建南致密砂岩储层压裂裂缝参数优化

李之帆

（中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院，湖北 武汉430030）

1 建南地区致密砂岩储层特征

建南气田须家河组为致密砂岩储层，岩性以中－细砂岩为主，夹杂泥质粉砂岩，储集岩石类型以岩屑砂岩为主，石英含量一般为30%～60%，长石一般低于15%，岩屑含量一般20%～50%；孔隙度3.42%，渗透率0.05×10－3μm2。成像测井显示裂缝不发育。埋藏深度800～2 000m，储层厚度15.5～86.5m。竖直弹性模量在10.73～25GPa，水平弹性模量在12.42～28 GPa；竖直泊松比为0.07～0.21，水平泊松比为0.15～0.26，属于硬脆性岩石。

该区块储层低孔低渗，物性较差，需大规模改造才能获得较好的效果；储层微裂缝不发育，需要造长缝，扩大泄气面积。综合储层特征分析，建南气田须家河组致密气藏适合水平井开发。

2 水平井产能预测模型

借鉴油藏压裂水平井稳态产能公式的推导方法，对致密砂岩气藏稳态模型下的产能公式进行重新推导，前提假设条件如下：

1）矩形封闭气藏，各向同性均质地层，拟稳态渗流；

2）无限导流裂缝且裂缝间渗流不相互干扰；

3）地层流体先由地层流入裂缝，再由裂缝流入井筒，且渗流符合达西渗流定律，不考虑表皮污染；

4）所有裂缝在气层厚度上完全穿透，平行分布，且与水平井筒正交，各裂缝渗流模型一致；

5）孔隙度以及渗透率均为常数，地层中渗流为等温渗流。

推导致密砂岩水平井产能公式如下：

建密HF－1井于2012年2月20日完成6级分段压裂施工，施工总液量1 624.7m3，施工压力22～27MPa，排量4～6.1m3／min，总砂量200m3，砂比17.0%～17.4%。压后初期日产3.50×104m3，稳定日产量1.97×104m3（图1）。该井原始地层压力9.9MPa，井底流压7.8MPa（表1）。

图1 建密HF－1井压后生产曲线

表1 建密HF－1井基本参数

将该井的参数代入产能预测模型，计算稳定日产气量20 547m3，误差±4.3%，计算模型与实际生产数据吻合较好。

3 裂缝参数优化

3.1 水平段长优化

假设裂缝等间距分布，缝间距100m，裂缝半长为150m，计算不同裂缝长度400m、600m、800m、1 000m、1 200m、1 400m、1 600m 的年产气量（图2）。

图2 不同水平段长年产气量对比

由图2可知，水平井长度增加，年产气量增加。400～800m水平段长之间，年产气量呈线性增长；超过1 000m后，增加幅度减缓，表明气井水平段长800～1 000m之间效果最好。

3.2 裂缝间距优化

假设水平井段长1 000m，裂缝半长为150m，计算不同分段数（4、6、8、10、12、14）年产气量（图3）。

图3 1 000m水平段不同段数与年产气量关系

从图3可以看出，2－10段，年产气量呈线性增加；10段以后，年产气量增幅变缓，分段拟合取最优点10.8段／1 000m，即裂缝最优间距92.5m。

3.3 裂缝长度优化

假设水平段长1 000m，裂缝等间距分布（100m），裂缝半长150m，计算各条裂缝的产气量（图4，5）。

从图4和图5可以看出，在压裂水平井中，实际每条裂缝的产量是不相等的。两端（趾部、端部）产量最高，处于对称位置上的裂缝的产量相等；除去趾部和端部，中间裂缝的产量几乎相同。

图4 1 000m水平段等间距裂缝分布示意图

图5 各条裂缝产气量对比图

在以上基础上，假设水平段长1 000m，裂缝等间距分布（100m），总的裂缝半长为1 500m，假设端部半缝长／中间裂缝半长比值1.0、1.1、1.2、1.3、1.4、1.5、1.6、1.7、1.8、1.9、2.0，计算各条裂缝的总产气量（图6）。

图6 不同端部半缝长／中间裂缝半长比值与年产气量曲线

从图6中可看出，端部半缝长／中间裂缝半长1.0～1.2，年产气量增加，比值为1.2时，年产气量最大，是拐点；当端部半缝长／中间裂缝半长在1.3～2.0时，年产气量逐步下降，这是因为两端年产气量占全井的27%，中间8条裂缝产气量占73%，中间裂缝产气量仍然是主产区，在相同裂缝总长的情况下，端部半缝长／中间裂缝半长比值越大，中间裂缝半长的长度越短，对产气的贡献率越小。因此端部半缝长／中间裂缝半长为1.2时，为年产气量的最高值。

假设水平段长1 000m，裂缝等间距分布（100m），端部半缝长／中间裂缝半长比值为1.2，计算中间裂缝半长分布为 100、120、140、160、180、200、220、240、260、280和300m的年产气量（图7）。

图7 不同中间裂缝半长与年产气量关系

从图7可以看出，随着中间裂缝半长长度增加，年产气量增加。当中间裂缝半长大于240m之后，年产气量的增加减缓。优化中间裂缝半长为220～240m，两端裂缝半长264～288m。

3.4 裂缝渗透率优化

假设水平段长1 000m，裂缝等间距分布（100m），中间裂缝半长200m，端部裂缝半长240m，计算裂缝渗透率分别为 5、10、15、20、25、30、35和40μm2年产气量（图8）。

图8 裂缝导流能力与年产气量关系图

从图8中可以看出，随着裂缝渗透率增加，年产气量增加；裂缝渗透率大于20μm2以后，年产气量增幅变缓，分段拟合取最优点16.3μm2。年产量与年产量对裂缝导流能力不同的原因是，裂缝长期导流能力受支撑剂嵌入、生产后闭合压力增加、气液两相非达西渗流等的影响，裂缝导流能力下降，因此，裂缝的导流能力应该为15～20μm2。

4 结论与建议

1）推导出致密砂岩气藏水平井产能公式，结合建密HF－1井基础资料，计算结果与实际生产数据吻合较好，误差4.3%。

2）水平段长度800～1 000m、裂缝间距92.5m、中间裂缝半长为220～240m、两端裂缝半长264～288m、压裂裂缝渗透率15～20μm2开采效果最佳。

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