建南致密砂巖儲層壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化

李之帆

（中國石化江漢油田分公司石油工程技術(shù)研究院，湖北 武漢430030）

1 建南地區(qū)致密砂巖儲層特征

建南氣田須家河組為致密砂巖儲層，巖性以中－細(xì)砂巖為主，夾雜泥質(zhì)粉砂巖，儲集巖石類型以巖屑砂巖為主，石英含量一般為30%～60%，長石一般低于15%，巖屑含量一般20%～50%；孔隙度3.42%，滲透率0.05×10－3μm2。成像測井顯示裂縫不發(fā)育。埋藏深度800～2 000m，儲層厚度15.5～86.5m。豎直彈性模量在10.73～25GPa，水平彈性模量在12.42～28 GPa；豎直泊松比為0.07～0.21，水平泊松比為0.15～0.26，屬于硬脆性巖石。

該區(qū)塊儲層低孔低滲，物性較差，需大規(guī)模改造才能獲得較好的效果；儲層微裂縫不發(fā)育，需要造長縫，擴(kuò)大泄氣面積。綜合儲層特征分析，建南氣田須家河組致密氣藏適合水平井開發(fā)。

2 水平井產(chǎn)能預(yù)測模型

借鑒油藏壓裂水平井穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能公式的推導(dǎo)方法，對致密砂巖氣藏穩(wěn)態(tài)模型下的產(chǎn)能公式進(jìn)行重新推導(dǎo)，前提假設(shè)條件如下：

1）矩形封閉氣藏，各向同性均質(zhì)地層，擬穩(wěn)態(tài)滲流；

2）無限導(dǎo)流裂縫且裂縫間滲流不相互干擾；

3）地層流體先由地層流入裂縫，再由裂縫流入井筒，且滲流符合達(dá)西滲流定律，不考慮表皮污染；

4）所有裂縫在氣層厚度上完全穿透，平行分布，且與水平井筒正交，各裂縫滲流模型一致；

5）孔隙度以及滲透率均為常數(shù)，地層中滲流為等溫滲流。

推導(dǎo)致密砂巖水平井產(chǎn)能公式如下：

建密HF－1井于2012年2月20日完成6級分段壓裂施工，施工總液量1 624.7m3，施工壓力22～27MPa，排量4～6.1m3／min，總砂量200m3，砂比17.0%～17.4%。壓后初期日產(chǎn)3.50×104m3，穩(wěn)定日產(chǎn)量1.97×104m3（圖1）。該井原始地層壓力9.9MPa，井底流壓7.8MPa（表1）。

圖1 建密HF－1井壓后生產(chǎn)曲線

表1 建密HF－1井基本參數(shù)

將該井的參數(shù)代入產(chǎn)能預(yù)測模型，計算穩(wěn)定日產(chǎn)氣量20 547m3，誤差±4.3%，計算模型與實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)吻合較好。

3 裂縫參數(shù)優(yōu)化

3.1 水平段長優(yōu)化

假設(shè)裂縫等間距分布，縫間距100m，裂縫半長為150m，計算不同裂縫長度400m、600m、800m、1 000m、1 200m、1 400m、1 600m 的年產(chǎn)氣量（圖2）。

圖2 不同水平段長年產(chǎn)氣量對比

由圖2可知，水平井長度增加，年產(chǎn)氣量增加。400～800m水平段長之間，年產(chǎn)氣量呈線性增長；超過1 000m后，增加幅度減緩，表明氣井水平段長800～1 000m之間效果最好。

3.2 裂縫間距優(yōu)化

假設(shè)水平井段長1 000m，裂縫半長為150m，計算不同分段數(shù)（4、6、8、10、12、14）年產(chǎn)氣量（圖3）。

圖3 1 000m水平段不同段數(shù)與年產(chǎn)氣量關(guān)系

從圖3可以看出，2－10段，年產(chǎn)氣量呈線性增加；10段以后，年產(chǎn)氣量增幅變緩，分段擬合取最優(yōu)點10.8段／1 000m，即裂縫最優(yōu)間距92.5m。

3.3 裂縫長度優(yōu)化

假設(shè)水平段長1 000m，裂縫等間距分布（100m），裂縫半長150m，計算各條裂縫的產(chǎn)氣量（圖4，5）。

從圖4和圖5可以看出，在壓裂水平井中，實際每條裂縫的產(chǎn)量是不相等的。兩端（趾部、端部）產(chǎn)量最高，處于對稱位置上的裂縫的產(chǎn)量相等；除去趾部和端部，中間裂縫的產(chǎn)量幾乎相同。

圖4 1 000m水平段等間距裂縫分布示意圖

圖5 各條裂縫產(chǎn)氣量對比圖

在以上基礎(chǔ)上，假設(shè)水平段長1 000m，裂縫等間距分布（100m），總的裂縫半長為1 500m，假設(shè)端部半縫長／中間裂縫半長比值1.0、1.1、1.2、1.3、1.4、1.5、1.6、1.7、1.8、1.9、2.0，計算各條裂縫的總產(chǎn)氣量（圖6）。

圖6 不同端部半縫長／中間裂縫半長比值與年產(chǎn)氣量曲線

從圖6中可看出，端部半縫長／中間裂縫半長1.0～1.2，年產(chǎn)氣量增加，比值為1.2時，年產(chǎn)氣量最大，是拐點；當(dāng)端部半縫長／中間裂縫半長在1.3～2.0時，年產(chǎn)氣量逐步下降，這是因為兩端年產(chǎn)氣量占全井的27%，中間8條裂縫產(chǎn)氣量占73%，中間裂縫產(chǎn)氣量仍然是主產(chǎn)區(qū)，在相同裂縫總長的情況下，端部半縫長／中間裂縫半長比值越大，中間裂縫半長的長度越短，對產(chǎn)氣的貢獻(xiàn)率越小。因此端部半縫長／中間裂縫半長為1.2時，為年產(chǎn)氣量的最高值。

假設(shè)水平段長1 000m，裂縫等間距分布（100m），端部半縫長／中間裂縫半長比值為1.2，計算中間裂縫半長分布為 100、120、140、160、180、200、220、240、260、280和300m的年產(chǎn)氣量（圖7）。

圖7 不同中間裂縫半長與年產(chǎn)氣量關(guān)系

從圖7可以看出，隨著中間裂縫半長長度增加，年產(chǎn)氣量增加。當(dāng)中間裂縫半長大于240m之后，年產(chǎn)氣量的增加減緩。優(yōu)化中間裂縫半長為220～240m，兩端裂縫半長264～288m。

3.4 裂縫滲透率優(yōu)化

假設(shè)水平段長1 000m，裂縫等間距分布（100m），中間裂縫半長200m，端部裂縫半長240m，計算裂縫滲透率分別為 5、10、15、20、25、30、35和40μm2年產(chǎn)氣量（圖8）。

圖8 裂縫導(dǎo)流能力與年產(chǎn)氣量關(guān)系圖

從圖8中可以看出，隨著裂縫滲透率增加，年產(chǎn)氣量增加；裂縫滲透率大于20μm2以后，年產(chǎn)氣量增幅變緩，分段擬合取最優(yōu)點16.3μm2。年產(chǎn)量與年產(chǎn)量對裂縫導(dǎo)流能力不同的原因是，裂縫長期導(dǎo)流能力受支撐劑嵌入、生產(chǎn)后閉合壓力增加、氣液兩相非達(dá)西滲流等的影響，裂縫導(dǎo)流能力下降，因此，裂縫的導(dǎo)流能力應(yīng)該為15～20μm2。

4 結(jié)論與建議

1）推導(dǎo)出致密砂巖氣藏水平井產(chǎn)能公式，結(jié)合建密HF－1井基礎(chǔ)資料，計算結(jié)果與實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)吻合較好，誤差4.3%。

2）水平段長度800～1 000m、裂縫間距92.5m、中間裂縫半長為220～240m、兩端裂縫半長264～288m、壓裂裂縫滲透率15～20μm2開采效果最佳。

［1］馬新仿，樊鳳玲，張守良.低滲氣藏水平井壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化［J］.天然氣工業(yè)，2005，25（9）：61－63.

［2］隋微波，張士誠.低滲復(fù)雜斷塊整體壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化設(shè)計［J］.石油勘探與開發(fā)，2007，34（1）：98－103.

［3］孫良田，孫宜建，黃志文，等.低滲透油氣藏水平井壓裂優(yōu)化設(shè)計［J］.西安石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2009，24（3）：45－48.

［4］王瀟，李奎東，陶高杰.建南氣田志留系儲層壓裂改造技術(shù)研究［J］.江漢石油職工大學(xué)學(xué)報，2012，25（02）：29—32.

［5］蔣成白，龍明順，冷興江.蘇里格氣田中深致密砂巖氣藏壓裂工藝技術(shù)初探［J］.江漢石油職工大學(xué)學(xué)報，2012，25（04）：30—33.