大牛地氣田大98井區(qū)水平井開發(fā)技術(shù)政策研究

任廣磊，周涌沂，陳 奎，楊文娟，李雪晴

（1.中國(guó)石化華北分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州450006；2.中國(guó)石化華北分公司氣田開發(fā)處，河南鄭州450006）

大牛地氣田大98井區(qū)水平井開發(fā)技術(shù)政策研究

任廣磊1，周涌沂2，陳 奎1，楊文娟1，李雪晴1

（1.中國(guó)石化華北分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州450006；2.中國(guó)石化華北分公司氣田開發(fā)處，河南鄭州450006）

大牛地氣田剩余未動(dòng)用儲(chǔ)量大部分為Ⅱ—Ⅲ類低品位儲(chǔ)量，水平井開發(fā)將是氣田產(chǎn)能建設(shè)的主要方式。因此，優(yōu)化研究多級(jí)壓裂水平井開發(fā)技術(shù)政策很重要?；诙嗉?jí)壓裂水平井?dāng)?shù)值模擬概念模型，對(duì)單井設(shè)計(jì)、壓裂縫、井網(wǎng)和井距進(jìn)行研究，結(jié)果表明：?jiǎn)尉蕉窝由旆较驊?yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向，水平段位于氣層中部最好，壓裂縫盡量穿過(guò)含氣砂體并以鋸齒型分布最優(yōu)，平均壓裂半縫長(zhǎng)為158m，平均壓裂縫間距為112m，采用排狀交錯(cuò)井網(wǎng)最優(yōu)。結(jié)合數(shù)值模擬法、動(dòng)態(tài)分析法及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法，確定大98井區(qū)合理井距為1000～1200m，根端距為700m。

多級(jí)壓裂水平井技術(shù)政策井網(wǎng)形態(tài)合理井距大牛地氣田

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部，屬致密砂巖氣田［1］，儲(chǔ)層具有滲透率低、孔隙度小的特點(diǎn)［2-3］。氣田開發(fā)過(guò)程中采用何種井型進(jìn)行開發(fā)，需考慮氣藏地質(zhì)特點(diǎn)和各種井型開發(fā)效果對(duì)比來(lái)綜合確定［4-5］。針對(duì)大98井區(qū)低滲透率、低壓力、低豐度、薄儲(chǔ)層、強(qiáng)非均質(zhì)性的特征，利用直井無(wú)法經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，而水平井單井控制儲(chǔ)量大［6］，因此，自2012年開始，大牛地氣田采用多級(jí)壓裂水平井進(jìn)行規(guī)?；_發(fā)。結(jié)合大98井區(qū)的氣藏地質(zhì)特征和流體性質(zhì)，建立相應(yīng)的多級(jí)壓裂水平井?dāng)?shù)值模擬概念模型，開展單井設(shè)計(jì)、井網(wǎng)優(yōu)化等開發(fā)技術(shù)政策研究，制定合理的開發(fā)政策，是致密低滲透氣田高效開發(fā)中必須研究的關(guān)鍵問(wèn)題。壓裂縫長(zhǎng)是影響低滲透氣藏產(chǎn)能的主要因素［7］，因此考慮壓裂縫位置、壓裂縫排列方式、壓裂半縫長(zhǎng)、壓裂縫間距等因素的影響，并基于儲(chǔ)層滲透率，建立了多級(jí)壓裂水平井壓裂縫長(zhǎng)度、壓裂縫間距的定量地質(zhì)設(shè)計(jì)模型；同時(shí)結(jié)合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)、動(dòng)態(tài)分析法，開展了合理井網(wǎng)和井距的研究。通過(guò)優(yōu)化開發(fā)技術(shù)政策，為大98井區(qū)多段壓裂水平井整體開發(fā)部署提供了技術(shù)依據(jù)。

1 單井設(shè)計(jì)優(yōu)化

1.1 單井模型

應(yīng)用Eclipse數(shù)值模擬軟件建立多段壓裂水平井單井模型，網(wǎng)格步長(zhǎng)為10m×10m，采用局部加密網(wǎng)格模擬人工壓裂縫，局部加密網(wǎng)格步長(zhǎng)為2m×10 m。模型孔隙度為9%，滲透率為0.5×10-3μm2，基質(zhì)相滲數(shù)據(jù)為大10井盒1氣層165號(hào)巖心樣品相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果，壓裂縫相滲數(shù)據(jù)為裂縫理論值，地層流體高壓物性為大13井盒1段地層流體PVT實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。

1.2 水平段長(zhǎng)度優(yōu)化

建立不同水平段長(zhǎng)度多級(jí)壓裂水平井單井非均質(zhì)模型，計(jì)算氣井開發(fā)指標(biāo)，并進(jìn)行模擬試井，從模擬無(wú)阻流量及穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度2個(gè)方面分析水平段長(zhǎng)度優(yōu)化結(jié)果。結(jié)果表明，在非均質(zhì)模型中，當(dāng)水平段長(zhǎng)度為1100～1500m時(shí)，多段壓裂水平井模擬無(wú)阻流量、穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度與水平段長(zhǎng)度并不呈線性關(guān)系（圖1），但水平段鉆遇含氣砂體越長(zhǎng)，開發(fā)效果越好?？紤]實(shí)際氣藏砂體的連續(xù)性和分布規(guī)律以及鉆井工藝難度，建議水平段長(zhǎng)度控制為800～1200m。

圖1 水平段長(zhǎng)度優(yōu)化對(duì)比

1.3 水平段延伸方向優(yōu)化

一般認(rèn)為人工壓裂縫主要沿最大主應(yīng)力方向延伸，大牛地氣田最大主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|75°。為了研究大牛地氣田水平段延伸方向與最大主應(yīng)力夾角對(duì)多級(jí)壓裂水平井的影響，對(duì)水平段延伸方向與最大主應(yīng)力夾角分別為30°，45°，60°，80°和90°的情況進(jìn)行了單井模擬。結(jié)果表明，不同水平段延伸方向的模擬無(wú)阻流量沒(méi)有明顯差異，但隨著水平段延伸方向與最大主應(yīng)力夾角由90°變?yōu)?0°，氣井穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度由16.7%降至6.0%（圖2）。綜合分析認(rèn)為，水平段延伸方向應(yīng)盡可能垂直于最大主應(yīng)力方向。

圖2 水平段延伸方向優(yōu)化對(duì)比

1.4 水平段垂向位置優(yōu)化

建立多級(jí)壓裂水平井在氣層中的偏心距（即水平段至儲(chǔ)層中部的距離與儲(chǔ)層厚度之比）分別為-0.4，-0.2，0，0.2，0.4的單井模型。在不同水平井偏心距下，穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度、模擬無(wú)阻流量沒(méi)有明顯差異，即水平段在氣層中的偏心距對(duì)多級(jí)壓裂水平井開發(fā)效果沒(méi)有影響。但為了有利于水平段在儲(chǔ)層中穿行，建議水平段盡量位于儲(chǔ)層中部。

1.5 壓裂縫位置優(yōu)化

結(jié)合大98井區(qū)的實(shí)際地質(zhì)及滲流特征基本數(shù)據(jù)，建立所有壓裂縫均穿過(guò)含氣砂體和部分壓裂縫穿過(guò)含氣砂體的單井模型。所有壓裂縫均穿過(guò)含氣砂體時(shí)的穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度為19.93%，模擬無(wú)阻流量為13.67×104m3/d；部分壓裂縫穿過(guò)含氣砂體時(shí)的穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度為19.38%，模擬無(wú)阻流量為13.16×104m3/d。經(jīng)對(duì)比分析，建議壓裂縫應(yīng)盡量穿過(guò)含氣砂體。

1.6 壓裂半縫長(zhǎng)優(yōu)化

建立單井模型的滲透率分別為0.3×10-3，0.5× 10-3，0.7×10-3，0.9×10-3和1.1×10-3μm2，無(wú)因次壓裂半縫長(zhǎng)（Xf/L）分別為0.05，0.1，0.15，0.2和0.25，評(píng)價(jià)不同滲透率條件下不同壓裂半縫長(zhǎng)對(duì)氣井的影響。結(jié)果表明，當(dāng)滲透率一定時(shí)，無(wú)因次壓裂半縫長(zhǎng)越長(zhǎng)，氣井模擬無(wú)阻流量越大，并且呈線性關(guān)系；而穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度增加幅度由大變小，采用交匯法（圖3），可以得到滲透率分別為0.3×10-3，0.5×10-3，0.7×10-3，0.9×10-3和1.1×10-3μm2條件下的最優(yōu)無(wú)因次壓裂半縫長(zhǎng)分別為0.166，0.147，0.135，0.125和0.118。

圖3 不同滲透率條件下無(wú)因次壓裂半縫長(zhǎng)與穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度的關(guān)系

對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行指數(shù)擬合，建立了不同滲透率條件下的最優(yōu)無(wú)因次壓裂半縫長(zhǎng)定量計(jì)算模型，即

式中：Xf為壓裂半縫長(zhǎng)，m；L為水平段長(zhǎng)度，m；K為氣層滲透率，10-3μm2。

已知水平段長(zhǎng)度為1000m，大98井區(qū)氣層滲透率為0.11×10-3～1.2×10-3μm2，平均值為0.37×10-3μm2，由式（1）得到氣層最優(yōu)壓裂半縫長(zhǎng)為176～111 m，平均最優(yōu)壓裂半縫長(zhǎng)為158m。

1.7 壓裂縫間距優(yōu)化

在水平段長(zhǎng)度為1000m的條件下，建立的單井模型滲透率分別為0.25×10-3，0.5×10-3，0.75×10-3和1.0×10-3μm2，壓裂縫間距分別為50，100，150，200，300和400m，評(píng)價(jià)不同滲透率條件下不同壓裂縫間距對(duì)氣井的影響。結(jié)果表明，當(dāng)滲透率一定時(shí)，隨著壓裂縫間距的減小，氣井模擬無(wú)阻流量和穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度都增幅變緩。2種條件下分別采用交匯法確定最優(yōu)壓裂縫間距（表1），當(dāng)滲透率由1.0×10-3μm2降至0.25×10-3μm2時(shí)，多級(jí)壓裂水平井最優(yōu)壓裂縫間距最多由200m降至100m。

表1 2種條件下的最優(yōu)壓裂縫間距

綜合不同滲透率條件下氣井模擬無(wú)阻流量和穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度對(duì)應(yīng)的最優(yōu)壓裂縫間距，進(jìn)行指數(shù)擬合，建立了不同滲透率條件下的最優(yōu)壓裂縫間距定量計(jì)算模型，即

式中：n為最優(yōu)壓裂縫間距，m。

由式（2）得到大98井區(qū)氣層最優(yōu)壓裂縫間距為90～219m，平均最優(yōu)壓裂縫間距為112m。

1.8 壓裂縫形態(tài)優(yōu)化

在總壓裂縫長(zhǎng)一致的情況下，設(shè)計(jì)了4種不同壓裂縫形態(tài)（圖4），分別模擬不同壓裂縫形態(tài)對(duì)氣井的影響。

圖4 不同壓裂縫形態(tài)示意

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，在總壓裂縫長(zhǎng)一致的條件下，等縫長(zhǎng)、鋸齒型、U型、V型4種模式計(jì)算的模擬無(wú)阻流量分別為8.64×104，9.18×104，8.96×104和8.86×104m3/d，穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度分別為13.5%，14.37%，14.37%和14.39%。通過(guò)對(duì)比，鋸齒型壓裂縫分布的模擬無(wú)阻流量最大，等縫長(zhǎng)壓裂縫分布的穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度最小。綜合分析認(rèn)為人工壓裂縫以鋸齒型分布最優(yōu)。

2 井網(wǎng)形態(tài)優(yōu)化

針對(duì)大98井區(qū)地質(zhì)特征、水平井開發(fā)特點(diǎn)，設(shè)計(jì)排狀交錯(cuò)井網(wǎng)和排狀正對(duì)井網(wǎng)，建立不同井網(wǎng)形態(tài)數(shù)值模型，預(yù)測(cè)開發(fā)指標(biāo)并進(jìn)行對(duì)比分析（表2）。由表2可知，不同井網(wǎng)形態(tài)模擬預(yù)測(cè)指標(biāo)整體上較一致?？傮w上，在數(shù)值模擬均質(zhì)模型條件下，不同井網(wǎng)形態(tài)對(duì)氣藏開發(fā)指標(biāo)沒(méi)有明顯影響，但考慮到礦場(chǎng)征地、井口管理及后期管理，綜合分析認(rèn)為排狀交錯(cuò)井網(wǎng)更易于實(shí)施。

表2 不同井網(wǎng)形態(tài)數(shù)值模擬預(yù)測(cè)指標(biāo)

3 合理井距確定

確定合理井距的方法有經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法［8］、合理采氣速度法［9］、規(guī)定單井產(chǎn)能法、豐度計(jì)算法［10］和動(dòng)態(tài)分析法［11-12］。利用數(shù)值模擬法，結(jié)合動(dòng)態(tài)分析法和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法，綜合確定水平井開發(fā)的合理井距。

3.1 動(dòng)態(tài)分析法

由于大98井區(qū)壓裂水平井試采時(shí)間短，動(dòng)態(tài)資料少，因此，應(yīng)用動(dòng)態(tài)分析法進(jìn)行合理井距分析時(shí)主要借鑒大牛地氣田老區(qū)氣井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。

通過(guò)老區(qū)氣井Topaze軟件動(dòng)態(tài)分析及Saphir軟件試井解釋分析成果，對(duì)大牛地氣田老區(qū)生產(chǎn)時(shí)間5a以上、產(chǎn)量大于2×104m3/d的19口氣井進(jìn)行了分析，結(jié)果表明氣井的平均泄氣半徑為420m。借鑒老區(qū)動(dòng)態(tài)分析結(jié)果，考慮到多級(jí)壓裂水平井之間的壓裂半縫長(zhǎng)可控制在0～200m，確定多級(jí)壓裂水平井的井距為800～1200m。由于2口井根端距之間無(wú)壓裂縫，泄氣范圍小，且采出程度隨排距增加逐漸降低，最終確定根端距為700m左右。

3.2 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法

建立產(chǎn)能建設(shè)區(qū)不同井距數(shù)值模型，預(yù)測(cè)不同儲(chǔ)量豐度條件下開發(fā)技術(shù)指標(biāo)。結(jié)合現(xiàn)金流量法評(píng)價(jià)結(jié)果，應(yīng)用交匯法計(jì)算單井合理井距（表3）可以看出：①在相同儲(chǔ)量豐度條件下，隨采收率增大，合理井距減??；②隨氣田儲(chǔ)量豐度增加，合理井距隨之降低；③在相同儲(chǔ)量豐度和相同井距條件下，提高氣藏采收率可提高氣田開發(fā)效益；④根據(jù)大98井區(qū)儲(chǔ)層特征，儲(chǔ)量豐度為0.7×108～0.9×108m3/km2，采收率約為40%，可以確定多級(jí)壓裂水平井合理井距為1093～1207m。

綜合動(dòng)態(tài)分析以及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法，確定大98井區(qū)多級(jí)壓裂水平井開發(fā)合理井距為1000～1200m，根端距為700m。

表3 不同儲(chǔ)量豐度下的合理井距

4 結(jié)論

基于氣層滲透率，建立了多級(jí)壓裂水平井最優(yōu)壓裂半縫長(zhǎng)和壓裂縫間距的定量地質(zhì)設(shè)計(jì)模型。大98井區(qū)平均最優(yōu)壓裂半縫長(zhǎng)為158m，最優(yōu)壓裂縫間距為112m。

對(duì)于多級(jí)壓裂水平井，在壓裂過(guò)程中壓裂縫盡量穿過(guò)含氣砂體，且采用鋸齒型分布最優(yōu)。

多級(jí)壓裂水平井在井位部署時(shí)應(yīng)盡量采用排狀交錯(cuò)井網(wǎng)。針對(duì)大98井區(qū)井位部署時(shí)，合理井距

TE37

：A

1009-9603（2014）05-0090-04

2014-06-25。

任廣磊，男，工程師，從事油氣田開發(fā)研究。聯(lián)系電話：13253475661，E-mail：ren7070@126.com。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“鄂爾多斯盆地大牛地致密低滲氣田開發(fā)示范工程”（2011ZX05045）。