大牛地气田大98井区水平井单井设计优化研究

任广磊，陈 奎，杨文娟，李雪晴

（中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州450006）

1 前言

结合大牛地气田大98井区的气藏地质特征、流体性质，建立相应的水平井数值模拟概念模型，开展该井区水平井单井设计优化研究，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［1］。关于气田水平井的单井设计优化，公开报道的文献非常多［2－4］。本文同时兼顾了压裂缝位置、压裂缝排列方式、压裂缝长、压裂缝间距等因素的影响，尤其是基于储层渗透率，建立了水平井压裂缝长度、压裂缝间距的定量地质设计模型，这种定量地质设计方法鲜有报道。针对大98井区多段压裂水平井整体开发部署，本文应用数值模拟技术，开展大98井区多段压裂水平井单井设计优化。

2 压裂水平井单井设计优化

不同井型有不同的开发特点和适用范围，对于一个具体气藏主要采用何种井型进行开发，需要从气藏地质特点和各种井型开发效果对比分析综合确定［5－7］。

2．1 水平段长度优化

建立不同水平段长度水平井单井模型，计算气井开发指标，并进行模拟试井，从气井无阻流量及累产量两个方面分析优化压裂水平井水平段长度。

计算结果表明，均质模型条件下，水平段在600～2 000 m范围内，低渗气藏多段压裂水平井稳产期末采出程度、无阻流量随着水平段长的增加、压裂段数的增多随之增加，稳产期末采出程度、无阻流量与水平段长基本呈线性关系（图1（a）（b））。非均质模型条件下，水平段在1 100～1 500 m 范围内，水平井产能与水平井段长并不成正比，而是水平段钻遇含气砂体越长，水平井产能越高、采出程度越高（图1（c）（d））。考虑实际气藏砂体的连续性和分布规律以及钻井工艺难度，建议水平段长度控制在800～1 200 m。

2．2 水平段延伸方向优化

一般认为人工压裂缝主要沿最大地应力方向延伸，大牛地气田最大主应力方向为北东75°。为了研究大牛地气田水平段延伸方向与最大主应力夹角对压裂水平气井的影响，分别建立90°、80°、60°、45°、30°这五种情况下水平段延伸方向，对水平气井进行单井模拟。

计算结果表明，不同水平段延伸方向对初期无阻流量没有明显差异，人工压裂缝方向对气井产气能力影响小（图2）。但是，随着水平段延伸方向与最大主应力夹角由90°转到30°，气井稳产期末采出程度由16．7%年降低到6．0%，采出程度降低了64．1%。因此，水平段延伸方向尽可能垂直于最大主应力方向。

2．3 水平段垂向位置优化

设置水平气井在气层中的偏心距分别为：0．4、0．2、0、－0．2、－0．4，计算其对开发效果的影响。

计算结果表明，不同水平井偏心距稳产期末采出程度、模拟无阻流量没有明显差异，即水平段在气层中的偏心距对压裂水平井产能及累产气量没有影响。但为了有利于水平段在储层中穿行，建议水平井段尽量位于储层中部。

图1 不同模型条件下水平段长度优化对比

图2 水平段延伸方向优化对比

2．4 压裂缝位置优化

结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，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单井模型。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、模拟无阻流量均高于部分压裂缝穿过含气砂体时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量（图3、图4），建议压裂缝应尽量穿过含气砂体。

2．5 压裂缝半缝长优化

图3 压裂缝位置与稳产期末采出程度关系

图4 压裂缝位置与模拟无阻流量关系

建立不同渗透率和无因次半缝长单井模型，计算不同裂缝半长对气井的影响。渗透率从（0．3、0．5、0．7、0．9）×10－3μm2到1．1×10－3μm2，无因次半缝长（Xf／L）从0．05、0．1、0．15、0．2到0．25。

计算结果表明，渗透率一定时，半缝长越长，气井无阻流量越大，并且成线性关系；对于稳产期末采出程度增加幅度由大变小。通过对不同无因次半缝长采用交汇法可以得到最优无因次半缝长（表1）。对表1数据进行指数拟合，建立了不同渗透率条件下的最优无因次半缝长定量计算模型：

其中，k为气层渗透率，10－3μm2。

大98井区气层渗透率为（0．11～1．2）×10－3μm2，平均0．37×10－3μm2，计算得到气层最优半缝长为176～111 m，平均半缝长为158 m。

表1 不同物性条件下最优无因次裂缝半长结果

2．6 压裂缝间距（压裂段数）优化

建立不同渗透率和不同压裂缝间距单井模型，评价不同裂缝间距对气井的影响。渗透率从（0．25、0．50、0．75）×10－3μm2到1．0×10－3μm2，压裂缝间距从50 m、100 m、150 m、200 m、300 m 到400 m。计算结果表明，渗透率一定时，随着压裂缝间距变小，气井模拟无阻流量和气井稳产期末采出程度都增幅变缓。采用交汇法确定不同物性条件下压裂缝间距，随着物性由1×10－3μm2降低至0．25×10－3μm2，水平井最优压裂间距由200 m降至100 m。

根据不同物性条件下水平井最优压裂间距计算结果，综合最优化压裂间距与模拟无阻流量、累计产气量之间的关系（图5），可以确定多段压裂水平井最优压裂间距与气层渗流能力之间的关系公式：n＝11．529e－0．75k，其中，n为最优压裂间距，m。

图5 最优压裂缝间距与气层渗透率回归关系曲线

大98井区气层渗透率为（0．11～1．2）×10－3μm2，平均0．37×10－3μm2，计算得到气层最优压裂缝间距为94～213 m，平均裂缝间距为114 m。

2．7 压裂缝形态优化

在总压裂缝长一致的情况下，设计4种不同压裂缝形态，分别模拟不同压裂缝形态对气井的影响，即U型模、等缝长模型、V型模型、锯齿型模型。

数值模拟结果表明，在总压裂规模一致的条件下 ：锯齿型压裂缝分布无阻流量最高（图6），等长压裂缝分布稳产期末采出程度最低（图7）。由以上结果，综合分析认为人工压裂缝锯齿型分布最优。

图6 压裂缝形态与模拟无阻流量关系

图7 压裂缝形态与稳产期采出程度关系

3 结论

（1）水平段延伸方向尽可能垂直于最大主应力方向，水平段尽量位于气层中部。

（2）压裂缝尽量穿过含气砂体，大98井区最优压裂缝半缝长为176～111 m，平均半缝长为158 m；最优压裂缝间距为94～213 m，平均裂缝间距为114 m。压裂缝采用锯齿型分布最优。

（3）基于储层渗透率，建立了水平井压裂缝长度、压裂缝间距的定量地质设计模型。

［1］王卫红，刘传喜，穆林，等．高含硫碳酸盐岩气藏开发技术政策优化［J］．石油与天然气地质，2011，32（2）：302－310．

［2］谢维扬，李晓平．水力压裂缝导流的页岩气藏水平井稳产能力研究［J］．天然气地球科学，2012，23（2）：387－391．

［3］高海红，曲占庆，赵梅．压裂水平井产能影响因素的实验研究［J］．西南石油大学学报（自然科学版），2008，30（4）：73－76．

［4］宁正福，韩树刚，程林松，等．低渗透油气藏压裂水平井产能计算方法［J］．石油学报，2002，23（2）：68－71．

［5］陈志海，刘常红，杨坚，等．缝洞性碳酸盐岩油气藏开发对策［J］．石油与天然气地质，2005，26（5）：623－629．

［6］袁士义，冉启全，徐正顺，等．火山岩气藏高效开发策略研究［J］．石油学报，2007，28（1）：73－77．

［7］万仁傅．水平井开采技术［M］．北京：石油工业出版社，1995：141－144．