特低滲氣藏水平井分段多級壓裂數值模擬研究

王 理

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335）

M氣田位于東海陸架盆地西湖凹陷，主力含氣層系為漸新統F組，其中M氣田深層F8層為低孔特低滲儲層，孔隙度9%～11%，滲透率小于1 mD，有效開發難度大，因此需要在M氣田設置一口多級壓裂水平井W4井。根據西湖凹陷區域地層對比框架，通過開發井與已鉆探井對主要目的層進行了精細對比，F8砂層組進一步分為F8a0、F8a、F8b砂體，根據測試產能、儲層沉積微相、巖性、物性和孔喉結構等特征參數進行儲層綜合評價及分類，認為F8b層發育相對穩定，物性相對較好，適合作為水平井布井目標層位，縱向上將F8b層精細劃分為4個小層。為實現M氣田深層特低滲氣藏有效開發，開展了精細的特低滲氣藏壓裂數值模擬研究，在空間上鎖定多級壓裂水平井W4井布井位置，優選壓裂參數，進行開發指標預測，為后期特低滲氣藏開發奠定了堅實的基礎。

1 油藏模型建立

在進行油藏數值模擬之前，需要對相滲、PVT、覆壓孔滲和可動水飽和度等基礎實驗數據[1-2]進行前期處理，作為輸入參數加載到油藏模型中，完成整個油藏模型的搭建。

1.1 相滲及PVT參數

在油藏數值模擬過程中，用水驅氣相滲實驗模擬氣藏開發過程中的氣水兩相滲透率變化。M氣田共進行了11塊巖心水驅氣相滲實驗，其中F2層4塊、F8a層7塊。本次研究目的層位為F8b層，其物性與F8a層相近，因此油藏模型借用F8a層7條相滲曲線（圖1）歸一化處理得到F8b層水驅氣相滲曲線（圖2），根據F8a層水驅氣相滲實驗得到的平均殘余氣飽和度為42.24%。

圖1 F8a層7條水驅氣相滲實驗曲線

圖2 F8b層油藏模型相滲歸一化曲線

M氣田無深層高壓物性資料，僅有地面常規天然氣組分資料和相對密度數據，F8b層屬于彈性驅動邊水氣藏，中部海拔-3 930.5 m，原始地層壓力58.274 MPa，壓力系數1.512，地層溫度151.68℃。利用以上資料可通過油藏工程方法計算得到PVT參數，根據不同油藏工程方法的適用范圍，最后利用Sutton（1985）法計算擬臨界溫度和壓力、擬對比溫度和壓力，利用Hall and Yarborough（1973）法計算氣體偏差因子Z，利用Lee，Gonzales and Eakin（1966）方法計算氣體粘度，得到油藏模型的PVT曲線（圖3）。

圖3 油藏模型天然氣PVT曲線

1.2 覆壓孔滲參數

油藏模型網格的孔隙度、滲透率一般通過地質建模的方法得到，其數據基礎是測井及常規巖心分析數據。但這種方式得到的孔滲值可能只反映巖心在地面條件下的流動能力，而無法真正表征儲層從原始地層狀態到廢棄條件下的整個開發過程的滲流規律，因此需要利用覆壓孔滲實驗數據對模型網格的孔滲數據進行校正[3]。

M氣田深層共進行了兩井13次（6塊巖心+7塊壁心）的覆壓孔滲實驗，其中選取9塊特低滲（0.1 mD～1 mD）巖樣進行數據分析。上覆巖石壓力與孔隙壓力之差稱為有效流體壓力，本次覆壓孔滲實驗的有效流體壓力范圍是10～50 MPa，不能全部覆蓋F8b層開發過程的有效流體壓力范圍（30～85 MPa），因此在回歸覆壓孔滲曲線時需外推至85 MPa。從相關系數及單調性考慮，確定覆壓滲透率變化率按指數回歸（圖4），覆壓孔隙度變化率按對數回歸（圖5），并最終得到油藏模型的覆壓孔滲數據。

圖4 滲透率變化率隨壓力變化圖

圖5 孔隙度變化率隨壓力變化圖

1.3 可動水飽和度參數

M氣田現有一口鄰井直井W2井在F8b層、F10層共進行了5次核磁共振（NMR）實驗（表1），由表1可知，位于F8b-22小層的3塊巖樣的可動水飽和度僅在4%～5%之間，而F8b-41小層和F10層的可動水飽和度均超過10%，該結果與W2井飽和度測井解釋的可動水分布規律較吻合，因此在油藏模型中，F8b層上部可動水飽和度取F8b-22小層3個巖樣的平均值4.66%，下部可動水飽和度根據線性回歸方程隨海拔深度增大而線性增加。

表1 W2井核磁共振實驗含水飽和度結果表

2 壓裂井數值模擬

數值模擬的最終目的是要在現有的油藏模型基礎上得到一個最優方案。結合文獻調研[4-10]，對于壓裂水平井數值模擬來說，首先要進行井位優化，即將水平段部署在最有利的位置，其次還要對壓裂參數進行優選，即在保證施工可行性的前提下達到最大的改造效果。

2.1 井位優化

W4井的井位優化遵循以下4個布井原則：①由于M氣田最大主應力方向為近東西向，壓裂裂縫一般更容易沿著最大主應力方向延伸，因此水平段應垂直于最大主應力方向，為近南北向；②根據F8b層物性分布可知其中上部物性要比下部好，因此建議水平段位于F8b層中上部；③為了避免開發過程中F8b層邊水突破及與頂部F8a層邊水溝通，建議水平段位于F8a層、F8b層的內含氣邊界內；④建議水平段部署兼顧優勢儲層分布（反演成果）。在遵循上述布井原則的基礎上對W4井縱向及平面位置進行優化。

縱向上，按照網格數將W4井水平段依次放置于每層網格中，進行數值模擬批處理運算；平面上以構造高點為中點，沿垂直于最大主應力方向設計1 000 m的水平段，并以此為基礎井軌跡，每隔50 m分別向北及向南移動至F8b層的內含氣邊界進行數值模擬批處理運算。最終得到各方案的數值模擬結果（圖6），縱向上，水平段位于縱向網格第10～34層效果均較好，即部署在F8b-2小層，其中第18層累產量最大，即F8b-21底部，因此建議水平段縱向位置布在H8b-21段底部；平面上，水平段越接近F8b層北部內含氣邊界，累產氣越少而水氣比增加，而水平段位于F8b層高點以南時，由于動用儲量受限，累產氣小于F8b層高點附近，當水平段中點位于F8b層高點以南100 m時，累產氣最大，水氣比也較小，因此建議水平段平面位置布在F8b層高點偏南。

圖6 W4井井位優化數值模擬方案結果

2.2 壓裂參數優選

壓裂參數不僅直接影響著儲層改造的效果，還與施工規模緊密相關，因此必須對這些參數進行敏感性分析，進而在這兩者之間達到最優平衡點，分別對W4井壓裂級數、裂縫導流能力、裂縫高度及裂縫半長進行敏感性分析，從數值模擬結果可以看出（圖7）：累產氣隨壓裂級數的增加而增加，但級數達到10級后遞增減緩，同時9級壓裂水氣比最小，因此建議9級壓裂；累產氣隨裂縫導流能力（由儲層滲透率和裂縫寬度的乘積確定）的增加而增加，但導流能力達到5 D·cm后遞增減緩，同時水氣比遞減變緩，因此建議裂縫導流能力5 D·cm；累產氣隨縫高的增加而增加，但縫高達到40 m后遞增減緩，同時水氣比遞減變緩，因此建議縫高不高于40 m；累產氣隨半縫長的增加而增加，但半縫長達到150 m后遞增減緩，同時水氣比遞減變緩，因此建議半縫長150 m。

圖7 W4井壓裂參數優選數值模擬方案結果

3 推薦方案及指標預測

根據井位優化與裂縫參數優選結果，得到W4井推薦方案，并進行開發指標預測（圖8）：初期日產氣10萬m3，日產水2.94 m3，穩產期1年，十年累產氣1.52億m3，十年累產水1.13萬m3。

圖8 W4井推薦方案開發指標預測結果

4 結論

1）不同于常規氣藏開發，特低滲氣藏由于其儲層物性差、強應力敏感性和出水風險高的特點，需要在進行數值模擬研究時綜合考慮低滲氣藏相滲、PVT、覆壓孔滲和可動水飽和度等參數的影響。

2）綜合考慮儲層預測成果及數值模擬方案結果，建議W4井井位水平段平面上部署在F8b層高點附近、縱向上布在F8b層中上部，建議壓裂級數9級，裂縫導流能力5D·cm，建議縫高不高于40m，半縫長150m，并在此基礎上給出最優化方案。

3）建議利用鄰近開發井對W4井壓裂裂縫進行微地震監測。