任廣磊，周涌沂，陳 奎，楊文娟，李雪晴

（1.中國石化華北分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州450006；2.中國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.中國石化華北分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州450006；2.中國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用儲量大部分為Ⅱ—Ⅲ類低品位儲量，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)化研究多級壓裂水平井開發(fā)技術(shù)政策很重要?；诙嗉墘毫阉骄?dāng)?shù)值模擬概念模型，對單井設(shè)計(jì)、壓裂縫、井網(wǎng)和井距進(jìn)行研究，結(jié)果表明：單井水平段延伸方向應(yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向，水平段位于氣層中部最好，壓裂縫盡量穿過含氣砂體并以鋸齒型分布最優(yōu)，平均壓裂半縫長為158m，平均壓裂縫間距為112m，采用排狀交錯井網(wǎng)最優(yōu)。結(jié)合數(shù)值模擬法、動態(tài)分析法及經(jīng)濟(jì)評價法，確定大98井區(qū)合理井距為1000～1200m，根端距為700m。

多級壓裂水平井技術(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］，儲層具有滲透率低、孔隙度小的特點(diǎn)［2-3］。氣田開發(fā)過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)效果對比來綜合確定［4-5］。針對大98井區(qū)低滲透率、低壓力、低豐度、薄儲層、強(qiáng)非均質(zhì)性的特征，利用直井無法經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，而水平井單井控制儲量大［6］，因此，自2012年開始，大牛地氣田采用多級壓裂水平井進(jìn)行規(guī)模化開發(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)鍵問題。壓裂縫長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、壓裂縫間距等因素的影響，并基于儲層滲透率，建立了多級壓裂水平井壓裂縫長度、壓裂縫間距的定量地質(zhì)設(shè)計(jì)模型；同時結(jié)合經(jīng)濟(jì)評價、動態(tài)分析法，開展了合理井網(wǎng)和井距的研究。通過優(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 水平段長度優(yōu)化

建立不同水平段長度多級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，從模擬無阻流量及穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度2個方面分析水平段長度優(yōu)化結(jié)果。結(jié)果表明，在非均質(zhì)模型中，當(dāng)水平段長度為1100～1500m時，多段壓裂水平井模擬無阻流量、穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度與水平段長度并不呈線性關(guān)系（圖1），但水平段鉆遇含氣砂體越長，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，建議水平段長度控制為800～1200m。

圖1 水平段長度優(yōu)化對比

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)力夾角對多級壓裂水平井的影響，對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阻流量沒有明顯差異，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)化對比

1.4 水平段垂向位置優(yōu)化

建立多級壓裂水平井在氣層中的偏心距（即水平段至儲層中部的距離與儲層厚度之比）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、模擬無阻流量沒有明顯差異，即水平段在氣層中的偏心距對多級壓裂水平井開發(fā)效果沒有影響。但為了有利于水平段在儲層中穿行，建議水平段盡量位于儲層中部。

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含氣砂體和部分壓裂縫穿過含氣砂體的單井模型。所有壓裂縫均穿過含氣砂體時的穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度為19.93%，模擬無阻流量為13.67×104m3/d；部分壓裂縫穿過含氣砂體時的穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度為19.38%，模擬無阻流量為13.16×104m3/d。經(jīng)對比分析，建議壓裂縫應(yīng)盡量穿過含氣砂體。

1.6 壓裂半縫長優(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，無因次壓裂半縫長（Xf/L）分別為0.05，0.1，0.15，0.2和0.25，評價不同滲透率條件下不同壓裂半縫長對氣井的影響。結(jié)果表明，當(dāng)滲透率一定時，無因次壓裂半縫長越長，氣井模擬無阻流量越大，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)無因次壓裂半縫長分別為0.166，0.147，0.135，0.125和0.118。

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

對數(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)無因次壓裂半縫長定量計(jì)算模型，即

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

已知水平段長度為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)壓裂半縫長為176～111 m，平均最優(yōu)壓裂半縫長為158m。

1.7 壓裂縫間距優(yōu)化

在水平段長度為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，評價不同滲透率條件下不同壓裂縫間距對氣井的影響。結(jié)果表明，當(dāng)滲透率一定時，隨著壓裂縫間距的減小，氣井模擬無阻流量和穩(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，多級壓裂水平井最優(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阻流量和穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度對應(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，在總壓裂縫長一致的條件下，等縫長、鋸齒型、U型、V型4種模式計(jì)算的模擬無阻流量分別為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%。通過對比，鋸齒型壓裂縫分布的模擬無阻流量最大，等縫長壓裂縫分布的穩(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)排狀交錯井網(wǎng)和排狀正對井網(wǎng)，建立不同井網(wǎng)形態(tài)數(shù)值模型，預(yù)測開發(fā)指標(biāo)并進(jìn)行對比分析（表2）。由表2可知，不同井網(wǎng)形態(tài)模擬預(yù)測指標(biāo)整體上較一致。總體上，在數(shù)值模擬均質(zhì)模型條件下，不同井網(wǎng)形態(tài)對氣藏開發(fā)指標(biāo)沒有明顯影響，但考慮到礦場征地、井口管理及后期管理，綜合分析認(rèn)為排狀交錯井網(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)評價方法［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］和動態(tài)分析法［11-12］。利用數(shù)值模擬法，結(jié)合動態(tài)分析法和經(jīng)濟(jì)評價法，綜合確定水平井開發(fā)的合理井距。

3.1 動態(tài)分析法

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

通過老區(qū)氣井Topaze軟件動態(tài)分析及Saphir軟件試井解釋分析成果，對大牛地氣田老區(qū)生產(chǎn)時間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)動態(tài)分析結(jié)果，考慮到多級壓裂水平井之間的壓裂半縫長可控制在0～200m，確定多級壓裂水平井的井距為800～1200m。由于2口井根端距之間無壓裂縫，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)評價法

建立產(chǎn)能建設(shè)區(qū)不同井距數(shù)值模型，預(yù)測不同儲量豐度條件下開發(fā)技術(shù)指標(biāo)。結(jié)合現(xiàn)金流量法評價結(jié)果，應(yīng)用交匯法計(jì)算單井合理井距（表3）可以看出：①在相同儲量豐度條件下，隨采收率增大，合理井距減??；②隨氣田儲量豐度增加，合理井距隨之降低；③在相同儲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)儲層特征，儲量豐度為0.7×108～0.9×108m3/km2，采收率約為40%，可以確定多級壓裂水平井合理井距為1093～1207m。

綜合動態(tài)分析以及經(jīng)濟(jì)評價法，確定大98井區(qū)多級壓裂水平井開發(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，建立了多級壓裂水平井最優(yōu)壓裂半縫長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)壓裂半縫長為158m，最優(yōu)壓裂縫間距為112m。

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

多級壓裂水平井在井位部署時應(yīng)盡量采用排狀交錯井網(wǎng)。針對大98井區(qū)井位部署時，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）。