大牛地气田盒1气层压裂水平井产能影响因素分析

2016-09-18张程辉中石化华北油气分公司河南郑州450006

化工管理 2016年21期

张程辉（中石化华北油气分公司，河南　郑州　450006）

张程辉（中石化华北油气分公司，河南郑州450006）

大牛地气田盒1气层采用水平井分段压裂改造的方式得到有效开发。在前期盒1气层水平井分段压裂改造效果的基础上，分别研究了地质因素与工程因素对盒1气层水平井分段压裂改造效果的影响。盒1气层水平井水平段钻遇含气显示是储层改造效果的关键因素，在相近的水平段钻遇显示参数的情况下，显示较好的井段位于水平段前半部分的水平井获得较好的改造效果。根据单段加砂规模与盒1气层改造效果的关系，优化盒1气层单段加砂规模为41m3，对盒1气层压裂液返排率与改造效果呈负相关的原因进行了分析，并对改进试气工作思路提出了建议。

压裂水平井；钻遇显示；单段加砂规模；返排率；大牛地气田

鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界发育有太1段、太2段、山1段、山2段、盒1段、盒2段、盒3段等7套气层，为典型致密低渗气田。自2005年大规模开发投产以来，盒1气层直井压后产量总体偏低，平均无阻流量为1.75×104m3/d，远低于其他层组，经济有效开发难度大。2012年以来，采用水平井压裂分段压裂改造方式使在盒1气层取得了较好的改造效果［1-3］。近年来，随着大牛地气田开发的不断深入，越来越多的难动用储量投入开发，为了进一步提高单井产量、缩短施工周期、降低开发成本，本文在前期盒1气层水平井分段压裂效果的基础上，对影响改造效果的部分地质因素与工程因素进行分析，明确了部分对水平井影响水平井改造效果的部分地质与工程因素，提出进一步提高盒1气层水平井压后效果的措施建议。

1　地质因素分析

1.1水平段钻遇显示对产能的影响

大牛地气田盒1段辫状河特征明显，砂体发育并相互叠置，导致储层纵横向岩性、物性变化大，非均质性强［4］。目前盒1气层水平井水平段含气显示情况主要通过随钻气测全烃及钻遇具有全烃显示砂岩百分比（以下简称“显示段砂岩百分比”）两个参数进行评价。

图1　盒1气层储层显示系数与压后无阻流量关系

随钻气测全烃值是发现油气层最直观的现场资料，也是评价油气层优劣的重要指标。但随钻气测全烃值的大小不仅取决于地层中的含气程度，受地层因素的干扰，泥浆背景值差异较大，单纯用全烃值来评价气层存在较大误差，所以在含气性评价中使用全烃净增值，以排除泥浆背景值的干扰而突出新钻储气层的含气性［5］。为了研究方便，将每口水平井水平段的气测全烃净增值在水平段内的加权平均值作为水平井的平均全烃净增值。显示段砂岩百分比为钻遇具有全烃显示的砂岩总长度与水平段长的比值。

大牛地气田盒1气层水平井水平段含气显示差异较大，显示段砂岩百分比范围在3.58%～93.06%之间，平均全烃净增值范围在1.18%～39.37%之间。本文将平均全烃净增值与显示段砂岩百分比的乘积定义为储层显示系数。图1统计了盒1气层储层显示系数与水平井压后无阻流量的关系，由图1可以看出，储层显示系数与无阻流量呈正相关的关系。因此大牛地盒1气层的钻遇显示是决定储层改造效果的关键因素。

1.2显示段位置对产能影响

由于盒1气层水平井钻遇水平段的非均质性，有部分水平井在水平段的前半部分显示较好，而水平段的后半部分气测显示较差，如图2所示；有部分水平井在水平段的前半部分显示较差，而水平段的后半部分气测显示较好，如图3所示。

图2　显示较好砂岩段位于水平段前部示意图

图3　显示较好砂岩段位于水平段后部示意图

表1　盒1气层显示较好砂岩段位于水平段前部的水平井储层参数及压后效果数据表

WF3 1200 11 686 0.11 WF4 66.6 1200 24.2 43.4 12 912 799 56.0 1200 0.11 20.5 20.3 1067 12 0.13 8.5 10 696 20.4 0.07 65.2 383 664. 4 31.9 WF7 12 18.9 14.4 1 3 2 盒1 盒1 盒1 盒1 盒1 1188 11 53.3 WF5平均1200 21.2 0.16 0.11 22.5 3 33.7 57.2 WF6 10.4 12 4.9

表2　盒1气层显示较好砂岩段位于水平段后部的水平井储层参数及压后效果数据表

为了对比两类不同钻遇显示情况下水平井压后效果，并且尽可能确保水平段整体显示情况对结果的影响，选取了盒1气层钻遇显示相差不大的两类水平井进行压后效果对比。表1为盒1气层显示较好砂岩段位于水平段前部的水平井储层参数及压后效果数据表，表2为盒1气层显示较好砂岩段位于水平段后部的水平井储层参数及压后效果数据表，由表1及表2可以看出，盒1气层显示较好砂岩段位于水平段前部的水平井要比显示较好砂岩段位于水平段后部的水平井获得更高的压后无阻流量，见气周期前者也比后者短。这是由于压裂改造结束后水平段前半部分与后半部分返排压差的存在，导致显示较好砂岩段位于水平段后部的水平井的压裂液难以及时排除，导致显示较好砂岩段位于水平段后部的水平井在压裂改造后改造效果较差，见气周期较长。因此，水平井A点着陆位置选取在含气性显示较好的位置，能够使水平井在压裂改造后获得较好的改造效果。

2　工程因素分析

2.1单段加砂规模对改造效果的影响

加砂规模直接影响到具有导流能力的裂缝几何尺寸，通过分析大牛地低渗透、特低渗透储层特征及利用压裂模拟软件进行多个方案的模拟，确定了合理的加砂规模，综合分析认为加砂规模35m3-45m3，即可满足支撑缝长及支撑缝宽的要求［6］。

大牛地气田盒1气层水平井分段压裂每段加砂规模与压后无阻流量之间关系如图4所示，从图4可知，盒1气层单段加砂规模与压后无阻流量基本呈正相关性。

图4　盒1气层水平井单段加砂规模与压后无阻流量关系曲线

为了更好的研究单段加砂规模与压后无阻流量的关系，选取了水平段钻遇显示相差不大的水平井（储层显示系数在0.047-0.100之间的水平井），其压后无阻流量与单段加砂规模的关系如图5所示。从图5可以看出随着单段加砂量的增加，水平井压后无阻流量有增大的趋势，但是当单段加砂量达到41m3后，压后无阻流量的增幅变缓，因此，建议大牛地气田盒1气层压裂水平井单段加砂规模为41m3。

图5　钻遇显示相近的盒1气层水平井单段加砂规模与压后无阻流量关系曲线

2.2压裂液返排率对改造效果的影响

压裂液返排是水力压裂过程中的重要环节，压后返排的目的是返排出地层中的压裂液，同时防止支撑剂发生回流，返排效果直接影响压裂整体施工成败［7-8］。本文主要研究水平井压裂后在试气过程中的压裂液返排率，其定义为水平井压裂后在试气过程中返排到地面的液量与入井总压裂液量的比值。

图6　盒1气层压裂液返排率与压后无阻流量关系曲线

图7　盒1气层水平井见气周期与压后无阻流量关系曲线

大牛地盒1气层水平井压后无阻流量与试气期间压裂液返排率之间的关系如图6所示，由图6可知，随着试气期间压裂液返排率的增加，水平井压后无阻流量呈降低趋势。这是由于，压后无阻流量较高的水平井，其气层物性较好，压裂液在裂缝内外压差的作用下向地层内滤失比较严重，压后返排至地面的压裂液体积较少；另外，无阻流量较高的水平井，其见气周期较短，如图7所示，其压后很快达到试气求产条件而结束试气，因此其试气期间压裂液返排率较低。建议对压后气产量较高的水平井达到求产条件时即可进入投产阶段，不必追求过高返排率，缩短试气周期，降低开发成本。