薄窄河道低滲致密砂巖氣藏壓裂水平井裂縫參數優化

楊宇鵬

（中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，四川成都 610041）

我國低滲致密砂巖氣藏儲量豐富，但儲量品質低、儲層滲流能力差，多采用壓裂水平井才能有效開發[1，2]。通過對水平井進行分段壓裂形成多條人工裂縫，可有效溝通遠井帶儲量，提高儲層滲流能力，從而達到增大單井控制儲量、提高氣井產能、改善開發效果的目的[3，4]。因此，裂縫參數是否合理直接決定壓裂水平井的開發效果[5]。目前主要采用解析法[6-8]和數值模擬[9-14]兩種方法對裂縫參數進行優化，其中數值模擬方法可全面考慮氣藏地質特征及儲層非均質性等對裂縫參數的影響，分析結果更為可靠。

ZJ氣田沙溪廟組氣藏屬于典型的窄河道砂巖氣藏[15]，主要采用水平井結合分段壓裂技術進行開發。但由于氣藏地質條件復雜、河道類型多樣、儲層非均質性強、含氣性差異大，裂縫參數優化難度大。為此，本文在綜合分析該區主力河道地質特征、儲層物性、孔隙結構及生產動態的基礎上，劃分了河道類型，并篩選了6條典型河道用于開展裂縫參數優化研究。利用數值模擬方法確定了不同河道最優的裂縫參數，并建立了河道地質特征與最優裂縫參數間的關系式，從而有效預測不同河道中的最優裂縫參數。

1 氣藏概況

ZJ氣田位于四川盆地川西坳陷東坡，主要含氣層系為侏羅系沙溪廟組（JS）地層，縱向上可分為沙一（JS1）、沙二（JS2）、沙三（JS3）3 個氣藏，共發育有 12 套砂層組，埋深1 386.12 m～2 977.52 m，單砂體厚度4 m～39 m。沙溪廟組以三角洲平原-前緣分流河道沉積為主，砂體總體呈北東-南西向展布，縱向上發育多期次河道，平面上以條帶狀展布，沿河道方向砂體連續性較好，垂直河道方向呈透鏡狀。儲層巖石以中、細粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，顆粒分選性差，膠結物發育。巖石中孔喉狹小、微觀非均質性強，隙徑主要分布在 20 μm～200 μm 范圍，平均孔徑 50 μm 左右，連通喉道多小于0.5 μm，孔喉以小孔～微細喉、細孔～微喉的組合最為常見。巖石孔隙度0.90%～15.33%，平均為8.66%；滲透率在0.01 mD～1.75 mD，平均0.21 mD，屬于低孔、低滲致密砂巖氣藏。氣藏原始壓力32.03 MPa～52.97 MPa，壓力系數 1.74～1.91，具有異常高壓的特征。整體上，沙溪廟組氣藏屬于受構造-巖性綜合控制的低滲致密砂巖氣藏，主力河道砂體、儲層物性及氣水分布規律差異大。

2 河道特征及類型劃分

ZJ氣田沙溪廟組氣藏以單河道砂體為開發對象，不同河道在構造特征、砂體形態、儲層物性、氣水分布等方面差異顯著，造成各河道中氣井生產動態特征各異，這給水平井的部署及裂縫參數的優化帶來了極大困難。為此，綜合地質、地震、測井、巖心實驗及生產動態等資料，對目標氣藏中主力河道的類型進行了分類評價（見表1）。

2.1 I-A類河道

屬于水下分流河道沉積，河道平直，砂體發育，沉積厚度較大，沿河道方向砂體連通性好。河道內以I儲層為主，有效儲層寬度320 m～1 100 m，平均560 m，有效厚度17.75 m～35.92 m，平均為24.90 m。沉積環境穩定、水體能量高，夾層較少，GR曲線多表現為平滑箱形。礦物顆粒分選較好，巖石以中～細粒砂巖為主，溶蝕孔發育，孔隙分布均勻、連通性好。孔隙度主要在8%～13%范圍，平均10%左右，有效滲透率0.15 mD～1.25 mD，平均0.45 mD，河道含氣性較高（高于55%），開發效果好。水平井實測無阻流量（11.82～29.52）×104m3/d，平均21.26×104m3/d，動態控制儲量（0.42～1.82）×108m3，平均1.12×108m3。水平井具有較好的穩產能力，穩產期18～32個月，平均可達2年左右，穩產期內平均可產0.50×108m3左右。由于該類河道含水飽和度低，產水量均較小，對生產影響小。

表1 ZJ氣田主力河道類型劃分標準表Tab.1 Calculation results of heat power in ZJ

2.2 I-B類河道

沉積構型屬于穩定型低彎度河道砂沉積，水動力較強，主河道發育穩定，儲層夾層不甚發育。河道在地震上具有強振幅特征，GR曲線呈微齒箱形、鐘形顯示。該類河道也以I類儲層為主，但河道有效寬度變窄（平均寬度370 m）、砂體更薄（平均18.50 m）。儲層巖石以中細砂巖為主，物性較好，孔隙度7.50%～11.30%范圍，平均值8.98%，有效滲透率0.02 mD～1.01 mD，平均0.42 mD，含水飽和度44.40%～49.50%，平均含水46.21%，氣井產水量小，對生產影響不大。動態方面，水平井平均無阻流量可達12.41×104m3/d，單井動態控制儲量在（0.29～0.69）×108m3，具有 7～22 個月的穩產期，目前單井平均累產超過0.30×108m3，具有較好的開發效果。

2.3 II-A類河道

II-A類河道砂體以水下分流河道為主，發育多期次河道沉積，河道彎度低，砂體分布穩定。河道砂體寬240 m～510 m，平均 360 m，有效厚度 10.98 m～34.04 m，平均21.87 m。河道沉積環境動蕩，泥質夾層豐富，在GR曲線上表現出齒狀箱形或漏斗形的特征。水動力能量較弱，巖石沉積物顆粒較細，泥質含量高，影響儲層物性，實測孔隙度6.40%～10.21%，平均8.78%，有效滲透率0.02 mD～0.31 mD，平均僅0.11 mD。河道含水較高，測井解釋儲層含47.12%～56.93%，平均含水飽和度50.76%。該類河道中水平井平均無阻流量8.16×104m3/d，單井平均動態控制儲量0.38×108m3。儲層含水較高，氣井生產氣水比較高，多在0.30 m3/104m3以上，對水平井穩產能力有一定影響，多數井只能穩產6～18個月，累產氣也低于I-B類河道中水平井的生產水平，平均只有0.23×108m3。

3 不同類型河道裂縫參數優化

ZJ氣田河道儲層物性較差，大多數水平井需要進行增產改造才能實現有效開發。因此，如何優化人工裂縫參數是提高水平井儲量控制動用、增大產量的關鍵。鑒于該區薄窄河道砂巖氣藏河道類型多樣、儲層復雜的特點，本次研究通過建立典型河道地質模型，并利用數值模擬方法來對各類河道中壓裂水平井的裂縫參數進行優化。

表2 典型河道地質參數Tab.2 Calculation results of heat power

圖1 典型河道三維數值模型Fig.1 The numerical models of typical channels

3.1 河道數值模型建立

從所劃分的3類河道中各選2條典型河道開展研究，基本參數（見表2）。根據河道實際參數，建立各河道三維數值模擬模型，網格步長均為10 m×10 m×1 m，其中 I-A-1、I-B-1、II-A-1河道數值模型（見圖1）。

結合實際鉆完井資料及壓裂水平井壓力恢復試井解釋結果，確定水平井長度、分段數、裂縫半長及導流能力等初始參數，并通過局部網格加密、等效傳導率設定的方法來模擬人工裂縫。

3.2 裂縫參數優化

3.2.1 裂縫間距 基于6條典型河道數值模型，采用單因素分析法，保持其余裂縫參數不變，設定不同裂縫數量，預測不同縫間距條件下氣井達到廢棄產量（0.13×104m3/d）時的累計產量，并計算不同裂縫半長下氣井的累計產量增幅曲線，結果（見圖2）。從模擬結果來看，對于同一水平井，人工裂縫條數越多，壓裂規模越大，氣井生產能力越強，但裂縫條數過多，發生縫間干擾的時間將會提前，縫間干擾也更為嚴重，導致氣井累產氣增幅變緩。因此，累產增幅變緩前的裂縫條數即為水平井最優的裂縫條數。根據圖中累產增幅曲線拐點，確定出6條典型河道中合理的裂縫條數8～14條，結合實際水平井長度可得出6條河道中合理裂縫間距分別為 125 m、140 m、85 m、110 m、65 m 及 80 m。

圖2 不同河道中水平井裂縫間距模擬結果Fig.2 The simulation results of fracture space in different channels

圖3 不同河道中水平井裂縫半長模擬結果Fig.3 The simulation results of fracture length in different channels

圖4 不同河道中水平井裂縫導流能力模擬結果Fig.4 The simulation results of fracture conductivity in different channels

3.2.2 裂縫半長 預測6條河道不同裂縫半長下水平井的累計產量，并根據模擬結果計算累產增幅，結果（見圖3）。在壓降未波及到河道邊界前，增大縫長，氣井累產大幅度上升。而當壓力已經波及整個河道后，繼續增加裂縫長度，氣井累產增加并不顯著。即壓力剛好能夠波及河道邊界時所對應的裂縫長度即為最優裂縫長度。根據裂縫半長與累產增幅的關系曲線，確定出6條典型河道中水平井的最優裂縫半長分別為80 m、90 m、110 m、90 m、120 m、110 m。

3.2.3 裂縫導流能力 模擬預測6條典型河道中不同裂縫導流能力下水平井累計產量，計算不同裂縫導流能力下氣井累產的增幅情況（見圖4）。當裂縫數量及有效縫長一定時，裂縫導流能力較低，增大裂縫導流能力，壓裂水平井產氣能力會隨之提高，超出一定范圍后繼續增大氣井累產增幅變緩。從圖中可以看出，各河道中氣井累產增幅變緩所對應的最優裂縫導流能力分別為120 mD·m、140 mD·m、90 mD·m、100 mD·m、80 mD·m、100 mD·m。

4 最優裂縫參數影響因素分析

從裂縫參數優化結果可以看出，由于該區河道地質特征及物性差異較大，造成同類型河道中最優裂縫參數也存在較大差別。因此，上述裂縫參數優化結果難以直接用于指導該區壓裂水平井的壓裂設計及現場施工。為此，進一步對影響最優裂縫參數的參數進行了綜合分析，建立了河道地質參數與最優裂縫參數間的關系式，從而快速優化不同河道裂縫參數。

4.1 最優裂縫間距

最優裂縫間距與河道有效滲透率具有良好的線性正相關性（見圖5），說明最優縫間距主要受河道有效滲透率控制。滲透率越高，基質對人工裂縫的供給能力越強，有效動用儲量所需的裂縫數量越少，相應的最優裂縫間距越大，而滲透率越低的河道則需要縮短縫間距以提高裂縫間儲量的動用率。

圖5 最優裂縫間距影響因素分析Fig.5 The affecting factors for optimal fracture spcae

4.2 最優裂縫半長

在窄河道砂巖氣藏中，最優裂縫半長同河道寬度與有效滲透率之比成指數正相關性（見圖6），說明河道寬度及有效滲透率是影響壓裂水平井生產動態的重要因素。對于物性相同的河道，其寬度越寬，動用河道儲量所需的人工裂縫長度越長；而寬度接近的河道，儲層基質滲透率越高，則較短的人工裂縫就可控制河道的地質儲量。

圖6 最優裂縫半長影響因素分析Fig.6 The affecting factors for optimal fracture half length

4.3 最優裂縫導流能力

最優裂縫導流能力與天然氣儲量豐度及有效滲透率的乘積成正比（見圖7）。對于物性好、豐度高的河道，基質可向人工裂縫供給更多的天然氣，通過增大裂縫導流能力可有效提高單井產能，因此最優導流能力要高于物性差的低豐度河道。

圖7 最優裂縫導流能力影響因素分析Fig.7 The affecting factors for optimal fracture conductivity

5 結論

（1）利用數值模擬方法對ZJ氣田典型河道的裂縫參數進行優化，得出各河道中裂縫間距為65 m～125 m、裂縫半長80 m～120 m及裂縫導流能力80 mD·m～140 mD·m時壓裂水平井的開發效果最好。

（2）窄河道砂巖氣藏中河道地質參數與合理裂縫參數相關性明顯，其中最優裂縫間距與有效滲透率成正比，合理裂縫半長由有效滲透率及河道寬度共同決定，最優裂縫導流能力受儲量豐度及有效滲透率影響最大。通過建立最優裂縫半長與河道地質參數間的關系式，可對不同類型河道的裂縫參數進行快速優化。

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