林 魂，張士誠，王 飛，潘子晴，張翼飛，陳玉龍

(1.中國石油大學(北京)石油工程學院，北京102249； 2.中油國際(PK)有限責任公司，哈薩克斯坦； 3.中國石油 西南油氣田勘探開發(fā)研究院，成都 610000)

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吉林油田低滲透凝析氣藏水力壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化

林 魂1，張士誠1，王 飛1，潘子晴1，張翼飛2，陳玉龍3

(1.中國石油大學(北京)石油工程學院，北京102249； 2.中油國際(PK)有限責任公司，哈薩克斯坦； 3.中國石油 西南油氣田勘探開發(fā)研究院，成都 610000)

為了高效開發(fā)吉林油田X低滲凝析氣藏，在分析原始井流物PVT實驗結果的基礎上，首先利用Eclipse軟件PVTi模塊建立組分模型，然后利用目標區(qū)塊實際數(shù)值模型，對水力壓裂裂縫參數(shù)及井底壓力進行單因素分析和正交優(yōu)化。結果表明：水力壓裂能提高凝析氣井產(chǎn)能，日產(chǎn)氣量提高7～9倍，日產(chǎn)油量提高3～5倍；增加裂縫長度比增加裂縫導流能力有效；目標氣藏壓裂井存在最優(yōu)井底壓力12 MPa；對于吉林油田X低滲凝析氣藏，最優(yōu)的壓裂裂縫參數(shù)為裂縫半長280 m，裂縫導流能力22 μm2·cm。

低滲透凝析氣藏；水力壓裂；裂縫參數(shù)優(yōu)化；組分模型

林魂，張士誠，王飛,等.吉林油田低滲透凝析氣藏水力裂縫參數(shù)優(yōu)化[J]Q.西安石油大學學報(自然科學版)，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

與常規(guī)氣藏相比，在開采初期凝析氣藏地層壓力高于露點壓力，而井底壓力低于露點壓力，因此在井底附近地層中出現(xiàn)兩相區(qū)。凝析液的析出使得流體界面張力、飽和度、氣相相對滲透率發(fā)生變化，導致氣井產(chǎn)能下降。國內(nèi)外學者對凝析氣藏開發(fā)動態(tài)進行了大量的研究[1-12]。事實證明，對于低滲凝析氣藏，水力壓裂能夠有效減輕反凝析現(xiàn)象對產(chǎn)能的影響。Antonin Settari等[13]人通過對挪威Smorbukk海上油田壓裂凝析氣井的開發(fā)過程系統(tǒng)研究發(fā)現(xiàn)，人工裂縫能夠有效緩解反凝析對產(chǎn)能的傷害，并且增產(chǎn)效率與地層的非均質(zhì)性、裂縫長度和導流能力相關。A.M.Aly等[14]人通過將油藏模型與水力裂縫設計相結合，研究了低滲凝析氣藏直井單裂縫、直井多裂縫、水平井壓裂3種情形下的生產(chǎn)動態(tài)。吳亞紅等[15]人利用數(shù)模手段對低滲凝析油氣藏進行了壓裂優(yōu)化設計，研究并優(yōu)化了均質(zhì)和非均質(zhì)地層條件下影響壓裂效果的裂縫參數(shù)。

本文針對吉林油田X低滲凝析氣藏，通過數(shù)值模擬方法系統(tǒng)研究了低滲凝析氣井壓裂后生產(chǎn)動態(tài)及影響因素，并優(yōu)化出與目標區(qū)塊相適應的最優(yōu)裂縫參數(shù)及井底壓力，為現(xiàn)場提供指導。

1　組分模型建立

為研究低滲透凝析氣藏開采過程中相態(tài)變化規(guī)律，利用PVTi模塊對原始井流物PVT實驗數(shù)據(jù)進行處理，擬合狀態(tài)方程的相關系數(shù)，從而完成組分模型建立，為后續(xù)的數(shù)值模擬提供PVT參數(shù)。

原始井流物組分如表1所示。

表1　流體組分分析數(shù)據(jù)

采用三參數(shù)PR狀態(tài)方程，通過擬合PVTi計算屬性值與實驗測量值，以確定合適的PR狀態(tài)方程參數(shù)。等組分膨脹實驗(CCE)、等體積衰竭實驗(CVD)實驗溫度設置為地層溫度61.8 ℃。實驗測得露點壓力為33.13 MPa。對于凝析氣藏，等體積衰竭實驗能夠模擬開發(fā)過程中隨著地層壓力下降凝析液析出的過程。其中，反凝析量至關重要，所以需要在擬合中設置高權重值。擬合結果如圖1所示，其中，藍色線表征模型計算值，紅色點表征實驗數(shù)據(jù)。

圖1　模型計算值和實驗值Fig.1　Comparison of model computation values with experimental data

2　數(shù)值模型建立

采用ECLIPSE300三維兩相模型，根據(jù)儲層參數(shù)(表2)建立實際數(shù)值模型。其中，模擬所需PVT參數(shù)由組分模型根據(jù)不同的壓力值計算得到。采用245×317×3網(wǎng)格體系，選取網(wǎng)格步長20 m×20 m×6m。運用局部網(wǎng)格加密的方法，對裂縫處網(wǎng)格進行加密，再根據(jù)等效裂縫導流能力的原理對裂縫進行處理。

表2　數(shù)值模擬基礎參數(shù)

3　水力壓裂裂縫參數(shù)及井底壓力優(yōu)化

3.1單因素分析

通過控制壓裂裂縫縫長、裂縫導流能力、井底壓力中的2個因素，改變另一個因素來分析其對壓裂凝析氣井產(chǎn)能的影響。

3.1.1裂縫縫長對產(chǎn)能的影響通過對比裂縫半長分別為Lf=100 m、150 m、200 m、250 m、300 m、350 m條件下的生產(chǎn)狀況，研究裂縫縫長對壓裂凝析氣井生產(chǎn)動態(tài)的影響。設定裂縫導流能力為20 μm2·cm，井底壓力為10 MPa。不同縫長條件下產(chǎn)氣速度、產(chǎn)油速度與時間的關系見圖2。

從日產(chǎn)氣量、日產(chǎn)凝析油量與時間的關系曲線中可以看出，壓裂井的產(chǎn)量總是高于非壓裂井，說明壓裂能明顯改善凝析氣井的生產(chǎn)效果。壓裂凝析氣井產(chǎn)能對裂縫半長敏感性強，隨著裂縫半長的增加，日產(chǎn)氣量、日產(chǎn)凝析油量均明顯增加。

不同裂縫半長條件下，生產(chǎn)初期日產(chǎn)氣量、日產(chǎn)凝析油量比較高，但產(chǎn)量下降快。生產(chǎn)一定時間后，產(chǎn)量趨于穩(wěn)定，并且不同裂縫半長下穩(wěn)定產(chǎn)量之間的差距越來越小。原因在于，生產(chǎn)初始階段地層壓力充足，凝析油主要分布于近井地帶，地層流體以單相流為主，因此油氣產(chǎn)量高。隨著生產(chǎn)的進行，地層能量不斷衰竭，凝析油分布范圍逐漸從近井地帶向遠井地帶擴大。當?shù)貙右詢上嗔鳛橹鲿r，地層阻力加大，油氣產(chǎn)量也隨之迅速降低。當凝析油析出速度與流動速度達到平衡時，凝析油的析出對凝析油、氣相滲的影響達到相對穩(wěn)定，因此日產(chǎn)凝析油量、日產(chǎn)氣量在生產(chǎn)后期趨于穩(wěn)定。

圖2　不同裂縫半縫長下油氣生產(chǎn)速度與時間的關系Fig.2　Oil/gas production rate-time curves under different fracture half length

壓裂對凝析氣的增產(chǎn)效果強于凝析油。以第4年末Lf=300 m條件下日產(chǎn)氣量、日產(chǎn)油量為例，日產(chǎn)氣量壓后是壓前的8倍，而日產(chǎn)油量壓后只有壓前的4.4倍。

綜上所述，從理論上講，裂縫半長越大，產(chǎn)量越高。但在實際施工中，作業(yè)成本會隨著裂縫半長增加而提高。所以在考慮經(jīng)濟和技術限制條件后，存在一個經(jīng)濟上的最優(yōu)裂縫半長。

增產(chǎn)倍比定義為壓裂后產(chǎn)量與壓裂前產(chǎn)量的比值。從不同裂縫半長時累計產(chǎn)氣量增產(chǎn)倍比曲線(圖3)中可以看出，當裂縫半長從100 m增加到250 m時，累計產(chǎn)氣量增產(chǎn)倍比增加幅度最大；當裂縫半長從250 m增加到350 m時，增產(chǎn)倍比增加幅度趨于平緩。因此針對吉林X低滲凝析氣藏，從壓裂工藝的成本考慮，最優(yōu)的裂縫半長約為250 m。

3.1.2裂縫導流能力對產(chǎn)能的影響通過對比導流能力分別為10 μm2·cm、15 μm2·cm、20 μm2·cm、25 μm2·cm、30 μm2·cm、35 μm2·cm條件下的生產(chǎn)狀況，研究裂縫導流能力對壓裂凝析氣井產(chǎn)能的影響。設定裂縫半長為250 m，井底壓力為10 MPa。不同導流能力下產(chǎn)氣速度、產(chǎn)油速度與時間的關系見圖4。

圖3　不同裂縫半長時累計產(chǎn)氣量增產(chǎn)倍比Fig.3　Relation between total gas production stimulation ratio and fracture half-length

圖4　不同裂縫導流能力下油氣生產(chǎn)速度與時間的關系Fig.4　Oil/gas production rate-time curves under different conductivity

從圖4中可以看出，一定縫長和壓差下，導流能力越大，產(chǎn)氣速度、產(chǎn)油速度越高，但增加幅度不明顯，說明壓裂凝析氣井產(chǎn)能對裂縫導流能力敏感性弱。原因在于，在低滲凝析氣藏中，受地層低滲透率的限制，地層對裂縫的供給能力嚴重不足，導致裂縫的高導流能力無法發(fā)揮作用。

由此可見，對于低滲凝析氣井壓裂，在一定程度上增加裂縫的導流能力可以提高凝析氣井的產(chǎn)能，但裂縫的導流能力并不是提高凝析氣井產(chǎn)能的主要因素。

從不同裂縫導流能力時累計產(chǎn)氣量增產(chǎn)倍比曲線(圖5)中可以看出，當裂縫導流能力從10 μm2·cm增加到25 μm2·cm時，增產(chǎn)倍比增加的幅度較大；當裂縫導流能力從25 μm2·cm增加到35 μm2·cm時，增產(chǎn)倍比增加幅度明顯減緩。因此對于吉林X低滲透凝析氣藏，最優(yōu)的裂縫導流能力約為25 μm2·cm。

圖5　不同裂縫導流能力時累計產(chǎn)氣量增產(chǎn)倍比Fig.5　Relation between total gas production stimulation ratio and fracture seepage ability

3.1.3井底壓力對產(chǎn)能的影響通過對比井底壓力分別為7 MPa、10 MPa、14 MPa、17 MPa條件下的生產(chǎn)狀況，研究井底壓力對壓裂凝析氣井產(chǎn)能的影響。設定裂縫半長為250 m，裂縫導流能力為20 μm2·cm。不同井底壓力下產(chǎn)氣速度、產(chǎn)油速度與時間的關系見圖6。

圖6　不同井底壓力下油氣生產(chǎn)速度與時間的關系Fig.6　Oil/gas production rate-time curves under different bottom-hole pressure

從圖6中可以看出，一定縫長和導流能力條件下，井底壓力越低，產(chǎn)氣速度、產(chǎn)油速度越高，但產(chǎn)量增長幅度明顯減緩。原因在于，一方面，產(chǎn)量與井底流壓成正比，井底壓力越低，產(chǎn)量越高；另一方面，隨著井底壓力下降，井筒附近兩相區(qū)范圍擴大，產(chǎn)量下降。因此，對于低滲凝析氣藏而言存在最優(yōu)的井底壓力。

從不同井底壓力時累計產(chǎn)氣量增產(chǎn)倍比曲線(圖7)中可以看出，當井底壓力從17 MPa降低到10 MPa時，增產(chǎn)倍比增加的幅度較大；當井底壓力從10 MPa降低到7 MPa時，增產(chǎn)倍比增加的幅度明顯減緩。因此對于吉林X低滲凝析氣藏，最優(yōu)的井底壓力約為10 MPa。

圖7　不同井底壓力時累計產(chǎn)氣量增產(chǎn)倍比Fig.7　Relation between total gas production stimulation ratio and bottom-hole pressure

3.2正交試驗優(yōu)化

由于對每個因素進行單因素分析時都假設其他因素固定，因此單因素分析結果不可避免具有一定的局限性。為了更加科學合理地分析各因素對壓裂低滲凝析氣井產(chǎn)能的影響，采用正交化設計方法進行多因素分析。根據(jù)單因素分析中各因素的優(yōu)化值，設定裂縫半長為220 m、250 m、280 m，導流能力為22 μm2·cm、25 μm2·cm、28 μm2·cm，井底壓力為8 MPa、10 MPa、12 MPa，模擬生產(chǎn)時間為5 a。根據(jù)正交試驗設計的因素水平取值，模擬方案和結果見表3。

表3　正交試驗設計及結果

根據(jù)表3結果，對于吉林X低滲凝析氣藏，最優(yōu)的壓裂方案為方案7，即縫長280 m，裂縫導流能力22 μm2·cm，井底壓力12 MPa，增產(chǎn)倍比13.68。

4　結　論

(1)對于低滲凝析氣藏，當?shù)貙訅毫Φ陀诼饵c壓力發(fā)生反凝析現(xiàn)象時，凝析氣井產(chǎn)能大幅下降。水力壓裂能改善滲流條件，提高產(chǎn)能，日產(chǎn)氣量提高7～9倍，日產(chǎn)油量提高3～5倍。

(2)對低滲凝析氣藏進行壓裂時，增加裂縫長度比增加裂縫導流能力更能有效提高產(chǎn)量。

(3)低滲凝析氣藏壓裂井存在最優(yōu)井底壓力。吉林X低滲凝析氣藏最優(yōu)井底壓力為12 MPa。

(4)通過數(shù)值模擬研究得出，對于吉林X低滲凝析氣藏而言，最優(yōu)的壓裂裂縫參數(shù)為縫長280 m，裂縫導流能力22 μm2·cm。

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WU Yahong,ZHANG Shicheng,WU Yasheng.Optimized fracturing design and production prediction of low permeable condensate reservoirs[J].Natural Gas Industry,2005,25(5):84-87.

責任編輯：賀元旦

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

北京市自然科學基金(編號：3154038)

林魂(1988-)，男，在讀博士，主要從事油氣田開發(fā)工程以及數(shù)值模擬研究。E-mail:linhun016@aliyun.com

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

TE357

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

A