致密砂岩气藏水平井压裂施工参数优化新方法与效果评价——以JH区块为例

doi:10.12422/j.issn.1672-6952.2026.04.006

摘要/Abstract

摘要：

水平井分段压裂技术是实现低孔低渗致密砂岩气藏有效开发的关键，其中压裂施工参数的合理优化是基础。目前，普遍采用“一井一策”的压裂设计思路，实践表明该思路下施工参数与压裂效果的相关性不高，参数对改造效果的影响规律不清楚，无法适应强非均质性致密砂岩气藏多类型储层共存的局面。基于此，以金秋气田JH区块为研究背景，提出了考虑储层品质和砂体分布特点的“一段一策，分段优化”新思路；采用地质工程一体化思路，建立了“储层类型优化-改造段分类-目的井参数优化”的致密砂岩气藏水平井压裂施工参数优化高效设计方法，构建了一套可快速复用、针对分储层类型的致密砂岩气藏压裂标准化设计流程。结果表明，相比传统方法，该优化方法可使单井压裂设计周期缩短50%~60%，单井压裂成本降低10.6%，压后单井稳产时间延长58.3%，最终可采储量（EUR）提高15.6%。该优化方法可有效提升强非均质性致密砂岩气藏压裂施工参数优化的科学性和高效性，对以JH区块为代表的同类致密砂岩气藏压裂改造及开发效益提升具有一定的指导作用和工程借鉴价值。

关键词: 致密砂岩气, 水平井, 分段压裂, JH区块, 地质工程一体化, 施工参数优化

Abstract:

Staged fracturing of horizontal wells is essential for the effective development of tight sandstone gas reservoirs with low porosity and low permeability, and rational optimization of fracturing treatment parameters is fundamental. The conventional "one-well, one-design" approach has been widely used; however, field practice shows that the correlation between treatment parameters and fracturing effectiveness under this approach is weak. The influence of individual parameters on stimulation performance remains unclear, and the method cannot accommodate the coexistence of multiple reservoir types in strongly heterogeneous tight sandstone gas reservoirs. Taking the JH block of the Jinqiu gas field as the study area, this paper proposes a new concept of "one-stage, one-design, segmented optimization" that considers reservoir quality and sandbody distribution. Following an integrated geology-engineering approach, an efficient design method for optimizing fracturing parameters in horizontal wells in tight sandstone gas reservoirs is established, including reservoir-type-specific optimization, treatment-stage classification, and target-well parameter optimization. A standardized design workflow that can be rapidly reused for different reservoir types is also developed. The results show that, compared with the conventional method, the proposed optimization method shortens the single?well fracturing design cycle by 50%-60%, reduces single?well fracturing cost by 10.6%, increases the post-fracturing stable-production period by 58.3%, and improves estimated ultimate recovery (EUR) by 15.6%. The method can effectively improve the scientific rigor and efficiency of fracturing-parameter optimization in strongly heterogeneous tight sandstone gas reservoirs and provides practical guidance for fracturing stimulation and development-benefit enhancement in reservoirs similar to the JH block.

Key words: Tight sandstone gas, Horizontal well, Staged fracturing, JH block, Geology-engineering integration, Fracturing- parameters optimization

中图分类号:

TE323

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图/表 22

表1 JH区块沙溪庙组储层类型及物性特征

Table 1 Reservoir types and physical properties of Shaximiao formation in JH block

储层类型	粒度	孔隙类型	喉道类型	孔隙度/%	空气渗透率/mD	储集岩评价
Ⅰ类	细⁃中砂岩	粒间孔为主	点状、片状	>12.0	>0.5	好，低孔
Ⅱ类	细中砂岩	粒间孔、粒内溶孔为主	片状	10.0~12.0	0.1~0.5	较好，低孔
Ⅲ类	细砂岩	粒内溶孔	管束状	8.0~<10.0	<0.1	一般，特低孔

图1 不同类型储层压裂施工参数优化流程

Fig.1 Optimization process of fracturing parameters for different reservoir types

图2 致密气水平井压裂参数优化流程

Fig.2 Optimization process of fracturing parameters for tight gas horizontal wells

表2 分类储层参数统计结果

Table 2 Statistical results table of classified reservoir parameters

储层

类别

图3 压裂施工参数阶梯式优化路线

Fig.3 Stepped optimization route of fracturing construction parameters

图4 不同单段射孔簇数下的裂缝形态

Fig.4 Fracture morphology under different perforation cluster numbers in a single stage

图5 不同类型储层的压裂裂缝参数随单段射孔簇数的变化曲线（a）水力缝长（b）支撑缝高（c）改造体积

Fig.5 Variation curves of simulated fracture parameters for different reservoir types with the number of perforation clusters per stage

图6 不同类型储层的单段EUR随单段射孔簇数的变化曲线

Fig.6 Variation curves of single?stage EUR for different reservoir yypes with the number of perforation clusters per Stage

图7 不同类型储层的压裂裂缝参数随施工排量的变化曲线（a）水力缝长（b）压裂液效率（c）导流能力

Fig.7 Variation curves of fracturing fracture parameters for different reservoir types with construction displacement

图8 不同类型储层的单段EUR随施工排量的变化曲线

Fig.8 Variation curves of single?stage EUR for different reservoir types with pumping rate

图9 不同类型储层的压裂裂缝参数随用液强度的变化曲线（a）水力缝长（b）支撑缝高（c）压裂液效率

Fig.9 Variation curves of hydraulic fracture parameters for different reservoir types with fluid intensity

图10 不同类型储层的单段EUR随用液强度的变化曲线

Fig.10 Variation curves of single?stage EUR for different reservoir types with fluid intensity

图11 不同类型储层的压裂裂缝参数随加砂强度的变化曲线（a）支撑缝高（b） SRV （c）水力缝长

Fig.11 Variation of fracture parameters with proppant intensity in different reservoir types

图12 不同类型储层的单段EUR随加砂强度的变化曲线

Fig.12 Variation curves of single?stage EUR for different reservoir types with sand addition intensity

图13 不同加砂强度下裂缝导流能力分布剖面图（a） 2.5 t/m （b） 3.5 t/m （c） 4.5 t/m

Fig.13 Profile of fracture conductivity distribution under different proppant intensities

表3 不同类型储层的压裂施工参数优化结果

Table 3 Fracturing parameter optimization results of different reservoir types

储层类别	渗透率/mD	簇数	簇间距/m	施工排量/（m³ $⋅$ min^-1）	用液强度/（m³ $⋅$ m^-1）	加砂强度/（t $⋅$ m^-1）
Ⅰ类	0.21	6	16.7	16	16	4.0
Ⅱ类	0.06	8	12.5	18	15	3.5
Ⅲ类	0.02	10	10.0	20	14	3.0

表3 不同类型储层的压裂施工参数优化结果

Table 3 Fracturing parameter optimization results of different reservoir types

储层类别	渗透率/mD	簇数	簇间距/m	施工排量/（m³ $⋅$ min^-1）	用液强度/（m³ $⋅$ m^-1）	加砂强度/（t $⋅$ m^-1）
Ⅰ类	0.21	6	16.7	16	16	4.0
Ⅱ类	0.06	8	12.5	18	15	3.5
Ⅲ类	0.02	10	10.0	20	14	3.0

图14 微地震校正裂缝三维形态（支撑剂分布）

Fig.14 3D morphology of fractures corrected by microseismic monitoring (proppant distribution)

图15 JQ511?X井沿水平段储层类型分布模型

Fig.15 Reservoir type distribution model along the horizontal section of JQ511?X well

表4 JQ511?X井各压裂段内储层分类优化设计方案

Table 4 Optimization design table of reservoir classification in each fracturing stage of JQ511?X well

段次	段长	Ⅰ类占比	Ⅱ类占比	Ⅲ类占比	段内储层分类结果	设计标准	段次	段长	Ⅰ类占比	Ⅱ类占比	Ⅲ类占比	段内储层分类结果	设计标准
1	95	0.70	0.30		Ⅰ	单一储层	12	93	0.71	0.29		Ⅰ	单一储层
2	98	0.72	0.28		Ⅰ	单一储层	13	87	0.28	0.72		Ⅱ	单一储层
3	98	0.59	0.24	0.17	Ⅰ+Ⅱ+Ⅲ	按比例	14	90	0.32	0.68		Ⅰ+Ⅱ	按比例
4	107	1.00			Ⅰ	单一储层	15	98		0.39	0.61	Ⅱ+Ⅲ	两类储层
5	107	1.00			Ⅰ	单一储层	16	105	0.40	0.43	0.17	Ⅰ+Ⅱ	两类储层
6	100		0.51	0.49	Ⅱ+Ⅲ	按比例	17	110		0.56	0.44	Ⅱ+Ⅲ	两类储层
7	92	0.43	0.28	0.29	Ⅰ+Ⅱ+Ⅲ	按比例	18	110		0.16	0.84	Ⅲ	单一储层
8	95	1.00			Ⅰ	单一储层	19	110		0.19	0.81	Ⅲ	单一储层
9	95	0.70	0.15	0.15	Ⅰ	单一储层	20	110		0.29	0.71	Ⅲ	单一储层
10	92	1.00			Ⅰ	单一储层	21	93	0.71	0.29		Ⅰ	单一储层
11	93	1.00			Ⅰ	单一储层

表5 JQ511?X井各压裂段内储层现场与优化施工参数对比结果

Table 5 Comparison results between field and optimized construction parameters in each fracturing stage of JQ511?X well

段次	压裂液/m³		支撑剂/t		簇间距/m		主排量/（m³ $⋅$ min^-1）		射孔簇数
段次	优化前	优化后	优化前	优化后	优化前	优化后	优化前	优化后	优化前	优化后
1	1 440	1 445	380	380	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	10	6
2	1 480	1 493	392	392	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	9	6
3	1 480	1 435	392	363	8.0~10.0	14.5	18.0	17.2	10	7
4	1 620	1 637	430	428	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	11	7
5	1 620	1 637	430	428	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	11	7
6	1 500	1 376	400	326	8.0~10.0	11.3	18.0	19.0	11	9
7	1 380	1 318	370	329	8.0~10.0	13.6	18.0	17.7	9	7
8	1 440	1 445	380	380	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	9	6
9	1 440	1 445	380	380	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	10	6
10	1 380	1 397	370	368	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	9	6
11	1 400	1 413	372	372	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	9	6
12	1 400	1 413	372	372	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	10	6
13	1 320	1 230	350	305	8.0~10.0	12.5	18.0	18.0	9	7
14	1 360	1 304	360	330	8.0~10.0	13.9	18.0	17.4	10	7
15	1 480	1 366	392	328	8.0~10.0	10.0	18.0	18.6	10	9
16	1 580	1 535	420	385	8.0~10.0	12.5	18.0	17.3	11	8
17	1 660	1 545	440	370	8.0~10.0	12.5	18.0	18.5	11	9
18	1 660	1 465	440	330	8.0~10.0	10.0	18.0	20.0	10	10
19	1 660	1 465	440	330	8.0~10.0	10.0	18.0	20.0	11	11
20	1 660	1 465	440	330	8.0~10.0	10.0	18.0	20.0	11	11
21	1 020	863	270	201	8.0~10.0	10.0	18.0	20.0	8	7

表5 JQ511?X井各压裂段内储层现场与优化施工参数对比结果

Table 5 Comparison results between field and optimized construction parameters in each fracturing stage of JQ511?X well

段次	压裂液/m³		支撑剂/t		簇间距/m		主排量/（m³ $⋅$ min^-1）		射孔簇数
段次	优化前	优化后	优化前	优化后	优化前	优化后	优化前	优化后	优化前	优化后
1	1 440	1 445	380	380	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	10	6
2	1 480	1 493	392	392	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	9	6
3	1 480	1 435	392	363	8.0~10.0	14.5	18.0	17.2	10	7
4	1 620	1 637	430	428	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	11	7
5	1 620	1 637	430	428	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	11	7
6	1 500	1 376	400	326	8.0~10.0	11.3	18.0	19.0	11	9
7	1 380	1 318	370	329	8.0~10.0	13.6	18.0	17.7	9	7
8	1 440	1 445	380	380	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	9	6
9	1 440	1 445	380	380	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	10	6
10	1 380	1 397	370	368	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	9	6
11	1 400	1 413	372	372	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	9	6
12	1 400	1 413	372	372	8.0~10.0	16.7	18.0	16.0	10	6
13	1 320	1 230	350	305	8.0~10.0	12.5	18.0	18.0	9	7
14	1 360	1 304	360	330	8.0~10.0	13.9	18.0	17.4	10	7
15	1 480	1 366	392	328	8.0~10.0	10.0	18.0	18.6	10	9
16	1 580	1 535	420	385	8.0~10.0	12.5	18.0	17.3	11	8
17	1 660	1 545	440	370	8.0~10.0	12.5	18.0	18.5	11	9
18	1 660	1 465	440	330	8.0~10.0	10.0	18.0	20.0	10	10
19	1 660	1 465	440	330	8.0~10.0	10.0	18.0	20.0	11	11
20	1 660	1 465	440	330	8.0~10.0	10.0	18.0	20.0	11	11
21	1 020	863	270	201	8.0~10.0	10.0	18.0	20.0	8	7

表6 JQ511?X井优化前后裂缝参数统计结果

Table 6 Statistical results of fracture parameters of JQ511?X well before and after optimization

参数	数值
参数	优化前	优化后
平均水力缝长/m	210.9	2 560.4
平均支撑缝高/m	190	233
平均导流能力/（mD·m）	150	147
SRV $×$ 10^-4/m³	404.36	371.06

表6 JQ511?X井优化前后裂缝参数统计结果

Table 6 Statistical results of fracture parameters of JQ511?X well before and after optimization

参数	数值
参数	优化前	优化后
平均水力缝长/m	210.9	2 560.4
平均支撑缝高/m	190	233
平均导流能力/（mD·m）	150	147
SRV $×$ 10^-4/m³	404.36	371.06

图16 JQ511?X井优化前后EUR和日产气量对比（a） EUR （b）日产气量

Fig.16 Comparison of EUR and daily gas output for JQ511?X well before and after optimization

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