深层低渗透油藏水平井优化设计研究

2014-11-22代丽中石油大港油田分公司勘探开发研究院天津300280

石油天然气学报 2014年10期

代丽（中石油大港油田分公司勘探开发研究院，天津 300280）

低渗透油藏的石油储量目前已经成为我国石油资源的重要组成部分，每年的新增石油探明储量有超过60%的储量来自于低渗透油藏［1］。近几年来随着大型压裂技术的发展，利用水平井技术结合大规模压裂技术来开发低渗透油藏已经取得了显著的成效，可以明显地提高油井产能、改善低渗透油田的开发效果，但在开发过程中不断出现：岩性油藏中水平井钻遇率低、初期产量高但递减快、井底压力下降快、注水困难等问题，无法满足低渗透油藏的经济开发需求，迫切需要深化水平井设计研究。笔者主要以大港油田新探明的深层低渗透油藏为基础，开展了低渗透油藏水平井的优化设计研究。

1 水平井的目标层精细预测研究

1.1 储层精细对比与划分

储层精细对比与划分具体研究内容：①确定对比标志层，以区内发育较稳定的砂层组或特殊岩性段所显示的电测曲线特征作为标志层，用以确定等时对比关系；②选取标准井骨架剖面，控制全区地层分布特征，建立细分层对比标准；③旋回对比，分级控制，根据沉积旋回及各种对比标志层由大到小、由粗到细进行逐级划分对比。通过全区纵横剖面的对比表明，相邻井间地层厚度无明显的变化，因此当无明显标志层时，采取等高程对比的原则；④地震、地质结合，以含油目的层为关键层位，主要以标准测井曲线、综合录井图为准，结合合成记录标定的地震特征，逐个区块、逐口井核对分层，对钻井与地震不符合井的分层逐一进行原因分析，并作相应调整，作到地震地质层位的统一，对比结果见图1。

1.2 精细刻画砂体分布

以滨海一区滨深8井区精细刻画研究为例。该区主力油层为沙河街组二段滨Ⅳ油组，为滨浅湖相的堡坝及滩砂沉积，砂坝的平面形态一般呈宽的条带状和顺古隆起的透镜状，砂体横向变化快及连通性差，在研究过程中以单砂体为研究单元，进行精细沉积时间单元对比；同时利用三维地震资料、动态数据及精细对比结果进行微构造研究；在储层、测井评价的基础上，进行单砂体的沉积微相、流动单元、储层非均质性和渗流差异研究，在综合以上研究的基础上，建立单砂体级别的构造、储层、流体模型。

1.3 储层非均质性特征研究

储层的非均质性影响储层的好坏，控制着储层的含油性［2，3］。以铸体薄片照片、C－M 图（图2）为依据，从微观、层内、层间及平面4个层次对储层的非均质特征进行研究，结果表明，该区属于强非均质性储层，夹层较多，砂体分布连续性差，油层连通性差，含油规律复杂。因此沉积微相及成岩作用是该区储层非均质特征的主控因素。

综合以上研究，确定该地区的油藏特征：南大港构造二级坡折控制了沿岸砂坝及斜坡扇砂体，形成上倾尖灭的岩性圈闭，坡折控制多期多类型砂体叠置分布，形成多层系地层岩性油气藏大面积连片富集，断层转换带控制物源的输入，箕状断陷控制了砂体的展布，形成构造－岩性圈闭。

图1 滨深6井、滨深8井、滨深9x1井地层对比图

图2 取心井岩心分析资料

2 水平井地质参数优化设计研究

用水平井开发深层低渗透油藏，为达到经济有效开发，需要人工压裂后增加产能，压裂后的水平井产量受裂缝方向、水平段长度、分段压裂的裂缝条数以及周围的水井注水情况等因素［4］的影响，下面具体对水平井设计相关的参数进行重点优化设计。

2.1 水平井方位与地应力的关系研究

由于低渗油藏一般需要压裂来提高单井产能，需重点考虑水平井段方向与地应力的关系。当水平段垂直于油藏水平最大主应力方向时，裂缝穿透比最高，增加了地层流体向井筒的导流能力，导流能力的大小决定着压裂的效果，根据压裂软件模拟数据分析（见图3），当导流能力Fd为70D·cm时，能最大程度上提高水平井产量。

2.2 水平段长度优化研究

通过该井区的数值模拟研究可知（图4），在水平段长从100m到400m增加时，水平井产量增加较明显，但在500m以后产量增加比例明显降低，说明水平段不是越长越好，对任一油藏来说存在一个最优的水平段长度。研究区块为典型的低渗透岩性油藏，水平段的设计首先考虑了垂直于该地区的水平主应力方向，然后根据物性预测分布情况选取了变化比较均匀的400m井段。

图3 不同导流能力时采出程度与裂缝穿透比关系图

2.3 水平段分段压裂的裂缝数量优化研究

通过数值模拟，对比400m的水平段长在不压裂、压裂1、2、3、4、5条人工裂缝时的产量变化（图5），可见水平井压裂初期产量随裂缝数量的增加而增加，但随着生产时间延长，各条裂缝的泄油范围逐渐扩散开并重合，发生明显的裂缝间干扰，尤其是分段压裂多于4条裂缝后，水平井的产量增加幅度明显减小。综合考虑后，确定该断块低渗油藏水平段长度为400m时分段压裂的最优裂缝数量为4条。

图4 不同水平段长的水平井累产油对比图

2.4 水平段分段压裂的裂缝间距优化研究

在以上优化研究的基础上，通过数值模拟，对比裂缝间距在30、60、90、120、150m 这5种情况下的水平井产量（图6），可知因受水平井渗流特征和裂缝间相互干扰的影响，随着裂缝间距的增大，裂缝间干扰越小，泄油范围更大，产油量越高。压裂3条裂缝时对比各裂缝的产量（图7），可见水平段中各条裂缝对产量的贡献不同，随着生产时间的延长，两端的裂缝对油藏渗流通道的作用更明显，产量贡献最大，中间裂缝的产量贡献较小。因此，水平井分段压裂改造时，为避免裂缝间的相互干扰，应尽量加大裂缝间的距离，该试验井区的裂缝间距确定在150m左右，并且两端的裂缝长，中间的裂缝较短。

图5 不同裂缝数量对水平井初期产量的影响

2.5 水平段分段压裂后的缝网优化研究

图6 不同裂缝间距时水平井累产油对比图

在试验井组的试验目的和要求的基础上，部署了4套水平井分段压裂采、直井压裂后注的混合井网（图8），对比4套井网的产量、10年末驱油情况以及经济指标预测情况，在水井总注水量相同、水平井工作制度不变的情况下，方案1水驱最均匀，波及面积最大，见水最晚；方案3中水平井中间的裂缝无法注水受益，水驱不均匀，也会造成注水利用率低。方案4虽含水上升的最快，但油藏总体含水不高。综合考虑水平井采出量和投资的情况，方案4（2口水井的注采方案）最优，同时为保证水平井每条裂缝均能注水受益，方案2比较合适，依据实际投资和产能情况来综合选择。

图7 人工压裂3条裂缝时单条裂缝的产量变化图

图8 水平井－直井压裂后的混合井网图

3 水平井实施情况

在该地区部署了一口水平井，为确保该井的成功实施，将水平井目的层与已知滨深8井进行了精细对比，同时利用地震反演精确预测了储层特征和靶点，实施结果表明水平井轨迹方向储层分布稳定。为增加产能该水平井设计分5段压裂，采取套管完井，共完钻水平段长465m，钻遇油层354.4m，低产油层101.5m，投产后日产量达80m3。