摩阻導致壓力下降以及鉆井、壓裂施工造成的儲層污染等因素，水平井產量并非線性地與水平段長度保持同向增長，其上升幅度隨著水平段長度的延伸而越來越小，但鉆井成本則會大幅度增加[14-15]；因此，對于蘇53 區(qū)塊的東南區(qū)域，確定合理的水平段長度是水平井整體開發(fā)該區(qū)的基礎。水平井井距的確定應根據具體的氣藏地質特征及儲層物性參數，使單井既可以控制足夠的地質儲量，又能夠高效地開采井間天然氣，從而保證水平開發(fā)具有適當的穩(wěn)產能力、適當的開采效率和適當的經濟效益[16-18]；因此，尋求合理的井距和井網密度是低滲氣藏開發(fā)的關鍵。

2.1 水平段長度優(yōu)化

水平段長度設計應主要考慮儲層厚度、單井控制儲量及建井成本等因素。基于東南區(qū)地質模型，設計井距600 m，水平段長度分別為600 m，800 m，1 000 m，12 00 m，1 400 m 共5 個方案進行模擬。圖1 所示為水平段長度與累產氣量之間的關系曲線。由圖1 可以看出，水平井產能隨水平段長度的增加而增大，長度超過1 200 m 之后，其增長速度明顯放緩，即當水平段長度超過1 200 m 后再增大長度對氣井產能影響不大；而區(qū)塊采出程度的變化則具有相反的趨勢，其值隨著水平段長度的延長而逐步減小。綜合考慮水平段延伸增加的鉆井成本，認為東南區(qū)水平段的合理長度應為1 000～1 200 m。

圖1 不同水平段長度時開發(fā)效果圖Fig.1 Development effect of different horizontal section length

2.2 水平井井距優(yōu)化

模型參數不變，水平段長度設定為1 000 m 時，設計井距分別為400 m，500 m，600 m，800 m，1 000 m，1 200 m 共6 個方案開展數值模擬研究，其結果如圖2 所示。結果表明，水平井井距變化對單井累產氣和區(qū)塊采出程度的影響均較大，隨著井距的增加，區(qū)塊采出程度持續(xù)下降，且下降幅度逐步增大；而單井累產氣具有相反的趨勢，與井距變化呈正相關關系，但其上升幅度逐漸減緩。對于該區(qū)的水平井井距，大于800 m 后，單井累積產氣增速明顯減緩，綜合考慮單井累產氣量及區(qū)塊采出程度，認為東南區(qū)水平井的井距控制在600～800 m 較為合理。

圖2 不同井距時開發(fā)效果圖Fig.2 Development effect of different well distances

3 裂縫參數優(yōu)化

在致密氣藏的開發(fā)中，由于其低滲透、滲流阻力大、連通性差的特點，通常采用水平井多段壓裂的方法提高產能。而不同的水平段長度、儲層地應力及壓裂施工工藝，導致壓裂后的裂縫條數、裂縫間距、裂縫長度及導流能力等不盡相同，增加了壓裂水平井產能預測的復雜性[19-22]。下面將采用局部網格加密的方法對影響壓裂水平井產能的裂縫參數進行模擬，從而優(yōu)選出適應于東南區(qū)的水平井裂縫施工參數。

3.1 裂縫條數優(yōu)化

當水平段長度及井距一定時，裂縫條數對氣井產能有較大影響。模型基本參數不變，先設定裂縫半長為180 m，導流能力為15 D·cm，裂縫等間距垂直分布于水平段井筒，再設計裂縫條數分別為4條、6條、8 條、10 條、12 條和14 條時，模擬壓裂水平井的穩(wěn)產時間及累積產量。

圖3 為不同壓裂段數時開發(fā)效果，可以看出，裂縫條數從4 條增加到8 條時，氣井的增產倍比和氣藏采出程度幾乎呈線性增大，當裂縫條數大于8條以后，增產倍比和區(qū)域采出程度增大的幅度明顯變緩。這是由于隨著裂縫條數的增加，間距相應減小，縫間的壓降傳播在較短時間后就會產生相互干擾，從而明顯壓制水平井的產能；換言之，雖然增加壓裂段數能提高采氣速度及累積產量，但過多的裂縫條數會導致水平井建井成本大幅上升。因此，對于1 200 m 的水平井段，設計6～8 條裂縫較為合理；在單井壓裂施工時，還需進行具體的裂縫條數優(yōu)化設計，或采用不相等裂縫長度交錯分布以減少縫間干擾。

圖3 不同壓裂段數時開發(fā)效果圖Fig.3 Development effect of different fracturing segments

3.2 裂縫半長優(yōu)化

裂縫半長也是影響壓裂水平井產能的一個重要因素，由于儲層地應力分布、天然裂縫發(fā)育情況及壓裂施工工藝等方面的影響，水平段壓后的各條裂縫長度不盡相同，有必要分析裂縫半長對壓裂井產量的影響。模型同前，設定裂縫數量為8 條，裂縫導流能力為15 D·cm；模擬裂縫半長分別為60 m，100 m，140 m，180 m，220 m 和260 m 時的壓裂水平井產量。

圖4 為不同裂縫半長時開發(fā)效果，可以看出，裂縫半長從60 m 增加到180 m 的過程中，氣井的增產倍比和采出程度幾乎呈線性關系遞增，裂縫半長超過220 m 以后，增產倍比和采出程度增大的幅度明顯變緩。因此，綜合考慮壓裂工藝成本，并不是裂縫越長越好，對于東南區(qū)而言，最優(yōu)的裂縫長度應為180～220 m。

圖4 不同裂縫半長時開發(fā)效果圖Fig.4 Development effect of different fracture half-length

3.3 裂縫導流能力優(yōu)化

致密砂巖氣藏的開發(fā)實踐表明，裂縫導流能力的變化也將明顯影響壓裂水平井的增產效果。模型基本參數不變，設定裂縫數量為8 條，裂縫半長為180 m；設計裂縫導流能力分別為5 D·cm，10 D·cm，20 D·cm，30 D·cm，40 D·cm 和50 D·cm 時，模擬不同情況對壓裂水平井產氣量的影響。

圖5 為不同裂縫導流能力時開發(fā)效果。模擬結果顯示，裂縫導流能力從5 D·cm 增加到20 D·cm 的過程中，氣井的增產倍比和采出程度上升幅度非常顯著，裂縫導流能力超過30 D·cm 以后，增產倍比和采出程度的增大幅度明顯減緩。分析認為：雖然填砂裂縫帶的整體導流能力不斷增大，但由于致密儲層的滲透率通常很低，很容易造成填砂帶周圍向裂縫的供氣半徑十分有限，導致壓裂水平井的產量不能等比例地進一步提高。因此，東南區(qū)水平井的最優(yōu)裂縫導流能力應該為20～30 D·cm。

圖5 不同裂縫導流能力時開發(fā)效果圖Fig.5 Development effect of different fracture conductivity

3.4 正交化因素分析

為更加科學合理地分析各因素對水平井壓裂產能的影響，采用正交化設計方法，進行多因素分析。根據上述的單因素分析結果，選取最能影響水平井產能的4 個參數值，設計如下的16 個正交方案，裂縫數量分別設置為5 條、6 條、7 條和8 條，裂縫半長分別設置為160 m，180 m，200 m 和220 m，導流能力分別設置為10 D·cm，15 D·cm，20 D·cm和30 D·cm，模擬方案及結果見表1。

表1 裂縫參數正交設計及模擬結果表Table 1 Orthogonal design of fracture parameters and simulation results

極差反應的是某個因素對評價指標的影響程度，極差越大反應了該因素對該指標的影響程度越大。對東南區(qū)水平井的增產倍數影響最大的因素是裂縫條數，其次是裂縫半長、裂縫導流能力。因此，為了獲得較高的壓裂水平井產能，在可以避免發(fā)生縫間干擾的前提下，盡量增加水平段的裂縫條數，同時延長裂縫長度。對該區(qū)采收程度影響最大的因素是裂縫長度，其次是裂縫條數、裂縫導流能力，且導流能力對該區(qū)域的采出程度影響非常小。因此，為了提高蘇53 區(qū)塊東南區(qū)的采出程度，對壓裂水平井整體開發(fā)建議如下：在綜合考量建井成本及經濟效益的前提下，盡量采用大規(guī)模的多段水力壓裂技術，造出無縫間干擾的多條人工裂縫，并盡可能保證每一條裂縫的半長可以延伸到約200 m。

4 整體壓裂方案設計

為研究蘇53 區(qū)塊東南區(qū)的開發(fā)方案部署，利用氣藏數值模擬軟件，以東南區(qū)的地質模型為基礎，結合已開發(fā)井的經驗、地質資料及已施工井的裂縫參數優(yōu)化結果，通過設計東南區(qū)不同的井數和井網井距（見表2），分別模擬生產1 年和15 年的壓力場變化情況，綜合對比提出一套適合開發(fā)東南區(qū)的水平井整體壓裂優(yōu)化設計方案。目標區(qū)塊面積為63 km2，其東西向長度為9 km，南北向寬度為7 km，最大主應力方向近似于北偏西10o，模擬結果如圖6 所示。

表2 整體壓裂方案設計及經濟評價表Table 2 Overall fracturing scheme design and economic evaluation

圖6 東南區(qū)9 種方案日產氣對比圖Fig.6 Comparison of daily gas production of nine schemes in southeastern area

從圖6 可以看出，井網密度越大，區(qū)塊初期日產量越大，這與其他學者研究結果是一致的。然而，產氣量下降較快，15 年后日產量最低，這是由于前期采氣量太大，導致地層壓力下降太快，儲層孔隙由于應力作用發(fā)生閉合，滲透率顯著減小而導致氣井產能降低。由圖6 可以看出，1 200 m×600 m 井網與1 000 m×600 m 井網效果最好，前期產量較大，且可以持續(xù)穩(wěn)產。

圖7 所示為東南區(qū)9 種方案累產氣對比情況，可以看出，井網密度越大，區(qū)塊累產量越大。然而，1 200 m×600 m 井網與1 000 m×600 m 井網效果最好，前期產氣量較大，與800 m×600 m 井網產氣量差別較小。

圖7 東南區(qū)9 種方案累產氣對比圖Fig.7 Comparison of cumulative gas producing of nine schemes in southeast area

開發(fā)方案論證不僅需要考慮產量，而且也需綜合考慮經濟效益，從而得到最佳的井網部署方案。下面將以東南區(qū)整體開發(fā)的經濟效益為目標，優(yōu)選出最佳的井網部署，所用的基本經濟參數如下：水平段長度800 m 的水平井建井費用1 600 萬元/口，長度每增加100 m 費用則會增加100 萬元，壓裂費用為0.3 萬元/m，800 m，1 000 m，1 200 m 水平井壓裂段數分別設定為6 條、7 條、8 條，水平井采氣操作成本0.187 元/m3，天然氣銷售價格0.85 元/m3。各方案生產15 年的累產氣量和按凈收益進行方案排序的結果見表2。

從表2 中可以看出，在給定的經濟參數下，方案7 為最佳井網部署方案：菱形平行水平井井網，共鉆井83 口，水平段長度1 200 m，井距600 m，單井8 條橫切縫，裂縫半長220 m，裂縫導流能力20 D·cm；同時隨著井距排距的增大，壓裂水平井排之間會產生一個條狀帶的死氣區(qū)，即使生產開發(fā)15 年后，死氣區(qū)依然存在。圖8 所示為方案7東南區(qū)水平井生產1 年后壓力預測情況，圖9 為方案7 東南區(qū)水平井生產15 年后壓力預測情況。其次為1 000 m×1 000 m 井網部署的方案6，經濟效益與1 000 m×800 m 的方案5 相近。

圖8 東南區(qū)水平井生產1 年后壓力預測圖（方案7）Fig.8 Pressure prediction of southeast area after 1 year productionof horizontal well (Scheme 7)

圖9 東南區(qū)水平井生產15 年后壓力預測圖（方案7）Fig.9 Pressure prediction of southeast area after 15 year production of horizontal well (Scheme 7)

5 結論

1）基于蘇53 區(qū)塊東南區(qū)地質模型，通過氣藏數值模擬手段對影響水平井產能的因素進行了優(yōu)化，認為該區(qū)域水平井合理的水平段長度為1 000～1 200 m，井距為600～800 m，裂縫段數為6～8 條，裂縫半長為180～220 m，裂縫導流能力為20～30 D·cm。

2）綜合考慮東南區(qū)整體開發(fā)的經濟效益，對比分析9 種水平井整體壓裂設計，優(yōu)選出最佳的井網部署方案為：菱形平行水平井井網，井數83 口，水平段長度1 200 m，井距600 m，單井8 條橫切縫，裂縫半長220 m，裂縫導流能力20 D·cm。

3）考慮到復雜裂縫對初期產量的增加較為明顯，壓裂施工時還可采用一段兩簇設計，簇間距60 m，段間距120～160 m，其中簇的裂縫半長200 m，裂縫導流能力20 D·cm；針對不同儲層物性的水平井，裂縫間距可適當變化，即儲層孔滲物性較差的區(qū)域裂縫間距小，而物性較好的儲層位置，裂縫間距可以適當增大。