红河油田致密砂岩油藏油井合理井距的确定

2015-08-10王少朋何学文党文斌

石油化工应用 2015年9期

王少朋，何学文，党文斌

（中国石油化工股份有限公司华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

红河油田位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部。红河油田延长组长8 储层砂体属于辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积，平均有效孔隙度为10.8 %，平均有效渗透率0.4×10-3μm2，为低孔、超低渗、低丰度的致密砂岩岩性油藏。基质物性差，局部天然裂缝发育，孔吼细小，连通性差，启动压力梯度明显。 2010 年3 月起开展水平井开发试验，水平井水平段长度700 m～1 100 m。通过不断对长8 储层启动压力梯度、裂缝发育情况和实际生产进行总结研究，逐步建立确定水平井合理井距的方法，指导致密砂岩油藏开发。

1 启动压力梯度

1.1 实验方法

低渗透油藏的启动压力梯度与地层平均渗透率的关系满足幂函数[1]：

式中：λ-启动压力梯度，MPa/m；K-地层平均渗透率，mD；α、n-回归系数，采用油藏实测岩心启动压力梯度实验数据回归获得。

1.2 数据处理

图1 启动压力梯度与岩心渗透率的关系Fig.1 Relationships between start-up pressure gradient and permeability

对11 块长8 储层岩心进行室内单相流体渗流实验，实验数据（见表1）。实验时根据启动压力梯度的非线性渗流公式得到启动压力梯度。

通过对表1 实验数据回归分析, 得到启动压力梯度与渗透率的关系曲线（见图1）和回归关系式为：

由图1 及表1 可见，对于低渗透油藏，渗透率对启动压力梯度的影响显著。岩心的渗透率越小，流体流动所需要的启动压力梯度越大，而且当渗透率降低到一定的程度后，其启动压力梯度急剧增大。

2 技术极限井距

在一定技术极限条件下, 油井周围处在拟达西流或接近拟达西流状态下的径向距离叫技术极限生产（泄油）半径。常规油田开发中，技术极限生产（泄油）半径的2 倍看作为技术极限井距[2]。

技术极限生产（泄油）半径处的驱动压力梯度为：

式中：ΔP-生产压差，MPa；d-技术极限生产（泄油）半径，m；rw-井筒半径，m。

若要实现技术极限生产（泄油）半径处的油流动，驱动压力梯度至少应等于该点处的启动压力梯度，结合式（ 2）、（ 3），可以确定技术极限生产（泄油）半径：

红河油田长8 储层平均渗透率为0.4 mD，原始地层压力为20.0 MPa，初期生产压差为8.0 MPa～10.0 MPa，根据式（ 4）计算得技术极限生产（泄油）半径为38 m～46 m，技术极限井距为76 m～92 m。

表1 红河油田长8 储层岩样非线性渗流曲线测试结果Tab.1 The Nonlinear percolation test of Triassic Chang 8 reservoirs rock samples

3 实际生产情况确定合理井距

3.1 受裂缝发育影响的最小合理井距

红河油田长8 储层最大主应力方向为NE75°，储层普遍发育裂缝，裂缝走向主要以NE-SW 为主，裂缝倾角以大于60°的高角度缝为主。裂缝发育区主要在断层带附近分布[3，4]。

红河油田开展水平井开发初期，根据油藏工程及压裂工艺，部署水平井井距主要为450 m～500 m。油井实施压裂投产后[5]，发现油井存在井间干扰、被邻井压窜的情况。

通过对压窜井进行统计，发现由于储层普遍发育裂缝，造成井间干扰，压窜井主要集中在井距小于600 m的水平井中。在后期部署工作中考虑裂缝程度，为了避免油井压窜，确定井距扩大到600 m～700 m，井间干扰现象明显减少。

图2 红河油田长8 储层井间干扰井井距统计直方图Fig.2 Statistical histogram of well spacing of the disturbed well Triassic Chang 8 reservoirs

3.2 经济极限井距

截止2014 年底，红河油田长8 致密砂岩油藏依据方案设计共部署实施水平井341 口。首先总结分析水平井生产情况，预测水平井单井产能及累产情况。利用现金流量法，结合不同水平段长度下单井投资、单井产能及采出程度，评价经济极限井距[6]。根据评价结果，确定水平井单井经济极限控制储量为20.6×104t～23.2×104t，经济极限井距为500 m～700 m。

红河油田长8 致密砂岩油藏技术极限井距仅为76 m～92 m，远小于经济极限井距，必须进行储层压裂,来弥补经济极限井距和技术极限井距的差值。综合考虑红河油田致密砂岩油藏启动压力梯度、裂缝发育情况和经济极限井距，确定水平井合理井距为600 m～700 m。