苏里格低渗气藏水平井压参数优化分析

李慧琼

(西北大学地质学系，陕西 西安 710069)

刘晓瑞,马占国

陈冠旭

(西北大学地质学系，陕西 西安 710069)

苏里格低渗气藏水平井压参数优化分析

李慧琼

(西北大学地质学系，陕西 西安 710069)

刘晓瑞,马占国

陈冠旭

(西北大学地质学系，陕西 西安 710069)

为了保证水平井开发效果，达到提高气藏产能和采收率的目的，以区域地质特征为基础，通过数值模拟的手段，建立单井数值模型，对苏里格气田苏6井区压裂水平井裂缝参数，包括裂缝半长、裂缝间距、裂缝条数和裂缝夹角等影响因素进行了优化研究。研究结果表明，总体而言，产量随着裂缝长度、间距、数量和夹角的增加而增加；裂缝长度大于120m以后，产量增加的幅度明显变缓，建议裂缝半长在50～60m之间，裂缝间距250m，6条裂缝且两端裂缝位置应使边界距离至少大于裂缝间距；在同等裂缝长度下，供给区域小，产能较高；在无预知裂缝方位情况下分段压裂的间距要求不小于设计缝长。

低渗气藏；水平井；压裂；数值模拟；优化设计

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部，勘探范围约2×104km2，是发育于上古生界煤系烃源层之上的大型岩性圈闭气藏，以“低压、低渗透、低丰度”而著称。水平井技术作为提高单井产量的有效手段，是开发此类气藏的最主要方式之一[1]。国内外实践证明，压裂水平井技术能最大限度地增加水平井筒与地层接触面积，提高储量动用程度，减少污染，降低成本，提高单井产量[2]。人工压裂所产生的裂缝影响水平气井的产能，进而影响经济效益。因此笔者针对苏6区块，采用不稳态的气藏渗流与井筒耦合的生产动态分析，建立气井动态分析模型，以流量和压力变化为依据，科学的进行了压裂水平井裂缝参数包括裂缝半长、裂缝间距、裂缝条数和裂缝夹角等对产能的影响，并对苏X井加以产能优化。

1 苏里格气田有效储层分类

通过储层的综合研究，利用孔隙度、渗透率、结合孔隙结构参数和砂岩含气性、动态特征等参数，将苏里格气田砂岩共分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类和Ⅳ类(见表1)。Ⅰ类为相对高孔高渗储层，占统计总砂岩的7%左右；Ⅱ类为中等储层，占统计总砂岩的13%左右；Ⅲ类是差储层，占统计总砂岩的35%左右；Ⅳ类为非储层，占砂岩的45%左右。

表1 储层分类特征值

2 压裂水平井优化分析

苏里格气田普遍采用井下节流的生产工艺[3]，使油压与井底流压的自然联系被阻断，实测流压困难，在该条件下利用井口资料进行动态分析，必须以单井开采系统为研究对象，将井筒流动与气层渗流作为一个整体，采用不稳态的气藏渗流与井筒耦合情况下的生产动态分析[4-5]，建立气井动态分析模型[6-7]，以流量和压力变化为依据，科学地分析整个采气系统在不同条件下的工作状态。同时，优化压裂水平井的各项主要参数，包括裂缝长度、裂缝间距、裂缝数量、裂缝夹角。

2.1裂缝长度

假设供给区域为2000m×1500m，生产压差5MPa，分别对比了3类有效储层在裂缝间距为50m和150m，裂缝长度为20、40、60、80、100、120、140、150m时，产能随裂缝长度增加的变化，进而确定最优裂缝长度。通过储层研究，第Ⅳ类储层只有晶间微孔，基本不连通，为非储层，所以未进行研究。由图1和图2可以看出，在生产初期，随着压裂缝长度的增加，水平井的产能增幅迅速增加；当水平井压裂缝长度达到120m后，水平井的产能改善作用较弱，该规律与裂缝间距大小无关。因此，推荐压裂规模的裂缝半长为50～60m为宜。

图1 3类储层裂缝间距等于50m时裂缝长度对产能影响图 图2 3类储层裂缝间距等于150m时裂缝长度对产能影响图

2.2裂缝间距

供给区域为1500m×1000m，生产压差5MPa。3类储层裂缝间距对产能影响如图3所示。 由图3可见，裂缝间距与产能呈现正向线性关系。其中，6条裂缝250m大间距条件下的产能偏高，主要是由于2端部裂缝过分接近供给边界，正常情况下设计2端部裂缝位置应使边界距离至少大于裂缝间距。

图3 3类储层裂缝间距对产能影响

2.3裂缝数量

图4 不同供给区域下裂缝数量影响

图5 非正交裂缝的产能下降同幅度对比

不同供给区域下裂缝数量影响如图4所示。从图4可以看出，在裂缝分布未过分接近边界的条件下，裂缝数量与产能呈现较好的线性关系；在同等裂缝长度条件下，供给区域小对应的压降小，对应流动初期的状态，因而产能较高。

2.4裂缝夹角

在钻井过程中，由于受地应力分布等地质条件的影响，平井轨迹的方向可能不一定在最大或最小水平主应力方向上，这样裂缝就会与水平井井筒有一个夹角。此外，水平井多段压裂可能形成多条非正交裂缝，在水平井与地应力方向受限条件下，寻求裂缝间距与长度的合理组合，避免裂缝方位的不利影响。

针对苏里格Ⅰ类储层考虑裂缝间距与裂缝长度组合的3类情况：裂缝间距小于缝长，供给区域为800m×500m，裂缝间距50m，裂缝长度150m，生产压差5MPa；裂缝间距等于缝长，供给区域为1000m×1000m，裂缝间距100m，裂缝长度100m，生产压差5MPa；裂缝间距大于缝长，供给区域为1600m×500m，裂缝间距200m，裂缝长度130m，生产压差5MPa。因裂缝井筒非正交的产能下降幅度对比如图5所示。由图5可知，总体上是裂缝夹角越小导致裂缝间的干扰越严重，产能下降幅度增加，夹角>50°以上的影响较小(产能下降幅度约<5%)。间距小于缝长时夹角影响较大，间距大于等于缝长后夹角影响较小而且两者接近。因长条形供给区域边界干扰，略放大了“间距>缝长”模式的夹角影响。由此推荐，在无预知裂缝方位情况下分段压裂的间距要求应大于等于设计缝长。

3 实施效果评价

3.1钻井显示

苏里格气田苏6区块苏X水平井开展了不动管柱水力喷砂分段压裂，水平井长度1588.9m，平均有效厚度为9.8m，平均渗透率为0.195×10-3μm2，平均孔隙度为10.3%，平均含气饱和度为65%，地层压力为30.5MPa。该井分3段压裂，累计加砂量为93.1m3，测试无阻流量83.3×104m3/d，套压24.545MPa，日产气量13×104m3,累计产气量127.4206×104m3。压裂方案及裂缝产能贡献分布见表2。

表2 压裂方案及裂缝产能贡献分布(生产60d)

图6 苏X井不同生产时间下的流率对比

由表2可知，第1段裂缝处于低渗带，单位长度的产能贡献水平低，几乎等同于水平段，该段压裂意义不大，需要调整到高渗带；第2段裂缝周围的渗透率最高，因此单位长度的产能贡献最大。从流率分布图(见图6)可见中间位置的裂缝供给区域明显低于2端裂缝。

3.2压裂3段优化方案

由表2压裂4段优化方案的数据可知，选择高渗带压裂后的生产压差明显降低(由6.5MPa下降到3.108MPa)，裂缝的单位长度产能远大于水平段井筒。但是，第3和第4条裂缝均位于高渗带内，压力场反映出这2条缝的距离过近、干扰严重，第4条裂缝的产能贡献仅为7.36%，远小于其他裂缝，因此，该段压裂意义不大。取消第4条段压裂，增大第3段压裂规模，裂缝长度提升到240m，第3条裂缝的产能贡献为71.38%，远大于压裂4段方案的第3段产能贡献60.36%，综合考虑成本，优选压裂3段。

4 结 论

低渗透气藏水平井压裂改变了低渗透储层的渗流特性，可以大幅度提高低渗透气藏产能。致密低渗气藏压裂水平井数值模拟过程表明：产量随着裂缝长度、间距、数量和夹角的增加而增加；裂缝长度大于120m以后，产量增加的幅度明显变缓，建议裂缝半长在50～60m之间，裂缝间距250m，6条裂缝且两端裂缝位置应使边界距离至少大于裂缝间距；在同等裂缝长度条件下，供给区域小，产能较高；在无预知裂缝方位情况下分段压裂的间距要求大于等于设计缝长。

[1]孙玉平,陆家亮,巩玉政,等.我国气藏水平井技术应用综述[J].天然气技术与经济,2011(1):24-27.

[2]张应安.松辽盆地致密砂岩气藏水平井多级压裂现场实践[J].天然气工业,2011,31(增刊2):14-17.

[3]吴革生，王校明，韩东,等.井下节流技术在长庆气田试验研究及应用[J].天然气工业,2005，25(4):65-67.

[4]陈坚,刘红,陈伟,等.井筒与油藏耦合作用下的不稳态产能预测[J].油气井测试,2002,11(2):13-15.

[5]李军诗,侯建锋,胡永乐,等.压裂水平井不稳定渗流分析[J].石油勘探与开发,2008,35(1):92-96.

[6]李晓平,龚伟,唐庚,等.气藏水平井生产系统动态分析模型[J].天然气工业,2006,26(5):96-98.

[7]罗志峰,赵立强,刘平礼,等.裂缝性油藏压裂水平井生产动态模拟研究[J].西南石油大学学报(自然科学版),2011,33(1):88-94.

[编辑] 洪云飞

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.12.030

TE37

A

1673-1409(2012)12-N092-04