胡尖山长7致密油藏开发方案优化

李 芳，马 浩，孙永平，杨小春

(1.延长油田股份有限公司，陕西定边 718600；2.中国石油长庆油田分公司，陕西定边 718600)



胡尖山长7致密油藏开发方案优化

李 芳1，马 浩2，孙永平2，杨小春2

(1.延长油田股份有限公司，陕西定边 718600；2.中国石油长庆油田分公司，陕西定边 718600)

胡尖山长7油藏储层物性差、孔喉结构复杂、开发难度大，目前试验区开发结果不理想。为了提高致密油藏的开发效果，在前期试验基础上，选择了水平井五点井网、水平井吞吐井网和水平井自然能量井网3种开发方式，并用数值模拟进行优化和对比，最终优选出合理的开发方案。结果显示，水平井五点井网最优方案，水平段长度为800m、井距为600m、排距为150m、采油井底流压为6MPa、注水井底流压为26MPa、滞后3个月注水；水平井吞吐井网合理方案，注4个月采8个月、井距为200m；水平井自然能量井网井距为200m时效果最优。模拟结果对比显示，水平井五点井网投入少、收益高、经济性好，后期的水驱开发方式可以改进，地层能量补充、单井产量、提高采收率效果均比较突出，优选为最终开发方案。

致密油藏；注水优化；水平井；五点法

美国对致密油的成功开发引起了世界对致密油的广泛关注，中国致密油远景储量为(70～90)×108t，具有巨大的开发潜力，可作为常规油藏的有力补充，对此致密油的有效开发已迫在眉睫[1]。致密油储层致密、孔喉结构复杂、开发难度极大。鄂尔多斯盆地致密油藏地层压力系数低，给开发带来更大困难[2-3]。

胡尖山油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部(图1)，是延长油田试验开发的致密油田，前期采用了超前注水开发方式，采用了不同井网类型、不同井距及不同注水方式的整体开发但效果均不理想。本文在试验区理论研究和实际开发的基础上，针对目前存在问题，用数值模拟方法对开发方案进行了优化及对比，最终优选出适合该区块致密油开发的合理方案。

1 地质概况

胡尖山油田地处陕西定边县黄湾乡和武峁子乡，区域构造为一平缓的西倾单斜，平均坡降6～10m/km，局部发育鼻状隆起。致密油层位为长7，砂体厚度大，含油面积为330km2，地质储量为1.3×108t。主力油层厚度平均为29m，孔隙度为10.24%，渗透率为0.19mD，含油饱和度为53.96%，为典型致密油藏。

2 开发现状

2.1 开发方案

为了实现长7致密油藏合理有效开发，2011—2012年先后采用了5套直井井网和4套水平井井网进行先导性开发试验。目前共有采油井226口，注水井112口，水平井22口。

2.2 效果分析

2010年采用450m×140m矩形井网进行先导性开发试验，超前注水，常规压裂改造。结果单井产量低，注水见效慢。

2011年，新投产了400m×140m矩形井网、350m×150m菱形反九点井网和220m正方形反九点井网，目的在于缩小注采井距，改善水驱效果。同时，针对450m×140m矩形井网后期水淹的问题，新投产的井网均采用了更加温和的注水方式。但新投产的3套井网(水平井五点井网、水平井吞吐井网和水平井自然能量井网)仍然注水不见效，而且产量比先导性井网更低。之后还尝试了经过体积压裂改造的480m×200m菱形反九点井网，结果生产初期产量较高，但能量补充效果不好，递减非常迅速，整体开发效果不理想(表1)。

除直井井网外，2011—2012年先后采用了五点法和七点法水平井井网进行开发试验，但由于储层裂缝发育且水平井水平段受效面积大，试验水平井网投产不久就发生水淹，有的产量低、含水率高，效果也不理想(表1)。

通过对比前期不同试验井网的生产特征，得到了各种开发方式之间的优势与不足，获得致密油开发的宝贵现场经验：①在致密油开发中，水平井占有绝对的产能优势；②体积压裂改造对提高致密油产量效果显著，值得推广；③致密油储层裂缝发育，注水开发时易水淹，水驱效率低。因此低渗透、特低渗透油藏注水开发方式对致密油效果不佳。

表1 试验井网产能统计表

试验井网突显问题为：①定向井产量低，注水不见效且容易水淹；②水驱开发采油井一旦见水，含水率迅速上升至100%，导致采油井停产，表现出裂缝型见水特征。

3 开发方案制订和优化

3.1 方案制订

先导性试验结果表明：水平井五点井网和水平井自然能量井网开发效果较好，前者能有效地控制含水率，产油量稳定；后者产量比前者略高，但递减较快。除此之外，水平井吞吐采油适合于致密油开发[4]，这是因为致密油储层中发育天然裂缝，吞吐式开发相当于对水平井进行反复压裂，使更多的天然裂缝张开，有利于基质中油相流出。

因此本文选定水平井五点井网、水平井自然能量井网和水平井吞吐井网3种井网作为备选方案，进行了优化设计和开发效果预测。

3.2 水平井五点井网优化

3.2.1 水平段长度优化

为了得到合理的水平段长度，通过数值模拟[5]及相关经济指标[6]控制综合优选水平段长度。

采用数值模拟方法，在前期井网的基础上(水平段长度为400～600m)，将水平段长度延伸至600～1800m不等，分别模拟未来20年的采出程度(图2)。结果显示，不同水平段长度采出程度差异不大。通过经济指标对比(表2)发现，水平段长度为800m时经济效益最好。所以综合考虑优选水平段长度为800m。

表2 水平井经济指标数据表

3.2.2 井距优化

分别模拟井距为500m、600m、700m和800m时未来20年的采出程度(图3)。结果可见，当井距为500m和600m时采出程度较高；井距为500m时，初期采出程度略高，但后期增量变缓；井距为600m时，采出程度增加平稳，且20年时采出程度最高，所以最优井距为600m。

3.2.3 排距优化

先导性试验将排距设置为110～120m，为了实现排距最优，本次模拟将排距扩至100～250m，模拟了100m、150m、200m和250m共4个排距，模拟采出程度(图4)。结果显示，排距为150m时采出程度平稳上升，20年后采出程度最高，所以优选排距为150m。

通过对不同参数的优化，最终确定水平井五点井网参数为：水平段长度800m、井距600m、排距150m。

3.2.4 生产压差优化

启动压力梯度和毛细管力对致密油藏注水开发影响很大，常规的低渗透油藏注水方式并不适用于致密油藏[7]。针对长7致密储层，在井网优化的基础上，设计了4种生产压差方案(表3)。并模拟计算未来20年不同方案的采出程度、含水率及不同采出程度下的含水率(图5)。

表3 生产压差设计方案表

由图5可知，在相同时间内，方案1的采出程度最高；虽然方案1初期含水率较高，但是含水变化平稳。由于该区块试验井网中水平井易见水，所以优选含水率稳定的方案1。在生产压差确定的条件下，注水压力越高，油井越容易水淹；油井井底压力越低，采出程度越高(图6c)。在井底流压不低于泡点压力2/3的原则下同样优选方案1。

3.2.5 注水时机优化

确定了生产压差的条件下，根据区块目前注水情况，设计了5种方案进行注水时机优选(表4)。同样模拟未来20年不同注水方案的采出程度、含水率及不同采出程度下的含水率(图6)。

表4 注水时机方案设计表

由图6的结果可知，5种方案采出程度相差不大，但方案5含水率低，由于该区为储层裂缝发育，易于见水，所以优选含水率低的方案5。

3.2.6 注水强度优化

在水平段长度为800m、井距为600m、排距为150m；采油井井底流压为6MPa、注水井井底流压为26MPa、滞后3个月注水的条件下，总结前期注水经验，设计4套方案进行注水强度优化(表5)。

并模拟未来20年内不同注水强度的采出程度、含水率及单井产量，模拟结果见图7。

表5 注水强度方案设计表

由模拟结果(图7)看出，采出程度随注水强度的提高而增加，但注水强度大于1m3/(m·d)时，采出程度差别很小，且与日产量相差很少；初期单井产量与注水强度成正比，但增加幅度随注水强度增加逐渐降低，稳产程度低。从经济角度出发，注水强度应选择1m3/(m·d)(单井日注15～20m3)。

经模拟，优选出该区块水平井五点井网及注采参数(表6)。

表6 水平井五点井网及注采参数优选表

3.3 水平井吞吐井网优化

3.3.1 吞吐周期优化

以压力为指标，确保注水后压力保持达到120%左右为合理。开发试验区水平井生产4个月后产量平稳变化，所以将此时间定为第一次注水时间，此时地层压力系数为0.8；注入4个月后，地层压力保持达到120%，为合理压力保持水平，因此确定注水4个月为合理注水时间。

根据以上分析设计了注采4个月、注4个月采8个月和注4个月采14个月3套方案，模拟其压力变化情况，根据压力变化优选合理吞吐时间(图8)。

由图8得知，注采4个月时，因生产时间较短，每个注采周期过后，地层压力水平一直升高；注4个月采14个月时，生产时间延长，压力不能恢复到生产前水平，生产时间过长；注4个月采8个月时，每个注采周期过后地层压力都能恢复到之前的水平，所以注4个月采8个月为合理吞吐时间。

3.3.2 井距优化

根据试验区地质特点和吞吐式采油特征，本文在先导性试验基础上，设定了相关参数，模拟出不同井距下的产量[8]。制订了井距为200m和300m两套方案，以采出程度、含水率和单井产量等为评价指标，模拟未来15年不同方案的开发效果。详细技术参数(表7、图9)。

表7 水平井吞吐井网设计方案及关键技术参数表

由模拟结果(图9)看出，井距为200m的方案采出程度较高，含水率较低，单井日产油量也较高，因此优选井距200m为水平井吞吐井网最优方案。

3.4 水平井自然能量井网优化

在试验区能量补充研究基础上，设定排距、压力等参数(表8)，模拟井距为200m、300m及缝间距为50m的开发效果,模拟结果见图10。

表8 水平井自然能量井网设计方案及关键技术参数表

由图10可见，水平井自然能量井网的采收率及单井产量随井距变化不大，井距为200m的采出程度要高于井距为300m的采出程度，主要原因是致密油渗流困难，单井控制储量低，所以小井距井网可以增加采收率，因此井距优选为200m。

3.5 方案对比及优选

在优选出每种井网最佳参数情况下，对3种开发方案进行效果对比(表9、图11)。

表9 3种设计方案及关键技术参数表

对比可知，水平井自然能量井网的单井产量低于水平井五点井网，但由于井距小，所以采出程度略高。水平井吞吐井网采出程度和单井产量都不及另外两套井网。水平井吞吐井网含水率随注水周期而变化，水平井五点井网开发后期含水率逐渐上升，而水平井自然能量井网含水率保持稳定。

4 总 结

长7致密油藏地层能量不足，地层压力系数只有0.64～0.87，能量补充至关重要；而水平井五点井网投入少、收益高、经济性好；后期的水驱开发方式可以改进(气驱、活性剂驱等)，在追求采收率时可以加密为水平井自然能量井网，具有灵活、可调整性。所以优选水平井五点井网为胡尖山油田长7致密油藏的开发方案，预测该方案开发15年后采收率可达12%。

[1] 张威,刘新,张玉玮.世界致密油及其勘探开发现状[J].石油科技论坛,2013,32(1):41-44.

[2] Sonnenberg S A，Pramudito A. Petroleum geology of the giant Elm Coulee field，Williston Basin [J]. AAPG Bulletin，2009,93(9):1127-1153.

[3] 林森虎,邹才能,袁选俊，等.美国致密油开发现状及启示[J].岩性油气藏，2011,23(4):25-30.

[4] 黄大志,向丹.注水吞吐采油机理[J].油气地质与采收率,2004,11(5):39-43.

[5] 王文举, 潘少杰, 李寿军, 等. 致密气藏高低压多层合采物理模拟研究[J].非常规油气, 2016, 3(2): 59-64.

[6] 胡月亭,周煜辉.水平井与直井的经济效益对比评价[J].石油学报,1997,18(4):117-121.

[7] 熊伟,雷群,刘先贵，等.低渗透油藏拟启动压力梯度[J].石油勘探与开发, 2009,36(2):232-236.

[8] 谢全.超低渗透储层饱和/非饱和渗流机理研究[D].北京:中国石油大学(北京),2011.

Optimization of Development Scheme for Chang7 Tight Oil Reservoir in Hujianshan Area

Li Fang1，Ma Hao2，Sun Yongping2，Yang Xiaochun2

(1.YanchangOilfiledCo.,Ltd,Dingbian,Shaanxi718600,China；2.PetroChinaChangqingOilfieldCompany，Dingbian，Shaanxi718600,China)

Due to Chang7 reservoir possesses poor physical property, complex pore structure and difficult to exploit in Hujianshan area, its development in the test area is not ideal now. In order to improve the development effect of tight oil reservoir, On the basis of preliminary experiment, three development modes have been selected, i.e. five spot well pattern, huff and puff well pattern, natural energy horizontal well pattern, and used the numerical simulation to optimize and compare them, resulting in the reasonable development scheme finally. The results showed that the optimal five- spot well pattern should have a horizontal section of 800m, well spacing of 600m, row distance of 150m, with bottomhole flow pressure 6Mpa in production well, 26Mpa in injection well, three months lag for water injection; the reasonable scheme for huff and puff well pattern of horizontal well should be as, four months injection and eight months production alternately, with well spacing of 200m; natural energy pattern for horizontal well would have the best effect when the well spacing is 200m. Comparison of simulation results indicated that the five-spot well pattern was featured with less investment, high yield and good ecnomic benefits. In the later stage, the development mode of water flooding can be improved, the formation energy supplement, single well output and enhanced oil recovery ratios are all prominent, which can be optimized as final development scheme.

tight oil reservoir; water injection optimization; horizontal well; five- spot method

李芳(1987年生)，女，硕士，助理工程师，从事低孔低渗油田注水开发研究工作。邮箱：675564342@qq.com。

TH212；TH213.3

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