杨宇鹏

（中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041）

我国低渗致密砂岩气藏储量丰富，但储量品质低、储层渗流能力差，多采用压裂水平井才能有效开发[1，2]。通过对水平井进行分段压裂形成多条人工裂缝，可有效沟通远井带储量，提高储层渗流能力，从而达到增大单井控制储量、提高气井产能、改善开发效果的目的[3，4]。因此，裂缝参数是否合理直接决定压裂水平井的开发效果[5]。目前主要采用解析法[6-8]和数值模拟[9-14]两种方法对裂缝参数进行优化，其中数值模拟方法可全面考虑气藏地质特征及储层非均质性等对裂缝参数的影响，分析结果更为可靠。

ZJ气田沙溪庙组气藏属于典型的窄河道砂岩气藏[15]，主要采用水平井结合分段压裂技术进行开发。但由于气藏地质条件复杂、河道类型多样、储层非均质性强、含气性差异大，裂缝参数优化难度大。为此，本文在综合分析该区主力河道地质特征、储层物性、孔隙结构及生产动态的基础上，划分了河道类型，并筛选了6条典型河道用于开展裂缝参数优化研究。利用数值模拟方法确定了不同河道最优的裂缝参数，并建立了河道地质特征与最优裂缝参数间的关系式，从而有效预测不同河道中的最优裂缝参数。

1 气藏概况

ZJ气田位于四川盆地川西坳陷东坡，主要含气层系为侏罗系沙溪庙组（JS）地层，纵向上可分为沙一（JS1）、沙二（JS2）、沙三（JS3）3 个气藏，共发育有 12 套砂层组，埋深1 386.12 m～2 977.52 m，单砂体厚度4 m～39 m。沙溪庙组以三角洲平原-前缘分流河道沉积为主，砂体总体呈北东-南西向展布，纵向上发育多期次河道，平面上以条带状展布，沿河道方向砂体连续性较好，垂直河道方向呈透镜状。储层岩石以中、细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，颗粒分选性差，胶结物发育。岩石中孔喉狭小、微观非均质性强，隙径主要分布在 20 μm～200 μm 范围，平均孔径 50 μm 左右，连通喉道多小于0.5 μm，孔喉以小孔～微细喉、细孔～微喉的组合最为常见。岩石孔隙度0.90%～15.33%，平均为8.66%；渗透率在0.01 mD～1.75 mD，平均0.21 mD，属于低孔、低渗致密砂岩气藏。气藏原始压力32.03 MPa～52.97 MPa，压力系数 1.74～1.91，具有异常高压的特征。整体上，沙溪庙组气藏属于受构造-岩性综合控制的低渗致密砂岩气藏，主力河道砂体、储层物性及气水分布规律差异大。

2 河道特征及类型划分

ZJ气田沙溪庙组气藏以单河道砂体为开发对象，不同河道在构造特征、砂体形态、储层物性、气水分布等方面差异显著，造成各河道中气井生产动态特征各异，这给水平井的部署及裂缝参数的优化带来了极大困难。为此，综合地质、地震、测井、岩心实验及生产动态等资料，对目标气藏中主力河道的类型进行了分类评价（见表1）。

2.1 I-A类河道

属于水下分流河道沉积，河道平直，砂体发育，沉积厚度较大，沿河道方向砂体连通性好。河道内以I储层为主，有效储层宽度320 m～1 100 m，平均560 m，有效厚度17.75 m～35.92 m，平均为24.90 m。沉积环境稳定、水体能量高，夹层较少，GR曲线多表现为平滑箱形。矿物颗粒分选较好，岩石以中～细粒砂岩为主，溶蚀孔发育，孔隙分布均匀、连通性好。孔隙度主要在8%～13%范围，平均10%左右，有效渗透率0.15 mD～1.25 mD，平均0.45 mD，河道含气性较高（高于55%），开发效果好。水平井实测无阻流量（11.82～29.52）×104m3/d，平均21.26×104m3/d，动态控制储量（0.42～1.82）×108m3，平均1.12×108m3。水平井具有较好的稳产能力，稳产期18～32个月，平均可达2年左右，稳产期内平均可产0.50×108m3左右。由于该类河道含水饱和度低，产水量均较小，对生产影响小。

表1 ZJ气田主力河道类型划分标准表Tab.1 Calculation results of heat power in ZJ

2.2 I-B类河道

沉积构型属于稳定型低弯度河道砂沉积，水动力较强，主河道发育稳定，储层夹层不甚发育。河道在地震上具有强振幅特征，GR曲线呈微齿箱形、钟形显示。该类河道也以I类储层为主，但河道有效宽度变窄（平均宽度370 m）、砂体更薄（平均18.50 m）。储层岩石以中细砂岩为主，物性较好，孔隙度7.50%～11.30%范围，平均值8.98%，有效渗透率0.02 mD～1.01 mD，平均0.42 mD，含水饱和度44.40%～49.50%，平均含水46.21%，气井产水量小，对生产影响不大。动态方面，水平井平均无阻流量可达12.41×104m3/d，单井动态控制储量在（0.29～0.69）×108m3，具有 7～22 个月的稳产期，目前单井平均累产超过0.30×108m3，具有较好的开发效果。

2.3 II-A类河道

II-A类河道砂体以水下分流河道为主，发育多期次河道沉积，河道弯度低，砂体分布稳定。河道砂体宽240 m～510 m，平均 360 m，有效厚度 10.98 m～34.04 m，平均21.87 m。河道沉积环境动荡，泥质夹层丰富，在GR曲线上表现出齿状箱形或漏斗形的特征。水动力能量较弱，岩石沉积物颗粒较细，泥质含量高，影响储层物性，实测孔隙度6.40%～10.21%，平均8.78%，有效渗透率0.02 mD～0.31 mD，平均仅0.11 mD。河道含水较高，测井解释储层含47.12%～56.93%，平均含水饱和度50.76%。该类河道中水平井平均无阻流量8.16×104m3/d，单井平均动态控制储量0.38×108m3。储层含水较高，气井生产气水比较高，多在0.30 m3/104m3以上，对水平井稳产能力有一定影响，多数井只能稳产6～18个月，累产气也低于I-B类河道中水平井的生产水平，平均只有0.23×108m3。

3 不同类型河道裂缝参数优化

ZJ气田河道储层物性较差，大多数水平井需要进行增产改造才能实现有效开发。因此，如何优化人工裂缝参数是提高水平井储量控制动用、增大产量的关键。鉴于该区薄窄河道砂岩气藏河道类型多样、储层复杂的特点，本次研究通过建立典型河道地质模型，并利用数值模拟方法来对各类河道中压裂水平井的裂缝参数进行优化。

表2 典型河道地质参数Tab.2 Calculation results of heat power

图1 典型河道三维数值模型Fig.1 The numerical models of typical channels

3.1 河道数值模型建立

从所划分的3类河道中各选2条典型河道开展研究，基本参数（见表2）。根据河道实际参数，建立各河道三维数值模拟模型，网格步长均为10 m×10 m×1 m，其中 I-A-1、I-B-1、II-A-1河道数值模型（见图1）。

结合实际钻完井资料及压裂水平井压力恢复试井解释结果，确定水平井长度、分段数、裂缝半长及导流能力等初始参数，并通过局部网格加密、等效传导率设定的方法来模拟人工裂缝。

3.2 裂缝参数优化

3.2.1 裂缝间距 基于6条典型河道数值模型，采用单因素分析法，保持其余裂缝参数不变，设定不同裂缝数量，预测不同缝间距条件下气井达到废弃产量（0.13×104m3/d）时的累计产量，并计算不同裂缝半长下气井的累计产量增幅曲线，结果（见图2）。从模拟结果来看，对于同一水平井，人工裂缝条数越多，压裂规模越大，气井生产能力越强，但裂缝条数过多，发生缝间干扰的时间将会提前，缝间干扰也更为严重，导致气井累产气增幅变缓。因此，累产增幅变缓前的裂缝条数即为水平井最优的裂缝条数。根据图中累产增幅曲线拐点，确定出6条典型河道中合理的裂缝条数8～14条，结合实际水平井长度可得出6条河道中合理裂缝间距分别为 125 m、140 m、85 m、110 m、65 m 及 80 m。

图2 不同河道中水平井裂缝间距模拟结果Fig.2 The simulation results of fracture space in different channels

图3 不同河道中水平井裂缝半长模拟结果Fig.3 The simulation results of fracture length in different channels

图4 不同河道中水平井裂缝导流能力模拟结果Fig.4 The simulation results of fracture conductivity in different channels

3.2.2 裂缝半长 预测6条河道不同裂缝半长下水平井的累计产量，并根据模拟结果计算累产增幅，结果（见图3）。在压降未波及到河道边界前，增大缝长，气井累产大幅度上升。而当压力已经波及整个河道后，继续增加裂缝长度，气井累产增加并不显著。即压力刚好能够波及河道边界时所对应的裂缝长度即为最优裂缝长度。根据裂缝半长与累产增幅的关系曲线，确定出6条典型河道中水平井的最优裂缝半长分别为80 m、90 m、110 m、90 m、120 m、110 m。

3.2.3 裂缝导流能力 模拟预测6条典型河道中不同裂缝导流能力下水平井累计产量，计算不同裂缝导流能力下气井累产的增幅情况（见图4）。当裂缝数量及有效缝长一定时，裂缝导流能力较低，增大裂缝导流能力，压裂水平井产气能力会随之提高，超出一定范围后继续增大气井累产增幅变缓。从图中可以看出，各河道中气井累产增幅变缓所对应的最优裂缝导流能力分别为120 mD·m、140 mD·m、90 mD·m、100 mD·m、80 mD·m、100 mD·m。

4 最优裂缝参数影响因素分析

从裂缝参数优化结果可以看出，由于该区河道地质特征及物性差异较大，造成同类型河道中最优裂缝参数也存在较大差别。因此，上述裂缝参数优化结果难以直接用于指导该区压裂水平井的压裂设计及现场施工。为此，进一步对影响最优裂缝参数的参数进行了综合分析，建立了河道地质参数与最优裂缝参数间的关系式，从而快速优化不同河道裂缝参数。

4.1 最优裂缝间距

最优裂缝间距与河道有效渗透率具有良好的线性正相关性（见图5），说明最优缝间距主要受河道有效渗透率控制。渗透率越高，基质对人工裂缝的供给能力越强，有效动用储量所需的裂缝数量越少，相应的最优裂缝间距越大，而渗透率越低的河道则需要缩短缝间距以提高裂缝间储量的动用率。

图5 最优裂缝间距影响因素分析Fig.5 The affecting factors for optimal fracture spcae

4.2 最优裂缝半长

在窄河道砂岩气藏中，最优裂缝半长同河道宽度与有效渗透率之比成指数正相关性（见图6），说明河道宽度及有效渗透率是影响压裂水平井生产动态的重要因素。对于物性相同的河道，其宽度越宽，动用河道储量所需的人工裂缝长度越长；而宽度接近的河道，储层基质渗透率越高，则较短的人工裂缝就可控制河道的地质储量。

图6 最优裂缝半长影响因素分析Fig.6 The affecting factors for optimal fracture half length

4.3 最优裂缝导流能力

最优裂缝导流能力与天然气储量丰度及有效渗透率的乘积成正比（见图7）。对于物性好、丰度高的河道，基质可向人工裂缝供给更多的天然气，通过增大裂缝导流能力可有效提高单井产能，因此最优导流能力要高于物性差的低丰度河道。

图7 最优裂缝导流能力影响因素分析Fig.7 The affecting factors for optimal fracture conductivity

5 结论

（1）利用数值模拟方法对ZJ气田典型河道的裂缝参数进行优化，得出各河道中裂缝间距为65 m～125 m、裂缝半长80 m～120 m及裂缝导流能力80 mD·m～140 mD·m时压裂水平井的开发效果最好。

（2）窄河道砂岩气藏中河道地质参数与合理裂缝参数相关性明显，其中最优裂缝间距与有效渗透率成正比，合理裂缝半长由有效渗透率及河道宽度共同决定，最优裂缝导流能力受储量丰度及有效渗透率影响最大。通过建立最优裂缝半长与河道地质参数间的关系式，可对不同类型河道的裂缝参数进行快速优化。

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