水平井开发致密油效果评价及有利区预测

苏幽雅，李化斌，张 彬，徐 宁，张晓莉

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

1 致密油的特点及储量状况

致密油是致密储层油的简称，是指覆压基质渗透率小于或等于0.1 mD 的砂岩、灰岩等储集油层。石油经过短距离运移，主要包括致密砂岩和灰岩等，油质较轻，单井一般无自然产能或自然产能低于工业产能下限，在一定经济条件和技术措施下可获得工业石油产量。形成致密油需具备3 个关键标志：大面积分布的致密储层；广覆式分布的腐泥型较高成熟度的优质生油层；连续型分布的致密储层与生油岩紧密接触的共生层系（见图1）。

图1 非常规石油聚集模式

1.1 致密油的特征

（1）油藏大面积连续分布：致密油主要分布在三叠系延长组长7、长6 半深湖和三角洲前缘沉积砂体中，致密砂岩与烃源岩紧密接触，油源储配好，油层分布稳定，横向连续性好。

（2）原油密度和粘度特征：原油性质好，可流动性强。

（3）原油物理性质含油饱和度高，致密砂岩储层与烃源岩共生，石油充注程度高。

（4）储层特征：物性差、隔夹层发育、非均质性强、天然裂缝发育。

2 致密开发技术及效果评价

2.1 水平优化技术应用

通过应用“水平井井网优化技术、压裂改造技术、钻井优化技术”使水平井开发有序高效推进，全年新钻水平井54 口，投产28 口，初期单产达到8.0 吨。其中水平井井网的关键技术参数包括井排方位（裂缝与水平段夹角设计）、井距、排距、水平段长度及布缝方式（布缝密度）。

2.1.1 水平段方位优化 理论研究：各向异性地层水平段垂直于裂缝方向时产量最高（见图2）。

根据数值模拟，水平段垂直于最大主应力方向时，水平井单井日产油、阶段采出程度均高。应用数模与理论在黄36、盐31 等区块水平段设计方位采用垂直于最大主应力方向a=90°优化水段方位（见图3，图4）。

图2 各向异性油藏水平井方位与裂缝夹角示意图

图3 单井日产油量与时间关系图

图4 采出程度与时间关系图

2.1.2 合理井距、井排优化 通过华庆长6 油藏岩心室内实验证实井距500 m、排距200 m 时压力差大于启动压力梯度0.048 MPa/m，可以建立有效压力驱替，根据实验我厂水平井设计采用井距500 m，排距200 m的设计（见图5，图6）。

图5 不同排距驱替压力与启动压力梯度关系图

图6 不同井距驱替压力与启动压力梯度关系图

2.1.3 水平井网优化 根据数值模拟和借鉴经验，优化水平井采用五点法井网（纺锤型）及七点法井网（哑铃型），井排距采用500×200 m 井网形式。

2.1.4 水平段长度优化 理论公式计算与数值模拟均表明：水平段越长，初期单井产量越高。压裂水平井产能计算公式：

理论与经济效益综合评价，五点法采用500～600 m水平段，七点采用800～1 000 m 水平段较合理（见图7，图8）。

2.1.5 布缝方式优化 根据裂缝密度与单井产量、经济效益关系，缝密度=1～1.5 段/100 米最佳，水平井采用布缝密度= 1～1.5 段/100 米。

2.2 体积压裂技术应用

2.2.1 配套工艺方法及特点 工艺改造技术在黄36长81、盐31 长63、吴464 长72三个致密油水平井开发试验区开展水平井psk 分段多簇压裂、环空加砂压裂、常规分段压裂工艺。psk 分段多簇压裂实现了密集布缝，高效解放油层。环空加砂压裂排量由2.5 上升到6 m3/min，单段压裂改造体积增大50 %。常规体积压裂：形成多方向、多维度裂缝，实现油层整体打碎（见图9）。

图7 不同井距驱替压力与启动压力梯度关系图

图8 不同井距驱替压力与启动压力梯度关系图

图9 水力喷射环空加砂压裂示意图

水平井通过体积压裂改造技术，水平井单井初期单井产能8.0 t，是常规开发井的6～8 倍（见图10）。

图10 体积压裂效果对比图

2.2.2 配套工艺优选 通过对比三种工艺在盐31 改造后的初期产量、递减率、施工周期指标，认为环空加砂工艺较为适用，产量高、递减小、试油周期相当。吴464 区长72 完试2 口，均采用“环空加砂”工艺，初期井均单井产量12.9 t。在工艺改造优选认为水平井压裂采用“环空加砂”工艺效果更佳。

2.3 钻井优化技术

优化为二开井身结构中下部入窗，井眼轨迹进入油层最大井斜小于76°，缩短了钻井周期，降低了钻井成本，建井周期缩短至23.8 天/井。

2.4 开发效果评价

2.4.1 产量评价 通过对黄36、盐31、吴464 区块定向井与水平井开发后单井产量对比，水平井为定向井的6～8 倍。黄36 区块定向井的菱形反九点初期井均日产油1.7 t，目前井均日产油1.0 t，改为水平井七点开发后，初期井均日产油8.8 t，目前井均日产油8.1 t；盐31 区块定向井菱形反九点开发井初期井均日产油1.5 t，目前井均日产油0.6 t，改水平井七点后初期井均日产油6.6 t，目前井均日产油6.1 t；吴464 区块定向井菱形反九点初期井均日产油6.1 t，目前井均日产油1.9 t，采用水平井七点后，初期井均日产油10.2 t，目前井均日产油10.1 t，水平井开发同比定向井开发都有好的开发效果。

2.4.2 递减及含水评价 通过对黄36、盐31、吴464区块定向井与水平井开发后递减及含水对比，水平井开发前3 个月月度递减控制在1.9 %～7.9 %，含水控制在24.7 %～42.1 %，见水风险相对较小（见图11，图12）。

图11 黄36 区对比井网试油与产量对比表

图12 黄36 区不同井网形式递减与含水对比表

2.4.3 单井评价 盐31 区块的盐平32-17 井布井方式为五点法，水平段长500 m，布缝密度1.3 段/100m。改造方式为体积压裂滞留液2 138 m3具有较长的稳产期，实现水平井高效开发，单井日产产量稳定在10.5 t。黄平35-22 井布井方式为七点法，水平段长度800 m，布缝密度1.5 段/100m。 改造方式体积压裂滞留液6 282 m3，目前产量、含水保持稳定，保持长期稳产在日产油11.5 t。

3 面临的技术难题及下步有利区预测

目前水平井主要有两方面突出矛盾的难题，（1）2013 年完钻水平井产量递减受控因素不明（盐31 区块2 口下降4.3 t，黄36 区块6 口下降10.5 t），是否目前开发基本没注水导致。（2）根据目前水平井开发情况而言，注水时机如何确定。根据目前水平井开发经验和借鉴其他厂水平井实施情况分析，水平井最佳注水时机是同步注水。

根据水平井开发技术应用及效果评价，下步继续采用井距500 m，排距200 m，在盐31、新17 五点法水平段长500～600 m，黄36、吴464 采用七点法水平段长800～1 000 m，布缝密度1～1.5 段/100m。部署钻井260口，其中水平井100 口，配套注水井160 口，设计单井产能8.0 t，建产能24.1 万吨。

4 结论及认识

（1）水平井井网优化技术、水平井钻井技术、工厂化作业和体积压裂改造技术为核心的水平井开发技术，单井日产油达到8.0 t 以上，实现了致密油资源有效开发。

（2）水平井井网优化采用井排距500×150 m，五点法采用水平段长度500～600 m；七点法采用水平段800～1 000 m，采用水平井井网开采月递减降低控制1.9 %～7.9 %，含水控制在24.7 %～42.1 %，见水风险相对较小。

（3）开发致密油实施“水平井+体积压裂”工艺技术，体积压裂滞留液补充地层能力，恢复原始地层压力131 %，具有较长的稳产期，实现水平井高效开发。

（4）过现场实践发现产量与施工参数呈正相关性，分析认为水平段长度≥800 m、压裂排量≥4 m3/min、入地液量≥4 000 m3、布缝密度≥1 段/100m，水平井初期产量可达到8 t 以上。

（5）下步在盐31、黄36、吴464、新17 区域部署钻井260 口，其中水平井100 口，配套注水井160 口，设计单井产能8.0 t，可建产能24.0 万吨。

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