超低渗致密砂岩油藏水平井井网优化研究——以西峰油田长8油藏为例<br/>

超低渗致密砂岩油藏水平井井网优化研究——以西峰油田长8油藏为例

2015-01-01李忠兴赵继勇屈雪峰樊建明雷启鸿

西北大学学报（自然科学版） 2015年5期

李忠兴，赵继勇，屈雪峰，樊建明，雷启鸿

(1.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710018;2.中国石油长庆油田勘探开发研究院，陕西西安 710018;3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018)

近年来，很多学者在水平井井网优化方面已经做了很多研究［1-5］。但是，对于超低渗透油藏，水平井究竟如何部署，水平段长度、水平井井排方向、直井与水平井联合布井对开发效果的影响等问题，前人还没有进行过系统的研究。

西峰油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造带，其石油资源潜力巨大，具有良好的开发前景。西峰油田长8油藏具有面积大、丰度低、非均质性较强、油气水分布都比较复杂、低压、压敏效应强以及天然裂缝发育等特点，是典型的超低渗致密砂岩油藏。若全部采用直井开发，不但井网密度大，开采时间长，而且直井见水后产量低，开发效益不明显。本文针对这些问题，对鄂尔多斯盆地西峰油田庄19区块长8油藏进行了水平井井网开发效果的分析研究。水平井开发的可行性论证认为，同典型的垂直井注采井网相比较，对油藏采用直井和水平井相结合的布井方式，可以充分发挥直井钻遇油层层数多和水平井与油层接触面积大、产量高的优势，从而提高超低渗致密砂岩油藏的开发效果。

1 地质概况

西峰油田位于鄂尔多斯盆地西南部，西自平凉，东达固城，北起洪德，南抵彬县，面积约40 000 km2。庄19井区在地理位置上属于甘肃省庆城县玄马乡(见图1)，区域构造背景为西倾平缓单斜，处于东南—西北倾鼻状构造带上，且构造比较宽缓［6-8］。

2 储层特征

西峰油田庄19区块长8油藏是由粉砂岩、细砂岩和中砂岩与泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩间互层组成，岩性致密。碎屑岩成分复杂，有石英、长石和暗色岩屑，岩石的成分成熟度低，结构成熟度低到中等。对庄19井区长8储层岩心分析后可知，孔隙度为6.2% ～14.5%，平均12.6%;渗透率为(0.08～0.7)×10-3μm2，平均0.29×10-3μm2，属低孔特低渗储层。

图1 西峰油田庄19井区区域图Fig.1 The regional figure of Zhuang 19 block in Xi-feng oilfield

3 水平井井网形式优化研究

方案设计时，考虑上述影响水平井开发效果的因素，以油藏含水率达到85%时的采出程度为衡量开发效果的基本指标，研究水平井井排方向、井网形式、布缝方式、水平段长度、人工压裂缝密度、井距和排距等因素对开发效果的影响。

3.1 井排方向优选

通过对垂直于最大主应力与斜交于最大主应力两种不同水平段方位的8口水平井开发效果对比分析发现，1#，2#，3#，4#井其水平段方位均垂直于最大主应力方向，其试油单井平均产能、初期单井平均产能、目前单井平均产能、累计生产天数、水平井/直井初期产量、累产油量均优于水平段方位斜交于最大主应力方向的5#，6#，7#，8#井(见表1)。同时不难发现，垂直于最大主应力的4口井其实际水平段长度平均值为297.8 m，而斜交于最大主应力的4口井其实际水平段长度平均值为332.5 m，其初期含水率平均值均为12.9%;斜交于最大主应力的4口井在生产2 821天之后均已发生水淹，不再产油，垂直于最大主应力的4口井在生产5 073天之后，其单井平均产能为3.7 t/d，含水率平均值仅为30.7%。也就是说，压裂水平井水平段越长，含水率上升速度越快;反之，含水率上升越慢。因此，鄂尔多斯盆地西峰油田庄19区块长8超低渗透油藏设计水平井水平段方位应垂直于最大主应力方向，也就是天然裂缝的优势方向，在保证实现最佳的压裂效果的同时，应考虑水平段长度对含水率上升的影响，才能达到有效提高水平井单井产量的效果。

表1 不同方位水平井开发效果对比Tab.1 Development effectiveness contrast of horizontal wells in different directions

3.2 井网形式优选

在总结和借鉴国内外类似油藏水平井开发试验、室内理论研究的基础上［9-10］，对鄂尔多斯盆地西峰油田庄19区块长8油藏某典型区块完钻五点井网水平井10口，平均水平井段长331 m，七点井网水平井7口，平均水平井段长652 m。五点、七点井网水平井开采曲线对比表明(见图2)，五点、七点井网水平井注水见效后地层能量充足，产量平稳，递减小，含水及动液面稳定，开发初期有较长的稳产期。与七点井网相比，五点井网单井产量更高，动液面更高，能量更充足，递减率更小，开发效果和经济效益更好。

3.3 布缝方式优选

通过现场试验，西峰油田庄19区块长8油藏水平井井网布缝方式分别采用了均匀等缝长、哑铃型布缝、纺锤形布缝。不同的布缝方式对注水开发效果的影响不同。

3.3.1 均匀布缝方式为了大幅度提高单井产量，结合储层特征，在西峰油田庄19区块长8油藏开展了直井注水、水平井采油的交错排状七点井网试验，腰部注水井部署在两段人工压裂缝之间。采用均匀布缝方式(见图3A)，当年实施的6口水平井中有3口水淹，见注入水井比例达到50%，都是腰部见水。

3.3.2 哑铃型布缝方式针对直井注水、水平井采油交错排状七点井网腰部注水井容易见水的情况，依据超低渗透油藏天然裂缝优势方向为主渗流方向(北东向)，主渗流方向与最大主应力方向基本一致，主向和侧向存在渗透率级差，优化布缝方式为哑铃型布缝七点井网(见图3B);投产124口井，投产后注入水导致的高含水井仅10口，见水比例8.1%，基本上解决了初期容易水淹的难题。但是，该方法存在的问题是，有效改造的水平段长度降低，与同样水平段长度的五点井网相比，初期产量较低，导致采油速度偏低。

图2 西峰油田长8油藏典型区块五点、七点井网水平井开采曲线图Fig.2 Production curve of five-point and seven-point horizontal well of the typical block in Chang8，Xifeng Oilfield

3.3.3 纺锤形布缝为了进一步降低腰部注水井对见水的影响和提高水平井采油速度，将水平井井网形式、布缝方式从哑铃型布缝七点井网调整为纺锤形布缝小井距五点井网(见图3C)。投产后初期单井产量得到一定幅度的提高。以西峰油田庄19区块长8油藏典型的厚油层(油层厚度20 m左右)为例，初期采油速度从0.5%提高到0.8%。2013年以来实施的纺锤形五点井网水平井共计155口，其中仅6口水平井在生产过程中出现水淹，见水比例下降到3.8%。现场试验表明，纺锤形布缝五点井网适应性较好。

综上对比分析发现，西峰油田庄19区块长8超低渗低压致密油藏，水平井井网布缝方式为纺锤形布缝五点井网，初期采油速度较高，含水率上升缓慢，适应性较好。

图3 超低渗透油藏水平井井网不同布缝方式Fig.3 Different fracturing style of horizontal well patterns for ultra-low permeability reservoir

3.4 水平段长度优化

3.4.1 单井控制面积/储量法采用油藏数值模拟的方法，研究不同的水平段长度(100，200，300，400 m)下，水平井和定向井在自然能量开发下的单井控制储量(见图4)。据资料统计，目前水平井投资是定向井的2～3倍。依据水平井与定向井单井控制储量下限等于水平井与定向井投资倍数的原则，确定西峰油田水平段长度下限值(见图5A)在300～400 m。其中，模型基本参数为:储层地层压力16.1 MPa，平均渗透率0.34×10-3μm2，主侧向渗透率级差kx/ky=2.3，主垂向渗透率级差kx/kz=8，裂缝半缝长140 m，裂缝密度0.02条/m，水平段长度从200～1 500 m变化。

图4 定向井/水平井单井控制面积范围Fig.4 The area range of single well controlling of directional/horizontal well

3.4.2 经济效益评价方法在注水技术政策、油井工作制度和人工压裂缝密度相同的情况下，按照中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价方法与参数［11］，依据长庆油田水平井钻井系统工程技术服务标准化市场价格标准［12］，在原油价格90美元下，采用经济评价的方法，研究不同的水平段长度(200～1 000 m)对开发效果的影响。由单井综合成本和产量之间关系(见图5B)以及经济效益评价图(见图5C)可知，水平段长度与单井综合成本、单井产量均呈正相关关系，即水平段长度越长，单井产量、单井综合成本越高，投资回收期越长;而水平段长度与内部收益基本呈负相关关系，即水平段长度越长，内部收益率越低。因此，水平井段过长并不利于提高其开采效果。通过综合分析可知，西峰油田庄19区块长8油藏在优选五点井网条件下，水平井水平段长度在300～500 m时，内部收益率最高，投资回收期最短。

综合以上两种方法，依据最大可能提高单井产量的原则，确定水平段最佳长度为400～500 m。

3.5 人工压裂缝密度(段间距)优化

人工裂缝是连通油藏与井筒的唯一通道［13］。因此，裂缝数量是制约油井产能的重要因素。同时，人工裂缝密度优化与储层改造工艺及参数密切相关，本研究分别研究了水力喷砂分段压裂(施工排量小于4 m3/min)和油套环空大排量混合水体积压裂(施工排量＞6.0 m3/min)两种工艺条件下，不同裂缝密度对压裂水平井产量、内部收益和投资回收期的影响。

图5 不同水平段长度与单井控制储量比、经济效益的关系曲线Fig.5 Relationship between different horizontal section length and controlling storage capacity of single well and economic benefits

3.5.1 水力喷砂分段压裂工艺通过油藏数值模拟与经济效益评价相结合，针对西峰油田庄19区块长8油藏水平井不同人工压裂缝密度对开发效果的影响进行了研究，结果表明(见图6，7):①当裂缝密度大于0.02段/m时，第1年和第5年的单井产量明显降低，单井产量增幅明显变缓;②当人工裂缝密度为0.02段/m时，内部收益率最高，投资回收期最短，能够获得最好的经济效益。同时，微地震监测表明，段间距在50～60 m时油层改造较充分(见图8)。因此，综合确定研究区最佳段间距为50～60 m，合理裂缝密度为0.02段/m左右。

图6 单井产量及增幅与裂缝密度关系曲线Fig.6 The relationship between well production and increase with horizontal length

图7 不同裂缝密度水平井经济效益评价曲线Fig.7 Evaluation curve of economic benefits of Different crack density horizontal well

3.5.2 油套环空大排量混合水体积压裂工艺大排量混合水体积压裂，目前还难以实现在油藏数值模拟中对人工裂缝的形态做较为准确的刻画。因此，优化人工裂缝段间距，主要采用矿场统计方法。

针对西峰油田庄19区块长8油藏(k=0.22×10-3μm2)YP1和 YP2井，开展了水力喷砂分级多簇+大排量混合水体积压裂试验。根据井下微地震监测(见图8)和入地液量反算结果，确定出油套环空大排量混合水体积压裂工艺段间距为80～90 m。

3.6 井距和排距优化

从经济角度考虑，水平注水井与生产井的控制面积越大，油井产量越大越经济［14］。但是，由于低渗油藏渗流能力限制，如果井距过大将导致生产井井底压力降低到正常生产最小流动压力，注水井井底压力升高，超过最大极限压力，影响正常生产;如果井排距过小，注水补充能量开发时，容易造成大面积裂缝性水淹。因此，水平井注采井网存在最大极限井距和排距。

图8 H4水平井压裂缝微地震监测事件(N:北向;E:东向)Fig.8 Micro-seismic testing of fracture of H4 horizontal well(N:north;E:east)

3.6.1 井距优化不同压裂工艺条件下，人工裂缝带宽对井距有一定的影响。针对水力喷砂分段压裂工艺，井底微地震监测的裂缝带平均半长介于200～250 m(见图9)。为了实现建立水平井之间缝网系统，扩大体积波及系数的目的，借鉴巴肯致密油藏衰竭式开发经验，五点井网的井距确定为400～500 m;针对油套环空大排量混合水体积压裂工艺，大排量混合水体积压裂YP1，YP2，NP1井底微地震监测(见图9)的裂缝带平均半长介于250～300 m，五点井网的井距确定为500～600 m。

3.6.2 排距优化排距定义为注水井到水平井水平段末端的垂向距离。本次研究以五点井网为例，设计了9 个不同排距(100，120，140，160，180，200，220，250，300m)方案。通过岩心室内实验测试出西峰油田长8油藏主力动用层位(基质渗透率在0.3×10-3μm2左右)启动压力梯度平均值为0.048 MPa/m，同时计算出了不同排距下的注采压力梯度。通过分析不同排距下的注采压力梯度变化曲线(见图10)，可确定西峰油田庄19区块长8油藏若以五点井网为基础井网，其水平井井网排距上限值为200 m。

在极限驱动排距认识的基础上，为了实现有效驱替，建立了井距/排距比模型:假设x方向为主应力方向，y方向为垂直主应力方向，且主向渗透率与侧向渗透率，则有以下关系

其中:PH为注水井井底压力，MPa;Pwf为生产井井底流压，MPa;G0为启动压力梯度，MPa/m;rw为井筒半径，m;Kx，Ky分别为主应力方向、垂直主应力方向储层渗透率，× 10-3μm2;λ1，λ2分别为主应力方向、垂直主应力方向启动压力梯度，MPa/m;a为半井距，m;b为排距，m;Lf为裂缝长度，m。

将a=250 m，rw=0.1 m，m=1.8 ～2.0代入公式1～3，可求得水力喷砂分段压裂工艺的五点井网的排距为b=120～140 m。

由于人工裂缝带宽对排距有一定的影响，井下微地震检测的大排量混合水体积压裂工艺的人工裂缝平均带宽为90 m左右，水力喷砂分段压裂工艺的人工裂缝平均带宽为50 m左右，因此大排量混合水体积压裂工艺比水力喷砂分段压裂工艺的人工裂缝半带宽要大20 m左右。因此，采用大排量混合水体积压裂工艺的五点井网的排距确定在140～160 m。

图9 YP水平井压裂缝微地震监测事件Fig.9 Micro-seismic testing of fracture of YP horizontal well

图10 不同排距下的注采压力梯度变化曲线Fig.10 The change curve of injection-productionpressure gradient of different row spacing

4 结论及认识

1)通过分析垂直于最大主应力与斜交于最大主应力两种不同水平段方位的水平井开发效果认为，鄂尔多斯盆地西峰油田庄19区块长8超低渗透油藏设计水平井水平段方位应垂直于最大主应力方向;在保证实现最佳的压裂效果的同时，应考虑水平段长度对含水率上升、单井控制面积、经济效益的影响，确定水平段最佳长度为400～500 m。

2)对五点、七点井网水平井开采效果进行分析后认为，西峰油田庄19区块长8超低渗透油藏采用五点井网单井产量更高，动液面更高，能量更充足，递减率更小，开发效果和经济效益更好。

3)通过对不同的布缝方式对注水开发效果分析发现，西峰油田庄19区块长8超低渗低压致密油藏，水平井井网布缝最佳方式为纺锤形布缝五点井网，其初期采油速度较高，含水率上升缓慢，适应性较好。

4)不同压裂工艺条件下，人工裂缝带宽对井距、排距有一定的影响。研究认为，西峰油田庄19区块长8超低渗透油藏若采用大排量混合水体积压裂工艺，其人工裂缝平均带宽为90 m左右，五点井网的排距在140～160 m，井距为500～600 m;若采用水力喷砂分段压裂工艺，其人工裂缝平均带宽为50 m左右，五点井网的排距确定在120～140 m，井距为400～500 m。

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