页岩气水平井压裂分段分簇综合优化方法

王海涛，蒋廷学，李远照，卞晓冰，华继军

（1.中国石化石油工程技术研究院，北京100101；2.中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院，武汉430035）



页岩气水平井压裂分段分簇综合优化方法

王海涛1，蒋廷学1，李远照2，卞晓冰1，华继军2

（1.中国石化石油工程技术研究院，北京100101；2.中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院，武汉430035）

摘要：为进一步提高页岩气水平井分段压裂的有效性，对水平井综合分段布缝及射孔分簇方法进行了优化。基于数值模拟和压裂模拟，兼顾实际裂缝形态和多裂缝参数的彼此影响，提出了分段参数优化正交设计方法；在确定分段数的基础上，从产能最大化角度提出了“W”型分段压裂布缝模式；根据多簇裂缝之间应力干扰及诱导应力分布特征，建立了较为合理的分簇优化方法；考虑页岩气水平井实际穿行轨迹的地质属性和工程特征，形成了地质分大段、工程分小段的分段分簇综合优化设计方法。

关键词：页岩气；水平井；压裂；分段；分簇；优化

合理的分段优化设计是确保页岩气水平井压裂措施效果的前提，涉及到压裂段分簇射孔位置和相关参数的优化[1]。常用方法是依据油藏数值模拟来确定实现经济产量的压裂段数，再结合随钻测井及录井综合解释结果，进行压裂段及射孔簇的划分，但分段及分簇射孔位置是否具备工程条件上的可压性[2]，或者能否通过压裂改造，形成具有一定复杂程度的网络裂缝[3-4]，常用方法欠考虑。本文提出了一种基于地质和工程双因素的综合分段分簇优化方法，考虑了分段布缝位置诱导应力干扰作用对压裂效果的影响，同时兼顾段簇间距与产能的匹配关系。

1　分段参数正交优化

对页岩气水平井开发而言，合理的分段是水力压裂成功的重要保证。为最大程度发挥水平井的产能，目前主要应用商业油藏数值模拟器Eclipse，首先建立考虑吸附解析模型的页岩气井模型，根据不同压裂段数累计产量随时间变化曲线，确定满足产能最优化的压裂段数[5]；其次，结合压裂模拟软件，建立不同压裂段数与净现值的匹配关系。原则上应考虑沿水平井轨迹穿行岩石矿物组分、岩石力学、物性、脆塑性等特征，由水平段趾部向跟部，将这些特征相近的层段划分为1段[6-8]。

由于水平井分段压裂需要优化的参数项目多，且每段裂缝的参数也不尽相同，须采用正交设计方法，将分段数、单段簇数和裂缝形态一并考虑在内，由此形成27种方案（表1），从而实现一次同步优化多个裂缝参数[9]。一般来说，页岩气储层压裂过程中可能形成3种主要裂缝形态：单一缝、一般复杂缝和复杂网络缝。实际进行数值模拟分段时，可作如图1的模型简化，将次裂缝采用等效渗流条带的方法进行处理，并与主裂缝连通，裂缝复杂性越高，主、次裂缝的连通性越好，次裂缝的导流能力可设置为主裂缝导流能力的1/5.并将缝高剖面形态分为3种情况：矩形缝面，2/3缝面和1/2缝面（图2）。

表1　分段压裂数值模拟的正交优化

图1　不同裂缝形态简化示意

上述模拟方法在使用过程中，首先通过压裂前评价，或据邻井裂缝监测资料判断工区内页岩气储层压裂后可能产生的裂缝形态及其复杂性，再基于给定水平段长，设置不同单段射孔簇数、半缝长、导流能力、缝高剖面等，即可实现分段参数正交优化设计。

图2　不同裂缝缝高剖面示意

2　布缝模式及分簇优化

2.1压裂布缝模式

确定分段数及裂缝参数后，裂缝的布局很大程度上决定了页岩气压后初期产能大小和产量递减的快慢，裂缝与裂缝之间的渗流干扰作用越强，压力波及范围越大，产能也越高。笔者主要考虑了4种压裂布缝模式：均一型、“哑铃”型、“M”型和“W”型（图3）。实际应用中，根据每段对应的地质情况，单独设计施工规模和泵注程序，以此来满足不同缝长要求。

图3　不同压裂布缝模式示意

为进一步讨论每种布缝模式下对应的产量优势，在保持各分段压裂裂缝总长度一致的前提下，借助油藏数值模拟器，模拟了上述4种布缝模式对应3年累计产量（图4）。结果表明，在裂缝总长度一致的前提下，“W”型布缝模式的产量高于其他3种类型。

图4　不同压裂布缝模式对应的3年累计产量

2.2分簇优化

水平井分段压裂布缝模式确定后，单段内多簇射孔位置的选择，关系到压裂缝起裂的难易程度和裂缝延伸形态，进而影响整个裂缝覆盖区内的改造体积。对于层理及天然裂缝较为发育的脆性页岩储集层[10]，簇间距应尽可能满足各射孔簇位置能够同时起裂，且各簇裂缝延伸过程中产生的水平双向诱导应力差尽可能超过天然裂缝的开启临界净压力[11]，凭借应力干扰作用促使主裂缝在一定范围内发生转向，以沟通更多的天然裂缝[12-13]，提高产气率。

有限元模拟结果（图5）和理论计算结果（图6）表明：产生干扰的裂缝间距（Δx）与上限缝高（H）的比值为1.5；考虑到压裂过程中各簇射孔位置裂缝内净压力实际产生的诱导应力效果差异，一般合理的簇间距应不大于诱导应力作用半径的2倍[14]。此分簇方法目前已在国内多口页岩气井分段压裂中得到应用。计算中，假设模型为平面应变问题，射孔深度为0.5 m，各射孔簇长度均取1.0 m，每簇间距相等，外边界与单裂缝扩展相同，假设有效缝高贯通主力页岩层厚30 m，天然裂缝开启临界净压力20 MPa，计算可得簇间距上限为35 m，当两簇裂缝间距大于35 m时，将超出诱导应力有效作用范围，不利于裂缝转向和形成复杂缝。

图5　不同簇裂缝同时扩展时诱导裂缝转向半径

图6　裂缝延伸过程中三向诱导应力分布

3　综合分段分簇优化

以页岩气水平井轨迹穿行的地层岩性特征、岩石矿物组成、全烃显示、自然伽马、电阻率和三孔隙度测井等为基础[15]，结合岩石力学参数先进行地质上分大段，原则上将穿行地质属性相近的小层划为1段。

在地质分大段的基础上，再按本文前述油藏模拟方法优化的分段数，结合含气性（总含气量大于2 m3/t，总有机碳含量大于2%，镜质体反射率大于1.4%）、物性（渗透率大于100 nD，孔隙度大于2%）、力学性质（杨氏模量大于20 000 MPa，泊松比小于0.25）及固井质量（固井质量合格，2个胶结面都良好）4个因素进行综合压裂分段设计。

划分压裂段后，结合电性特征、分段诱导应力、天然裂缝开启临界净压力、诱导裂缝转向半径等工程参数，进行分簇射孔位置及簇间距的划分。原则上应选择显示好且应力差异小的低地应力段进行射孔，同时应选择性避开自然伽马异常高（大于400 API）、密度高（大于2.65 g/cm3）、固井质量差的层段。现场应用表明，加砂压裂施工时，高自然伽马和高密度段往往压力高，易砂堵，工程难度相对较大，效果不理想，实际压裂设计施工时可不予考虑，避免低效或无效段。

4　现场应用

J井是川东南地区的一口海相页岩气开发井，井深4 245 m，水平段长1 345 m，综合考虑地质、工程多种因素，基于各小层岩性、密度、自然伽马等参数，进行地质分段；在此基础上，重点考虑岩性、物性变化及应力干扰对产量贡献的影响，进行工程上分簇。最终，J井优化为16段共45簇非均匀分段布缝，单段2～ 3簇，采用“滑溜水+线性胶”混合压裂，按照“W”型布缝原则，针对总有机碳含量高（4%～5%）、密度低（2.4～2.5 g/cm3）、自然伽马较高（180～200 API）段加大施工规模。该井总用压裂液29 880 m3，总加砂量821.1 m3，压后初期产量31×104m3/d，测试无阻流量88.7×104m3/d.

通过压裂后进行水平段流量测试，获得各簇射孔位置产气贡献率（图7）。各射孔簇产气贡献率与最小水平主应力、水平应力差、岩石密度呈现负相关性，说明低密度含烃页岩层段在低地应力和较小的水平应力差异条件下，更容易形成大范围的网络裂缝，相应的改造体积较大，产量的贡献大。由测试结果还可看出，尽管个别低自然伽马段射孔簇位置对产量的贡献率最大，但与密度相比较，自然伽马与产气贡献率的关联性不是特别显著。将自然伽马、密度交会后与产气贡献率进行对比，结果表明：低密度、较高自然伽马位置累计产气贡献率占到单井产量的绝大部分（图8）。若同时出现异常高密度、高自然伽马特征，则预示储集层可能泥质含量较高，储集层偏塑性，压裂时可能会出现施工压力高、砂堵等异常情况，可根据实际地质情况选择性避开。

5　结论

（1）基于地质和工程双因素的综合分段分簇优化方法，考虑了裂缝簇间应力干扰作用对改造体积的影响，“W”型布缝方式有利于实现产能最大化。

图7　川东南J井各射孔簇产气贡献率分布情况

图8　川东南J井密度和自然伽马与产气贡献率关系

（2）分段射孔簇的产气贡献率除了与页岩储集层自身物性和含气性相关，水平段低密度、较高自然伽马分簇射孔位置的产量贡献占单井产量绝大部分，实际分段优化时可作重点考虑；对于部分高密度、高自然伽马位置，建议结合随钻资料及测井、录井显示结果选择性规避，以减少压裂风险和降低改造成本。

（3）页岩气水平井分段分簇优化是压裂设计的前提，各个工区页岩储集层地质条件差异变化大，需要进一步开展压裂裂缝监测和产剖测试分析，加强压裂后对储集层的再认识和远井可压裂性综合评价，以进一步实现对井轨迹穿行层位的精细划分。

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（编辑顾新元）

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

作者简介：王海涛（1982-），男，江苏宿迁人，高级工程师，博士，油气田开发，（Tel）010-84988521（E-mail）wanght.sripe@sinopec.com

基金项目：中国石化科技攻关项目（P14091）

收稿日期：2015-02-05

修订日期：2015-12-28

文章编号：1001-3873（2016）02-0218-04

DOI：10.7657/XJPG20160217

中图分类号：TE319

文献标识码：A