趙亞東，吳 明，王 敩，趙 旸

（遼寧石油化工大學(xué), 遼寧 撫順 113001）

水平井分段壓裂裂縫間距優(yōu)化技術(shù)研究

趙亞東，吳 明，王 敩，趙 旸

（遼寧石油化工大學(xué), 遼寧 撫順 113001）

在水平井分段壓裂設(shè)計(jì)中，裂縫間距的選取是一項(xiàng)十分重要的內(nèi)容。針對(duì)目前裂縫間距選擇方法不完善的問題，從極限泄油半徑、產(chǎn)能模擬、巖石可壓性、壓裂工藝特點(diǎn)、儲(chǔ)層厚度等方面進(jìn)行了研究，得到五種優(yōu)化裂縫間距的方法，可為現(xiàn)場應(yīng)用提供理論參考。

水平井分段壓裂; 裂縫間距; 泄油半徑; 可壓性

近些年來，在新探明的原油儲(chǔ)量中，低滲透儲(chǔ)量的比重約占 70%[1]。低滲透油氣藏的特點(diǎn)是滲透率低、單井產(chǎn)量小，有時(shí)不采取增產(chǎn)措施就無產(chǎn)油能力。水平井分段壓裂技術(shù)能增大油藏的泄油面積，改變流體滲流規(guī)律、提高單井產(chǎn)量，是開發(fā)低滲透油氣藏的主導(dǎo)工藝。國外于 20 世紀(jì) 80 年代開始研究該項(xiàng)技術(shù)[2]，目前我國也在這方面有了一定的進(jìn)展。水平井分段壓裂設(shè)計(jì)中壓裂參數(shù)的選取直接影響壓裂效果的好壞，其中裂縫間距就是一個(gè)非常重要的影響因素。針對(duì)水平井分段壓裂中裂縫間距選擇方法不完善的問題，開展了裂縫間距的優(yōu)化技術(shù)研究。從極限泄油半徑、產(chǎn)能模擬、巖石可壓性、壓裂工藝特點(diǎn)、儲(chǔ)層厚度等方面對(duì)裂縫間距的優(yōu)化進(jìn)行了研究。

1 根據(jù)油井的極限泄油半徑優(yōu)化

1.1 油井的極限泄油半徑

實(shí)驗(yàn)研究表明，低滲透油氣藏的滲流特點(diǎn)不符合達(dá)西定律，當(dāng)油藏的驅(qū)替壓力梯度達(dá)到某一定值時(shí)，液體質(zhì)點(diǎn)才開始流動(dòng)，該驅(qū)替壓力梯度稱為啟動(dòng)壓力梯度[3]。

隨著井筒半徑的增加，油藏的驅(qū)替壓力梯度降低，直到驅(qū)替壓力梯度降低到啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，井筒中不再有可流動(dòng)的液體，此時(shí)井筒的半徑即為該油井的極限泄油半徑，其經(jīng)驗(yàn)公式如下[4]：

式中：r極限—油井的極限泄油半徑，m；

Pe—有效邊界壓力，MPa；

Pw—油井井底壓力，MPa；

K—有效滲透率，10-3μm2；

μ—流體的地下粘度，mPa·s。

1.2 根據(jù)油井的極限泄油半徑優(yōu)化裂縫間距

要確定合理的裂縫間距，應(yīng)當(dāng)綜合考慮兩方面因素，即油井要有較好的產(chǎn)能和較高的儲(chǔ)量動(dòng)用程度。若裂縫間距過大，則裂縫間的儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，從而造成儲(chǔ)量的損失；若裂縫間距過小，則會(huì)產(chǎn)生裂縫間的干擾現(xiàn)象，影響油井的產(chǎn)能。

由儲(chǔ)層特征可獲得相應(yīng)的參數(shù)，代入上式可計(jì)算得出油井的極限泄油半徑。經(jīng)大量實(shí)驗(yàn)證明[5]，當(dāng)取極限泄油半徑的2倍為裂縫間距時(shí)，可以避免裂縫間的干擾，同時(shí)獲得較好的產(chǎn)能和較高的儲(chǔ)量動(dòng)用程度。如某井的極限泄油半徑為 50 m，則取裂縫間距為 100 m，從而根據(jù)合理的裂縫間距對(duì)水平段進(jìn)行分段壓裂改造。

2 結(jié)合產(chǎn)能模擬優(yōu)化

2.1 模型的建立與模擬

1993 年，Raghavan[6]用直井等效裂縫，通過疊加原理求得裂縫水平井產(chǎn)能模型；同年，Guo[7]利用保角變換原理得到裂縫水平井穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能公式；1999年，張學(xué)文[8]等人利用數(shù)值模擬的方法，研究了低滲透油藏中壓裂水平井的動(dòng)態(tài)；2006 年，曾凡輝[9]等人利用勢(shì)的疊加理論得到壓裂水平井產(chǎn)能模型；2011 年，張汝生[10]等人利用油藏描述軟件 Eclipse中的黑油模型與壓裂設(shè)計(jì)軟件 FracproPT 相結(jié)合，預(yù)測(cè)了水平井分段壓裂的產(chǎn)能。

以某井為例，其儲(chǔ)層參數(shù)如下：油藏厚度 250 m，油藏埋深 2 550 m，原始地層壓力 34.84 MPa，地層孔隙度 14.9%，平均滲透率 1.1×10-3μm2，地面原油粘度 15.1 mPa·s，地面原油密度 0.869 8 g/cm3，地層水礦化度 1 192 8 mg/L。以該井地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，設(shè)計(jì) 5 種不同的裂縫間距，分別為 60，80，100，120，140 m，應(yīng)用數(shù)值模擬軟件來模擬開發(fā)效果，得到不同裂縫間距累計(jì)產(chǎn)油量隨時(shí)間變化的曲線（見圖 1）。從圖 1 可以看出，累計(jì)產(chǎn)油量隨裂縫間距的增大而增大。當(dāng)裂縫間距為 60 m 時(shí)，存在裂縫間干擾現(xiàn)象，累計(jì)產(chǎn)油量偏低；當(dāng)裂縫間距為 100 m 時(shí)，干擾現(xiàn)象不明顯，累計(jì)產(chǎn)油量較穩(wěn)定；當(dāng)裂縫間距為 120、140 m 時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量沒有明顯的增加趨勢(shì)，這是由于過大的裂縫間距造成了儲(chǔ)量的損失。因此，該區(qū)塊的最佳裂縫間距取值為 100 m（圖 1）。

圖 1 不同裂縫間距累計(jì)產(chǎn)油量隨時(shí)間變化曲線Fig. 1 Change curves of cumulative production of different fracture spacing with time

2.2 不同裂縫間距組合的優(yōu)化

受儲(chǔ)層條件的影響，地應(yīng)力分部不均勻，因此壓裂產(chǎn)生的裂縫分布也會(huì)不均勻[11]。曾凡輝[12]等人實(shí)驗(yàn)了在總裂縫間距一定的條件下，不同間距組合對(duì)產(chǎn)量的影響。假設(shè)裂縫條數(shù)為4條，裂縫半長為120 m，取相等間距（實(shí)驗(yàn) 1）、間距從小到大（實(shí)驗(yàn) 2）、間距從大到?。▽?shí)驗(yàn) 3）、兩端小中間大（實(shí)驗(yàn) 4）、兩端大中間小（實(shí)驗(yàn) 5）5 種不同間距組合模擬某油井產(chǎn)量（見表 1）。

表 1 不同裂縫組合水平井累計(jì)產(chǎn)油量Table 1 The cumulative oil production for different combinations of horizontal well fractures

從表1可以看出，在總裂縫間距一定的條件下，不同裂縫間距的組合對(duì)產(chǎn)能有一定影響。當(dāng)裂縫間距的分布是兩端小中間大時(shí)，水平井產(chǎn)能最高；當(dāng)裂縫間距的分布是兩端大中間小時(shí)，水平井產(chǎn)能最低。其余三種組合產(chǎn)能居中。因此，要提高壓裂水平井的產(chǎn)能，可以增大中間裂縫的間距，減小端部和底部的間距[13]。

3 根據(jù)巖石可壓性優(yōu)化

3.1 巖石可壓性

巖石可壓性是指在開發(fā)頁巖儲(chǔ)層時(shí)，通過勘探其地質(zhì)特征，評(píng)價(jià)該儲(chǔ)層能否被有效壓裂的性質(zhì)[14]。2011 年美國能源信息署估計(jì)，全世界頁巖氣地質(zhì)儲(chǔ)量約為 716×1012m3，其中我國頁巖氣地質(zhì)儲(chǔ)量約為163×1012m3，這說明我國頁巖氣的開發(fā)前景廣闊。目前，國外的頁巖氣開發(fā)技術(shù)相對(duì)成熟[15,16]，國內(nèi)的相關(guān)研究才剛剛起步。

頁巖氣藏具有孔隙度小、滲透率低、氣流阻力大、開采周期長等特點(diǎn)，因此，要獲得良好的經(jīng)濟(jì)效益必須實(shí)施壓裂增產(chǎn)改造。頁巖的可壓性受脆性指數(shù)、礦物成分、天然裂縫、成巖作用等因素的影響，其中最主要的因素是脆性指數(shù)。頁巖的脆性指數(shù)是指儲(chǔ)層中脆性礦物所占的比例，如石英、鈣質(zhì)等[17]。脆性指數(shù)越大，巖石可壓性越好，形成的裂縫越易延伸，裂縫形態(tài)越復(fù)雜；反之，巖石可壓性差，裂縫形態(tài)單一。

3.2 根據(jù)巖石可壓性優(yōu)化裂縫間距

結(jié)合儲(chǔ)層的物性參數(shù)和脆性指數(shù)，可通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的方法評(píng)價(jià)巖石的可壓性[18]。對(duì)于可壓性好的儲(chǔ)層，其壓裂反應(yīng)敏感，可產(chǎn)生大規(guī)模的裂縫體積和復(fù)雜的網(wǎng)狀裂縫，為了防止壓裂段被重復(fù)動(dòng)用，應(yīng)適當(dāng)?shù)脑黾恿芽p間距；對(duì)于可壓性差的儲(chǔ)層，為了使底層的儲(chǔ)量更易被動(dòng)用，同時(shí)使每條裂縫發(fā)揮最大作用，應(yīng)適當(dāng)?shù)臏p小裂縫間距。

4 根據(jù)分段壓裂工藝特點(diǎn)優(yōu)化

4.1 水平井裸眼分段壓裂

水平井裸眼分段壓裂是目前應(yīng)用較廣泛、施工效果較好的一種先進(jìn)的壓裂工藝，近些年在國內(nèi)外各大油氣田逐漸推廣應(yīng)用，并且取得了較高的經(jīng)濟(jì)效益。該工藝的特點(diǎn)是投球打開滑套、不動(dòng)管柱生產(chǎn)、完井成本低、施工速度快、對(duì)儲(chǔ)層傷害小、能增大水平井的滲流面積，從而獲得更高的產(chǎn)能[19]。

水平井裸眼分段壓裂施工工藝的第一步是通井，其目的是修復(fù)井壁并保證完井工具能夠順利的下入到預(yù)定位置；第二步是下入完井管柱，替漿后，投球使裸眼封隔器、頂部懸掛器坐封，正轉(zhuǎn)管柱并丟手；第三步是下入壓裂油管柱，該壓裂油管柱將作為后續(xù)生產(chǎn)管柱使用；第四步是在地面安裝采油樹，同時(shí)給管柱加壓打開壓差滑套，開始第一段壓裂。第一段壓裂結(jié)束后，依次投入不同尺寸的坐封球，打開各段的投球滑套，壓裂相應(yīng)層段[20]。

4.2 根據(jù)分段壓裂工藝特點(diǎn)優(yōu)化裂縫間距

水平井裸眼分段壓裂中投入的每個(gè)坐封球存在一定的極差，通常是先投入小尺寸球，坐封后，再依次投入較大尺寸的球。根據(jù)現(xiàn)場裂縫監(jiān)測(cè)的經(jīng)驗(yàn)，小尺寸球坐封后，該層段形成的裂縫發(fā)育不完全，多呈現(xiàn)單翼縫；而遠(yuǎn)離井底的層段經(jīng)大尺寸球坐封后，裂縫發(fā)育較好。因此，壓裂時(shí)應(yīng)在前部段適當(dāng)?shù)脑黾恿芽p間距，尾部段適當(dāng)?shù)臏p小裂縫間距，從而更有效的開發(fā)儲(chǔ)層，達(dá)到優(yōu)化的目的。

5 根據(jù)儲(chǔ)層厚度優(yōu)化

儲(chǔ)層厚度是開發(fā)儲(chǔ)層的一項(xiàng)重要指標(biāo)，針對(duì)頁巖儲(chǔ)層的開發(fā)，根據(jù)北美頁巖水平井分段壓裂的經(jīng)驗(yàn)[21]，裂縫間距與儲(chǔ)層厚度呈線性相關(guān)關(guān)系，通常儲(chǔ)層厚度的 1～1.5 倍為裂縫間距。例如，某井水平段長度為 600 m，該區(qū)儲(chǔ)層厚度為 58～75 m，則可初步設(shè)定裂縫間距為 65 m，壓裂級(jí)數(shù)為 9 段。

6 結(jié) 論

（1）取油井極限泄油半徑的 2 倍為裂縫間距時(shí)，可以避免裂縫間的干擾，同時(shí)獲得較好的產(chǎn)能和較高的儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

（2）應(yīng)用數(shù)值模擬軟件模擬產(chǎn)能和裂縫間距的關(guān)系，可以對(duì)比得出最佳的裂縫間距取值。另外，不同的裂縫間距組合對(duì)產(chǎn)能也有一定的影響，應(yīng)增大中間裂縫的間距，減小端部和底部的間距。

（3）對(duì)于可壓性好的儲(chǔ)層，應(yīng)適當(dāng)增加裂縫間距；反之，應(yīng)適當(dāng)減小裂縫間距。

（4）對(duì)于應(yīng)用水平井裸眼分段壓裂工藝的儲(chǔ)層，由于不同尺寸球的影響，應(yīng)在前部段增加裂縫間距，尾部段減小裂縫間距。

（5）針對(duì)頁巖儲(chǔ)層，通常取儲(chǔ)層厚度的 1～1.5倍為裂縫間距。

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Research on Optimizing Fracture Spacing of Multistage Fracturing in Horizontal Wells

ZHAO Ya-dong，WU Ming，WANG Xiao，ZHAO Yang
（Liaoning Shihua University, Liaoning Fushun 113001, China）

How to select the fracture space is an important content in the design of multistage fracturing in horizontal wells. But existing selection methods of the fracture spacing are not perfect. In this paper, through study on ultimate drainage radius, productivity simulation, crushability of rock, characteristics of fracturing technology and reservoir thickness, five methods for optimizing fracture spacing were obtained, which could provide theoretical reference for field application.

Multistage fracturing in horizontal wells; Fracture spacing; Drainage radius; Crushability

TE 357

： A文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： 1671-0460（2014）07-1361-03

2013-12-07

趙亞東（1989-），女，山東東營人，碩士研究生在讀，研究方向：從事油氣田開發(fā)技術(shù)研究。E-mail：372612405@qq.com。