頁巖氣壓裂水平井組布井參數(shù)研究

郭小哲,張子明,孔祥明,劉學(xué)鋒,張文昌

(1.中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院,北京102249; 2.中國石油遼河油田分公司鉆采工藝研究院,遼寧盤錦124000; 3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司,天津300452)

頁巖氣壓裂水平井組布井參數(shù)研究

郭小哲1,張子明2,孔祥明1,劉學(xué)鋒3,張文昌2

(1.中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院,北京102249; 2.中國石油遼河油田分公司鉆采工藝研究院,遼寧盤錦124000; 3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司,天津300452)

為定量評價布井參數(shù)對頁巖氣儲層井組生產(chǎn)的影響程度,應(yīng)用頁巖氣儲層特殊滲流理論,運用Eclipse數(shù)值模擬軟件建立壓裂水平井組雙重介質(zhì)概念模型,進(jìn)行了布井方式、裂縫連通程度、等井間距、總井間距固定下的不等井間距、等水平段長度、總水平段長度固定下的不等水平段長度等6個方面的數(shù)值模擬研究,分析了影響水平井組生產(chǎn)效果的關(guān)鍵因素。結(jié)果表明,井間距是第一關(guān)鍵因素,水平段長度是第二關(guān)鍵因素,井間距擴(kuò)大到500m,水平段長度設(shè)置為1200m以上,間隔交錯布井方式生產(chǎn)效果最佳;井間裂縫重疊區(qū)域較大時增產(chǎn)效果明顯;在總井間距固定時布置不等井間距井網(wǎng),適當(dāng)增大最大井間距可提高開發(fā)效果;總水平段長度固定時布置不等水平段長度井網(wǎng),且水平段外側(cè)長中間短的井組生產(chǎn)效果較好。研究成果為頁巖氣儲層壓裂水平井網(wǎng)部署提供了參考。

頁巖氣;水平井;井組;布井;壓裂;數(shù)值模擬

隨著頁巖氣儲層單井體積壓裂技術(shù)及滲流機(jī)理的逐漸完善,針對井組的“工廠化”壓裂與生產(chǎn)也迅速發(fā)展起來。頁巖氣藏規(guī)?；咝ч_發(fā)離不開井組的優(yōu)化部署,在考慮單井壓裂與滲流機(jī)理的基礎(chǔ)上,研究井間距、水平段長度、裂縫區(qū)域等對井組整體生產(chǎn)效果的影響具有重要實用價值。

目前國內(nèi)外針對頁巖氣藏開發(fā)的研究多集中在單井的滲流機(jī)理及生產(chǎn)規(guī)律方面[1-16],涉及體積縫網(wǎng)、擴(kuò)散、滑脫、應(yīng)力敏感及產(chǎn)能影響因素等。在井網(wǎng)開發(fā)方面,同步壓裂或“工廠化”壓裂施工及設(shè)計的相關(guān)文獻(xiàn)[17-21]較多,但關(guān)于井組的部署參數(shù)對生產(chǎn)的影響研究較少;Syed[22]針對注CO2開發(fā)頁巖氣進(jìn)行了井間距的對比研究, F.Lalehrokh[23]對適用井距進(jìn)行了優(yōu)化,劉國良等[24]對水平井長度和排距組合方案進(jìn)行了優(yōu)選。就目前文獻(xiàn)調(diào)研來看,各因素影響程度的綜合定量對比還沒有相關(guān)報道。因此,本文應(yīng)用Eclipse軟件對某頁巖氣儲層部署了4口壓裂水平井,研究不同井網(wǎng)模式對生產(chǎn)的影響,優(yōu)選合理方案。

1 水平井組模型建立

根據(jù)頁巖氣藏地質(zhì)特征及流體性質(zhì),采用E-clipse軟件的雙重介質(zhì)模型進(jìn)行數(shù)值模擬研究。地質(zhì)模型中儲層長寬均為3600m,縱向上等分3小層,總厚度為36m,平面采用不等距網(wǎng)格,x方向網(wǎng)格大小為20～100m,y方向網(wǎng)格大小為1～100m,網(wǎng)格總數(shù)為144×116×6=100224個,儲層深度為2400m(圖1)。模型主要地質(zhì)參數(shù)及壓裂參數(shù)見表1。在模型上布署4口水平井,分別研究不同布井方式、不同井間裂縫連通程度、不同井間距和不同水平段長度對生產(chǎn)的影響。

表1 模型基本參數(shù)表Table 1 Basic parameters of model

2 不同布井方式

若水平井長度一樣,平行布井、交錯布井及不同交錯方式布井都會對生產(chǎn)有影響。為定量對比其對日產(chǎn)氣量的影響,設(shè)計了如圖2所示的5種布井方式。并對這5種布井方式進(jìn)行數(shù)值模擬分析,得到不同生產(chǎn)年份的日產(chǎn)氣量對比(圖3)。

圖3中縱坐標(biāo)是以方案5為基準(zhǔn)的日產(chǎn)氣量倍數(shù),由圖中可看出:①方案1的間隔交錯布井方式產(chǎn)氣量要明顯優(yōu)于其他方案,其次為方案3的兩端交錯和方案4的逐次交錯,平行布井效果最差,分析其原因為交錯井網(wǎng)滲流區(qū)域整體大于平行井網(wǎng),而間隔布井的滲流區(qū)域又大于其他井網(wǎng);②交錯布井生產(chǎn)效果約在第2年達(dá)到峰值,隨后逐年降低,這是因為初產(chǎn)時采出氣來源于裂縫系統(tǒng),隨著生產(chǎn)的延續(xù)及儲層壓降的深層傳播,由于儲層基質(zhì)滲透率極低,中后期產(chǎn)量逐漸降低。

3 不同井間裂縫連通程度

水平井體積壓裂時,壓裂縫網(wǎng)區(qū)域越大,產(chǎn)量越高,而水平井組由于多井的影響,裂縫延伸長度和縫網(wǎng)區(qū)域大小會有差別,壓裂后井間裂縫可能會產(chǎn)生溝通,甚至重疊。當(dāng)井間距固定時,對井間裂縫是否連通或重疊進(jìn)行數(shù)值模擬分析,5個方案分別為井間裂縫不連通、井間裂縫連通和井間裂縫重疊40m、80m、120m,對比其產(chǎn)量(圖4)。

圖4 縱坐標(biāo)是以裂縫不連通為基準(zhǔn)的日產(chǎn)氣量倍數(shù),由圖中可看出:①生產(chǎn)初期由于產(chǎn)水和井間干擾雙重影響,裂縫連通及低于40m重疊時日產(chǎn)氣量較低,生產(chǎn)2年后,裂縫連通及重疊的效果得以顯現(xiàn),到第10年產(chǎn)氣量達(dá)到最高,以后則小幅度下降;②裂縫連通及低于40m重疊的產(chǎn)量基本一致,主要原因是相對于近井滲流區(qū)域而言,遠(yuǎn)井滲流區(qū)域的影響已經(jīng)很小,若其物性變化不大則對生產(chǎn)的影響難以體現(xiàn)。隨著裂縫重疊區(qū)域加大,對增產(chǎn)的影響也逐漸增大,并且這一優(yōu)勢可保持到生產(chǎn)末期。因此,若從整體壓裂或同步壓裂考慮,井間裂縫重疊區(qū)域大更能提高產(chǎn)量。

4 不同井間距

井組中各井間距越小,儲量控制程度越好,但儲量可動用總面積相對減小;井間距越大,滲流區(qū)域越大,但井間的儲量難以有效開采。為研究不同井間距對頁巖氣儲層開采的影響,從等井間距和不等井間距兩方面進(jìn)行分析。

4.1 等井間距

各井間距相等,平行布井,設(shè)計6種方案,井間距分別為200m、300m、400m、500m、600m和700m,日產(chǎn)氣量對比如圖5所示。

以方案1為標(biāo)準(zhǔn),由圖5可知:①井間距越大,單井的滲流區(qū)域越大,產(chǎn)氣量也相應(yīng)越大,而且該特點能保持到開發(fā)后期;②整體趨勢而言,開發(fā)前期井間距的影響程度逐漸增大,到第5年時達(dá)到最高,隨后逐漸下降,這與頁巖氣井后期持續(xù)長時間低產(chǎn)有關(guān);③生產(chǎn)初期,井間距越大產(chǎn)量越高,但井間距超過500m后增長幅度減小,隨著生產(chǎn)的進(jìn)行,大井距產(chǎn)量增長幅度逐漸變大,到第10年達(dá)到最大,后期井間距對增產(chǎn)倍數(shù)的影響逐漸降低,不同井間距的相對增長基本相等。

4.2 不等井間距

保持總井間距相等,井組中井間距各不相等,設(shè)計了5種方案如表2所示,并與400m等井間距(方案6)的產(chǎn)量進(jìn)行對比(圖6)。

表2 不同井間距方案表Table 2 The schemes for different well spacings單位:m

以方案6為標(biāo)準(zhǔn),從圖6可以看出:①總井間距不變的情況下,生產(chǎn)前期不等井間距對產(chǎn)量有明顯影響,第2年時影響最大,第10年后不等井間距的影響基本消失;②相對等井間距而言,前期不等井間距都能提高生產(chǎn)效果,且井間距最大值越大效果越好。

5 不同水平段長度

水平井的水平段越長,單井控制儲量越大,滲流區(qū)域也越大,但受水平段有限導(dǎo)流、鉆完井工藝及成本的影響,水平段越長生產(chǎn)難度越大。為研究水平段長度對頁巖氣藏開采的影響,分別設(shè)計了水平井水平段等長度與不等長度兩套方案。

5.1 水平井水平段等長度

每口井水平段長度相等,分別為600m、800m、1000m、1200m、1400m、1600m、1800m,產(chǎn)量對比如圖7所示。

以方案1的600m水平段長度為標(biāo)準(zhǔn),由圖7可知:①隨著水平段長度增加,產(chǎn)氣量逐漸增大,近似呈線性關(guān)系,這是因為水平井長度越長,儲層控制面積越大,氣體流動區(qū)域越大,越有利于氣體產(chǎn)出;②水平段長度對生產(chǎn)前期產(chǎn)量的影響要大于中后期,由初期時的較強(qiáng)影響轉(zhuǎn)變?yōu)橹泻笃诘姆€(wěn)定影響;③雖然水平段越長產(chǎn)氣效果越好,但考慮到長度增加使施工的成本和開采難度也在增加,應(yīng)根據(jù)投入產(chǎn)出優(yōu)選水平段長度。

5.2 水平井水平段不等長度

為了對比不同水平段長度對頁巖氣開采的影響,設(shè)計了6種方案(表3),方案中平均水平段長度都為1200m,并與1200m等水平段長度(方案6)的產(chǎn)量進(jìn)行對比(圖8)。

表3 水平段不等長度方案表Table 3 The scheme for different horizontal section lengths單位:m

以1200m等水平段長度為標(biāo)準(zhǔn),從圖8可看出:①相對于1200m等水平段長度而言,不等水平段長度方案前10年均產(chǎn)生了增產(chǎn)效果,第2～5年影響最為明顯;10年后效果逐漸變低,且兩端短中間長的方案1甚至出現(xiàn)生產(chǎn)效果變差的情況;②第1年和第2年的生產(chǎn)初期,水平段順序依次增加的方案5效果最好,其次為兩端長中間短的方案2;到第5年后,方案5的效果大幅變差,相比而言方案2保持較好水平;③整體生產(chǎn)特征說明,位于外側(cè)的井水平段變長對產(chǎn)量影響明顯,能增大控制面積,提高產(chǎn)氣量,同時在總水平段長度不變的情況下,初期產(chǎn)量與最長水平段長度成正比關(guān)系,但到后期此關(guān)系不明顯;因此,若采用不等水平段長度布井時應(yīng)盡量考慮水平段外長內(nèi)短或長短間隔井網(wǎng),不可采用兩端短中間長的井網(wǎng)。

6 各因素影響綜合對比

綜合對比各因素對整體生產(chǎn)的影響程度,如圖9所示。

由圖9可以看出:①等井間距對產(chǎn)量影響最大,與基準(zhǔn)井距相比,最大日產(chǎn)氣量相對值可接近3,布井時選取適當(dāng)大的井間距是保證開發(fā)效果的關(guān)鍵,根據(jù)分析500m井間距效果較好;②等水平段長度對產(chǎn)量的影響僅次于等井間距,尤其是生產(chǎn)初期,最大相對值可達(dá)到2以上,生產(chǎn)5年后其最大相對值仍可達(dá)到1.5以上;③布井方式、裂縫重疊、保持總井距不變的不等井間距、保持總水平段不變的不等水平段長度4種因素影響較低;④綜合各因素分析,建議布井時關(guān)鍵考慮井間距和水平段長度,其次可設(shè)計固定井距下不等井間距、固定總水平段長度下的不等水平段長度、體積壓裂的裂縫網(wǎng)絡(luò)較多重疊及間隔交錯布井方式,以充分提高壓裂水平井組的生產(chǎn)效果。

7 結(jié) 論

(1)布井的第一關(guān)鍵因素是井間距,應(yīng)達(dá)到500m;第二關(guān)鍵因素是水平段長度,應(yīng)達(dá)到1200m以上。

(2)水平井布井方式以間隔交錯為最佳。

(3)井間裂縫連通及較少部分重疊對生產(chǎn)影響不大,只有當(dāng)裂縫重疊區(qū)域較大(超過40m)時增產(chǎn)效果才明顯,若井間距較大時可不考慮井間是否連通,井距較小時可適當(dāng)擴(kuò)大單井縫網(wǎng)半長以增大重疊區(qū)域。

(4)在總井間距固定時可選擇布置不等井間距井網(wǎng),適當(dāng)增大最大井間距可提高開發(fā)效果。

(5)在總水平段長度固定時可選擇布置不等水平段長度井網(wǎng),水平段外側(cè)長中間短的井組生產(chǎn)效果較好。

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Research on the Well Group Spacing Parameters for Fracturing Shale Gas Horizontal Wells

Guo Xiaozhe1,Zhang Ziming2,Kong Xiangming1,Liu Xuefeng3,Zhang Wenchang2
(1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249,China; 2.Drilling and Production Technology Research Institute,Petrochina Liaohe Oilfield Conpang,Panjin, Liaoning 124000,China;3.CNOOC EnerTech-Drilling＆amp;Production Co.,Tianjin 300452,China)

In order to quantitatively evaluate the influence degree of well spacing parameters on the shale gas production of horizontal well groups,a dual-media conceptual model has been established based on the special percolation theory of shale gas reservoir by means of Eclipse numerical simulation software.The six aspects have been studied by numerical simulations,including well pattern mode,fracture connectivity,equal well spacing,unequal well spacing under certain total spacing,equal horizontal section length,unequal horizontal section length under certain total horizontal section length,and analyzed the key factors affecting the production efficiency of horizontal well groups.The results showed that well spacing was the first key factor,the horizontal section length was secondary factor.When the well spacing is increased to 500m and the horizontal section length is more than 1200m,the production effect is the best in the way of spaced and staggerse arrangement of wells.When the fracture overlapping area is increased,the effect of increasing production is obvious.If total well spacing is certain,and the well patterns that possess unequal well spacing and properly increase the max well spacing, the development effect will be improved.In case the total horizontal section length is certain,and the well patterns possess unequal horizontal section lengths,as well as the outside well has the longest length of horizontal section,or mid well hasthe shortest horizontal section,the production effect of well group will be better.The research results can provide a reference for the arrangement of horizontal well pattern in fracturing the shale gas reservoir.

Shale gas;Horizontal well;Well group;Well spacing;Fracturing;Numerical simulation

TE348

:A

中國石油大學(xué)(北京)科研

“頁巖氣藏壓裂水平井氣水兩相滲流機(jī)理研究”(2462015YQ0215)。

郭小哲(1975年生),男,博士,副教授,現(xiàn)從事油氣滲流理論與應(yīng)用的科研與教學(xué)工作。郵箱: mbahgg@163.com。