大牛地致密低渗气田水平井压裂穿层可行性分析

刘 威，何 青，陈付虎，张永春，李月丽，余学忠

(1.中国石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006；2.中国石化中原油田分公司采油三厂)

大牛地致密低渗气田水平井压裂穿层可行性分析

刘 威1，何 青1，陈付虎1，张永春1，李月丽1，余学忠2

(1.中国石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006；2.中国石化中原油田分公司采油三厂)

大牛地气田纵向上发育七套气层，目前成熟的水平井压裂工艺技术仅能满足单层开发，如何在不改变现有工艺技术条件下，实现两层同时动用成为一个开发难点。通过数值模拟，对水平井人工裂缝穿层影响因素进行分析，明确了地质因素穿层界限；对施工参数进行优化，确定了一套适合穿层井的最优参数。现场试验表明：水平井压裂过程中人工裂缝能够实现有效穿层，达到了提高单井产量的同时也降低开发成本的目的。

大牛地气田；致密砂岩气藏；水平井；压裂穿层；可行性分析

1 问题的提出

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，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、物性差，气藏内部差别较大，各套气层纵向上交错叠合。经过前期的水平井开发试验成功后，2012年大牛地气田的开发方式由前期的直井开发转变为水平井规模开发，并顺利实现了9亿方产能建设。目前大牛地气田采用水平井分段压裂工艺技术存在一定的局限性，仅实现了单层动用。针对距离较近的储层，如何通过一口水平井实现一缝压两层、上下层均动用，成为工程工艺攻关的目标。

水平井产能建设区中盒1储层的有效砂体发育稳定，且部分区域内盒1层位与下部山2储层之间的泥岩隔层较薄(小于6 m)。盒1气层全区发育，连续性好，厚度相对大，可做主力气层，同时兼顾山2储层的特点，选择盒1和山2气层作为论证的对象。

2 直井穿层分析

通过对直井的穿层情况进行分析，判断出裂缝压开隔层的厚度，进而为下一步水平井穿层分析奠定基础。主要研究思路是以井温测井的井为研究对象，结合常规测井资料，对比分析隔层的压开情况，初步划分直井实现穿层的最小隔层厚度。

目前共对大牛地气田10口(11层次)直井进行井温测井，通过对比分析其中有4井次的隔层被压开，7井次未被压开(表1)。初步认为，当隔层厚度大于7 m之后，隔层很难被压开。

3 水平井穿层影响因素分析[1-4]

人工裂缝延伸影响因素主要分为可控和不可控因素，其中地质因素是影响裂缝高度的不可控因素，施工参数和压裂液性能是可控因素(表2)。通过软件模拟，对水平井人工裂缝穿层影响地质因素进行分析，确定压裂技术界限。

上古生界砂岩储层最小水平主应力为38.38～48.40 MPa，泥岩最小水平主应力为43.34～52.22 MPa；砂泥岩应力差3.66～10.90 MPa，砂泥岩地应力差值较大。山西组和石盒子组静态杨氏模量为18.29～19.37 GPa；遮挡层的静态杨氏模量为21.91～27.32 GPa，总体趋势为随深度的增加储隔层杨氏模量差增加。

3.1 储隔层应力差对裂缝穿层的影响

研究结果表明(图1)：①隔层地应力大，人工裂缝在隔层中的张开程度小于储层，在储隔层界面上裂缝宽度产生突变；②储隔层地应力差增大会限制裂缝高度的延伸，当储隔层地应力差增大到一定程度时，将导致裂缝无法穿透隔层。

3.2 隔层厚度对裂缝穿层的影响

研究结果表明(图2)：①隔层厚度增大会限制裂缝高度的延伸，当隔层厚度增大到一定程度时，将导致裂缝无法穿透隔层；②在储隔层地应力差为6 MPa左右时，5～6 m隔层能有效阻止人工裂缝穿层延伸。

表1 大牛地气田直井隔层压开情况统计

表2 人工裂缝延伸影响因素

图1 不同储隔层应力差裂缝延伸尺寸对比

图2 不同隔层厚度裂缝延伸尺寸对比

3.3 储隔层杨氏模量对裂缝穿层的影响

研究结果表明(图3)：杨氏模量较小的储层，人工裂缝穿过隔层时缝宽突变减小，人工裂缝穿层能力较弱；隔层杨氏模量变化时，隔层中人工裂缝缝宽变化不大，对人工裂缝穿层影响不大。

图3 不同储隔层杨氏模量裂缝延伸尺寸对比

3.4 地质影响因素穿层界限

通过对地质影响因素的分析，针对储隔层应力差和储隔层厚度这两个主控因素，确定了明确的地质穿层界限(表3)。

4 水平井施工参数优化研究

(1)施工排量对裂缝穿层的影响。由图4可知，排量为3～5 m3/min时，缝高变化幅度在3 m左右，排量超过4 m3/min之后，裂缝高度变化不大，因此建议排量为4～5 m3/min。

(2)施工规模对裂缝穿层的影响。由图5可知，随着加砂规模的增加，裂缝高度有所增加，但变化不大，建议35～50 m3加砂规模。

(3)压裂液黏度对裂缝穿层的影响。由图6可知，当压裂液黏度超过150 mPa·s，缝高增加缓慢。

表3 地质影响因素穿层界限

注：L1为穿过隔层缝长，m；L2为表隔层最小缝宽，mm；L3为隔层最大缝宽，mm。

目前大牛地气田压裂液黏度一般能达到120 mPa·s以上，现有的压裂液体系基本能够满足缝高要求。

5 现场应用及效果分析

以DPH-65井为例，该井钻遇的储层条件较差，显示段砂岩百分比29.25%，平均全烃净增值也只有10.5%。导眼井测井资料显示盒1和山2层之间仅有4 m的泥岩隔层，砂体反演图显示水平段盒1和山2的隔层较薄，且山2砂体显示较好，具有实现穿层获得高产的条件，因此选择该井作为试验井。

对DPH-65井采用裸眼预置管柱分11段压裂，优化平均加砂规模38.5 m3，施工排量4.3～4.4 m3/min。该井顺利完成施工，实际平均加砂规模38.5 m3，施工排量4.0～4.4 m3/min，满足穿层技术界限。

通过与邻井(DP52H盒1)对比(表4)，DPH-65井无阻流量、初期日产量气量明显高于DP52H，同时压降速率也明显低于临井，初步分析认为该井实现了盒1和山2的同时动用。

图4 施工排量与裂缝高度关系 图5 加砂规模与裂缝高度关系 图6 压裂液黏度与裂缝高度关系

表4 DPH-65井与临井数据对比分析

井号DPH-65DP52H显示段砂岩百分比/%29．2519．95全烃净增值/%10．53．5平均加砂量/m338．531．3施工排量/(m3·min-1)4．0～4．44．0～4．2无阻流量/(104m3·d-1)11．56．61平均压降速率/(MPa·d-1)0．150．31

6 结论

(1)对直井穿层情况的对比分析表明，隔层厚度大于7 m之后是很难被压开的。

(2)储隔层应力差和储隔层厚度是影响水平井穿层的主控因素，当隔层厚度小于5 m、隔层应力差小于6 MPa时，一般能够实现穿层。

(3)对4～5 m3/min的施工排量、35～50 m3的加砂规模和现有的压裂液体系能够满足穿层要求。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)04-0117-03

2014-10-25

刘威，工程师，硕士，1986年生，2012年毕业于成都理工大学能源学院，现从事油气田增产工艺技术研究工作。

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