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        蘇里格氣田壓裂水平井裂縫參數(shù)優(yōu)化——以蘇53區(qū)塊為例*

        2014-10-24 02:59:52葉成林
        天然氣勘探與開發(fā) 2014年2期
        關(guān)鍵詞:里格氣田氣量

        葉成林

        (中國石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探蘇里格氣田項(xiàng)目部)

        0 引言

        蘇里格氣田是國內(nèi)迄今發(fā)現(xiàn)的最大氣田之一[1]。蘇53區(qū)塊位于蘇里格氣田的西北部,含氣層為上古生界二疊系下石盒子組的盒8段及山西組的山1段,屬于典型的致密砂巖氣藏[2]。蘇53區(qū)塊于2010年投產(chǎn),是蘇里格地區(qū)采取水平井整體開發(fā)的唯一區(qū)塊,蘇53區(qū)塊開發(fā)的成功驗(yàn)證了蘇里格地區(qū)采取水平井開發(fā)的適用性及合理性[3]。

        對(duì)于低滲透油氣藏,后期壓裂改造是單井增產(chǎn)增效的有效手段之一,目前蘇53區(qū)塊水平井投產(chǎn)前均進(jìn)行壓裂改造[4]。水平井壓裂后可以在儲(chǔ)層中打開新的流體流動(dòng)通道,更大范圍地溝通未動(dòng)用的油氣層,大幅度增加油氣產(chǎn)量,極大地提高油藏的采出程度。理論和實(shí)踐證明,對(duì)壓裂水平井進(jìn)行裂縫參數(shù)優(yōu)化對(duì)于實(shí)現(xiàn)水平井高效開發(fā)具有重要意義[5-6]。許多學(xué)者對(duì)低滲透氣藏壓裂水平井參數(shù)進(jìn)行了研究,但縱觀這些文獻(xiàn),很少有針對(duì)蘇里格氣田的研究,其研究成果在蘇里格地區(qū)應(yīng)用價(jià)值不大。因此,為了指導(dǎo)蘇里格地區(qū)水平井開發(fā),筆者根據(jù)蘇53區(qū)塊水平井整體開發(fā)的優(yōu)勢(shì)和成功經(jīng)驗(yàn),利用數(shù)值模擬方法對(duì)蘇里格地區(qū)壓裂水平井裂縫參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化。

        1 裂縫參數(shù)模擬優(yōu)化

        1.1 機(jī)理模型的建立

        裂縫長(zhǎng)度、方位和裂縫導(dǎo)流能力是壓裂水平井裂縫的最基本參數(shù),也是影響水平井生產(chǎn)的重要?jiǎng)討B(tài)因素[7]。以蘇53區(qū)基本儲(chǔ)層參數(shù)為基礎(chǔ)建立數(shù)值模擬機(jī)理模型,模型網(wǎng)格:x×y×z=60×60×9,網(wǎng)格步長(zhǎng)DX=DY=20 m,DZ=2 m,模型大小為1200×1200 m。根據(jù)氣藏工程關(guān)于井網(wǎng)井距的研究成果,選定水平井單井控制面積為1200×600 m,區(qū)域中部署2口水平井,水平段長(zhǎng)度800 m,水平井間距600 m;水平井壓裂投產(chǎn),定產(chǎn)氣量衰竭式開采,設(shè)定初期產(chǎn)能水平為6.0×104m3/d,模擬時(shí)間15年,模擬4條壓裂縫。

        1.2 裂縫長(zhǎng)度優(yōu)化

        研究裂縫長(zhǎng)度對(duì)產(chǎn)能的影響時(shí),設(shè)定裂縫方向與水平段垂直,裂縫導(dǎo)流能力取30 mD·cm。

        模擬方案分別設(shè)定20 m、100 m、200 m、300 m、400 m、500 m共計(jì)6種不同裂縫長(zhǎng)度,以研究在不同裂縫長(zhǎng)度條件下產(chǎn)能變化情況,對(duì)比各方案確定合理的裂縫長(zhǎng)度。

        由模擬得出的裂縫長(zhǎng)度與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系圖可以看出,隨著裂縫長(zhǎng)度的增加,水平井累積產(chǎn)氣量也呈上升趨勢(shì),但上升速度逐漸變緩,在裂縫長(zhǎng)度超過300 m之后再增加裂縫長(zhǎng)度累積產(chǎn)氣量增長(zhǎng)速度明顯變緩,因此合理的裂縫長(zhǎng)度應(yīng)該在200~300 m之間,即裂縫半長(zhǎng)應(yīng)該在100~150 m之間(圖1)。

        圖1 裂縫長(zhǎng)度與累積產(chǎn)氣量的關(guān)系圖

        1.3 裂縫方位優(yōu)化

        根據(jù)機(jī)理模型,設(shè)定裂縫半長(zhǎng)100 m,裂縫導(dǎo)流能力取30 mD·cm。

        模擬方案設(shè)定裂縫與水平段垂直和裂縫與水平段成45°夾角的兩種不同的裂縫方位,以研究裂縫方向與水平段延伸方位夾角對(duì)產(chǎn)能的影響,對(duì)比各方案確定合理的裂縫方位。

        對(duì)于壓裂水平井而言,裂縫與水平井井筒夾角越大,產(chǎn)能越高[8]。經(jīng)模擬計(jì)算得到裂縫與水平段垂直和裂縫與水平段成45°夾角兩種方案累積產(chǎn)氣量的關(guān)系如圖2所示:

        圖2 裂縫方位與水平段成不同夾角時(shí)對(duì)應(yīng)的累積產(chǎn)氣量

        由圖2可以看出,當(dāng)裂縫方向與水平段垂直時(shí),水平氣井累積產(chǎn)氣量要高于裂縫方向與水平段成45°時(shí)的累積產(chǎn)氣量。所以設(shè)計(jì)裂縫應(yīng)與水平段延伸方向垂直。由于壓裂施工過程中,人工裂縫的延伸方位與最小水平地應(yīng)力方向垂直,所以考慮到壓裂時(shí)能形成與水平段垂直的壓裂縫,設(shè)計(jì)水平井水平段的延伸方向應(yīng)平行最小水平地應(yīng)力方向。

        1.4 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

        裂縫導(dǎo)流能力對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能影響較大,當(dāng)儲(chǔ)層滲透率、裂縫長(zhǎng)度和裂縫條數(shù)確定時(shí),存在一個(gè)最佳裂縫導(dǎo)流能力值[9]。一般常用數(shù)值模擬方法優(yōu)化最佳裂縫導(dǎo)流能力。研究表明,隨著裂縫導(dǎo)流能力的提高,水平井產(chǎn)能增加,但增加幅度逐漸變緩,最佳的裂縫導(dǎo)流能力與油藏基質(zhì)滲透率相關(guān)[10]。

        采用與裂縫長(zhǎng)度和方位優(yōu)化方案相同的油藏機(jī)理模型,設(shè)定不同裂縫導(dǎo)流能力的9個(gè)模擬方案,根據(jù)裂縫導(dǎo)流能力與最終累積產(chǎn)氣量的關(guān)系來優(yōu)選合適的裂縫導(dǎo)流能力。裂縫導(dǎo)流能力與方案累積產(chǎn)氣量之間的關(guān)系曲線如圖3所示。

        圖3 裂縫導(dǎo)流能力與累計(jì)產(chǎn)氣量關(guān)系圖

        由圖3可以看出,隨著裂縫導(dǎo)流能力的增加,累積產(chǎn)氣量迅速上升,但當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力達(dá)到40 mD·cm以后累積產(chǎn)氣量上升趨勢(shì)變緩,因此合理的裂縫導(dǎo)流能力應(yīng)在30~40 mD·cm之間。

        2 壓裂級(jí)數(shù)優(yōu)化

        裂縫級(jí)數(shù)優(yōu)化主要包括在給定水平井段長(zhǎng)度條件下裂縫間距優(yōu)化(或裂縫數(shù)量?jī)?yōu)化)。在水平井段長(zhǎng)度一定的情況下,合理的裂縫間距應(yīng)綜合考慮儲(chǔ)量動(dòng)用程度和保證水平井具有較高的產(chǎn)能。裂縫間距過大,會(huì)造成裂縫間儲(chǔ)量的損失,間距過小,裂縫之間存在相互干擾現(xiàn)象[11]。學(xué)者Soliman研究認(rèn)為,在壓裂后油井投產(chǎn)初期,裂縫數(shù)目越多,生產(chǎn)井的日產(chǎn)量越大,但隨著生產(chǎn)時(shí)間的延續(xù),不同裂縫條數(shù)下的井日產(chǎn)量之間的差距越來越小[12]。

        2.1 裂縫間距優(yōu)化

        儲(chǔ)層數(shù)據(jù):孔隙度Φ=10.81%,滲透率K=1.23 mD,儲(chǔ)層中深H=3274.3 m,壓力系數(shù)=0.88,地層溫度T=105.67℃。裂縫半長(zhǎng)130 m,設(shè)定間距150 m的3條長(zhǎng)裂縫情況的壓力動(dòng)態(tài)典型曲線(圖4)。曲線反映了3條正交裂縫在四種不同表皮系數(shù)時(shí),壓力隨時(shí)間的變化特征。

        圖4 水平井多級(jí)壓裂后典型壓力動(dòng)態(tài)曲線

        從圖4中可以看出,模擬的裂縫間距為150 m時(shí),四條不同表皮系數(shù)壓力曲線提前趨于一致,表明裂縫間壓力產(chǎn)生相互干擾,從而影響流態(tài),影響生產(chǎn)效果。

        根據(jù)建產(chǎn)區(qū)壓力場(chǎng)和流態(tài)分析,裂縫動(dòng)態(tài)半長(zhǎng)130 m、間距150 m時(shí),后期容易產(chǎn)生壓力干擾,方案設(shè)計(jì)裂縫與井軸呈接近于90°正交,因此,最優(yōu)裂縫間距應(yīng)為150 m以上,既能實(shí)現(xiàn)較高的初期產(chǎn)量,也能減少裂縫間的壓力干擾,有利于長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)。

        2.2 裂縫級(jí)數(shù)優(yōu)化

        水平段參數(shù)優(yōu)化結(jié)果表明,蘇里格氣田最優(yōu)水平段長(zhǎng)度在1000~1200 m之間[13]。截止到2012年底,蘇53區(qū)塊共完鉆73口水平井,平均水平段長(zhǎng)度1030 m,按照開發(fā)方案要求,配產(chǎn)6×104m3/d,穩(wěn)產(chǎn)3年。同時(shí),由上文分析可知,裂縫間距應(yīng)該大于150m,即1000 m水平井長(zhǎng)度壓裂級(jí)數(shù)應(yīng)該小于7段為宜。因此,分別模擬了當(dāng)水平井長(zhǎng)度為1000 m,初期配產(chǎn)6×104m3/d時(shí),壓裂1~6條裂縫時(shí)的產(chǎn)能變化。

        由模擬結(jié)果可以看出,隨著裂縫條數(shù)的增加,累產(chǎn)氣量總體上逐漸增加。當(dāng)裂縫大于3條時(shí),裂縫條數(shù)對(duì)產(chǎn)能的影響明顯優(yōu)于1~3條裂縫,但隨裂縫條數(shù)的進(jìn)一步增加,產(chǎn)能增加幅度明顯減小。結(jié)合裂縫干擾模擬結(jié)果,綜合考慮現(xiàn)場(chǎng)施工要求,認(rèn)為水平段1000 m時(shí),水平段間距應(yīng)該大于150 m,裂縫條數(shù)4~6條為優(yōu)(圖5、圖6)。

        圖5 裂縫條數(shù)對(duì)日產(chǎn)氣量的影響

        圖6 裂縫條數(shù)對(duì)累積產(chǎn)氣量的影響

        3 結(jié)論

        (1)裂縫長(zhǎng)度優(yōu)化結(jié)果表明,蘇里格氣田壓裂水平井合理的裂縫長(zhǎng)度應(yīng)該不大于300 m,最優(yōu)裂縫長(zhǎng)度為200~300 m之間。

        (2)不同裂縫方位對(duì)水平井產(chǎn)能的影響不同。研究認(rèn)為,當(dāng)裂縫方向與水平段保持垂直時(shí)對(duì)產(chǎn)能的貢獻(xiàn)最大。

        (3)根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果,蘇里格氣田合理的裂縫導(dǎo)流能力應(yīng)在30~40 mD·cm之間。

        (4)根據(jù)優(yōu)化結(jié)果,蘇里格地區(qū)壓裂水平井壓裂裂縫間距應(yīng)該大于150 m。水平井長(zhǎng)度為1000 m時(shí),最優(yōu)裂縫條數(shù)為4~6條。

        1 王國勇.蘇里格氣田水平井整體開發(fā)技術(shù)優(yōu)勢(shì)與條件制約[J].特種油氣藏.2012,19(1):62-65.

        2 何自新,付金華,席勝利,等.蘇里格大氣田成藏地質(zhì)特征[J].石油學(xué)報(bào),2003,24(2):6-12.

        3 王國勇,劉天宇,石軍太.蘇里格氣田井網(wǎng)井距優(yōu)化及開發(fā)效果影響因素分析[J].特種油氣藏.2008,15(05):76-79.

        4 謝潤成,周文,高雅琴,等.應(yīng)用偏相關(guān)+灰關(guān)聯(lián)方法進(jìn)行致密砂巖氣藏壓裂地質(zhì)選層 [J].石油與天然氣地質(zhì),2008,29(6):797-800.

        5 溫慶志,蒲春生,曲占慶,等.低滲透、特低滲透油藏非達(dá)西滲流整體壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì) [J].油氣地質(zhì)與采收率.2009,16(6):102-104,107.

        6 高海紅,程林松,曲占慶.壓裂水平井裂縫參數(shù)優(yōu)化研究[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào).2006,21(2):29-32.

        7 胡東暉,鄢捷年.水平井產(chǎn)能的影響因素[J].石油勘探與開發(fā).1994,21(5):44-52.

        8 李鐵軍,柯西軍,郭大立,等.考慮裂縫和井筒不同夾角的水平井產(chǎn)能分析 [J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā).2011,30(6):122-126.

        9 曾凡輝,郭建春,徐嚴(yán)波,等.壓裂水平井產(chǎn)能影響因素[J].石油勘探與開發(fā).2007,34(04):474-482.

        10 曾凡輝,郭建春,何頌根,等.致密砂巖氣藏壓裂水平井裂縫參數(shù)的優(yōu)化[J].天然氣工業(yè).2012,32(11):54-58.

        11 史明義,金衍,陳勉,等.水平井水力裂縫延伸物理模擬試驗(yàn)研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2008.(3):130-133.

        12 胡文瑞.水平井油藏工程設(shè)計(jì)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2008,1-125.

        13 葉成林.蘇里格氣田水平井參數(shù)優(yōu)化及效果評(píng)價(jià)-以蘇53區(qū)塊為例[J].石油天然氣學(xué)報(bào).2011,33(12):1-4.

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