致密气田水平井压裂缝地质设计优化研究——以大牛地气田为例

任广磊，周涌沂，陈 奎，杨文娟，李雪晴

(1. 中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006；2. 中国石化华北分公司气田开发处)

致密气田水平井压裂缝地质设计优化研究
——以大牛地气田为例

任广磊1，周涌沂2，陈 奎1，杨文娟1，李雪晴1

(1. 中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006；2. 中国石化华北分公司气田开发处)

为提高致密气田水平井多级压裂效果，兼顾压裂缝位置、压裂缝排列方式、压裂缝长、压裂缝间距、压裂缝导流能力等因素的影响，建立了水平井压裂缝长度、压裂缝间距、压裂缝导流能力的定量地质设计模型，并以大牛地气田地质情况为例，给出了各影响因素的优化设计效果，该优化设计方法可操作性强，具有推广使用价值。

大牛地气田；水平井设计；压裂；数值模拟

1 问题的提出

鄂尔多斯盆地气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征[1]。致密低渗油气田多级压裂水平井开发目前已成为油气开发领域的研究热点。制定合理的开发政策，是致密低渗气藏高效开发中必须研究的关键问题[2]。关于气田水平井的压裂缝优化设计公开报道的文献非常多[3-8]，但大部分仅限于压裂缝间距和压裂缝长度的优化设计，关于压裂缝位置、压裂缝排列方式和压裂缝导流能力的地质优化设计鲜有报道，尤其是压裂缝的定量地质设计方法更是少之又少。针对大牛地气田多段压裂水平井整体开发部署，本文应用数值模拟技术，进行了多段压裂水平井压裂缝地质优化设计。

2 压裂缝地质设计

2.1 单井模型

应用Eclipse数值模拟软件建立多段压裂水平井单井模型网格步长10 m×10 m，采用局部加密网格模拟人工压裂缝，局部加密网格步长2 m×10 m。模型孔隙度为9.0%，渗透率为0.5×10-3μm2，基质相渗为大10井盒1气层165号岩心样品相渗实验结果，压裂缝相渗为裂缝理论相渗曲线，地层流体高压物性为大13井盒1段地层流体PVT试验数据。

2.2 压裂缝长度设计模型

结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，建立不同渗透率条件下的数值模拟概念模型，在此定义无因次压裂缝半长为压裂缝半长与井距的比值，并研究不同无因次压裂缝半长(0.05、0.10、0.15、0.20、0.25)对水平井稳产期末采出程度的影响，如图1所示。

图1 裂缝半长优化对比图

根据某一渗透率条件下稳产期末采出程度与无因次压裂缝半长之间的对应关系曲线，采用交会法确定该渗透率条件下的最优无因次压裂缝半长(见图1和表1)。根据不同渗透率条件下的最优无因次压裂缝半长数据表，拟合得到基于渗透率的无因次压裂缝半长设计模型为：

Lhf=0.184 e-0.42kR2=0.9811

因此，最优压裂缝长度设计模型为：

Lf=0.368dwe-0.42k

2.3 压裂缝间距设计模型

表1 不同渗透率下的最优无因次压裂缝半缝长

研究不同压裂缝间距(50 m、100 m、150 m、200m、300 m、400 m)对水平井产能的影响，如图2所示。根据某一渗透率条件下水平井产能与压裂缝间距之间的对应关系曲线，采用交会法确定该渗透率条件下的最优裂缝间距(见图2和表2)。根据不同渗透率条件下的最优压裂缝间距表，拟合得到基于渗透率的最优压裂缝间距设计模型为

d= 102.35 e0.52kR2=0.9928

图2 压裂缝间距优化对比图

表2 不同渗透率条件下的最优压裂缝间距

渗透率/10-3μm2最优压裂缝间距/m1．00170．6250．75153．0350．50134．8460．25115．130

2.4 压裂缝导流能力设计模型

结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，建立不同渗透率条件下的数值模拟概念模型，并研究不同压裂缝导流能力(5、10、20、50、75、100、150 μm2·cm)对水平井产能的影响，如图3所示。根据某一渗透率条件下水平井产能与压裂缝导流能力的对应关系曲线，采用交会法确定该渗透率条件下的最优压裂缝导流能力(见图3和表3)。根据不同渗透率条件下的最优压裂缝导流能力数据表，拟合得到基于渗透率的压裂缝导流能力设计模型为：

T= 35.189k0.1324R2=0.9939

2.5 压裂缝位置设计

(1)压裂缝应尽量穿过含气砂体。结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，分别建立所有压裂缝均穿过含气砂体和部分压裂缝穿过含气砂体的数值模拟模型。计算结果表明，所有压裂缝均穿过含气砂体时的稳产期末采出程度20.07%，模拟无阻流量13.74×104m3/d；部分压裂缝穿过含气砂体时的稳产期末采出程度18.82%，模拟无阻流量12.54×104m3/d。

表3 不同渗透率下的最优压裂缝导流能力

图3 压裂缝导流能力优化对比图

(2)当一个砂体中仅可压一条缝时，压裂缝应位于砂体中部。结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，分别建立单个裂缝在含气单砂体中部和边缘的数值模拟模型。计算结果表明，压裂缝在含气单砂体中部时的稳产期末采出程度19.22%、模拟无阻流量13.15×104m3/d；压裂缝在含气单砂体边缘时的稳产期末采出程度18.19%，模拟无阻流12.01×104m3/d。

(3)当一个含气砂体可压裂多条缝时，压裂缝在该含气砂体中应均匀分布，并且靠近砂体边缘的压裂缝与砂体边缘的距离，应控制在最优裂缝间距的一半左右。结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，分别建立单个含气砂体中压裂缝均匀分布和非均匀分布不同位置模式下的数值模拟模型。

计算结果表明，压裂缝在含气单砂体中均匀分布时的稳产期末采出程度19.93%，模拟无阻流量13.67×104m3/d；压裂缝在含气单砂体中非均匀分布时的稳产期末采出程度19.38%，模拟无阻流量13.16×104m3/d。两种情况对比，单砂体可以压裂多条缝时，压裂缝在含气单砂体中应等间距均匀分布，压裂缝之间的距离根据最优压裂缝间距设计模型确定，并且靠近砂体边缘的压裂缝与砂体边缘之间的距离不能太小，应控制在最优裂缝间距的一半左右，用以增大有效的供气面积。

2.6 压裂缝排列方式设计

当同一砂体中有两口以上水平井时，为了优化相邻两水平井的压裂缝排列方式，建立裂缝交错排列与正对排列两种情况的数值模拟模型。在两个模型中，储层渗透率取0.32×10-3μm2，压裂缝间距根据设计模型确定为120.9 m，压裂缝长用设计模型确定为321.7 m，压裂缝导流能力由设计模型确定为30.3 μm2·cm。

计算结果表明，压裂缝交错排列时的稳产期末采出程度16.24%，模拟无阻流量22.57×104m3/d；压裂缝正对排列时的稳产期末采出程度16.21%，模拟无阻流量22.20×104m3/d。两种方式结果对比，压裂缝采用交错排列方式效果较好。

3 结论与认识

(1)根据本文得到的设计模型，结合水平井所在位置处的实际物性参数，可以具体确定压裂缝间距、压裂缝长度、压裂缝导流能力、压裂缝位置和压裂缝排列方式。

(2)压裂缝应尽量穿过含气砂体；当一个含气砂体仅可压裂一条缝时，压裂缝的位置应位于含气砂体的中部；当一个含气砂体可压裂多条缝时，压裂缝在该含气砂体中应均匀分布，并且靠近砂体边缘的压裂缝与砂体边缘的距离应控制在最优裂缝间距的一半左右。

(3)当一个含气砂体中存在两口以上水平井时，相邻两水平井之间的压裂缝应交错排列。

符号说明

Lhf——无因次压裂缝半长，无量纲；Lf——压裂缝长度，m；d——压裂缝间距，m；T——为压裂缝导流能力，μm2·cm；k——储层渗透率，10-3μm2；dw——相邻水平井之间的井距，m。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)01-0089-03

2014-07-31

任广磊，工程师，硕士，1985年生，2012年毕业于中国地质大学(北京)油气田开发专业，现从事油气田开发研究工作。

国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大牛地致密低渗气田开发示范工程”(2011ZX05045) 。

TE357

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