CN103256035A - 一种致密气田水平井压裂缝地质设计方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于气田开发研究领域，特别涉及一种致密气田水平井压裂缝地质设计方法。本发明的设计方法同时兼顾了压裂缝位置、压裂缝排列方式、压裂缝长、压裂缝间距、压裂缝导流能力等因素的影响，并基于储层渗透率，建立了水平井压裂缝长度、压裂缝间距、压裂缝导流能力的定量地质设计模型，填补了水平井压裂缝定量地质设计的空白。本发明方法简单、用于指导致密气田多级压裂水平井的压裂缝地质设计时可操作性强、有效实用，具有很好的推广使用价值。
Description
技术领域
本发明属于气田开发研究领域，特别涉及一种致密气田水平井压裂缝地质设计方法。
背景技术
致密油气田多级压裂水平井开发目前已成为油气开发领域的研究热点。关于气田水平井的压裂缝优化设计，公开报道的文献非常多。文献中目前报道的各种水平井压裂缝设计方法中，几乎仅限于压裂缝间距和压裂缝长度的优化设计，关于压裂缝位置、压裂缝排列方式和压裂缝导流能力的地质优化设计鲜有报道，尤其是压裂缝的定量地质设计方法更是少之又少。
发明内容
本发明的目的在于提供一种新的致密气田水平井压裂缝地质设计方法，能同时兼顾“压裂缝位置、压裂缝排列方式、压裂缝长度、压裂缝间距以及压裂缝导流能力”等因素的影响，可填补“水平井压裂缝定量地质设计”的空白。
本发明采用的技术方案如下：
一种致密气田水平井压裂缝地质设计方法，步骤如下：
1)结合实际致密气田的具体地质和渗流特征，建立相应的水平井数值模拟概念模型；
2)基于水平井数值模拟概念模型，模拟优化不同储层渗透率条件下的最优裂缝间距；根据各储层渗透率条件下的最优裂缝间距，拟合建立基于储层渗透率的最优裂缝间距定量地质设计模型；
3)基于水平井数值模拟概念模型，模拟优化不同储层渗透率条件下的最优无因次裂缝半长，所述的无因次裂缝半长为裂缝半长与水平井之间的井距的比值；根据各储层渗透率条件下的最优无因次裂缝半长，拟合建立基于储层渗透率的最优无因次裂缝半长定量地质设计模型；在得到最优无因次裂缝半长之后，用其乘以2得到最优无因次裂缝长度，然后用最优无因次裂缝长度乘以水平井之间的井距，即可得到最优裂缝长度；
4)基于水平井数值模拟概念模型，模拟优化不同储层渗透率条件下的最优裂缝导流能力；根据各储层渗透率条件下的最优裂缝导流能力，拟合建立基于储层渗透率的最优裂缝导流能力定量地质设计模型；
5)设计压裂缝位置：压裂缝必须穿过含气砂体；当一个含气砂体仅可压裂一条缝时，压裂缝的位置应位于含气砂体的中部；当一个含气砂体可压裂多条缝时，压裂缝在该含气砂体中应均匀分布，并且靠近砂体边缘的压裂缝与砂体边缘的距离，应控制在最优裂缝间距的一半左右；当一个含气砂体中存在两口以上水平井时，相邻两水平井之间的压裂缝应交错排列；
6)根据步骤2)至5)得到的设计模型，结合水平井所在位置处的实际物性参数，具体确定压裂缝间距、压裂缝长度、压裂缝导流能力、压裂缝位置和压裂缝排列方式。
具体的，步骤2）中，根据某一渗透率条件下水平井产能与压裂缝间距之间的对应关系曲线，采用交会法确定该渗透率条件下的最优裂缝间距；根据不同渗透率条件下的最优压裂缝间据表，采用软件拟合得到基于渗透率的最优压裂缝间距设计模型。
步骤3）中，根据某一渗透率条件下稳产期末采出程度与无因次压裂缝半缝长之间的对应关系曲线，采用交会法得到不同储层渗透率条件下的最优无因次裂缝半长根据各储层渗透率条件下的最优无因次裂缝半长，采用软件拟合建立基于储层渗透率的最优无因次裂缝半长定量地质设计模型。
步骤4）中，根据某一渗透率条件下水平井产能与压裂缝导流能力的对应关系曲线，采用交会法确定该渗透率条件下的最优压裂缝导流能力；根据不同渗透率条件下的最优压裂缝导流能力数据表，采用软件拟合得到基于渗透率的压裂缝导流能力设计模型。
本发明相对于现有技术，有以下优点：
本发明的设计方法同时兼顾了压裂缝位置、压裂缝排列方式、压裂缝长、压裂缝间距、压裂缝导流能力等因素的影响，并基于储层渗透率，建立了水平井压裂缝长度、压裂缝间距、压裂缝导流能力的定量地质设计模型，填补了“水平井压裂缝定量地质设计”的空白。本发明方法简单、用于指导致密气田多级压裂水平井的压裂缝地质设计时可操作性强、有效实用，具有很好的推广使用价值。
附图说明
图1是压裂缝间距为100m时的概念模型图；
图2是压裂缝间距为300m时的概念模型图；
图3是压裂缝间距与水平井产能之间的对应关系图；
图4是无因次压裂缝半缝长与稳产期末采出程度之间的对应关系图；
图5是压裂缝导流能力与水平井产能之间的对应关系图；
图6是所有压裂缝穿过含气砂体的示意图；
图7是部分压裂缝穿过含气砂体的示意图；
图8是压裂缝位置与稳产期末采出程度之间的关系图；
图9是压裂缝位置与模拟无阻流量之间的关系图；
图10是压裂缝在含气砂体中部的示意图；
图11是压裂缝在含气砂体边缘的示意图；
图12是单砂体压一条缝时压裂缝位置与稳产期末采出程度之间的关系图；
图13是单砂体压一条缝时压裂缝位置与模拟无阻流量之间的关系图；
图14是压裂缝在含气砂体中均匀分布示意图；
图15是压裂缝在含气砂体中非均匀分布示意图；
图16是单砂体压多条缝时压裂缝位置与稳产期末采出程度之间的关系图；
图17是单砂体压多条缝时压裂缝位置与模拟无阻流量之间的关系图；
图18是压裂缝交错排列概念模型与正对排列概念模型示意图；
图19是压裂缝排列方式与稳产期末采出程度的关系图；
图20是压裂缝排列方式与模拟无阻流量之间的关系图；
图21是水平井单井压裂缝地质设计示意图。
具体实施方式
以下用具体实例来说明本发明的技术方案，但本发明的保护范围不限于此：
一种致密气田水平井压裂缝地质设计方法，步骤如下：
1)结合实际致密气田的具体地质和渗流特征，建立相应的水平井数值模拟概念模型；
2)基于水平井数值模拟概念模型，结合交会法模拟优化不同储层渗透率条件下的最优裂缝间距；根据各储层渗透率条件下的最优裂缝间距，拟合建立基于储层渗透率的最优裂缝间距定量地质设计模型；
3)基于水平井数值模拟概念模型，结合交会法模拟优化不同储层渗透率条件下的最优无因次裂缝半长，无因次裂缝半长=裂缝半长/水平井之间的井距；根据各储层渗透率条件下的最优无因次裂缝半长，拟合建立基于储层渗透率的最优无因次裂缝半长定量地质设计模型；最优无因次裂缝长的具体算法为：在得到最优无因次裂缝半长之后，用其乘以2得到最优无因次裂缝长度，然后用最优无因次裂缝长度乘以水平井之间的井距，即可得到最优裂缝长度；
4)基于水平井数值模拟概念模型，结合交会法模拟优化不同储层渗透率条件下的最优裂缝导流能力；根据各储层渗透率条件下的最优裂缝导流能力，拟合建立基于储层渗透率的最优裂缝导流能力定量地质设计模型；
5)设计压裂缝位置：压裂缝必须穿过含气砂体；当一个含气砂体仅可压裂一条缝时，压裂缝的位置应位于含气砂体的中部；当一个含气砂体可压裂多条缝时，压裂缝在该含气砂体中应均匀分布(即压裂缝应当等间距分布)，并且靠近砂体边缘的压裂缝与砂体边缘的距离，应控制在最优裂缝间距的一半左右；当一个含气砂体中存在两口以上水平井时，相邻两水平井之间的压裂缝应交错排列；
6)根据步骤2)至5)得到的设计模型，结合水平井所在位置处的实际物性参数，具体确定压裂缝间距、压裂缝长度、压裂缝导流能力、压裂缝位置和压裂缝排列方式。
以下结合具体实地案例验证本发明设计方法：
大牛地大98井区盒1段气藏是典型的致密透储层，储层渗透率在0.1mD—1.1mD之间，平均储层渗透率约0.32mD，平均埋深2590m左右，平均地层压力23.8MPa，平均砂岩厚度约18m，平均气层厚度约9m，该气层的天然气PVT参数见表1，相渗曲线数据见表2，上述数据即为建立数值模拟概念模型的基本数据。
表1盒1储层天然气PVT数据表
| 压力P | 偏差因子Z | 粘度u |
| (Mpa) | mPa.s | |
| 2.43 | 0.918 | 0.0132 |
| 3.01 | 0.913 | 0.0134 |
| 3.94 | 0.908 | 0.0136 |
| 4.9 | 0.903 | 0.0138 |
| 6.86 | 0.895 | 0.0143 |
| 8.83 | 0.888 | 0.0149 |
| 10.79 | 0.886 | 0.0156 |
| 12.75 | 0.885 | 0.0162 |
| 14.71 | 0.887 | 0.0169 |
| 16.67 | 0.892 | 0.0177 |
| 18.63 | 0.901 | 0.0185 |
| 20.59 | 0.912 | 0.0193 |
| 22.83 | 0.928 | 0.0204 |
| 25.06 | 0.940 | 0.0215 |
表2盒1储层相渗曲线数据表
1）如图1、图2所示，结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，建立不同渗透率（0.25mD、0.5mD、0.75mD、1mD）条件下的数值模拟概念模型；
2）研究不同压裂缝间距（50m、100m、150m、200m、300m、400m）对水平井产能的影响，如图3所示。根据某一渗透率条件下水平井产能与压裂缝间距之间的对应关系曲线，采用交会法确定该渗透率条件下的最优裂缝间距（见图3和表3）。根据不同渗透率条件下的最优压裂缝间距表，采用Excel软件可拟合得到基于渗透率的最优压裂缝间距设计模型为
d=102.35e 0.52k
式中，d为最优压裂缝间距，m；k为储层渗透率，mD；
表3不同渗透率条件下的最优压裂缝间距表
3）结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，建立不同渗透率（0.3mD、0.5mD、0.7mD、0.9mD、1.1mD）条件下的数值模拟概念模型，定义无因次压裂缝半长为压裂缝半长与井距的比值，并研究不同无因次压裂缝半长（0.05、0.1、0.15、0.2、0.25）对水平井稳产期末采出程度的影响，如图4所示。根据某一渗透率条件下稳产期末采出程度与无因次压裂缝半长之间的对应关系曲线，采用交会法确定该渗透率条件下的最优无因次压裂缝半长（见图4和表4）。根据不同渗透率条件下的最优无因次压裂缝半长数据表，采用Excel软件可拟合得到基于渗透率的无因次压裂缝半长设计模型为
Lhf=0.184e-0.42k
式中，Lhf为最优无因次压裂缝半长，无量纲；k为储层渗透率，mD；
用最优无因次半长乘以2得到最优无因次裂缝长度，用最优无因次裂缝长度乘以井距可得到最优压裂缝长度，即Lf=0.368dwe-0.42k。
式中Lf为最优无因次压裂缝长度，无量纲；dw为相邻水平井之间的井距，m；k为储层渗透率，mD。
表4不同渗透率条件下的最优无因次压裂缝半缝长数据表
4）结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，建立不同渗透率（0.1mD、0.3mD、0.5mD、0.8mD、1.0mD、2.0mD、3.0mD）条件下的数值模拟概念模型，并研究不同压裂缝导流能力（5D.cm、10D.cm、20D.cm、50D.cm、75D.cm、100D.cm、150D.cm）对水平井产能的影响，如图5所示。根据某一渗透率条件下水平井产能与压裂缝导流能力的对应关系曲线，采用交会法确定该渗透率条件下的最优压裂缝导流能力（见图5和表5）。根据不同渗透率条件下的最优压裂缝导流能力数据表，采用Excel软件可拟合得到基于渗透率的压裂缝导流能力设计模型为
T=35.189k0.1324
式中，T为压裂缝导流能力，D.cm；k为储层渗透率，mD；
表5不同渗率条件下的最优压裂缝导流能力数据表
5）压裂缝位置设计
5.1压裂缝应尽量穿过含气砂体
结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，分别建立所有压裂缝均穿过含气砂体（图6）和部分压裂缝穿过含气砂体（图7）的数值模拟模型。
模拟计算结果如下（图8、图9）：
所有压裂缝均穿过含气砂体时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量分别为20.07%、13.74×104m3/d；部分压裂缝穿过含气砂体时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量分别为18.82%、12.54×104m3/d；可见，所有压裂缝均穿过含气砂体时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量均高于部分压裂缝穿过含气砂体时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量，因此压裂缝应尽量穿过含气砂体。
5.2当一个砂体中仅可压一条缝时，压裂缝应位于砂体中部
为研究含气单砂体中压裂缝位置对水平气井开发的影响，结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，建立了单个裂缝在含气单砂体中不同位置（中部、边缘）的数值模拟模型（图10和图11）。
模拟计算结果如下（图12、图13）：压裂缝在含气单砂体中部时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量分别为19.22%、13.15×104m3/d；压裂缝在含气单砂体边缘时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量分别为18.19%、12.01×104m3/d；可见，压裂缝在含气单砂体中部时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量均高于压裂缝在含气单砂体边缘时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量，因此，当一个含气单砂体中只能压裂一条缝时，压裂缝应位于含气单砂体中部。
5.3当一个含气砂体可压裂多条缝时，压裂缝在该含气砂体中应均匀分布(即压裂缝应当等间距分布)，并且靠近砂体边缘的压裂缝与砂体边缘的距离，应控制在最优裂缝间距的一半左右。
为研究含气单砂体中可压多条缝时的压裂缝位置对水平气井开发的影响，结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，建立了单个含气砂体中压裂缝不同位置模式下(均匀分布、非均匀分布)的数值模拟模型（图14和图15）。
模拟计算结果如下（图16、图17）：压裂缝在含气单砂体中均匀分布时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量分别为19.93%、13.67×104m3/d；压裂缝在含气单砂体中非均匀分布时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量分别为19.38%、13.16×104m3/d；可见，压裂缝在含气单砂体中均匀分布时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量均高于压裂缝在含气单砂体中非均匀分布时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量，因此，单砂体可以压裂多条缝时，压裂缝在含气单砂体中应等间距均匀分布，压裂缝之间的距离根据最优压裂缝间距设计模型确定，并且靠近砂体边缘的压裂缝与砂体边缘之间的距离不能太小，应控制在最优裂缝间距的一半左右，用以增大有效的供气面积。
5.4压裂缝排列方式地质设计方法实例
当同一砂体中有两口以上水平井时，为了优化相邻两水平的压裂缝排列方式，对压裂缝正对排列和交错排列两种排列方式进行了对比研究。结合大98井区的实际地质及渗流特征基本数据，所建立的裂缝交错排列与正对排列两种情况的数值模拟模型如图18所示。在两个模型中，储层渗透率取0.32mD，压裂缝间距根据设计模型d=102.35e0.52k确定为120.9m，压裂缝长用设计模型Lf=0.368dwe-0.42k确定为321.7m，压裂缝导流能力由设计模型T=35.189k0.1324确定为30.3D·cm。
模拟计算结果如下（图19、图20）：压裂缝交错排列时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量分别为16.24%、22.57×104m3/d；压裂缝正对排列时的稳产期末采出程度和模拟无阻流量分别为16.21%、22.20×104m3/d。
可见，压裂缝交错排列时的稳产期末采出程度、模拟无阻流量均高于压裂缝正对排列时的稳产期末采出程度和模拟无阻流量，因此，压裂缝采用交错排列方式效果较好。
虽然以上都是模拟结果，但经验证，实际情况与模拟结果具有一致性，即采用上述设计方式时，不同的方式对应的效果优劣是一致的。
5.5水平井单井压裂缝地质设计实例
大98井区盒1层两口相邻开发水平井之间的距离dw为1000m，两口井均穿过2个含气砂体，分6段压裂(如图21所示)。
位于砂体北部的水平井水平段长1200m，根据水平段测井曲线，确定2个含气砂体北部的渗透率分别为0.31mD和0.55mD，根据压裂缝间距设计模型d=102.35e0.52k、压裂缝长度设计模型Lf=0.368dwe-0.42k、压裂缝导流能力设计模型T=35.189k0.1324，可得到砂体1中的压裂缝间距约为120m，压裂缝长为323m，压裂缝导流能力为30.1D.cm；砂体2中的压裂缝间距为136m，压裂缝长为292m，压裂缝导流能力为32.5D.cm；6条压裂缝位置所对应的井深(斜深)分别3813.5m、3933.5m、4053.5、4561.0m、4697.0m、4833.0m。
位于砂体南部的水平井水平段长1000m，根据水平段测井曲线，确定2个含气砂体南部的渗透率分别为0.26mD和0.46mD，同理可得砂体1中的压裂缝间距约为117m，压裂缝长为330m，压裂缝导流能力为29.4D.cm；砂体2中的压裂缝间距为130m，压裂缝长为303m，压裂缝导流能力为31.8D.cm；6条压裂缝位置所对应的井深(斜深)分别3796.0m、3913.0m、4030.0、4283.7m、4413.7m、4543.7m。
Claims (4)
1. 一种致密气田水平井压裂缝地质设计方法，其特征在于步骤如下：
1)结合实际致密气田的具体地质和渗流特征，建立相应的水平井数值模拟概念模型；
2)基于水平井数值模拟概念模型，模拟优化不同储层渗透率条件下的最优裂缝间距；根据各储层渗透率条件下的最优裂缝间距，拟合建立基于储层渗透率的最优裂缝间距定量地质设计模型；
3) 基于水平井数值模拟概念模型，模拟优化不同储层渗透率条件下的最优无因次裂缝半长，所述的无因次裂缝半长为裂缝半长与水平井之间的井距的比值；根据各储层渗透率条件下的最优无因次裂缝半长，拟合建立基于储层渗透率的最优无因次裂缝半长定量地质设计模型；在得到最优无因次裂缝半长之后，用其乘以2得到最优无因次裂缝长度，然后用最优无因次裂缝长度乘以水平井之间的井距，即可得到最优裂缝长度；
4)基于水平井数值模拟概念模型，模拟优化不同储层渗透率条件下的最优裂缝导流能力；根据各储层渗透率条件下的最优裂缝导流能力，拟合建立基于储层渗透率的最优裂缝导流能力定量地质设计模型；
5)设计压裂缝位置：压裂缝必须穿过含气砂体；当一个含气砂体仅可压裂一条缝时，压裂缝的位置应位于含气砂体的中部；当一个含气砂体可压裂多条缝时，压裂缝在该含气砂体中应均匀分布，并且靠近砂体边缘的压裂缝与砂体边缘的距离，应控制在最优裂缝间距的一半左右；当一个含气砂体中存在两口以上水平井时，相邻两水平井之间的压裂缝应交错排列；
6)根据步骤2)至5)得到的设计模型，结合水平井所在位置的实际物性参数，具体确定压裂缝间距、压裂缝长度、压裂缝导流能力、压裂缝位置和压裂缝排列方式。
2.如权利要求1所述的致密气田水平井压裂缝地质设计方法，其特征在于，步骤2）中，根据某一渗透率条件下水平井产能与压裂缝间距之间的对应关系曲线，采用交会法确定该渗透率条件下的最优压裂缝间距；根据不同渗透率条件下的最优压裂缝间距表，采用软件拟合得到基于渗透率的最优压裂缝间距设计模型。
3.如权利要求1所述的致密气田水平井压裂缝地质设计方法，其特征在于，步骤3）中，根据某一渗透率条件下稳产期末采出程度与无因次压裂缝半缝长之间的对应关系曲线，采用交会法得到不同储层渗透率条件下的最优无因次裂缝半长；根据各储层渗透率条件下的最优无因次裂缝半长，采用软件拟合建立基于储层渗透率的最优无因次裂缝半长定量地质设计模型。
4.如权利要求1所述的致密气田水平井压裂缝地质设计方法，其特征在于，步骤4）中，根据某一渗透率条件下水平井产能与压裂缝导流能力的对应关系曲线，采用交会法确定该渗透率条件下的最优压裂缝导流能力；根据不同渗透率条件下的最优压裂缝导流能力数据表，采用软件拟合得到基于渗透率的压裂缝导流能力设计模型。
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