张 楠

（中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁 盘锦 124010）

1 研究背景

苏里格气田是我国典型的低孔、低渗、低丰度的致密砂岩气藏，苏53 区块位于苏里格西北部，区块自2010 年实施水平井整体开发以来，主产区已基本完成井位部署及产能建设[1-7]。水平井开发正从富集区转向接替区，而东南接替区储层物性变差，储量丰度减小，因此，在新的地质条件下，有必要对原来的井网井距、裂缝参数及压裂方案进行新的优化和再设计。

国外大量致密气藏开发实践表明，井网井距优化能有效提高储量动用程度和采收率，是实现此类气藏高效开发的重要途径。如北美的Rulison，Ozona等老气田，通过后期的井网调整及优化，天然气的采收率提高了25%～40%[8]。苏53 区块为水平井+多段压裂整体开发模式，目前执行的开发井网政策仍存在一定的局限性。钻井、测井及干扰试验显示，储层连通情况复杂，井间剩余储量有高度碎片化趋势，水平井在压裂改造后，剩余储量存在平面上井网未控制，纵向上改造沟通不完善等情况[9-13]。为此，针对东南区的地质特征，该研究通过气藏精细描述和数值模拟手段，开展了压裂水平井井网优化设计，并提出适用于该区的整体压裂方案，从而提高储量动用程度及区域采出程度。

2 井网井距优化

由于存在水平井井筒摩阻导致压力下降以及钻井、压裂施工造成的储层污染等因素，水平井产量并非线性地与水平段长度保持同向增长，其上升幅度随着水平段长度的延伸而越来越小，但钻井成本则会大幅度增加[14-15]；因此，对于苏53 区块的东南区域，确定合理的水平段长度是水平井整体开发该区的基础。水平井井距的确定应根据具体的气藏地质特征及储层物性参数，使单井既可以控制足够的地质储量，又能够高效地开采井间天然气，从而保证水平开发具有适当的稳产能力、适当的开采效率和适当的经济效益[16-18]；因此，寻求合理的井距和井网密度是低渗气藏开发的关键。

2.1 水平段长度优化

水平段长度设计应主要考虑储层厚度、单井控制储量及建井成本等因素。基于东南区地质模型，设计井距600 m，水平段长度分别为600 m，800 m，1 000 m，12 00 m，1 400 m 共5 个方案进行模拟。图1 所示为水平段长度与累产气量之间的关系曲线。由图1 可以看出，水平井产能随水平段长度的增加而增大，长度超过1 200 m 之后，其增长速度明显放缓，即当水平段长度超过1 200 m 后再增大长度对气井产能影响不大；而区块采出程度的变化则具有相反的趋势，其值随着水平段长度的延长而逐步减小。综合考虑水平段延伸增加的钻井成本，认为东南区水平段的合理长度应为1 000～1 200 m。

图1 不同水平段长度时开发效果图Fig.1 Development effect of different horizontal section length

2.2 水平井井距优化

模型参数不变，水平段长度设定为1 000 m 时，设计井距分别为400 m，500 m，600 m，800 m，1 000 m，1 200 m 共6 个方案开展数值模拟研究，其结果如图2 所示。结果表明，水平井井距变化对单井累产气和区块采出程度的影响均较大，随着井距的增加，区块采出程度持续下降，且下降幅度逐步增大；而单井累产气具有相反的趋势，与井距变化呈正相关关系，但其上升幅度逐渐减缓。对于该区的水平井井距，大于800 m 后，单井累积产气增速明显减缓，综合考虑单井累产气量及区块采出程度，认为东南区水平井的井距控制在600～800 m 较为合理。

图2 不同井距时开发效果图Fig.2 Development effect of different well distances

3 裂缝参数优化

在致密气藏的开发中，由于其低渗透、渗流阻力大、连通性差的特点，通常采用水平井多段压裂的方法提高产能。而不同的水平段长度、储层地应力及压裂施工工艺，导致压裂后的裂缝条数、裂缝间距、裂缝长度及导流能力等不尽相同，增加了压裂水平井产能预测的复杂性[19-22]。下面将采用局部网格加密的方法对影响压裂水平井产能的裂缝参数进行模拟，从而优选出适应于东南区的水平井裂缝施工参数。

3.1 裂缝条数优化

当水平段长度及井距一定时，裂缝条数对气井产能有较大影响。模型基本参数不变，先设定裂缝半长为180 m，导流能力为15 D·cm，裂缝等间距垂直分布于水平段井筒，再设计裂缝条数分别为4条、6条、8 条、10 条、12 条和14 条时，模拟压裂水平井的稳产时间及累积产量。

图3 为不同压裂段数时开发效果，可以看出，裂缝条数从4 条增加到8 条时，气井的增产倍比和气藏采出程度几乎呈线性增大，当裂缝条数大于8条以后，增产倍比和区域采出程度增大的幅度明显变缓。这是由于随着裂缝条数的增加，间距相应减小，缝间的压降传播在较短时间后就会产生相互干扰，从而明显压制水平井的产能；换言之，虽然增加压裂段数能提高采气速度及累积产量，但过多的裂缝条数会导致水平井建井成本大幅上升。因此，对于1 200 m 的水平井段，设计6～8 条裂缝较为合理；在单井压裂施工时，还需进行具体的裂缝条数优化设计，或采用不相等裂缝长度交错分布以减少缝间干扰。

图3 不同压裂段数时开发效果图Fig.3 Development effect of different fracturing segments

3.2 裂缝半长优化

裂缝半长也是影响压裂水平井产能的一个重要因素，由于储层地应力分布、天然裂缝发育情况及压裂施工工艺等方面的影响，水平段压后的各条裂缝长度不尽相同，有必要分析裂缝半长对压裂井产量的影响。模型同前，设定裂缝数量为8 条，裂缝导流能力为15 D·cm；模拟裂缝半长分别为60 m，100 m，140 m，180 m，220 m 和260 m 时的压裂水平井产量。

图4 为不同裂缝半长时开发效果，可以看出，裂缝半长从60 m 增加到180 m 的过程中，气井的增产倍比和采出程度几乎呈线性关系递增，裂缝半长超过220 m 以后，增产倍比和采出程度增大的幅度明显变缓。因此，综合考虑压裂工艺成本，并不是裂缝越长越好，对于东南区而言，最优的裂缝长度应为180～220 m。

图4 不同裂缝半长时开发效果图Fig.4 Development effect of different fracture half-length

3.3 裂缝导流能力优化

致密砂岩气藏的开发实践表明，裂缝导流能力的变化也将明显影响压裂水平井的增产效果。模型基本参数不变，设定裂缝数量为8 条，裂缝半长为180 m；设计裂缝导流能力分别为5 D·cm，10 D·cm，20 D·cm，30 D·cm，40 D·cm 和50 D·cm 时，模拟不同情况对压裂水平井产气量的影响。

图5 为不同裂缝导流能力时开发效果。模拟结果显示，裂缝导流能力从5 D·cm 增加到20 D·cm 的过程中，气井的增产倍比和采出程度上升幅度非常显著，裂缝导流能力超过30 D·cm 以后，增产倍比和采出程度的增大幅度明显减缓。分析认为：虽然填砂裂缝带的整体导流能力不断增大，但由于致密储层的渗透率通常很低，很容易造成填砂带周围向裂缝的供气半径十分有限，导致压裂水平井的产量不能等比例地进一步提高。因此，东南区水平井的最优裂缝导流能力应该为20～30 D·cm。

图5 不同裂缝导流能力时开发效果图Fig.5 Development effect of different fracture conductivity

3.4 正交化因素分析

为更加科学合理地分析各因素对水平井压裂产能的影响，采用正交化设计方法，进行多因素分析。根据上述的单因素分析结果，选取最能影响水平井产能的4 个参数值，设计如下的16 个正交方案，裂缝数量分别设置为5 条、6 条、7 条和8 条，裂缝半长分别设置为160 m，180 m，200 m 和220 m，导流能力分别设置为10 D·cm，15 D·cm，20 D·cm和30 D·cm，模拟方案及结果见表1。

表1 裂缝参数正交设计及模拟结果表Table 1 Orthogonal design of fracture parameters and simulation results

极差反应的是某个因素对评价指标的影响程度，极差越大反应了该因素对该指标的影响程度越大。对东南区水平井的增产倍数影响最大的因素是裂缝条数，其次是裂缝半长、裂缝导流能力。因此，为了获得较高的压裂水平井产能，在可以避免发生缝间干扰的前提下，尽量增加水平段的裂缝条数，同时延长裂缝长度。对该区采收程度影响最大的因素是裂缝长度，其次是裂缝条数、裂缝导流能力，且导流能力对该区域的采出程度影响非常小。因此，为了提高苏53 区块东南区的采出程度，对压裂水平井整体开发建议如下：在综合考量建井成本及经济效益的前提下，尽量采用大规模的多段水力压裂技术，造出无缝间干扰的多条人工裂缝，并尽可能保证每一条裂缝的半长可以延伸到约200 m。

4 整体压裂方案设计

为研究苏53 区块东南区的开发方案部署，利用气藏数值模拟软件，以东南区的地质模型为基础，结合已开发井的经验、地质资料及已施工井的裂缝参数优化结果，通过设计东南区不同的井数和井网井距（见表2），分别模拟生产1 年和15 年的压力场变化情况，综合对比提出一套适合开发东南区的水平井整体压裂优化设计方案。目标区块面积为63 km2，其东西向长度为9 km，南北向宽度为7 km，最大主应力方向近似于北偏西10º，模拟结果如图6 所示。

表2 整体压裂方案设计及经济评价表Table 2 Overall fracturing scheme design and economic evaluation

图6 东南区9 种方案日产气对比图Fig.6 Comparison of daily gas production of nine schemes in southeastern area

从图6 可以看出，井网密度越大，区块初期日产量越大，这与其他学者研究结果是一致的。然而，产气量下降较快，15 年后日产量最低，这是由于前期采气量太大，导致地层压力下降太快，储层孔隙由于应力作用发生闭合，渗透率显著减小而导致气井产能降低。由图6 可以看出，1 200 m×600 m 井网与1 000 m×600 m 井网效果最好，前期产量较大，且可以持续稳产。

图7 所示为东南区9 种方案累产气对比情况，可以看出，井网密度越大，区块累产量越大。然而，1 200 m×600 m 井网与1 000 m×600 m 井网效果最好，前期产气量较大，与800 m×600 m 井网产气量差别较小。

图7 东南区9 种方案累产气对比图Fig.7 Comparison of cumulative gas producing of nine schemes in southeast area

开发方案论证不仅需要考虑产量，而且也需综合考虑经济效益，从而得到最佳的井网部署方案。下面将以东南区整体开发的经济效益为目标，优选出最佳的井网部署，所用的基本经济参数如下：水平段长度800 m 的水平井建井费用1 600 万元/口，长度每增加100 m 费用则会增加100 万元，压裂费用为0.3 万元/m，800 m，1 000 m，1 200 m 水平井压裂段数分别设定为6 条、7 条、8 条，水平井采气操作成本0.187 元/m3，天然气销售价格0.85 元/m3。各方案生产15 年的累产气量和按净收益进行方案排序的结果见表2。

从表2 中可以看出，在给定的经济参数下，方案7 为最佳井网部署方案：菱形平行水平井井网，共钻井83 口，水平段长度1 200 m，井距600 m，单井8 条横切缝，裂缝半长220 m，裂缝导流能力20 D·cm；同时随着井距排距的增大，压裂水平井排之间会产生一个条状带的死气区，即使生产开发15 年后，死气区依然存在。图8 所示为方案7东南区水平井生产1 年后压力预测情况，图9 为方案7 东南区水平井生产15 年后压力预测情况。其次为1 000 m×1 000 m 井网部署的方案6，经济效益与1 000 m×800 m 的方案5 相近。

图8 东南区水平井生产1 年后压力预测图（方案7）Fig.8 Pressure prediction of southeast area after 1 year productionof horizontal well (Scheme 7)

图9 东南区水平井生产15 年后压力预测图（方案7）Fig.9 Pressure prediction of southeast area after 15 year production of horizontal well (Scheme 7)

5 结论

1）基于苏53 区块东南区地质模型，通过气藏数值模拟手段对影响水平井产能的因素进行了优化，认为该区域水平井合理的水平段长度为1 000～1 200 m，井距为600～800 m，裂缝段数为6～8 条，裂缝半长为180～220 m，裂缝导流能力为20～30 D·cm。

2）综合考虑东南区整体开发的经济效益，对比分析9 种水平井整体压裂设计，优选出最佳的井网部署方案为：菱形平行水平井井网，井数83 口，水平段长度1 200 m，井距600 m，单井8 条横切缝，裂缝半长220 m，裂缝导流能力20 D·cm。

3）考虑到复杂裂缝对初期产量的增加较为明显，压裂施工时还可采用一段两簇设计，簇间距60 m，段间距120～160 m，其中簇的裂缝半长200 m，裂缝导流能力20 D·cm；针对不同储层物性的水平井，裂缝间距可适当变化，即储层孔渗物性较差的区域裂缝间距小，而物性较好的储层位置，裂缝间距可以适当增大。