丛式水平井井组压裂工艺技术研究及试验

何 青，李国锋，陈 作，李月丽，刘世华

（1.中国石化华北分公司，河南郑州450006；2.中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

丛式水平井井组压裂工艺技术具有占用土地少，道路、气站、管线等地面设施重复投资少和管理集中的特点，可加快油气田勘探开发速度，降低钻井和压裂改造成本。国外丛式井组技术起步早，技术较为成熟，美国Chevron公司在Piceance盆地天然气田开展了丛式井场的应用，曾在一个丛式井平台上用20d压裂了22口井，极大地提高了施工效率。但是，国内对于丛式水平井井组压裂的研究和应用较少[1-5］，可借鉴的经验十分有限，尤其是针对丛式水平井井组的压裂裂缝整体布局、裂缝参数和施工参数等的优化还有待深入研究。为了进一步提高大牛地气田特低渗透储层的储量动用程度，加快天然气开发，笔者结合大牛地气田的储层特征，开展了丛式水平井井组压裂工艺及设计优化等相关研究，优化了丛式水平井井组压裂方式及压裂整体布局、裂缝参数和施工参数。

1 压裂工艺优选及压裂方式优化

借鉴国内外页岩气丛式水平井井组压裂改造思路，综合考虑丛式井单井位置和应力干扰，试验应用同步压裂技术，探索同步压裂提高致密低渗储层产能的有效性[6］。

1.1 压裂工艺优选原则

1）满足整体压裂实施要求。a）为了进一步增加改造体积，增大裂缝复杂性，达到提高产量的目的，综合考虑单井位置和应力干扰，尽可能采用同步压裂技术，以提高改造体积和压裂效果；b）增大加砂规模，尽可能扩大井网范围内的泄气面积；c）缩短作业周期。

2）优选较成熟的压裂工艺。从大牛地气田水平井分段压裂工艺应用井数和成功率情况来看，多级管外封隔器分段压裂工艺已较为成熟，水力喷射拖动管柱分段压裂工艺次之。

3）提高单井产量。各种分段压裂工艺压裂后的效果对比表明，采用多级管外封隔器分段压裂工艺压裂后的平均单井无阻流量为7.1×104m3／d，采用水力喷射拖动管柱分段压裂工艺压裂后的平均单井无阻流量为4.1×104m3／d，从提高单井产量角度来看，采用多级管外封隔器分段压裂工艺最佳。

4）缩短作业周期。目前大牛地气田的水平井压裂段数一般为8～10段，若采用水力喷射拖动管柱分段压裂，其作业周期为16～20d；若采用多级管外封隔器分段压裂工艺，仅需要1d就可以完成压裂施工。因此，从缩短作业周期和提高施工效率方面来看，选用多级管外封隔器分段压裂工艺。

1.2 压裂工艺优选结果

大牛地气田实施丛式水平井井组的目的是提高开发效率、降本增效，探索更为高效、成熟的压裂工艺技术，因此从满足整体压裂实施要求、提高单井产量、缩短作业周期等方面综合考虑，选用多级管外封隔器分段压裂工艺[7-9］进行丛式水平井井组分段压裂。

1.3 丛式水平井井组压裂方式优化

在进行丛式水平井井组压裂方式优化时，主要考虑依次压裂和同步压裂方式对于提高井组产量的有效性。前期同步压裂技术仅在国内油井井组上有所应用，在气井上的应用未见报道，因此主要借鉴国外的应用情况[10-11］。同步压裂技术在北美 Woodford页岩和Barnett页岩改造中应用广泛，并取得了较好的效果。St1H和St2H井进行了同步压裂，压裂后第1月和第2月的累计产量均高于其他未同步压裂井，产量提高21%～55%（见图1）。国外文献调研表明，实施同步压裂井的单井产能比单独压裂井的产能要高，因此，大牛地气田丛式水平井井组压裂采用同步压裂技术。

图1 同步压裂井与非同步压裂井的累计产量对比Fig.1 Cumulative production comparison of simultaneously-fractured and non-simultaneously fractured wells

2 丛式水平井布缝方式与裂缝参数优化

大牛地气田大8—大10井区盒1气藏水平井井组以压裂后累计产气量为目标，以数值模拟为技术手段，对丛式水平井井组压裂裂缝参数进行了优化。

2.1 数值模型建立

大牛地气田大8—大10井区盒1储层气藏中深2 645.00m，单井控制面积3.03km2；地层压力系数0.93，原始地层压力24.12MPa。采用单井模型进行数值模拟研究，模型中流体为气、水两相，其中水处于束缚水状态。单井水平段长1 000m，矩形泄气面积；对于水平井，按照最小主应力方向布井[12-13］。

2.2 裂缝整体设计方案优选

水平井水力裂缝整体布局研究是在给定的水平段长度下研究如何布置裂缝位置，这是影响压裂后产量的一个主要因素。

2.2.1 裂缝间距设计

选取5种间距方案（见图2）对产量进行模拟。根据不同缝间距组合数据，利用所建立的水平井压裂后产能预测模型，计算得出5种缝间距方案下累计产气量随时间的变化曲线（见图3）。

图2 裂缝间距方案设计Fig.2 Design of different fracture spacing scheme

从图3可以看出，裂缝间距对压裂水平井的产气量有一定影响，产量由低到高依次是方案2、方案3、方案4、方案5和方案1。当2条裂缝靠近时，相互间的干扰作用会加剧；当裂缝为等间距时，产气量明显大于其他方案，因此在裂缝条数一定时，应尽量保证等间距分布，以减少裂缝间的相互干扰。

图3 不同裂缝间距下的累计产气曲线Fig.3 Cumulative gas production curve under different fracture spacing

2.2.2 单井裂缝长度设计

在裂缝总长度一定的情况下，设计4种不同裂缝分布形态（见图4），分别模拟不同裂缝形态对气井产气量的影响。

图4 不同裂缝形态示意Fig.4 Schematic diagram of different fracture shapes

根据数值模拟结果，在总压裂规模一定的条件下，裂缝交错分布时的无阻流量最高（见图5）；裂缝等长分布时的稳产期末采出程度最低（见图6）。综合分析认为，最优方案为人工裂缝长短交错分布模式。

图5 裂缝形态与模拟无阻流量的关系Fig.5 Relation between fracture shape and simulated open-flow capacity

图6 裂缝形态与稳产期采出程度的关系Fig.6 Relationship between fracture shape and recovery degree in stable production period

2.2.3 井间布缝

在丛式井的布缝中，首先考虑2口相邻井中的2条裂缝是相对裂缝还是交错裂缝，研究压裂后是相对裂缝的产气量高还是交错裂缝的产气量高。

研究发现，缝间距在250m以下时，不论缝长比如何，交错布缝和相对布缝的累计产气量都基本相同，分段压裂布缝可以不考虑交错与相对；缝间距超过250m时，间距越大，交错布缝波及面积越大，累计产气量越高。

2.3 裂缝参数优化

根据盒1储层的基本参数，并结合已压裂井试气成果，应用ECLIPSE气藏模拟软件和Meyer裂缝模拟软件，进行了水力裂缝参数优化[14］。以3年累计产气量为目标函数进行模拟优化计算，模拟变量主要包括：盒1储层在水平段长度为1 000m的情况下，模拟计算最优的裂缝间距、裂缝数量、裂缝半长和裂缝导流能力对产能的贡献。

2.3.1 裂缝间距优化

裂缝间距的大小直接影响裂缝干扰的程度，间距越小干扰越严重。水平井设置4条裂缝，裂缝间距均等，计算间距分别为50，100，150，200，300，400和450m时压裂水平井的产气量和累计产气量，结果见图7和图8。

从图7可以看出，当裂缝间距为50～300m时，裂缝间存在严重的相互干扰。累计产气量与裂缝间距呈抛物线，说明在裂缝数量相同的情况下，间距越大产气量越大，当达到一定值时，随着裂缝间距的增加，裂缝之间的干扰逐渐减弱。因此，最佳裂缝间距在150m左右。

图7 不同裂缝间距对应的产气量曲线Fig.7 Gas production curve under different fracture spacing

图8 不同裂缝间距对应的累计产气量曲线Fig.8 Cumulative gas production curve under different fracture spacing

2.3.2 裂缝数量优化

裂缝均匀分布在1 000m的水平段上，分别计算裂缝为4～12条时水平井的产能变化。计算结果表明，水平井的产量随着裂缝数量的增加而增大，但增加的幅度越来越小；同时裂缝数量的影响主要在生产初期，稳定期后差别较小；裂缝数量达到9条后，产能增加幅度明显变小。不同的气藏存在一个最佳的裂缝数量，裂缝为7～9条即裂缝间距在150m左右时，缝间干扰与产量之间达到平衡，生产效果较好。

2.3.3 裂缝半长优化

水力裂缝长度越长，产气量越高，这是由于裂缝长度增大，使波及体积增加。但对单井产气量而言，裂缝长度存在一个最优值，超过最优长度后，产气量的增加幅度变小。

采用数值模拟法、交汇法和不稳定产能方程法进行计算，得出在盒1储层，水平段长度为1 000m条件下，裂缝半长为150～200m时，生产效果最佳。

2.3.4 裂缝导流能力优化

裂缝导流能力是影响压裂水平井产能的敏感因素之一。模拟研究了裂缝导流能力分别为10，20，30，40和50D·cm时的水平井生产动态，结果表明，不同裂缝初始导流能力下的产气量是不同的，随着初始导流能力的增大，产气量逐渐增加；导流能力达到30D·cm后，产气量增加幅度很小，因此最优裂缝导流能力为30D·cm。

3 丛式水平井组压裂设计及施工参数优化

3.1 施工排量

以储层垂深3 000m、水平井长度4 500m、压裂液摩阻取清水摩阻的30%为条件，计算不同直径压裂管柱、不同裂缝延伸压力梯度、不同排量下的井口施工压力。模拟计算了φ106.7和φ137.1mm管柱条件下施工压力与排量的关系，得到压裂时的施工压力（见表1）。考虑摩阻对施工压力的影响，施工排量优化为4.0～5.0m3／min。

表1 管柱井口压力与排量的关系Table 1 Relation between wellhead string pressure and displacement

3.2 前置液体积分数优化

前置液如果过多，一方面会造成液体的浪费，另一方面会对储层造成更大的伤害，尤其是对于要求高裂缝导流能力的情况。理想的前置液量是，当停泵时前置液刚好滤失完；或考虑到停泵后由于岩石的特性裂缝继续延伸一段距离，当裂缝不再延伸和支撑剂停止移动时前置液刚好滤失完，此时的裂缝支撑缝长等于动态缝长，能够达到裂缝的有效支撑，此时的前置液量是最佳的。

理想的前置液体积分数计算公式为：

式中：VPAD为前置液体积分数；η为压裂液压裂效率。

依据Crawford提出的考虑初滤失情况下的滤失量计算方法，计算滤失量。

实际施工时，常用支撑裂缝与动态缝长比值（以下简称动态比）的方法来确定前置液体积分数。通常情况下，动态比取0.85～0.90，一方面可以保证施工的安全，另一方面可以降低前置液的用量，减少对地层的伤害。根据储层滤失系数（5.0～9.0）×10-4m／min0.5计算了动态比（见表2），得到在盒1、山1和太2层的前置液体积分数为35%～40%[15］。

表2 不同滤失系数下的动态比和前置液体积分数Table 2 Dynamic ratio and prepad volume fraction under different filtration coefficients

3.3 平均砂比优化

利用压裂模拟软件，模拟了不同平均加砂浓度下的裂缝导流能力。通过模拟发现：当导流能力为30D·cm时，对应的平均加砂浓度为420kg／m3，平均砂比为24.7%。此外，大牛地气田已压裂井的砂比和无阻流量关系统计结果表明，平均砂比为21%～25%时，无阻流量较高。因此综合考虑，平均砂比优化为21%～25%。

3.4 加砂规模优化

加砂规模直接影响到具有导流能力的裂缝几何尺寸，通过分析大牛地低渗透、特低渗透储层特征及利用压裂模拟软件进行多个方案的模拟，确定了合理的加砂规模。综合分析认为，加砂规模35～45m3即可满足支撑缝长及支撑缝宽的要求。

4 现场试验

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，是一个典型的低压、低孔、低含气饱和度的致密气藏。大牛地气田普遍采用单井水平井分段压裂工艺，在盒1气层获得较好的改造效果，盒1气层水平井压裂后平均无阻流量为7.56×104m3／d。近年来，随着大牛地气田开发的不断深入，越来越多的难动用储量投入开发，为了进一步提高单井产量、缩短施工作业周期、降低开发成本，进行了丛式水平井井组开发模式的试验[16-17］。

采用多级管外封隔器分段压裂工艺，对DP43H六井式井组、DPT-27四井式井组2个丛式水平井井组进行了分段压裂，同时DP43H井组试验了同步压裂技术。DP43H井组结合“井工厂压裂模式为主，试验两井同步压裂”的理念，根据地质概况和井场井位分布，确定了压裂方案。压裂顺序是：DP43-2H井—DP43-1H井—同步压裂DP43-4H 井和DP43-6H井—同步压裂DP43-1井和DP43-3H井，相邻2口井之间采用交错排列方式，裂缝间距控制在100～160m，平均单段加砂量41.9m2。DPT-27井组以井组考虑，相邻2口井的布缝方式按交错排列裂缝进行设计，同时结合录井、气测、随钻伽马资料进行选段，避免缝间干扰，裂缝间距控制在100～160m，平均单段加砂量37.6m2。2个井组共压裂88段。井组压裂效果与其他水平井压裂效果对比表明（见表3），DP43H井组、DPT-27井组平均单井无阻流量分别是盒1层其他水平井平均单井无阻流量的1.5和2.2倍，丛式水平井井组压裂取得了显著的改造效果，现场压裂周期大幅缩短，DP43H井组实际施工13d，比6口水平井单压累计节约17d，施工周期缩短56.7%，DPT-27井组实际施工9d，比4口水平井单压累计节约11d，施工周期缩短55.0%，丛式水平井井组分段压裂工艺试验初步取得了成功。

表3 2个井组压裂及压裂后试井结果Table 3 Testing results of two well clusters before and after fracturing

5 结 论

1）大牛地气田应用丛式水平井井组整体压裂模式，现场成功压裂2井组10井次88段，取得了显著的改造效果，探索出了适合致密砂岩气藏水平井井组压裂开发的有效途径。

2）初步形成了适合国内气藏的丛式水平井井组整体压裂裂缝及压裂设计参数优化方法、同步压裂技术。

3）基于井组布缝方式、裂缝参数及施工参数的优化结果进行了同步压裂现场试验，对丛式水平井井组压裂工艺技术在致密砂岩油气藏开发中的应用具有借鉴作用。

4）建议继续开展水平井丛式井组压裂设计优化研究，探索不同油气藏条件下的丛式井组压裂工艺试验，以动用更多难动用储量，提高井组改造体积及改造效果。

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