低渗裂缝性气藏水平井参数设计

李 骞，李相方（中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249）

尹邦堂（中国石油大学（北京）机械与储运工程学院，北京102249）

崔力功（川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院，四川 成都610051）

唐宁依（中石油大港油田分公司石油勘探开发研究院，天津300280）

低渗裂缝性气藏水平井参数设计

李 骞，李相方（中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249）

尹邦堂（中国石油大学（北京）机械与储运工程学院，北京102249）

崔力功（川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院，四川 成都610051）

唐宁依（中石油大港油田分公司石油勘探开发研究院，天津300280）

对于低渗裂缝性气藏，由于存在发育的天然裂缝，有利于水平井的开发，但气藏储层渗透率较低，需进行储层改造才能获得较大的气井产能，所以，对于水平井的位置、井眼轨迹和参数设计就显得至关重要。提出了确定水平井适应性区域、合理井眼轨迹的原则，并提出利用正交试验来确定水平井合理参数的方法。研究得出水平井的井眼轨迹应垂直于天然裂缝方向，而正交试验法可快速、准确地确定不同指标条件下的最优水平井参数。最后，通过实例确定了实际气藏的水平井最优参数。

低渗透油气藏；天然裂缝；水平井；正交试验；参数设计

目前，越来越多的气藏利用水平井进行开发［1］，水平井在平面上的控制范围较大，可有效提高气藏的采收率。对于低渗裂缝性气藏，水平井可有效提高气藏采收率，但水平井的位置、井眼轨迹以及参数的设计对于其开发效果至关重要［2～6］。笔者系统地提出了水平井参数的设计方法，有利于提高气藏的采收率。

1 水平井参数确定方法

1.1 水平井的位置确定

对于低渗裂缝性气藏水平井的开发，选择水平井的适应性区域十分重要［7］，这直接影响着水平井的开发效果。

1）平面位置的确定 水平井需选择在气藏高部位、砂体展布范围较大、储层物性较好、储量比较富集，且距离边底水有一定距离的区域，这样既可以保证水平井具备较好的物源基础，又可以避免水平井过早见水甚至发生水淹。

2）物性分布对部署水平井的影响 沉积作用会造成纵向上物性分布呈现不同的规律，部署水平井时应考虑这种韵律性，在物性好的层段布井，提高水平井的控制储量，并增大水平井的产能。

3）纵向夹层分布 水平井受垂向渗透率的影响很大，夹层的存在会减小垂向渗透率，阻碍流体向水平井的垂向流动。夹层是影响水平井控制储量的主要因素，也是决定水平井适应性的关键因素。

水平井与垂直井的产能比值为：式中，Jh、Jv为水平井及直井气井产率；L为水平井水平段长度，m；Kh为水平方向渗透率，10－3μm2；Kv为垂向渗透率，10－3μm2；h为储层厚度，m；rw为井眼半径，m；re为泄气半径，m；β为储层各向异性系数，β＝（Kh/Kv）1/2。

从图1中可以看出，储层的各向异性对水平井的产能影响很大。当各向异性系数β较小时，即垂向渗透率较大时，水平井产能较大。因此，垂向渗透率对于水平井的开发效果至关重要，部署水平井应避开夹层的影响，避免垂向渗透率低而导致水平井产能过低。

4）边、底水的影响 对于存在边、底水的气藏，水平井均应布在构造高部位。对于存在边水的气藏，水平井应距离边水一定距离，避免由于水侵而导致气藏过早见水。而对于存在底水的气藏，布水平井存在最优的避水高度，以使得无水生产期较长、最终采收率较高。

图1 水平井与直井产能指数比值

1.2 井眼轨迹方向

对于低渗裂缝性气藏，其主要的渗流通道是由构造运动形成的天然裂缝。水平井钻遇天然裂缝的条数将是影响水平井产量和控制储量的关键因素。在设计水平井时使水平井筒方位垂直于裂缝走向，增加水平井钻遇天然裂缝数，可提高水平井控制储量，减小渗流阻力，有效提高水平井的产能及最终的采出程度。

1.3 水平井参数设计

对于低渗裂缝性气藏的开发，若不进行储层改造，产能很低，必须对储层进行压裂改造措施，水平井的参数设计不仅包括水平井自身的参数还包括储层改造的参数。因此，水平井参数设计主要包括水平井段长度、裂缝条数、裂缝半长和气井产量。

由于水平井段长度、水平井压裂裂缝条数、水平井压裂缝长和配产的优化互相制约，且需设计的方案过多，故利用正交试验设计进行水平井的参数设计，可大大减少设计方案，提高效率。根据正交试验的理论，进行四因素三水平正交试验设计分析。根据正交试验的结果，以稳产年限、稳产期末累产气量和预测期末累产气量为试验指标对各种影响因素进行分析，最终确定出水平井的最优参数。

2 实例应用

某一低渗裂缝性气藏，基质渗透率为0.72×10－3μm2，高角度天然裂缝发育。对其进行水平井参数设计。

2.1 水平井位置确定

图2为气藏在纵向上的储量剖面图和平面上的储量叠加图，从图中选取储层储量丰度集中、砂体平面和纵向连续性好，且隔夹层较少的区域作为水平井的优势区域。

图2 气藏纵向和平面储量丰度图

2.2 水平井井眼轨迹确定

根据天然裂缝走向和边水方向，设计了5个不同的水平井方位，即与天然裂缝分别成0°、20°、40°、－20°、－40°的方向，利用数值模拟预测不同井眼轨迹的开发效果。其中，水平井长度为800m，未进行储层改造，配产为50×104m3/d。从图3可以看出，当水平井方位垂直于天然裂缝的方向成0～20°夹角时，水平井的稳产年限最长，20年末累产气量最大，其开发效果最优。因此最优水平井方位为垂直于天然裂缝的方向成0～20°夹角。

图3 不同方位水平井产气指标

2.3 水平井参数设计

根据正交试验的理论，该气藏水平井参数的正交试验设计如表1所示。

利用数值模拟方法预测每种方案正交试验下的水平井开发效果，其中，人工压裂裂缝利用局部加密网格表示，设计的裂缝导流能力为0.3μm2·m，其模拟结果如表2所示。

表1 水平井参数正交试验设计表

表2 正交试验数模结果表

根据正交试验的结果，以稳产年限、稳产期末累产气量以及20年末累产气量为试验指标，对各种影响因素进行分析，优选水平井的参数。

2.3.1 以稳产年限为试验指标分析

表3 以稳产年限为试验指标分析表

由表3得出（正交设计结果分析，值越大代表该因素在次水平条件下的效果越好），以稳产年限为试验指标时，水平段800m与1000m的生产指标相同，但考虑水平段800m成本更小，因此优选水平段为800m。水平井最优参数为：水平段800m，裂缝条数7条，裂缝半长150m，配产70×104m3/d。其中，配产大小对稳产年限的影响最大，而水平井段长度对稳产年限的影响最小。

2.3.2 以稳产期末累产气量为试验指标分析

同理，以稳产期末累积产气量为试验指标时，水平井最优参数为：水平段1000m，裂缝条数7条，裂缝半长150m，配产70×104m3/d。其中，裂缝半长对稳产期末累积产气量的影响最大，而水平井段长度对稳产期末累积产气量的影响最小。

2.3.3 以20年末累产气量为试验指标分析

以20年末累产气量为试验指标时，水平井最优参数为：水平段1000m，裂缝条数7条，裂缝半长150m，配产100×104m3/d。其中，裂缝半长对20年末累积产气量的影响最大，而配产对20年末累积产气量的影响最小。

根据不同的试验指标分析得出了不同的最优水平井参数，对其不同参数的水平井开发效果进行预测，结果见表4。

表4 不同参数水平井开发指标

从表4可以看出，水平井参数为方案2时的稳产期最长，稳产期末的累产气量也最大，若对水平井的稳产要求较高可选择方案2，但方案2的生产指标仅稍优于方案1，若考虑经济成本可选择方案1。

水平井参数为方案3时的累产气量最大。因此，若对水平井的稳产要求较高可选择方案2；若对水平井的20年末累产气量要求较高可选择方案3（根据不同的目标选择不同的方案）；若从经济成本考虑，可选择方案1。水平井参数设计中，没有考虑工程可行性，仅从开发效果确定其最优参数，在气藏的实际开发中，需结合工程因素综合确定最优的水平井参数。

3 结 论

1）对于低渗裂缝性气藏，水平井需选择在气藏高部位、砂体展布范围较大、储层物性较好、储量比较富集，纵向上隔夹层较少，且距离边底水有一定距离的区域，且井眼轨迹垂直于裂缝方向开发效果最好。

2）利用正交试验方法可快速、准确地确定不同指标条件下的最优水平井参数。

3）正交试验法确定最优水平井参数仅考虑了开发效果，在气藏的实际开发中，需结合工程因素综合确定最优的水平井参数。

［1］万仁溥.水平井开采技术［M］.北京：石油工业出版社，1995.

［2］胡东晖，鄢捷年.水平井产能的影响因素［J］.石油勘探与开发，1994，21（5）：44～52.

［3］王书礼，唐许平，李伯虎.低渗透油藏水平井开发设计研究［J］.大庆石油地质与开发，2001，20（1）：23～24.

［4］于红军.正韵律厚油层水平井开发效果影响因素分析［J］.中国海上油气，2005，17（5）：328～329.

［5］梅复兴，司尚举.油气层与水平井井眼轨迹的关系及其应用［J］.江汉石油学院学报，2002，24（2）：53～54.

［6］张义堂，阎玉林，张仲宏，等.陆相沉积油气层水平井水平井段轨迹对产能及采收率影响的研究［J］.石油勘探与开发，1999，26（2）：68～70.

［7］姚凯，姜汉桥，武兵厂，等.水平井垂向位置优化研究［J］.长江大学学报，2007，4（2）：201～204.

Design of Horizontal Well Parameter in Low Permeability Gas Reservoirs

LI Qian，LI Xiang－fang，YIN Bang－tang，CUI Li－gong，TANG Ning－yi（First Author's Address：MOE Key Laboratory for Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing102249，China）

Because there were many natural fractures in low permeability gas reservoirs，it was beneficial for horizontal well development.The permeability of reservoir was low，reservoir reconstruction was needed for higher productivity in gas wells.Therefore，it was critical important to design the position，trajectory and parameters of horizontal wells.the principles of determining the position and trajectory of horizontal wells were proposed，and the method of determining the parameters of horizontal wells with orthogonal experimental design was also proposed.According to the research，the trajectory horizontal wells should be perpendicular to the direction of natural fracture，and the method of orthogonal experimental design could quickly and accurately determine the optimal parameters of horizontal wells.Finally，the optimal parameters of horizontal wells are determined.It is important for the development of horizontal wells in low permeability gas reservoirs.

low permeability oil and gas reservoir；natural fracture；horizontal well；orthogonal experiment；parameter design

TE37

A

1000－9752（2011）08－0151－04

2011－02－20

国家 “973”规划项目（2007CB209506）。

李骞（1984－），男，2006年大学毕业，博士生，现主要从事气田及凝析气田开发、数值模拟方面的研究。

［编辑］ 萧 雨