林 魂，张士诚，王 飞，潘子晴，张翼飞，陈玉龙

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京102249； 2.中油国际(PK)有限责任公司，哈萨克斯坦； 3.中国石油 西南油气田勘探开发研究院，成都 610000)



吉林油田低渗透凝析气藏水力压裂裂缝参数优化

林 魂1，张士诚1，王 飞1，潘子晴1，张翼飞2，陈玉龙3

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京102249； 2.中油国际(PK)有限责任公司，哈萨克斯坦； 3.中国石油 西南油气田勘探开发研究院，成都 610000)

为了高效开发吉林油田X低渗凝析气藏，在分析原始井流物PVT实验结果的基础上，首先利用Eclipse软件PVTi模块建立组分模型，然后利用目标区块实际数值模型，对水力压裂裂缝参数及井底压力进行单因素分析和正交优化。结果表明：水力压裂能提高凝析气井产能，日产气量提高7～9倍，日产油量提高3～5倍；增加裂缝长度比增加裂缝导流能力有效；目标气藏压裂井存在最优井底压力12 MPa；对于吉林油田X低渗凝析气藏，最优的压裂裂缝参数为裂缝半长280 m，裂缝导流能力22 μm2·cm。

低渗透凝析气藏；水力压裂；裂缝参数优化；组分模型

林魂，张士诚，王飞,等.吉林油田低渗透凝析气藏水力裂缝参数优化[J]Q.西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(3)：62-67.

LIN Hun,ZHANG Shicheng,WANG Fei,et al.Optimization of hydraulic fracture parameters for low-permeability condensate reservoir in Jilin Oilfield[J]Q.Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(3):62-67.

引　言

与常规气藏相比，在开采初期凝析气藏地层压力高于露点压力，而井底压力低于露点压力，因此在井底附近地层中出现两相区。凝析液的析出使得流体界面张力、饱和度、气相相对渗透率发生变化，导致气井产能下降。国内外学者对凝析气藏开发动态进行了大量的研究[1-12]。事实证明，对于低渗凝析气藏，水力压裂能够有效减轻反凝析现象对产能的影响。Antonin Settari等[13]人通过对挪威Smorbukk海上油田压裂凝析气井的开发过程系统研究发现，人工裂缝能够有效缓解反凝析对产能的伤害，并且增产效率与地层的非均质性、裂缝长度和导流能力相关。A.M.Aly等[14]人通过将油藏模型与水力裂缝设计相结合，研究了低渗凝析气藏直井单裂缝、直井多裂缝、水平井压裂3种情形下的生产动态。吴亚红等[15]人利用数模手段对低渗凝析油气藏进行了压裂优化设计，研究并优化了均质和非均质地层条件下影响压裂效果的裂缝参数。

本文针对吉林油田X低渗凝析气藏，通过数值模拟方法系统研究了低渗凝析气井压裂后生产动态及影响因素，并优化出与目标区块相适应的最优裂缝参数及井底压力，为现场提供指导。

1　组分模型建立

为研究低渗透凝析气藏开采过程中相态变化规律，利用PVTi模块对原始井流物PVT实验数据进行处理，拟合状态方程的相关系数，从而完成组分模型建立，为后续的数值模拟提供PVT参数。

原始井流物组分如表1所示。

表1　流体组分分析数据

采用三参数PR状态方程，通过拟合PVTi计算属性值与实验测量值，以确定合适的PR状态方程参数。等组分膨胀实验(CCE)、等体积衰竭实验(CVD)实验温度设置为地层温度61.8 ℃。实验测得露点压力为33.13 MPa。对于凝析气藏，等体积衰竭实验能够模拟开发过程中随着地层压力下降凝析液析出的过程。其中，反凝析量至关重要，所以需要在拟合中设置高权重值。拟合结果如图1所示，其中，蓝色线表征模型计算值，红色点表征实验数据。

图1　模型计算值和实验值Fig.1　Comparison of model computation values with experimental data

2　数值模型建立

采用ECLIPSE300三维两相模型，根据储层参数(表2)建立实际数值模型。其中，模拟所需PVT参数由组分模型根据不同的压力值计算得到。采用245×317×3网格体系，选取网格步长20 m×20 m×6m。运用局部网格加密的方法，对裂缝处网格进行加密，再根据等效裂缝导流能力的原理对裂缝进行处理。

表2　数值模拟基础参数

3　水力压裂裂缝参数及井底压力优化

3.1单因素分析

通过控制压裂裂缝缝长、裂缝导流能力、井底压力中的2个因素，改变另一个因素来分析其对压裂凝析气井产能的影响。

3.1.1裂缝缝长对产能的影响通过对比裂缝半长分别为Lf=100 m、150 m、200 m、250 m、300 m、350 m条件下的生产状况，研究裂缝缝长对压裂凝析气井生产动态的影响。设定裂缝导流能力为20 μm2·cm，井底压力为10 MPa。不同缝长条件下产气速度、产油速度与时间的关系见图2。

从日产气量、日产凝析油量与时间的关系曲线中可以看出，压裂井的产量总是高于非压裂井，说明压裂能明显改善凝析气井的生产效果。压裂凝析气井产能对裂缝半长敏感性强，随着裂缝半长的增加，日产气量、日产凝析油量均明显增加。

不同裂缝半长条件下，生产初期日产气量、日产凝析油量比较高，但产量下降快。生产一定时间后，产量趋于稳定，并且不同裂缝半长下稳定产量之间的差距越来越小。原因在于，生产初始阶段地层压力充足，凝析油主要分布于近井地带，地层流体以单相流为主，因此油气产量高。随着生产的进行，地层能量不断衰竭，凝析油分布范围逐渐从近井地带向远井地带扩大。当地层以两相流为主时，地层阻力加大，油气产量也随之迅速降低。当凝析油析出速度与流动速度达到平衡时，凝析油的析出对凝析油、气相渗的影响达到相对稳定，因此日产凝析油量、日产气量在生产后期趋于稳定。

图2　不同裂缝半缝长下油气生产速度与时间的关系Fig.2　Oil/gas production rate-time curves under different fracture half length

压裂对凝析气的增产效果强于凝析油。以第4年末Lf=300 m条件下日产气量、日产油量为例，日产气量压后是压前的8倍，而日产油量压后只有压前的4.4倍。

综上所述，从理论上讲，裂缝半长越大，产量越高。但在实际施工中，作业成本会随着裂缝半长增加而提高。所以在考虑经济和技术限制条件后，存在一个经济上的最优裂缝半长。

增产倍比定义为压裂后产量与压裂前产量的比值。从不同裂缝半长时累计产气量增产倍比曲线(图3)中可以看出，当裂缝半长从100 m增加到250 m时，累计产气量增产倍比增加幅度最大；当裂缝半长从250 m增加到350 m时，增产倍比增加幅度趋于平缓。因此针对吉林X低渗凝析气藏，从压裂工艺的成本考虑，最优的裂缝半长约为250 m。

3.1.2裂缝导流能力对产能的影响通过对比导流能力分别为10 μm2·cm、15 μm2·cm、20 μm2·cm、25 μm2·cm、30 μm2·cm、35 μm2·cm条件下的生产状况，研究裂缝导流能力对压裂凝析气井产能的影响。设定裂缝半长为250 m，井底压力为10 MPa。不同导流能力下产气速度、产油速度与时间的关系见图4。

图3　不同裂缝半长时累计产气量增产倍比Fig.3　Relation between total gas production stimulation ratio and fracture half-length

图4　不同裂缝导流能力下油气生产速度与时间的关系Fig.4　Oil/gas production rate-time curves under different conductivity

从图4中可以看出，一定缝长和压差下，导流能力越大，产气速度、产油速度越高，但增加幅度不明显，说明压裂凝析气井产能对裂缝导流能力敏感性弱。原因在于，在低渗凝析气藏中，受地层低渗透率的限制，地层对裂缝的供给能力严重不足，导致裂缝的高导流能力无法发挥作用。

由此可见，对于低渗凝析气井压裂，在一定程度上增加裂缝的导流能力可以提高凝析气井的产能，但裂缝的导流能力并不是提高凝析气井产能的主要因素。

从不同裂缝导流能力时累计产气量增产倍比曲线(图5)中可以看出，当裂缝导流能力从10 μm2·cm增加到25 μm2·cm时，增产倍比增加的幅度较大；当裂缝导流能力从25 μm2·cm增加到35 μm2·cm时，增产倍比增加幅度明显减缓。因此对于吉林X低渗透凝析气藏，最优的裂缝导流能力约为25 μm2·cm。

图5　不同裂缝导流能力时累计产气量增产倍比Fig.5　Relation between total gas production stimulation ratio and fracture seepage ability

3.1.3井底压力对产能的影响通过对比井底压力分别为7 MPa、10 MPa、14 MPa、17 MPa条件下的生产状况，研究井底压力对压裂凝析气井产能的影响。设定裂缝半长为250 m，裂缝导流能力为20 μm2·cm。不同井底压力下产气速度、产油速度与时间的关系见图6。

图6　不同井底压力下油气生产速度与时间的关系Fig.6　Oil/gas production rate-time curves under different bottom-hole pressure

从图6中可以看出，一定缝长和导流能力条件下，井底压力越低，产气速度、产油速度越高，但产量增长幅度明显减缓。原因在于，一方面，产量与井底流压成正比，井底压力越低，产量越高；另一方面，随着井底压力下降，井筒附近两相区范围扩大，产量下降。因此，对于低渗凝析气藏而言存在最优的井底压力。

从不同井底压力时累计产气量增产倍比曲线(图7)中可以看出，当井底压力从17 MPa降低到10 MPa时，增产倍比增加的幅度较大；当井底压力从10 MPa降低到7 MPa时，增产倍比增加的幅度明显减缓。因此对于吉林X低渗凝析气藏，最优的井底压力约为10 MPa。

图7　不同井底压力时累计产气量增产倍比Fig.7　Relation between total gas production stimulation ratio and bottom-hole pressure

3.2正交试验优化

由于对每个因素进行单因素分析时都假设其他因素固定，因此单因素分析结果不可避免具有一定的局限性。为了更加科学合理地分析各因素对压裂低渗凝析气井产能的影响，采用正交化设计方法进行多因素分析。根据单因素分析中各因素的优化值，设定裂缝半长为220 m、250 m、280 m，导流能力为22 μm2·cm、25 μm2·cm、28 μm2·cm，井底压力为8 MPa、10 MPa、12 MPa，模拟生产时间为5 a。根据正交试验设计的因素水平取值，模拟方案和结果见表3。

表3　正交试验设计及结果

根据表3结果，对于吉林X低渗凝析气藏，最优的压裂方案为方案7，即缝长280 m，裂缝导流能力22 μm2·cm，井底压力12 MPa，增产倍比13.68。

4　结　论

(1)对于低渗凝析气藏，当地层压力低于露点压力发生反凝析现象时，凝析气井产能大幅下降。水力压裂能改善渗流条件，提高产能，日产气量提高7～9倍，日产油量提高3～5倍。

(2)对低渗凝析气藏进行压裂时，增加裂缝长度比增加裂缝导流能力更能有效提高产量。

(3)低渗凝析气藏压裂井存在最优井底压力。吉林X低渗凝析气藏最优井底压力为12 MPa。

(4)通过数值模拟研究得出，对于吉林X低渗凝析气藏而言，最优的压裂裂缝参数为缝长280 m，裂缝导流能力22 μm2·cm。

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责任编辑：贺元旦

Optimization of Hydraulic Fracture Parameters for Low-Permeability Condensate Reservoir in Jilin Oilfield

LIN Hun1,ZHANG Shicheng1,WANG Fei1,PAN Ziqing1,ZHANG Yifei2,CHEN Yulong3

(1.Facuity of Petroleum Engineering,China University of Petroleum (Beijing),Beijing 102249,China;2.International PetroKazakhstan,CNPC,Kazakhstan;3.Research Institute of Exploration and Development,Southwest Oil & Gas Field Company of CNPC,Chengdu 610000,Sichuan,China)

In order to efficiently develop the X low-permeability condensate gas reservoir in Jilin Oilfield,a composition model for the well fluid was established by using the PVTi module of Eclipse software based on the PVT experimental results of the well fluid.Based on this,the single variable analysis and orthogonal optimization of fracture parameters and bottom-hole pressure are conducted using the established geological model.The following conclusions can be drawn from this study:(1) hydraulic fracturing can enhance the productivity of condensate gas wells,the daily gas production capacity and the daily oil production capacity of single well can be increased 7～9 times and 3～5 times separately;(2) to increase fracture length is more effective than to increase the seepage ability of fracture for the increase of the production capacity of single well;(3) the optimal bottom-hole pressure in targeted reservoir is 12 MPa;(4) For the X low-permeability condensate gas reservoir in Jilin Oilfield,the optimal parameters of fractures are half length of 280 m and seepage ability of 22 μm2·cm.

low-permeability condensate gas reservoir;hydraulic fracturing;optimization of fracture parameter;composition model

2015-02-25

北京市自然科学基金(编号：3154038)

林魂(1988-)，男，在读博士，主要从事油气田开发工程以及数值模拟研究。E-mail:linhun016@aliyun.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.03.010

TE357

1673-064X(2016)03-0062-06

A