張 楠

（中國石油長城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院，遼寧 盤錦 124010）

1 研究背景

蘇里格氣田是我國典型的低孔、低滲、低豐度的致密砂巖氣藏，蘇53 區(qū)塊位于蘇里格西北部，區(qū)塊自2010 年實(shí)施水平井整體開發(fā)以來，主產(chǎn)區(qū)已基本完成井位部署及產(chǎn)能建設(shè)[1-7]。水平井開發(fā)正從富集區(qū)轉(zhuǎn)向接替區(qū)，而東南接替區(qū)儲層物性變差，儲量豐度減小，因此，在新的地質(zhì)條件下，有必要對原來的井網(wǎng)井距、裂縫參數(shù)及壓裂方案進(jìn)行新的優(yōu)化和再設(shè)計(jì)。

國外大量致密氣藏開發(fā)實(shí)踐表明，井網(wǎng)井距優(yōu)化能有效提高儲量動用程度和采收率，是實(shí)現(xiàn)此類氣藏高效開發(fā)的重要途徑。如北美的Rulison，Ozona等老氣田，通過后期的井網(wǎng)調(diào)整及優(yōu)化，天然氣的采收率提高了25%～40%[8]。蘇53 區(qū)塊為水平井+多段壓裂整體開發(fā)模式，目前執(zhí)行的開發(fā)井網(wǎng)政策仍存在一定的局限性。鉆井、測井及干擾試驗(yàn)顯示，儲層連通情況復(fù)雜，井間剩余儲量有高度碎片化趨勢，水平井在壓裂改造后，剩余儲量存在平面上井網(wǎng)未控制，縱向上改造溝通不完善等情況[9-13]。為此，針對東南區(qū)的地質(zhì)特征，該研究通過氣藏精細(xì)描述和數(shù)值模擬手段，開展了壓裂水平井井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)，并提出適用于該區(qū)的整體壓裂方案，從而提高儲量動用程度及區(qū)域采出程度。

2 井網(wǎng)井距優(yōu)化

由于存在水平井井筒摩阻導(dǎo)致壓力下降以及鉆井、壓裂施工造成的儲層污染等因素，水平井產(chǎn)量并非線性地與水平段長度保持同向增長，其上升幅度隨著水平段長度的延伸而越來越小，但鉆井成本則會大幅度增加[14-15]；因此，對于蘇53 區(qū)塊的東南區(qū)域，確定合理的水平段長度是水平井整體開發(fā)該區(qū)的基礎(chǔ)。水平井井距的確定應(yīng)根據(jù)具體的氣藏地質(zhì)特征及儲層物性參數(shù)，使單井既可以控制足夠的地質(zhì)儲量，又能夠高效地開采井間天然氣，從而保證水平開發(fā)具有適當(dāng)?shù)姆€(wěn)產(chǎn)能力、適當(dāng)?shù)拈_采效率和適當(dāng)?shù)慕?jīng)濟(jì)效益[16-18]；因此，尋求合理的井距和井網(wǎng)密度是低滲氣藏開發(fā)的關(guān)鍵。

2.1 水平段長度優(yōu)化

水平段長度設(shè)計(jì)應(yīng)主要考慮儲層厚度、單井控制儲量及建井成本等因素。基于東南區(qū)地質(zhì)模型，設(shè)計(jì)井距600 m，水平段長度分別為600 m，800 m，1 000 m，12 00 m，1 400 m 共5 個方案進(jìn)行模擬。圖1 所示為水平段長度與累產(chǎn)氣量之間的關(guān)系曲線。由圖1 可以看出，水平井產(chǎn)能隨水平段長度的增加而增大，長度超過1 200 m 之后，其增長速度明顯放緩，即當(dāng)水平段長度超過1 200 m 后再增大長度對氣井產(chǎn)能影響不大；而區(qū)塊采出程度的變化則具有相反的趨勢，其值隨著水平段長度的延長而逐步減小。綜合考慮水平段延伸增加的鉆井成本，認(rèn)為東南區(qū)水平段的合理長度應(yīng)為1 000～1 200 m。

圖1 不同水平段長度時(shí)開發(fā)效果圖Fig.1 Development effect of different horizontal section length

2.2 水平井井距優(yōu)化

模型參數(shù)不變，水平段長度設(shè)定為1 000 m 時(shí)，設(shè)計(jì)井距分別為400 m，500 m，600 m，800 m，1 000 m，1 200 m 共6 個方案開展數(shù)值模擬研究，其結(jié)果如圖2 所示。結(jié)果表明，水平井井距變化對單井累產(chǎn)氣和區(qū)塊采出程度的影響均較大，隨著井距的增加，區(qū)塊采出程度持續(xù)下降，且下降幅度逐步增大；而單井累產(chǎn)氣具有相反的趨勢，與井距變化呈正相關(guān)關(guān)系，但其上升幅度逐漸減緩。對于該區(qū)的水平井井距，大于800 m 后，單井累積產(chǎn)氣增速明顯減緩，綜合考慮單井累產(chǎn)氣量及區(qū)塊采出程度，認(rèn)為東南區(qū)水平井的井距控制在600～800 m 較為合理。

圖2 不同井距時(shí)開發(fā)效果圖Fig.2 Development effect of different well distances

3 裂縫參數(shù)優(yōu)化

在致密氣藏的開發(fā)中，由于其低滲透、滲流阻力大、連通性差的特點(diǎn)，通常采用水平井多段壓裂的方法提高產(chǎn)能。而不同的水平段長度、儲層地應(yīng)力及壓裂施工工藝，導(dǎo)致壓裂后的裂縫條數(shù)、裂縫間距、裂縫長度及導(dǎo)流能力等不盡相同，增加了壓裂水平井產(chǎn)能預(yù)測的復(fù)雜性[19-22]。下面將采用局部網(wǎng)格加密的方法對影響壓裂水平井產(chǎn)能的裂縫參數(shù)進(jìn)行模擬，從而優(yōu)選出適應(yīng)于東南區(qū)的水平井裂縫施工參數(shù)。

3.1 裂縫條數(shù)優(yōu)化

當(dāng)水平段長度及井距一定時(shí)，裂縫條數(shù)對氣井產(chǎn)能有較大影響。模型基本參數(shù)不變，先設(shè)定裂縫半長為180 m，導(dǎo)流能力為15 D·cm，裂縫等間距垂直分布于水平段井筒，再設(shè)計(jì)裂縫條數(shù)分別為4條、6條、8 條、10 條、12 條和14 條時(shí)，模擬壓裂水平井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間及累積產(chǎn)量。

圖3 為不同壓裂段數(shù)時(shí)開發(fā)效果，可以看出，裂縫條數(shù)從4 條增加到8 條時(shí)，氣井的增產(chǎn)倍比和氣藏采出程度幾乎呈線性增大，當(dāng)裂縫條數(shù)大于8條以后，增產(chǎn)倍比和區(qū)域采出程度增大的幅度明顯變緩。這是由于隨著裂縫條數(shù)的增加，間距相應(yīng)減小，縫間的壓降傳播在較短時(shí)間后就會產(chǎn)生相互干擾，從而明顯壓制水平井的產(chǎn)能；換言之，雖然增加壓裂段數(shù)能提高采氣速度及累積產(chǎn)量，但過多的裂縫條數(shù)會導(dǎo)致水平井建井成本大幅上升。因此，對于1 200 m 的水平井段，設(shè)計(jì)6～8 條裂縫較為合理；在單井壓裂施工時(shí)，還需進(jìn)行具體的裂縫條數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)，或采用不相等裂縫長度交錯分布以減少縫間干擾。

圖3 不同壓裂段數(shù)時(shí)開發(fā)效果圖Fig.3 Development effect of different fracturing segments

3.2 裂縫半長優(yōu)化

裂縫半長也是影響壓裂水平井產(chǎn)能的一個重要因素，由于儲層地應(yīng)力分布、天然裂縫發(fā)育情況及壓裂施工工藝等方面的影響，水平段壓后的各條裂縫長度不盡相同，有必要分析裂縫半長對壓裂井產(chǎn)量的影響。模型同前，設(shè)定裂縫數(shù)量為8 條，裂縫導(dǎo)流能力為15 D·cm；模擬裂縫半長分別為60 m，100 m，140 m，180 m，220 m 和260 m 時(shí)的壓裂水平井產(chǎn)量。

圖4 為不同裂縫半長時(shí)開發(fā)效果，可以看出，裂縫半長從60 m 增加到180 m 的過程中，氣井的增產(chǎn)倍比和采出程度幾乎呈線性關(guān)系遞增，裂縫半長超過220 m 以后，增產(chǎn)倍比和采出程度增大的幅度明顯變緩。因此，綜合考慮壓裂工藝成本，并不是裂縫越長越好，對于東南區(qū)而言，最優(yōu)的裂縫長度應(yīng)為180～220 m。

圖4 不同裂縫半長時(shí)開發(fā)效果圖Fig.4 Development effect of different fracture half-length

3.3 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

致密砂巖氣藏的開發(fā)實(shí)踐表明，裂縫導(dǎo)流能力的變化也將明顯影響壓裂水平井的增產(chǎn)效果。模型基本參數(shù)不變，設(shè)定裂縫數(shù)量為8 條，裂縫半長為180 m；設(shè)計(jì)裂縫導(dǎo)流能力分別為5 D·cm，10 D·cm，20 D·cm，30 D·cm，40 D·cm 和50 D·cm 時(shí)，模擬不同情況對壓裂水平井產(chǎn)氣量的影響。

圖5 為不同裂縫導(dǎo)流能力時(shí)開發(fā)效果。模擬結(jié)果顯示，裂縫導(dǎo)流能力從5 D·cm 增加到20 D·cm 的過程中，氣井的增產(chǎn)倍比和采出程度上升幅度非常顯著，裂縫導(dǎo)流能力超過30 D·cm 以后，增產(chǎn)倍比和采出程度的增大幅度明顯減緩。分析認(rèn)為：雖然填砂裂縫帶的整體導(dǎo)流能力不斷增大，但由于致密儲層的滲透率通常很低，很容易造成填砂帶周圍向裂縫的供氣半徑十分有限，導(dǎo)致壓裂水平井的產(chǎn)量不能等比例地進(jìn)一步提高。因此，東南區(qū)水平井的最優(yōu)裂縫導(dǎo)流能力應(yīng)該為20～30 D·cm。

圖5 不同裂縫導(dǎo)流能力時(shí)開發(fā)效果圖Fig.5 Development effect of different fracture conductivity

3.4 正交化因素分析

為更加科學(xué)合理地分析各因素對水平井壓裂產(chǎn)能的影響，采用正交化設(shè)計(jì)方法，進(jìn)行多因素分析。根據(jù)上述的單因素分析結(jié)果，選取最能影響水平井產(chǎn)能的4 個參數(shù)值，設(shè)計(jì)如下的16 個正交方案，裂縫數(shù)量分別設(shè)置為5 條、6 條、7 條和8 條，裂縫半長分別設(shè)置為160 m，180 m，200 m 和220 m，導(dǎo)流能力分別設(shè)置為10 D·cm，15 D·cm，20 D·cm和30 D·cm，模擬方案及結(jié)果見表1。

表1 裂縫參數(shù)正交設(shè)計(jì)及模擬結(jié)果表Table 1 Orthogonal design of fracture parameters and simulation results

極差反應(yīng)的是某個因素對評價(jià)指標(biāo)的影響程度，極差越大反應(yīng)了該因素對該指標(biāo)的影響程度越大。對東南區(qū)水平井的增產(chǎn)倍數(shù)影響最大的因素是裂縫條數(shù)，其次是裂縫半長、裂縫導(dǎo)流能力。因此，為了獲得較高的壓裂水平井產(chǎn)能，在可以避免發(fā)生縫間干擾的前提下，盡量增加水平段的裂縫條數(shù)，同時(shí)延長裂縫長度。對該區(qū)采收程度影響最大的因素是裂縫長度，其次是裂縫條數(shù)、裂縫導(dǎo)流能力，且導(dǎo)流能力對該區(qū)域的采出程度影響非常小。因此，為了提高蘇53 區(qū)塊東南區(qū)的采出程度，對壓裂水平井整體開發(fā)建議如下：在綜合考量建井成本及經(jīng)濟(jì)效益的前提下，盡量采用大規(guī)模的多段水力壓裂技術(shù)，造出無縫間干擾的多條人工裂縫，并盡可能保證每一條裂縫的半長可以延伸到約200 m。

4 整體壓裂方案設(shè)計(jì)

為研究蘇53 區(qū)塊東南區(qū)的開發(fā)方案部署，利用氣藏?cái)?shù)值模擬軟件，以東南區(qū)的地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，結(jié)合已開發(fā)井的經(jīng)驗(yàn)、地質(zhì)資料及已施工井的裂縫參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，通過設(shè)計(jì)東南區(qū)不同的井?dāng)?shù)和井網(wǎng)井距（見表2），分別模擬生產(chǎn)1 年和15 年的壓力場變化情況，綜合對比提出一套適合開發(fā)東南區(qū)的水平井整體壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)方案。目標(biāo)區(qū)塊面積為63 km2，其東西向長度為9 km，南北向?qū)挾葹? km，最大主應(yīng)力方向近似于北偏西10o，模擬結(jié)果如圖6 所示。

表2 整體壓裂方案設(shè)計(jì)及經(jīng)濟(jì)評價(jià)表Table 2 Overall fracturing scheme design and economic evaluation

圖6 東南區(qū)9 種方案日產(chǎn)氣對比圖Fig.6 Comparison of daily gas production of nine schemes in southeastern area

從圖6 可以看出，井網(wǎng)密度越大，區(qū)塊初期日產(chǎn)量越大，這與其他學(xué)者研究結(jié)果是一致的。然而，產(chǎn)氣量下降較快，15 年后日產(chǎn)量最低，這是由于前期采氣量太大，導(dǎo)致地層壓力下降太快，儲層孔隙由于應(yīng)力作用發(fā)生閉合，滲透率顯著減小而導(dǎo)致氣井產(chǎn)能降低。由圖6 可以看出，1 200 m×600 m 井網(wǎng)與1 000 m×600 m 井網(wǎng)效果最好，前期產(chǎn)量較大，且可以持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

圖7 所示為東南區(qū)9 種方案累產(chǎn)氣對比情況，可以看出，井網(wǎng)密度越大，區(qū)塊累產(chǎn)量越大。然而，1 200 m×600 m 井網(wǎng)與1 000 m×600 m 井網(wǎng)效果最好，前期產(chǎn)氣量較大，與800 m×600 m 井網(wǎng)產(chǎn)氣量差別較小。

圖7 東南區(qū)9 種方案累產(chǎn)氣對比圖Fig.7 Comparison of cumulative gas producing of nine schemes in southeast area

開發(fā)方案論證不僅需要考慮產(chǎn)量，而且也需綜合考慮經(jīng)濟(jì)效益，從而得到最佳的井網(wǎng)部署方案。下面將以東南區(qū)整體開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益為目標(biāo)，優(yōu)選出最佳的井網(wǎng)部署，所用的基本經(jīng)濟(jì)參數(shù)如下：水平段長度800 m 的水平井建井費(fèi)用1 600 萬元/口，長度每增加100 m 費(fèi)用則會增加100 萬元，壓裂費(fèi)用為0.3 萬元/m，800 m，1 000 m，1 200 m 水平井壓裂段數(shù)分別設(shè)定為6 條、7 條、8 條，水平井采氣操作成本0.187 元/m3，天然氣銷售價(jià)格0.85 元/m3。各方案生產(chǎn)15 年的累產(chǎn)氣量和按凈收益進(jìn)行方案排序的結(jié)果見表2。

從表2 中可以看出，在給定的經(jīng)濟(jì)參數(shù)下，方案7 為最佳井網(wǎng)部署方案：菱形平行水平井井網(wǎng)，共鉆井83 口，水平段長度1 200 m，井距600 m，單井8 條橫切縫，裂縫半長220 m，裂縫導(dǎo)流能力20 D·cm；同時(shí)隨著井距排距的增大，壓裂水平井排之間會產(chǎn)生一個條狀帶的死氣區(qū)，即使生產(chǎn)開發(fā)15 年后，死氣區(qū)依然存在。圖8 所示為方案7東南區(qū)水平井生產(chǎn)1 年后壓力預(yù)測情況，圖9 為方案7 東南區(qū)水平井生產(chǎn)15 年后壓力預(yù)測情況。其次為1 000 m×1 000 m 井網(wǎng)部署的方案6，經(jīng)濟(jì)效益與1 000 m×800 m 的方案5 相近。

圖8 東南區(qū)水平井生產(chǎn)1 年后壓力預(yù)測圖（方案7）Fig.8 Pressure prediction of southeast area after 1 year productionof horizontal well (Scheme 7)

圖9 東南區(qū)水平井生產(chǎn)15 年后壓力預(yù)測圖（方案7）Fig.9 Pressure prediction of southeast area after 15 year production of horizontal well (Scheme 7)

5 結(jié)論

1）基于蘇53 區(qū)塊東南區(qū)地質(zhì)模型，通過氣藏?cái)?shù)值模擬手段對影響水平井產(chǎn)能的因素進(jìn)行了優(yōu)化，認(rèn)為該區(qū)域水平井合理的水平段長度為1 000～1 200 m，井距為600～800 m，裂縫段數(shù)為6～8 條，裂縫半長為180～220 m，裂縫導(dǎo)流能力為20～30 D·cm。

2）綜合考慮東南區(qū)整體開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益，對比分析9 種水平井整體壓裂設(shè)計(jì)，優(yōu)選出最佳的井網(wǎng)部署方案為：菱形平行水平井井網(wǎng)，井?dāng)?shù)83 口，水平段長度1 200 m，井距600 m，單井8 條橫切縫，裂縫半長220 m，裂縫導(dǎo)流能力20 D·cm。

3）考慮到復(fù)雜裂縫對初期產(chǎn)量的增加較為明顯，壓裂施工時(shí)還可采用一段兩簇設(shè)計(jì)，簇間距60 m，段間距120～160 m，其中簇的裂縫半長200 m，裂縫導(dǎo)流能力20 D·cm；針對不同儲層物性的水平井，裂縫間距可適當(dāng)變化，即儲層孔滲物性較差的區(qū)域裂縫間距小，而物性較好的儲層位置，裂縫間距可以適當(dāng)增大。