葉成林

（中國石油集團長城鉆探蘇里格氣田項目部）

0 引言

蘇里格氣田是國內(nèi)迄今發(fā)現(xiàn)的最大氣田之一[1]。蘇53區(qū)塊位于蘇里格氣田的西北部，含氣層為上古生界二疊系下石盒子組的盒8段及山西組的山1段，屬于典型的致密砂巖氣藏[2]。蘇53區(qū)塊于2010年投產(chǎn)，是蘇里格地區(qū)采取水平井整體開發(fā)的唯一區(qū)塊，蘇53區(qū)塊開發(fā)的成功驗證了蘇里格地區(qū)采取水平井開發(fā)的適用性及合理性[3]。

對于低滲透油氣藏，后期壓裂改造是單井增產(chǎn)增效的有效手段之一，目前蘇53區(qū)塊水平井投產(chǎn)前均進行壓裂改造[4]。水平井壓裂后可以在儲層中打開新的流體流動通道,更大范圍地溝通未動用的油氣層,大幅度增加油氣產(chǎn)量,極大地提高油藏的采出程度。理論和實踐證明，對壓裂水平井進行裂縫參數(shù)優(yōu)化對于實現(xiàn)水平井高效開發(fā)具有重要意義[5-6]。許多學者對低滲透氣藏壓裂水平井參數(shù)進行了研究，但縱觀這些文獻，很少有針對蘇里格氣田的研究，其研究成果在蘇里格地區(qū)應用價值不大。因此，為了指導蘇里格地區(qū)水平井開發(fā)，筆者根據(jù)蘇53區(qū)塊水平井整體開發(fā)的優(yōu)勢和成功經(jīng)驗，利用數(shù)值模擬方法對蘇里格地區(qū)壓裂水平井裂縫參數(shù)進行了優(yōu)化。

1 裂縫參數(shù)模擬優(yōu)化

1.1 機理模型的建立

裂縫長度、方位和裂縫導流能力是壓裂水平井裂縫的最基本參數(shù)，也是影響水平井生產(chǎn)的重要動態(tài)因素［7］。以蘇53區(qū)基本儲層參數(shù)為基礎建立數(shù)值模擬機理模型，模型網(wǎng)格：x×y×z=60×60×9，網(wǎng)格步長DX=DY=20 m，DZ=2 m，模型大小為1200×1200 m。根據(jù)氣藏工程關于井網(wǎng)井距的研究成果，選定水平井單井控制面積為1200×600 m，區(qū)域中部署2口水平井，水平段長度800 m，水平井間距600 m；水平井壓裂投產(chǎn)，定產(chǎn)氣量衰竭式開采，設定初期產(chǎn)能水平為6.0×104m3/d，模擬時間15年，模擬4條壓裂縫。

1.2 裂縫長度優(yōu)化

研究裂縫長度對產(chǎn)能的影響時，設定裂縫方向與水平段垂直，裂縫導流能力取30 mD·cm。

模擬方案分別設定20 m、100 m、200 m、300 m、400 m、500 m共計6種不同裂縫長度，以研究在不同裂縫長度條件下產(chǎn)能變化情況，對比各方案確定合理的裂縫長度。

由模擬得出的裂縫長度與累計產(chǎn)氣量的關系圖可以看出，隨著裂縫長度的增加，水平井累積產(chǎn)氣量也呈上升趨勢，但上升速度逐漸變緩，在裂縫長度超過300 m之后再增加裂縫長度累積產(chǎn)氣量增長速度明顯變緩，因此合理的裂縫長度應該在200～300 m之間，即裂縫半長應該在100～150 m之間（圖1）。

圖1 裂縫長度與累積產(chǎn)氣量的關系圖

1.3 裂縫方位優(yōu)化

根據(jù)機理模型，設定裂縫半長100 m，裂縫導流能力取30 mD·cm。

模擬方案設定裂縫與水平段垂直和裂縫與水平段成45°夾角的兩種不同的裂縫方位，以研究裂縫方向與水平段延伸方位夾角對產(chǎn)能的影響，對比各方案確定合理的裂縫方位。

對于壓裂水平井而言，裂縫與水平井井筒夾角越大，產(chǎn)能越高［8］。經(jīng)模擬計算得到裂縫與水平段垂直和裂縫與水平段成45°夾角兩種方案累積產(chǎn)氣量的關系如圖2所示：

圖2 裂縫方位與水平段成不同夾角時對應的累積產(chǎn)氣量

由圖2可以看出，當裂縫方向與水平段垂直時，水平氣井累積產(chǎn)氣量要高于裂縫方向與水平段成45°時的累積產(chǎn)氣量。所以設計裂縫應與水平段延伸方向垂直。由于壓裂施工過程中，人工裂縫的延伸方位與最小水平地應力方向垂直，所以考慮到壓裂時能形成與水平段垂直的壓裂縫，設計水平井水平段的延伸方向應平行最小水平地應力方向。

1.4 裂縫導流能力優(yōu)化

裂縫導流能力對壓裂水平井產(chǎn)能影響較大，當儲層滲透率、裂縫長度和裂縫條數(shù)確定時，存在一個最佳裂縫導流能力值［9］。一般常用數(shù)值模擬方法優(yōu)化最佳裂縫導流能力。研究表明，隨著裂縫導流能力的提高，水平井產(chǎn)能增加，但增加幅度逐漸變緩，最佳的裂縫導流能力與油藏基質(zhì)滲透率相關[10]。

采用與裂縫長度和方位優(yōu)化方案相同的油藏機理模型，設定不同裂縫導流能力的9個模擬方案，根據(jù)裂縫導流能力與最終累積產(chǎn)氣量的關系來優(yōu)選合適的裂縫導流能力。裂縫導流能力與方案累積產(chǎn)氣量之間的關系曲線如圖3所示。

圖3 裂縫導流能力與累計產(chǎn)氣量關系圖

由圖3可以看出，隨著裂縫導流能力的增加，累積產(chǎn)氣量迅速上升，但當裂縫導流能力達到40 mD·cm以后累積產(chǎn)氣量上升趨勢變緩，因此合理的裂縫導流能力應在30～40 mD·cm之間。

2 壓裂級數(shù)優(yōu)化

裂縫級數(shù)優(yōu)化主要包括在給定水平井段長度條件下裂縫間距優(yōu)化（或裂縫數(shù)量優(yōu)化）。在水平井段長度一定的情況下，合理的裂縫間距應綜合考慮儲量動用程度和保證水平井具有較高的產(chǎn)能。裂縫間距過大，會造成裂縫間儲量的損失，間距過小，裂縫之間存在相互干擾現(xiàn)象[11]。學者Soliman研究認為，在壓裂后油井投產(chǎn)初期，裂縫數(shù)目越多，生產(chǎn)井的日產(chǎn)量越大，但隨著生產(chǎn)時間的延續(xù)，不同裂縫條數(shù)下的井日產(chǎn)量之間的差距越來越小[12]。

2.1 裂縫間距優(yōu)化

儲層數(shù)據(jù)：孔隙度Φ=10.81%，滲透率K=1.23 mD，儲層中深H=3274.3 m，壓力系數(shù)=0.88，地層溫度T=105.67℃。裂縫半長130 m，設定間距150 m的3條長裂縫情況的壓力動態(tài)典型曲線（圖4）。曲線反映了3條正交裂縫在四種不同表皮系數(shù)時，壓力隨時間的變化特征。

圖4 水平井多級壓裂后典型壓力動態(tài)曲線

從圖4中可以看出，模擬的裂縫間距為150 m時，四條不同表皮系數(shù)壓力曲線提前趨于一致，表明裂縫間壓力產(chǎn)生相互干擾，從而影響流態(tài)，影響生產(chǎn)效果。

根據(jù)建產(chǎn)區(qū)壓力場和流態(tài)分析，裂縫動態(tài)半長130 m、間距150 m時，后期容易產(chǎn)生壓力干擾，方案設計裂縫與井軸呈接近于90°正交，因此，最優(yōu)裂縫間距應為150 m以上，既能實現(xiàn)較高的初期產(chǎn)量，也能減少裂縫間的壓力干擾，有利于長期穩(wěn)產(chǎn)。

2.2 裂縫級數(shù)優(yōu)化

水平段參數(shù)優(yōu)化結果表明，蘇里格氣田最優(yōu)水平段長度在1000～1200 m之間[13]。截止到2012年底，蘇53區(qū)塊共完鉆73口水平井，平均水平段長度1030 m，按照開發(fā)方案要求，配產(chǎn)6×104m3/d，穩(wěn)產(chǎn)3年。同時，由上文分析可知，裂縫間距應該大于150m，即1000 m水平井長度壓裂級數(shù)應該小于7段為宜。因此，分別模擬了當水平井長度為1000 m，初期配產(chǎn)6×104m3/d時，壓裂1～6條裂縫時的產(chǎn)能變化。

由模擬結果可以看出，隨著裂縫條數(shù)的增加，累產(chǎn)氣量總體上逐漸增加。當裂縫大于3條時，裂縫條數(shù)對產(chǎn)能的影響明顯優(yōu)于1～3條裂縫，但隨裂縫條數(shù)的進一步增加，產(chǎn)能增加幅度明顯減小。結合裂縫干擾模擬結果，綜合考慮現(xiàn)場施工要求，認為水平段1000 m時，水平段間距應該大于150 m，裂縫條數(shù)4～6條為優(yōu)（圖5、圖6）。

圖5 裂縫條數(shù)對日產(chǎn)氣量的影響

圖6 裂縫條數(shù)對累積產(chǎn)氣量的影響

3 結論

（1）裂縫長度優(yōu)化結果表明，蘇里格氣田壓裂水平井合理的裂縫長度應該不大于300 m，最優(yōu)裂縫長度為200～300 m之間。

（2）不同裂縫方位對水平井產(chǎn)能的影響不同。研究認為，當裂縫方向與水平段保持垂直時對產(chǎn)能的貢獻最大。

（3）根據(jù)數(shù)值模擬結果，蘇里格氣田合理的裂縫導流能力應在30～40 mD·cm之間。

（4）根據(jù)優(yōu)化結果，蘇里格地區(qū)壓裂水平井壓裂裂縫間距應該大于150 m。水平井長度為1000 m時，最優(yōu)裂縫條數(shù)為4～6條。

1 王國勇.蘇里格氣田水平井整體開發(fā)技術優(yōu)勢與條件制約[J].特種油氣藏.2012,19（1）：62-65.

2 何自新，付金華，席勝利,等.蘇里格大氣田成藏地質(zhì)特征[J].石油學報，2003,24（2）：6-12.

3 王國勇,劉天宇,石軍太.蘇里格氣田井網(wǎng)井距優(yōu)化及開發(fā)效果影響因素分析[J].特種油氣藏.2008,15(05)：76-79.

4 謝潤成，周文，高雅琴,等.應用偏相關+灰關聯(lián)方法進行致密砂巖氣藏壓裂地質(zhì)選層 ［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2008，29（6）:797-800.

5 溫慶志，蒲春生，曲占慶,等.低滲透、特低滲透油藏非達西滲流整體壓裂優(yōu)化設計 [J].油氣地質(zhì)與采收率.2009,16（6）:102-104,107.

6 高海紅，程林松，曲占慶.壓裂水平井裂縫參數(shù)優(yōu)化研究[J].西安石油大學學報.2006,21（2）：29-32.

7 胡東暉，鄢捷年.水平井產(chǎn)能的影響因素[J].石油勘探與開發(fā).1994,21（5）：44-52.

8 李鐵軍，柯西軍，郭大立,等.考慮裂縫和井筒不同夾角的水平井產(chǎn)能分析 [J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā).2011,30（6）：122-126.

9 曾凡輝,郭建春,徐嚴波,等.壓裂水平井產(chǎn)能影響因素[J].石油勘探與開發(fā).2007,34(04):474-482.

10 曾凡輝,郭建春,何頌根,等.致密砂巖氣藏壓裂水平井裂縫參數(shù)的優(yōu)化[J].天然氣工業(yè).2012,32(11):54-58.

11 史明義，金衍，陳勉，等.水平井水力裂縫延伸物理模擬試驗研究[J].石油天然氣學報，2008.（3）：130-133.

12 胡文瑞.水平井油藏工程設計[M].北京：石油工業(yè)出版社，2008,1-125.

13 葉成林.蘇里格氣田水平井參數(shù)優(yōu)化及效果評價-以蘇53區(qū)塊為例[J].石油天然氣學報.2011,33（12）:1-4.