劉 暢

（遼河油田鉆采工藝研究院， 遼寧 盤錦 124010）

壓裂水平對致密氣藏開采的影響及優(yōu)化研究

劉 暢

（遼河油田鉆采工藝研究院， 遼寧 盤錦 124010）

由于不同氣藏地區(qū)的儲氣層的儲物性不同，因而開采方式及滲流機理也存在很大的差異。以致密氣藏為研究對象，主要研究壓裂水平對其排采的影響，并提出優(yōu)化方案，以蘇里格東區(qū)氣藏為例，深入研究和分析其各種參數(shù)，并以此為基礎設計優(yōu)化措施。可以看出，地層的滲透率及其各向性能都能影響壓裂裂縫的在水平井中的排采能力，壓裂水平對致密氣藏開采的影響及對開采進行優(yōu)化對未來致密氣藏的開采起著重要的意義。

壓裂裂縫；致密氣藏；開采優(yōu)化

自致密氣藏的開采歷史以來，滲透率是人類摸尋開采致密氣藏方案中的重要環(huán)節(jié)，滲透率過低，就會加大滲流的難度，從而使整個系統(tǒng)連通性降低，而在一般氣藏中解決這一問題的方案基本是采用水平井，對于致密氣藏來說，水平井解決不了滲透率底的這一問題。因而通過研究分析，單井及整體的采收率若想提高，必須增加氣藏的泄氣面積，而這種提高需要分段壓裂來實現(xiàn)，通過提高流體的連通性，來改善氣井的排采能力[1,2]。通過分段壓裂的方式是提高排采量的重要方案，不過這種方案在不同的工況下，也會產(chǎn)生不同的效果，這是因為壓裂裂縫參數(shù)會直接影響滲流效果，如壓裂裂縫的長度會影響裂縫線性流動的時長，進而會造成裂縫互擾，這就會直接影響氣藏的排采能力，從而影響各井最優(yōu)壓裂水平參差不齊[3,4]。因此，針對不同儲氣層進行有目的性、有規(guī)律性的壓裂設計，具體問題具體分析是非常必要的。

1 壓裂水平井產(chǎn)能影響因素分析

開采地質、開采工藝是致密氣藏排采好壞的重要因素，而對于開采地質來說儲層滲透率（Kh）、氣藏薄厚（H）、垂向水平滲透比（Kv/Kh），都是影響氣藏排采能力的重要因素，對于開采工藝來說裂縫數(shù)目（N）、半長（Lf）、水平段長（L）及其導流水平（KfWf）也都是影響氣藏排采能力的重要因素[5,6]。以蘇里格東區(qū)為例，該地區(qū)地層具有 6.3%的孔隙度，而Kh為0.1×10-3μm2，垂向水平滲透比為1.0，L為1 000 m，N為5條，KfWf為108 μm2·cm。儲層可以被裂縫的垂向完全穿透，在實踐時第三層會出現(xiàn)射孔，本次研究是采用 LGP的方法對生產(chǎn)10 a進行模擬。

運用正交實驗法，通過對開采地質及開采工藝的研究，我們獲得了壓裂水平對致密氣藏開采的各項因素間的關系，并由主及次的分析出來，基礎數(shù)據(jù)如表1所示。

根據(jù)上述基礎數(shù)據(jù)選取L18（37）正交實驗進行試驗規(guī)劃，氣藏地層的各向異性及滲透率是影響壓裂裂縫提高致密氣藏開采水平的主要因素，而對于開采工藝來說影響壓裂裂縫提高致密氣藏開采水平的主要因素則是N和L，如圖1所示。不同地質具有不同的儲層特點，因而，必須做到具體問題具體分析，對不同地質狀況下的不同儲層進行有針對性的模擬，以此得出每種地質及儲層的最優(yōu)壓裂水平，并對其進行匯總。

表1 基礎數(shù)據(jù)Table 1 Basic data

Fig.1 The influence of fracturing level on tight gas reservoir圖1 壓裂水平對致密氣藏開發(fā)的影響development

2 不同儲層壓裂水平井優(yōu)化設計

2.1 無因次水平段穿透比

圖2 定義數(shù)據(jù)圖Fig.2 The defined pattern of data

因為氣藏的壓裂水平與真實模擬規(guī)模有關，因而定義水平段穿透比尤為重要， L與裂縫的井筒方向長度之比，如圖2所示。根據(jù)對開采地質的影響研究我們知道儲層滲透率（Kh）和垂向水平滲透比（Kv/Kh）對致密氣藏的壓裂水平影響最大，其中儲層滲透率分別取 0.01×10-3、0.03×10-3、0.05×10-3、0.10×10-3、0.20×10-3、0.40×10-3、0.60×10-3μm2，垂向水平滲透比分別取0.2、0.4、0.6、0.8，假設N不變，對變量裂縫間距進行改變，進而獲得水平段穿透比，如圖3所示即為對不同地質儲層優(yōu)化及或得優(yōu)化后穿透比之匯總。

圖3 不同地質儲層最優(yōu)水平段穿透比匯總Fig.3 The summary of optimal horizontal section penetration ratio of different geological reservoir

儲層中，都有規(guī)律可循，Kh增大則Kv/Kh則變小，水平段最優(yōu)穿透比也隨之下降，而在實驗開始時下降趨勢較大，而在結束時則較為緩慢；②在儲層滲透率不大時，水平段最優(yōu)穿透比基本不會受到Kv/Kh影響，當儲層滲透比不斷增大時，Kv/Kh則對水平段最優(yōu)滲透比的影響有著相應的增大。這是因為 Kh越小，KfWf也越小，這也體現(xiàn)出對儲層導流效果的改善，而裂縫間距也對儲層滲透率有所影響，間距越小裂縫互擾性對儲層滲透影響越敏感，Kh的增大，會使裂縫互擾性增強，使水平穿透比對 Kh敏感性減小，進而使平行段最優(yōu)穿透比下降。

2.2 無因次裂縫穿透比

如圖2所示，Lf與模型沿裂縫方向無因長度之比即為無因次裂縫穿透比。模型中的裂縫穿透比要設定為不同值，如圖4所示，通過對不同的地質儲層進行優(yōu)化模擬，從而獲得裂縫優(yōu)化后的穿透比并對其進行匯總。

Fig.4 The summary of optimal fracture penetration ratio of圖4 不同地質儲層最優(yōu)裂縫穿透比匯總different geological reservoir

如圖 4所示可以得出以下規(guī)律:①在不同的地質儲層中，Kv/Kh會隨Kh增大而減小，而裂縫最優(yōu)穿透比也會隨之下降，在實驗開始的時候下降幅度較大，在結束時下降幅度緩慢。儲層壓裂水平分為如下幾個階段，具體分為裂縫線性流、擬徑向流和系統(tǒng)線性流、擬徑向流等幾個階段，地質及裂縫的各項數(shù)據(jù)都會影響各階段的時長。

當Kh不大時導流效果也不好，而Lf的增加會改善泄氣效果，Lf的增加也會增加線流期的時長，這時會出現(xiàn)裂縫互擾，致使降低產(chǎn)量。另外，Kv/Kh的下降，也會改善裂縫端部的流動，降低裂縫中部的流動，從而提高壓裂水平。②在 Kh不大時，Kv/Kh對裂縫最優(yōu)穿透比影響不大，而隨著Kh的增大Kv/Kh對裂縫最優(yōu)穿透比的影響也會增強。因為Kh越小，儲層導流能力越差，Kv/Kh對個方向滲透差基本不存在影響，從而對裂縫最優(yōu)穿透比也影響不大;隨著Kh的增大，Kv/Kh對各項滲透差影響也隨之增大。

2.3 裂縫間距

圖5 不同Kv/Kh儲層的裂縫擬徑向流階段流動圖Fig.5 The quasi radial flow phase flow chart in fracture of different Kv/Khreservoir

在模擬時，設定L不變，改變變量N的數(shù)目，從而改變裂縫間距。而通過對地質儲層之研究，通過改變裂縫間距，得到最佳裂縫間距值，并進行匯總，如圖5所示。根據(jù)圖5所示，可知：①在不同地質儲層中，最佳裂縫間距會受到Kh及Kv/Kh影響，間距會隨Kh增加及Kv/Kh減小而增加，反之變小；②在Kh不大時，Kv/Kh對裂縫最優(yōu)間距的影響不大，而隨著Kh增加時，Kv/Kh對裂縫最優(yōu)間距的影響也會隨之增加。因為在泄氣體積相同時這是由于相同泄氣體積時，Kv/Kh會下降，如圖6所示。根據(jù)圖5所示，可知：對于裂縫來說，水平流動也會隨之改善，擬徑向流動也會隨之減弱，對于系統(tǒng)來說，線流階段會提前，裂縫互擾會增強，而間距的增加可有效抑制裂縫互擾。Kv/Kh越大，裂縫中部流動會減緩，裂縫互擾會被抑制，從而致使裂縫間距下降。因此，要視不同地質儲層的工況來選擇最佳的裂縫間距。裂縫間距的擴大，會降低致密氣藏的來開采量，也會造成浪費;而裂縫間距的減小，會增大縫間互擾，從而增加致密氣藏的開采難度。

Fig.6 The summary of optimal fracture spacing of different圖6 不同地質儲層最優(yōu)裂縫間距匯總geological reservoir

3 結 論

（1）在致密氣藏中，影響壓裂水平的主要因素是地層滲透率、底層各向異性及裂縫密度。

（2）在不同地質儲層中，各影響因素存在相關性也存在差別。Kh越小Kv/Kh對壓裂水平的影響的差異也越小。

（3）Kh越小，Kv/Kh越大，縫間互擾情況也越小，水平段及裂縫穿透比會達到最佳，而壓裂裂縫間距也會隨之下降。

［1］曾保全，程林松，李春蘭，等．特低滲透油藏壓裂水平井開發(fā)效果評價[J]．石油學報，2010，31（5）：791-796．

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Effect of Fracturing Level on Tight Gas Reservoir Production and Its Optimization Research

LIU Chang
（Liaohe Oilfield Company Drilling & Production Technology Research Institute, Liaoning Panjin 124010，China）

Due to different reservoir properties of gas reservoirs in different regions of the gas layer, production methods and percolation mechanism are also very different. In this paper, taking tight gas reservoirs as the object of study, impact of fracturing level on the production was investigated, and optimization programs were put forward. Using Eastern Sulige gas reservoir as an example, in-depth research and analysis of the various parameters were carried out, and then optimization measures were designed. Through the research, it’s pointed out that the permeability and other properties of the formation can affect drainage capacity of fractures in horizontal wells.

Fracture; Tight gas reservoirs; Production optimization

TE 357.1

A

1671-0460（2015）08-1862-03

2015-02-09

劉暢（1989-），男，遼寧盤錦人，助理工程師，2011年畢業(yè)于大連理工大學高分子材料與工程專業(yè)，研究方向：從事致密油儲層壓裂液體系研發(fā)工作。E-mail：gl104313@163.com。