致密气藏水平井分段压裂地质模式及降本增效优化研究与应用

毕 曼, 胡阳明, 朱李安, 杨映洲, 马占国

(1低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 2长庆油田分公司油气工艺研究院 3长庆油田分公司第三采气厂)

苏里格致密气水平井分段压裂[1-3]1 000余口井单井产量达到直井的3～4倍。但由于砂体结构复杂[4-5]，物性差异大，非均质性强，水平井压裂地质模型不明确，分段压裂工艺针对性较差，裂缝和施工参数对压裂改造指导性不足，改造效果不理想，仍有30%水平井低产，投入产出比低。为实现水平井降本增效的目标，开展水平井压裂地质模型、生产动态、压裂工艺及施工参数优化等研究，建立了适合致密气藏水平井不同压裂地质模型的压裂技术模式，并现场试验70口井，提产降本效果显著。

一、水平井压裂地质模型

1. 砂体参数定性分析

根据气藏地质资料，精细描述水平井砂体参数特征，依据对油气聚集和单井产能高低的影响，以0～1进行均一分配权重系数，分别对砂体类型、沉积微相、砂体厚度、测井相、岩性进行定性分类。Ⅰ类井：厚层块状型、心滩沉积、气层厚度>10 m、箱型砂体、粗粒或岩屑石英砂岩、气井产能高、权重系数0.8～1.0；Ⅱ类井：多期垂向叠置连通型、主河道充填、气层厚度5～10 m、钟型砂体、中粗粒岩屑石英砂岩或石英砂岩、气井产能中高、权重系数0.5～0.8；Ⅲ类井：泥岩隔夹层局部连通型、次河道充填/河道边缘/河道间/河漫洼地/河漫滩等、气层厚度<5 m和泥岩隔层厚度<5 m、齿化钟型或指型砂体、细粒岩屑砂岩、气井产能低、权重系数<0.5。

2. 储层参数定量分析

运用灰色关联度法[8-9]对各储层参数构建数学模型，以年平均日产气量为定量化评价参数，根据权重系数和参数标准化评价体系结果[10]表明：水平井储层参数权重为有效储层长>全烃>水平段长>气层厚度>邻井渗透率>变异系数>级差>突进系数>邻井气饱>邻井孔隙度；建立单井综合评分标准：Ⅰ类井≥0.6；Ⅱ类井0.3～0.6；Ⅲ类井≤0.3。

3. 水平井压裂地质模型

根据砂体和储层参数分析及综合评价，建立苏里格致密气藏水平井压裂地质模型(如表1)，为水平井压裂工艺优选和压裂参数优化提供依据。

表1 苏里格致密气藏水平井压裂地质模型

二、模型生产动态拟合

基于水平井压裂地质模型，将分类水平井累产量、日产量、单位套压降采气量生产动态历史拟合，结果得出压裂地质模型/生产动态分类比例为Ⅰ类29.7%/35.5%、Ⅱ类41.9%/39.7%、Ⅲ类28.5%/24.8%，符合率误差为5.8%、2.2%、3.7%，进一步验证了压裂地质模型的准确性较高。

三、水平井压裂参数优化及改造技术模式

1. 水平井降本增效技术思路

北美页岩气水平井追求“多段多簇、大液量、高排量，低砂比、低黏度”的非常规压裂设计模式，大幅提高改造体积，使气井早期获得较高产量，缩短投资回报周期。然而北美地质应力条件与国内致密气藏不同，并非所有经验都直接转换。针对苏里格致密气藏水平井不同压裂地质模型，以 “提产、降本”为目标，提出水平井改造技术思路：Ⅰ类水平井采用适度规模改造降低作业成本，使效益开采最大化；Ⅱ类水平井优化裂缝参数、施工参数，实现降本增效；Ⅲ类水平井借鉴非常规压裂设计理念，多段多簇，增大改造体积，提高单井产量，有效经济开发。

2. 裂缝参数优化

(1)裂缝条数。图1模拟结果表明，水平井增产幅度随裂缝条数的增加而增加，但是达到一定条数后，产量增加趋势缓慢。Ⅰ类井产量增幅较小，储层物性好是该类井高产的主要因素，段数不宜过多。Ⅲ类井储层物性差，其产量对裂缝条数的变化比较敏感，因此增加裂缝条数，增大改造体积是提高该类井产量的主要途径。优化结果为：Ⅰ类井5～6段，Ⅱ类井7～9段，Ⅲ类井10～12段(水平段长度L=1 200 m)。

图1 不同裂缝条数增产能力对比

(2)有效裂缝半长。图2模拟结果表明，水平井的增产幅度随有效裂缝半长的增加而增加。根据优化结果为：Ⅰ类水平井150～200 m、Ⅱ类水平井200～250 m、Ⅲ类水平井300～400 m。

图2 有效裂缝半长增产能力对比

(3)布缝方式。在非均质性强的致密砂岩储层内等间距布缝和砂体段布缝的日产量和累产量模拟结果表明，相同裂缝条数下，砂体段内布缝，平均产量增加3.8%。

(4)射孔簇数[11]。Ⅲ类井段内分簇是有效提产降本的手段，结果表明，高密度射孔簇能为早期产量带来好处，但从长远来看无更大价值；对于非均质储层较少射孔簇的贡献率越高，大于6簇时，近50%射孔簇对产量没有贡献，优化为每段2～4簇。

3. 施工参数优化

(1)施工排量。图3生产结果表明，Ⅰ类井产量对施工排量的变化不敏感，产量增幅小；Ⅲ类井提高施工排量可增加井底静压力，沟通微裂缝，产量增幅较大。优化结果为：Ⅰ类水平井排量3～4 m3/min、Ⅱ类水平井排量4～6 m3/min、Ⅲ类水平井排量8～10 m3/min。

图3 分类水平井施工排量增产能力对比

(2)入地液量。Ⅲ类水平井入地液量增加产量大幅提升，液量大于8 000 m3时，产量增产幅度减缓，较大的入地液量会使产能较低的Ⅲ类井出现排液及水锁等问题，从而影响产量。优化结果为：Ⅰ类井单段液量300～400 m3、Ⅱ类井单段液量400～600 m3、Ⅲ类井单段液量600～800 m3。见图4。

(3)加砂强度。生产结果同样表明Ⅲ类水平井加砂强度达到1 t/m时，三年累产量2 800×104m接近Ⅱ类井水平。优化结果为：Ⅰ类井加砂强度0.4～0.6 t/m、Ⅱ类井加砂强度0.6～0.8 t/m、Ⅲ类井加砂强度0.8～1.2 t/m。

图4 分类水平井入地液量增产能力对比

4. 压裂工艺设计

Ⅰ类井：储层较均质，优选水力喷砂分压工艺+少段数+低排量+常规交联液设计，提高施工效率，降低成本；Ⅱ类井：隔夹层发育，优选裸眼封隔器分压工艺、“基液+交联液”的混合压裂[11-13]设计，可提高液体效率，减少液体滤失，避免支撑剂过早沉降，提高支撑裂缝缝长，保证改造效果。Ⅲ类井：致密强非均质性储层，优选桥塞分压工艺、多段多簇大排量混合水压裂[14-15]设计。成本不增加前提下，前置液采用低黏度滑溜水，减少液体添加剂，石英砂替代陶粒增大加砂强度。滑溜水滤失系数大，传递压力效率高，穿透距离大的特点，更容易开启微裂缝，提高裂缝复杂程度[16]。

5. 水平井分段压裂改造技术模式

在水平井不同压裂地质模型基础上，结合降本增效的目标，根据数值模拟、裂缝参数、施工参数、工艺设计等综合优化研究，建立了与苏里格致密气藏不同压裂地质模型相适应的水平井分段压裂技术模式(如表2)。

表2 苏里格致密气藏不同压裂地质模型水平井压裂技术模式

四、 现场应用及降本增效评价

应用水平井压裂技术模式累计现场试验70口井，平均试气无阻流量较对比井提高12.5%，初期产量较对比井提高7.7%，直接节约费用3 800×104元有余，测算三年累计增产1.55×108m3。

Ⅰ类水平井试验27口井，平均单井减少改造段数2.1段，减少液量680 m3，减少液氮伴注13.6 m3，均实现一次喷通，合计平均单井减少压裂费用116.9×104元，累计节约超过3 000×104元。

Ⅱ类水平井试验31口井，平均单井日产气增加0.4×104m3，相比提高8.5%，测算单井三年增加累产气268×104m3；平均单井减少液量352 m3、液氮5.2 m3，节约成本21.8×104元。动态分类评价Ⅰ+Ⅱ类井比例达到100%。

Ⅲ类水平井试验12口井，平均单井日产气增加0.9×104m3/d，对比提高31.0%，测算单井三年增加累产气603×104m3。动态分类Ⅰ+Ⅱ类井比例由原来的23.1%提高至66.7%。

五、 结论

(1)苏里格致密气藏水平井钻遇有效砂体变化快，连续性差，非均质性强。采用灰色关联度分析法定性和定量评价砂体参数和储层参数关系权重并综合评价，建立不同类型水平井压裂地质模型，匹配生产动态历史拟合，误差率<6%，验证了水平井压裂地质模型的准确性。

(2)针对不同压裂地质模型水平井，提出以“Ⅰ、Ⅱ类井降本”、“Ⅱ、Ⅲ类井增产”为目标的技术思路，优化裂缝参数和施工参数，优选混合压裂、体积压裂等工艺，形成一套适合苏里格致密气藏水平井压裂改造技术模式，为压裂设计和现场施工提供指导。

(3)通过现场试验70口井，该压裂技术模式降本增效效果显著，平均单井产量提高7.7%，测算三年累计增产1.55×108m3，直接节约费用3800余万元。对国内同类气藏具有借鉴和指导作用。