王 理

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335）

M氣田位于東海陸架盆地西湖凹陷，主力含氣層系為漸新統(tǒng)F組，其中M氣田深層F8層為低孔特低滲儲層，孔隙度9%～11%，滲透率小于1 mD，有效開發(fā)難度大，因此需要在M氣田設置一口多級壓裂水平井W4井。根據(jù)西湖凹陷區(qū)域地層對比框架，通過開發(fā)井與已鉆探井對主要目的層進行了精細對比，F(xiàn)8砂層組進一步分為F8a0、F8a、F8b砂體，根據(jù)測試產能、儲層沉積微相、巖性、物性和孔喉結構等特征參數(shù)進行儲層綜合評價及分類，認為F8b層發(fā)育相對穩(wěn)定，物性相對較好，適合作為水平井布井目標層位，縱向上將F8b層精細劃分為4個小層。為實現(xiàn)M氣田深層特低滲氣藏有效開發(fā)，開展了精細的特低滲氣藏壓裂數(shù)值模擬研究，在空間上鎖定多級壓裂水平井W4井布井位置，優(yōu)選壓裂參數(shù)，進行開發(fā)指標預測，為后期特低滲氣藏開發(fā)奠定了堅實的基礎。

1 油藏模型建立

在進行油藏數(shù)值模擬之前，需要對相滲、PVT、覆壓孔滲和可動水飽和度等基礎實驗數(shù)據(jù)[1-2]進行前期處理，作為輸入?yún)?shù)加載到油藏模型中，完成整個油藏模型的搭建。

1.1 相滲及PVT參數(shù)

在油藏數(shù)值模擬過程中，用水驅氣相滲實驗模擬氣藏開發(fā)過程中的氣水兩相滲透率變化。M氣田共進行了11塊巖心水驅氣相滲實驗，其中F2層4塊、F8a層7塊。本次研究目的層位為F8b層，其物性與F8a層相近，因此油藏模型借用F8a層7條相滲曲線（圖1）歸一化處理得到F8b層水驅氣相滲曲線（圖2），根據(jù)F8a層水驅氣相滲實驗得到的平均殘余氣飽和度為42.24%。

圖1 F8a層7條水驅氣相滲實驗曲線

圖2 F8b層油藏模型相滲歸一化曲線

M氣田無深層高壓物性資料，僅有地面常規(guī)天然氣組分資料和相對密度數(shù)據(jù)，F(xiàn)8b層屬于彈性驅動邊水氣藏，中部海拔-3 930.5 m，原始地層壓力58.274 MPa，壓力系數(shù)1.512，地層溫度151.68℃。利用以上資料可通過油藏工程方法計算得到PVT參數(shù)，根據(jù)不同油藏工程方法的適用范圍，最后利用Sutton（1985）法計算擬臨界溫度和壓力、擬對比溫度和壓力，利用Hall and Yarborough（1973）法計算氣體偏差因子Z，利用Lee，Gonzales and Eakin（1966）方法計算氣體粘度，得到油藏模型的PVT曲線（圖3）。

圖3 油藏模型天然氣PVT曲線

1.2 覆壓孔滲參數(shù)

油藏模型網格的孔隙度、滲透率一般通過地質建模的方法得到，其數(shù)據(jù)基礎是測井及常規(guī)巖心分析數(shù)據(jù)。但這種方式得到的孔滲值可能只反映巖心在地面條件下的流動能力，而無法真正表征儲層從原始地層狀態(tài)到廢棄條件下的整個開發(fā)過程的滲流規(guī)律，因此需要利用覆壓孔滲實驗數(shù)據(jù)對模型網格的孔滲數(shù)據(jù)進行校正[3]。

M氣田深層共進行了兩井13次（6塊巖心+7塊壁心）的覆壓孔滲實驗，其中選取9塊特低滲（0.1 mD～1 mD）巖樣進行數(shù)據(jù)分析。上覆巖石壓力與孔隙壓力之差稱為有效流體壓力，本次覆壓孔滲實驗的有效流體壓力范圍是10～50 MPa，不能全部覆蓋F8b層開發(fā)過程的有效流體壓力范圍（30～85 MPa），因此在回歸覆壓孔滲曲線時需外推至85 MPa。從相關系數(shù)及單調性考慮，確定覆壓滲透率變化率按指數(shù)回歸（圖4），覆壓孔隙度變化率按對數(shù)回歸（圖5），并最終得到油藏模型的覆壓孔滲數(shù)據(jù)。

圖4 滲透率變化率隨壓力變化圖

圖5 孔隙度變化率隨壓力變化圖

1.3 可動水飽和度參數(shù)

M氣田現(xiàn)有一口鄰井直井W2井在F8b層、F10層共進行了5次核磁共振（NMR）實驗（表1），由表1可知，位于F8b-22小層的3塊巖樣的可動水飽和度僅在4%～5%之間，而F8b-41小層和F10層的可動水飽和度均超過10%，該結果與W2井飽和度測井解釋的可動水分布規(guī)律較吻合，因此在油藏模型中，F(xiàn)8b層上部可動水飽和度取F8b-22小層3個巖樣的平均值4.66%，下部可動水飽和度根據(jù)線性回歸方程隨海拔深度增大而線性增加。

表1 W2井核磁共振實驗含水飽和度結果表

2 壓裂井數(shù)值模擬

數(shù)值模擬的最終目的是要在現(xiàn)有的油藏模型基礎上得到一個最優(yōu)方案。結合文獻調研[4-10]，對于壓裂水平井數(shù)值模擬來說，首先要進行井位優(yōu)化，即將水平段部署在最有利的位置，其次還要對壓裂參數(shù)進行優(yōu)選，即在保證施工可行性的前提下達到最大的改造效果。

2.1 井位優(yōu)化

W4井的井位優(yōu)化遵循以下4個布井原則：①由于M氣田最大主應力方向為近東西向，壓裂裂縫一般更容易沿著最大主應力方向延伸，因此水平段應垂直于最大主應力方向，為近南北向；②根據(jù)F8b層物性分布可知其中上部物性要比下部好，因此建議水平段位于F8b層中上部；③為了避免開發(fā)過程中F8b層邊水突破及與頂部F8a層邊水溝通，建議水平段位于F8a層、F8b層的內含氣邊界內；④建議水平段部署兼顧優(yōu)勢儲層分布（反演成果）。在遵循上述布井原則的基礎上對W4井縱向及平面位置進行優(yōu)化。

縱向上，按照網格數(shù)將W4井水平段依次放置于每層網格中，進行數(shù)值模擬批處理運算；平面上以構造高點為中點，沿垂直于最大主應力方向設計1 000 m的水平段，并以此為基礎井軌跡，每隔50 m分別向北及向南移動至F8b層的內含氣邊界進行數(shù)值模擬批處理運算。最終得到各方案的數(shù)值模擬結果（圖6），縱向上，水平段位于縱向網格第10～34層效果均較好，即部署在F8b-2小層，其中第18層累產量最大，即F8b-21底部，因此建議水平段縱向位置布在H8b-21段底部；平面上，水平段越接近F8b層北部內含氣邊界，累產氣越少而水氣比增加，而水平段位于F8b層高點以南時，由于動用儲量受限，累產氣小于F8b層高點附近，當水平段中點位于F8b層高點以南100 m時，累產氣最大，水氣比也較小，因此建議水平段平面位置布在F8b層高點偏南。

圖6 W4井井位優(yōu)化數(shù)值模擬方案結果

2.2 壓裂參數(shù)優(yōu)選

壓裂參數(shù)不僅直接影響著儲層改造的效果，還與施工規(guī)模緊密相關，因此必須對這些參數(shù)進行敏感性分析，進而在這兩者之間達到最優(yōu)平衡點，分別對W4井壓裂級數(shù)、裂縫導流能力、裂縫高度及裂縫半長進行敏感性分析，從數(shù)值模擬結果可以看出（圖7）：累產氣隨壓裂級數(shù)的增加而增加，但級數(shù)達到10級后遞增減緩，同時9級壓裂水氣比最小，因此建議9級壓裂；累產氣隨裂縫導流能力（由儲層滲透率和裂縫寬度的乘積確定）的增加而增加，但導流能力達到5 D·cm后遞增減緩，同時水氣比遞減變緩，因此建議裂縫導流能力5 D·cm；累產氣隨縫高的增加而增加，但縫高達到40 m后遞增減緩，同時水氣比遞減變緩，因此建議縫高不高于40 m；累產氣隨半縫長的增加而增加，但半縫長達到150 m后遞增減緩，同時水氣比遞減變緩，因此建議半縫長150 m。

圖7 W4井壓裂參數(shù)優(yōu)選數(shù)值模擬方案結果

3 推薦方案及指標預測

根據(jù)井位優(yōu)化與裂縫參數(shù)優(yōu)選結果，得到W4井推薦方案，并進行開發(fā)指標預測（圖8）：初期日產氣10萬m3，日產水2.94 m3，穩(wěn)產期1年，十年累產氣1.52億m3，十年累產水1.13萬m3。

圖8 W4井推薦方案開發(fā)指標預測結果

4 結論

1）不同于常規(guī)氣藏開發(fā)，特低滲氣藏由于其儲層物性差、強應力敏感性和出水風險高的特點，需要在進行數(shù)值模擬研究時綜合考慮低滲氣藏相滲、PVT、覆壓孔滲和可動水飽和度等參數(shù)的影響。

2）綜合考慮儲層預測成果及數(shù)值模擬方案結果，建議W4井井位水平段平面上部署在F8b層高點附近、縱向上布在F8b層中上部，建議壓裂級數(shù)9級，裂縫導流能力5D·cm，建議縫高不高于40m，半縫長150m，并在此基礎上給出最優(yōu)化方案。

3）建議利用鄰近開發(fā)井對W4井壓裂裂縫進行微地震監(jiān)測。