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低孔低渗气藏水平井压裂参数优化--202压裂队隋明政(无作者简介)

低孔低渗气藏水平井压裂裂缝参数优化

隋明政

(华北石油工程有限公司井下作业分公司HB-YL202压裂队)

摘要:气井压裂开发是目前提高低孔低渗气藏开发效果的有效手段。水平井压裂作为低渗透油气藏开发的一项前沿技术,为了充分达到改造效果,裂缝参数必须设计得合理。以大牛地气田低孔低渗油藏为例,采用数值模拟和现场施工参数相结合的方法,对裂缝夹角、裂缝间距、裂缝段数和裂缝缝长等参数进行优化。得出以下几点优化结果:合理的裂缝夹角利于储量动用,进而能够沟通含油气显示富集区,研究表明井眼轨迹方向与最大主应力方向大于60°为宜;合理的裂缝间距和裂缝段数能够增加改造面积,提高单井产量,100-166m为压裂缝最优间距(即6-10段/1000m);裂缝缝长是裂缝参数优化中的一个重要参数,通过建立不同渗透率下的裂缝半长与产能的关系,结合气田本身地质特征,优化裂缝半长在150-250m左右。在此基础上寻求裂缝参数的最优组合,为解决水平井整体压裂裂缝参数的优选问题提供了思路和借鉴。

前言

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部,伊陕斜坡北部,上古生界自下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2、盒3等七套气层,气藏纵向上交错叠合发育,且产层跨距较大,平面上分片展布,储层非均质性较强,气藏内部差别较大各套气层纵向上交错叠合。气田上古生界属于砂岩气藏,埋深2400-2900m,平均孔隙度8.6%、平均渗透率0.7×10-3μm2,具有低孔、低渗致密砂岩气层特征。针对气藏低孔低渗的特征,采用数值模拟和现场施工参数相结合的方法,对裂缝夹角、裂缝间距、裂缝段数和裂缝缝长等参数进行优化[1-5]。

1 参数优化

2.1 水平井裂缝夹角优化

水平井压后形成裂缝主要存在横向缝、斜交缝和纵向缝三种形态(图1)。研究表明水平井眼轨迹方向沿着最小主应力方向,压后形成横向缝,利于储量动用,通过压裂尽可能沟通含油气显示富集区。

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图1 水平井裂缝夹角示意图

通过建立裂缝夹角与产能关系模版,对比不同裂缝夹角对产能的影响(图2、3),可以

看出:

1)裂缝夹角越小,裂缝间干扰越严重,产能下降幅度增加; 2)角>50°影响较小(产能下降幅度约<5%); 3)距小于缝长,夹角影响较大。

由此得出井眼轨迹方向与最大主应力方向大于60°为宜。

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图3 非正交裂缝的产能下降幅度对比

2.2 裂缝间距和段数优化

对裂缝间距和段数的优化,首先采用数模法和解析法进行优化,再结合现场施工参数进行对比,最终得出最合理的裂缝间距和段数。

1、数值模拟法

采用数值模拟法进行优化,随着压裂间距越小,气井无阻流量增幅变缓,分段拟合取最优点6.37段/1000m ;而且随着压裂间距越小,气井稳产期累产气量增幅变缓,分段拟合取最优点5.9段/1000m ;由数值模拟结果,确定6-10段/1000m ,即100-166m 为压裂缝最优间距。

2、解析法

采用解析法进行优化,根据研究区的储层特征,参数选择rw:0.08m ;Φ:10%;h :10m ;k:0.047~1.4×10-3 m2;L :1000m 。从模拟结果来看,合理压裂段数与储层有效渗透率密切相关,渗透率越低,需要的压裂段数越多,也即缝间距越小。当储层渗透率0.1-0.4md 时,合理裂缝间距为180m-280m ;储层渗透率0.04-0.1md 时,合理裂缝间距为120m-180m 。

从压后效果,对比裂缝间距与无阻流量的关系,裂缝间距与试气产量的关系,结合两种模拟结果,认为裂缝间距为100-160m 之间时,改造效果最好(图7、8)。

60°

40°

90°

X [m ]

AIWT 分析 []

X [m ]

5AIWT 分析 []X [m ]

AIWT 分析 []

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图7 裂缝间距与试气产量关系图

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图8 裂缝间距与无阻流量关系图

2.3 裂缝缝长优化

根据大牛地气田地质特征,分别设定渗透率为0.03、0.1、0.5、1×10-3μm2三个条件下,进行压裂裂缝半长的优化研究。研究表明压后产量随裂缝半长的增加而增加,但裂缝半长大于400、250、170、100m后,产量增加的幅度越来越小甚至不增加(图9)。结合研究区的储层特征,气层的有效渗透率主要分布在0.1~0.7×10-3μm2之间,优化裂缝半长150-250m左右。

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图9 裂缝长度与压后产量关系图

2 现场应用

A 井是位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部开发准备井,本井水平段总长度为1000m ;钻遇砂岩总长度为1000m ,占水平段总长度的100%;钻遇具有全烃显示的砂岩总长度为742m ,占水平段总长度的74.2%;钻遇泥岩、粉砂岩段总长度为0m ,占水平段总长度的0%。

大牛地气田地层最大主应力方向北东约75°,A 井水平段方位为345°(实钻岩性统计表),因此该井井眼轨迹方向与最大主应力方向成90°左右;该井设计裂缝间距112m ,压裂段数9段/1000m ,模拟裂缝半长174-190m 。该井压后无阻流量48.5万方/天,无阻流量是周边同层位直井的17.4倍,获得很好的改造效果。

3 结论

通过以上分析得出以下几点认识:合理的裂缝夹角利于储量动用,进而能够沟通含油气显示富集区,研究表明井眼轨迹方向与最大主应力方向大于60°为宜;合理的裂缝间距和裂缝段数能够增加改造面积,提高单井产量,100-160m 为压裂缝最优间距(即6-10段/1000m );裂缝缝长是裂缝参数优化中的一个重要参数,通过建立不同渗透率下的裂缝半长与产能的关系,结合气田本身地质特征,优化裂缝半长在150-250m 左右。在此基础上寻求裂缝参数的最优组合,为解决水平井整体压裂裂缝参数的优选问题提供了思路和借鉴。

参考文献:

[1] 黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社,1998.

[2] 黄波,曾小慧,屈杯林等.水平裂缝油藏整体压裂改造数值模拟研究[J].西南石油大学学报,2006,28(3):3-8.

[3] 高红梅,程林松,曲占庆.压裂水平井裂缝参数参数优化[J].西安石油大学学报(自然科学版),2006,21(2):29-32.

[4] 张学文,方宏长,裘怿楠.低渗透油藏压裂水平井产能影响因素分析[J].石油学报,1994,20(4):51-55.

[5] 马新仿,樊凤玲,张守良.低渗透气藏水平井压裂裂缝参数优化[J].天然气工业,2005,25(9):61-63