超低渗油藏水平井与直井联合井网参数优化

2014-05-15徐庆岩蒋文文王学武吴向红何英

特种油气藏 2014年2期

徐庆岩，蒋文文，王学武，吴向红，何英

（1.中油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国专利信息中心北京 100088；3.中油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007）

引言

超低渗油藏渗透率低、孔喉细小，流体在其中的渗流规律呈非线性渗流特征[1-2]。国内外油田开发实践表明，压裂水平井技术可以有效地提升超低渗透油藏的开发效果[3-5]。压裂水平井泄油面积大，可大幅提高超低渗油藏的原油产能，但泄油面积大也会较快地消耗地层能量，使产能快速递减至较低水平，不利于油田稳产和产能建设。为了解决压裂水平井衰竭开采压力下降过快，产油快速递减的问题，在超低渗油藏的开发过程中，油田现场一般采用直井注水补充能量的方法，改善其开发效果。近年来，国内学者对于水平井压裂参数优化大多针对压裂水平井衰竭开采[6-9]，对于水平井与直井联合开采井网的参数优化研究较少，且未考虑超低渗透油藏的非线性渗流特征。以长庆某超低渗区块为例，利用非线性渗流数值模拟软件，研究水平井与直井联合开采井网的水平井长度、裂缝分布形态、注水井间距离等参数对开发效果的影响。

1 地质模型及参数选取

为了对水平井与直井联合开采的影响因素进行系统地研究，选取长庆华庆油田元 284区块超低渗水平井示范区为研究对象。根据研究区块实际地质资料，地质模型的各项参数选取如表1所示（在具体优化某参数时，会改变其中某一参数的级别水平）。考虑到模型计算结果的收敛性和准确性，网格步长和时间步长不宜过大，网格步长一般为20m，模型采用块中心网格，水力压裂裂缝采用局部网格加密的方法实现。模拟计算的时间步长一般为30d，模拟时间一般为20a。考虑超低渗透油藏的非线性渗流特征，采用非线性渗流数值模拟软件[10-11]进行数值模拟。

表1 地质模型主要参数

对于压裂水平井与直井联合开采井网，当采用直井注水补充能量时，联合注水井网形式有多种。通过文献和现场调研，选取该区块最常见的七点法直井与水平井的联合井网。

2 压裂水平井与直井联合开采影响因素研究

2.1 水平井长度

设定水平井长度500、600、700、800、900、1000m，结合表1的数据参数，建立多个不同的七点法直井注水平井采井网模型。由图1可知，随着水平井长度的增加，20a的水平井采出程度相应增加，当水平井长度达到800m时，采出程度的增速变缓。当水平井长度为500、600、700、800、900、1000m时，见水时间分别为60、57、53、49、43、37个月，见水时波及系数分别为85%、81%、78%、75%、69%、65%。即随着水平井井筒长度的增加，水平井见水时间逐渐提前，见水时的波及系数也相应逐渐减小，且水平井长度超过800m后，见水提前和波及系数减小的效果更加明显。可见，水平井长度并不是越长越好，在直井注水水平井采油的井网中，水平井的长度直接影响水平井的单井产能和见水时间，水平井存在相对最优的长度。综上所述，对于默认参数的地质模型，最优的水平井长度为800m。

图1 模型采出程度、见水时间和见水时波及系数与水平井长度的关系

2.2 裂缝分布形态

当采用直井注水补充能量时，需要注意水平井压裂裂缝的形态位置分布。对于直井与水平井联合开采井网，裂缝分布形态是影响含水率上升的重要因素。为了研究最佳的裂缝分布形态，根据现场调研，设计4种裂缝形态分布方案，如图2所示，4个方案的开发指标对比见图3。

图2 4种裂缝分布形态

图3 不同方案的开发指标对比曲线

由图3可知，方案4（间断型纺锤形裂缝分布形态）相同采出程度下含水率最低，且总体日产油水平较高，为相对最优裂缝分布形态。

2.3 注水井井间距离

注水井井间距离会影响水平井的采出程度。设定注水井井间距离为450、500、550、600、650m，分别建立理想模型，通过对比不同方案 20a末的有效采出程度等开发指标来优选最佳方案（考虑不同方案的井网密度差异，定义有效采出程度为：有效采出程度=采收率×井网面积/井数）。

由图4可知，随着注水井井间距离减小，直井与水平井联合开采井网的采出程度增加，因为随着注水井井间距离的减小，注水井与采油井之间的距离也相应缩小，有利于补充地层能量和油井受效。设定的注水井井间距离所对应的有效采出程度分别为0.397、0.406、0.406、0.398、0.394km2/口。可知，注水井井间距离为500～550m时有效采出程度最高。有效采出程度考虑了井网密度对开发效果的影响，在评价有效性上要比采出程度更加准确。因此，最优注水井井间距离为500～550m。

2.4 注水井排与水平井垂直距离

设定注水井排与水平井垂向距离为300、350、400、450、500m，通过对比不同方案的20a末的有效采出程度等开发指标来优选最佳的方案（图5）。

图4 不同注水井井间距离的采出程度

图5 不同注水井排与水平井垂向距离的采出程度

由图5可知，随着注水井排与水平井距离减小，直井与水平井联合开采井网的采出程度增加，因为随着注水井排与水平井之间距离的减小，注入水达到水平井的时间会缩短，有利于补充地层能量和油井受效。设定的注水井排与水平井距离所对应的有效采出程度分别为0.396、0.406、0.406、0.397、0.393km2/口。可知，注水井排与水平井间距离为 350～400m时有效采出程度最高。因此，最优注水井排与水平井垂向距离为350～400m。

2.5 稳油控水政策

当采用直井注水补充能量时，压裂与注水存在最佳匹配。当裂缝过长或者注水井（尤其是正对水平井的注水井）注水量过大时，水平井含水易快速上升，造成产油快速递减。为了研究水平井的控水政策，从减小正对中间裂缝注水井的注水量和适当缩短中间正对注水井裂缝的长度两个方面研究。

设定中间注水井的裂缝长度为 20、40、60、80、100、120、140、160、180m。设定中间注水井的注水量为常规注水量和注水量减半 2个级别。其他参数采用默认地质模型的参数，建立相应模型进行计算，对比不同模型的开发效果（图6）。

图6 稳油控水政策开发指标曲线

由图6a可知，随着中间裂缝长度的增加，累计产油先增加后减小，其中裂缝长度为80m是转折点，可见适当缩短中间裂缝可以取得更好地开发效果；由图6b可知，将中间注水井的注水量减半后，可以明显降低含水上升速度。综上所述，适当的降低中间裂缝的长度和中间注水井的注水量可以起到稳油控水的作用。

3 现场应用

将前面研究成果应用于长庆油田华庆长63超低渗透油藏元284南部区块。针对该区块部署的七点法直井与水平井联合井网，水平井长度由最初设计的600m延长至800m、裂缝分布形态由均匀分布形态改为间断型纺锤形分布、注水井井间距离由初始设计的600m缩短至500m、注水井排与水平井垂直距离由最初设计的500m减小至400m。目前，区块累计产油比最初方案设计累计产油增加2895t，平均单井产能由最初设计的4.0t/d增加至6.5t/d。对该区块之前已部署的高含水水平井（采取的是均匀分布裂缝形态）进行了适当堵缝，将中间位置的裂缝长度由150m缩短为80m，并将其正对的注水井注水量降低50%，高含水井的含水率由50.3%降低至36.3%。截至目前，该区块水平井单井产量达到附近直井单井产量的4倍以上，初步建成产能30×104t示范区。