影响水平井开发效果的主要因素研究

2018-06-22刘赛

石油地质与工程 2018年3期

刘赛

（中国石油新疆油田公司实验检测研究院，新疆克拉玛依 834000）

近年来，水平井井网广泛应用于各大油气田的开发，水平井联合直井井网开发具有较大优势。对于底水油藏，直井开发生产压差大，易造成底水锥进，而水平井开发可以发挥增大泄油面积、减小生产压差、减缓油井水淹速度的优势；此外，水平井还广泛应用于低渗油藏、层状油气藏、稠油油藏、碳酸盐岩或火山岩油气藏、裂缝性油气藏、煤层气藏、页岩气等非常规油气藏[1]。目前有关影响水平井网的主要因素的相关文报道存在以下局限性：对地质因素、开发因素考虑不全面；优化因素只针对某一类油藏；优化方法通常为油藏工程方法简单的公式推导，没有考虑油藏内部复杂的水动力系统。本文以X井区为例，对影响水平井开发效果的地质因素和开发因素进行了系统分析，并利用数值模拟软件对各因素影响趋势进行了总结。

1 地质因素

X井区克下组油藏孔隙度11.5%，渗透率6.6×10-3μm2，属于低孔特低渗储层，油藏中部深度1 544 m，地层压力15.86 MPa，原油黏度2.9 mPa·s，原油密度0.852 g/cm3，目前采取350 m×500 m反九点井网开采。从主力油层及隔夹层分布特征来看，主力油层连续性好，夹层薄，隔层稳定，适合水平井开发；从构造特征来看，油井位于构造高部位，水井位于低部位，导致油井注水见效差，剩余储量多，加密潜力大。目前X井区克下组直井井网开采产量递减快、注水见效差、压力保持程度低、油藏动用程度低、水驱开发采收率仅6.2%；目前油价下，直井加密难以有效开发，需开展水平井加密调整研究，提高油藏整体开发效益。

1.1 地应力对水平井井网开发效果的影响

压裂裂缝的延伸方向沿着最大主应力方向，故井网部署的原则是注水井和采油井连线方向应避开最大主应力方向[2]，同时井网形式推荐使用矩形五点井网系统。该井网注采比大于反九点井网，注水强度大，并且是沿裂缝线状注水，即井排方向与裂缝走向一致，这样既避免了油水井发生水窜，又可扩大人工压裂规模，提高油井产能和注水井注水能力，从而改善注水开发效果。

考虑到地应力方向，一般有两种布井方式，即水平井水平段方向平行于最大主应力方向和垂直于最大主应力方向[3]。利用数值模拟软件，优化不同渗透率级别条件下水平井方向与最大主应力方向的合适关系。设计四种方案，方案一：基质渗透率12×10-3μm2，注水井垂直于裂缝方向向油井驱油，即水平段方向平行于最大主应力；方案二：基质渗透率12×10-3μm2，注水井平行于裂缝方向向油井驱油，即水平段方向垂直于最大主应力；方案三：基质渗透率1.2×10-3μm2，注水井垂直于裂缝方向向油井驱油，即水平段方向平行于最大主应力；方案四：基质渗透率 1.2×10-3μm2，注水井平行于裂缝方向向油井驱油，即水平段方向垂直于最大主应力。由数值模拟结果得出，当基质渗透率较大时（12×10-3μ m2），注水井垂直于裂缝方向向生产井驱油，油藏整体剩余油饱和度低，水线推进比较均匀，驱油范围呈现“短宽状”，水驱波及面积更大；注水井平行于裂缝方向向生产井驱油，注入水向水平井驱油范围呈现“窄条状”，注入水很快沿裂缝突进到水平井，导致波及面积小。表明注水井垂直于裂缝方向布井有明显的优势。当基质渗透率较小时（1.2×10-3μ m2），注水井与裂缝方向位置关系对开发效果影响较小，但注水井平行于裂缝方向水平井注水波及面积相对较大，剩余油饱和度相对较低。

除此之外，当水平段方向垂直于最大主应力方向时，考虑X井区水平井作为生产井可进行多段压裂，产生多条裂缝，生产井产量较高[4]。数值模拟结果表明，水平井水平段与最大主应力垂直的布井方式在采油速度和采出程度上都优于水平段与最大主应力平行的布井方式。但是也应该注意水平段与最大主应力方向垂直的布井方式的不利因素，即注水井可能会沿着距离最近的水力裂缝突进到水平生产井，对稳产造成困难，这就对水平井多次封堵水层工艺提出较高的要求[5]。

1.2 裂缝发育程度对开发效果的影响

研究 X井区裂缝渗透率与基质渗透率比值的变化对开发效果的影响。数值模拟结果表明：①水平段平行于裂缝方向时，随着裂缝渗透率与基质渗透率比值的增加，水驱波及面积变大，油藏最终采收率略有增加（图1），此时注入水进入裂缝向水平井线性推进，渗流阻力相对较小，扩大了扫油面积[6]；②当水平井垂直于裂缝布井时，随着裂缝渗透率与基质渗透率比值的增加，水平井见效变快，油田开采时间变短，易形成优势通道，油藏最终采收率略有降低（图1）。

1.3 地层参数对开发效果的影响

（1）地层参数对产量的影响。由水平井Joshi产能公式可知，地层渗透率、有效厚度与井产量成正相关关系[7]。

（2）渗透率各向异性对产量的影响。随渗透率各向异性程度增强，井网的单井产能递减，主要是因为非均质性导致水线易沿高渗层突进，降低了水驱控制程度；注入水一旦突破，水平井产量就难以控制，降低了稳产时间，各向异性程度越强，主流线突破点越靠近水平段中点位置，水平段发挥作用的长度减小，产量降低[8]。

图1 裂缝与基质渗透率比值对X井区采收率的影响

综上所述，地应力、渗透率、有效厚度是影响X井区水平井开发效果的主要地质因素，裂缝发育程度、渗透率各向异性是次要影响因素。

2 开发因素

2.1 穿透比对开发效果的影响

利用Eclipse数值模拟软件，模拟不同穿透比条件下波及系数变化。结果表明，波及系数随水平井穿透比的增加而呈递减趋势[9]（图2）。主要是因为随着水平井穿透比增加，注采井间距离相对变小，注水井与水平井之间的主流线越来越密集，见水时间变短，从而使得见水时的波及系数减小。

图2 波及系数随穿透比变化规律

2.2 水平井井别对开发效果的影响

2.2.1 对含水率的影响

设计X井区水平井为油井和水井两种情况，利用数模软件模拟研究不同开发阶段井网含水率变化特征。结果表明：①开发初期（生产半年），水平井作为水井时井网的含水率明显高于水平井为油井时的含水率（图3）；不同井别的水平井，随着穿透比的增加，含水率明显增加；②在开采后期（生产10年），水平井注水时井网的含水率低于水平井采油时井网的含水率（图3）；不同井别的水平井，随着穿透比的增加，含水率降低，且水平井为注水井时，井网含水率降低幅度较大；这是因为开采初期，水平井注水波及较快，水平井采油见水较慢，含水上升慢，所以水平井注水时井网的含水率较高[10]；开发后期，水平井注水泄压范围小于水平井采油的井网，故含水率较低。

图3 水平井井别对开发效果的影响

2.2.2 对平均注入压力及注采压差的影响

数值模拟结果显示，水平井井别对注入压力的影响表现为：①水平井为生产井时井网平均注入压力高于水平井为注入井时井网的平均注入压力（图4）。原因主要是水平井采油时，直井注水相当于对储层实施“点注”、“线采”的方式，而水平井注水时相当于“线注”、“点采”，增大了注入井与油藏的接触面积，水相对更容易注入，因此前者注入压力高，后者较低[11]；②随着井网穿透比的增加，水平井为生产井时井网的平均注入压力几乎保持不变，水平井为注入井时井网的平均注入压力略有降低（图 5）。主要是因为，井网穿透比越大，注采井距相对越小，所需注入压力略有降低。水平井井别对注采压差的影响表现为：①水平井为注入井时井网的平均注采压差高于水平井为生产井时井网的注采压差。虽然水平井为生产井时注入压力较高，但注入流体达到水平井更容易，损失能量较小，因此水平生产井井底流压相对较大，导致注采压差较小[12]；②随着井网穿透比的增加，不同井别的注采压差均呈现降低趋势（图4）。

图4 水平井井别对平均注入压力及注采压差的影响

2.2.3 对采出程度的影响

水平井为生产井时井网的采出程度高于水平井为注入井时井网的采出程度；开采初期的采出程度相差不大，后期的采出程度相差比较明显。主要是因为开采初期油藏饱和度较高，注入水波及范围相差不大，后期水平生产井逐渐显出泄油面积增大的优势，采出程度较高（图5）。

图5 水平井井别对采出程度的影响

2.3 水平井参数对开发效果的影响

2.3.1 水平井长度

水平井长度对井网的影响主要表现在以下5个方面：

（1）对无水采收率的影响。水平井长度越长，注入水越容易突破到生产井，见水时间越短，导致无水采收率减小。

（2）对产能的影响。随着水平井长度的增加，单井产能增大；当水平井长度超过一定范围时，累产油增幅变缓，这主要是由于水平井筒内摩擦阻力引起的。

（3）对面积扫油系数的影响。水平井长度增加，面积扫油系数反而减小。造成这种情况的主要原因是：水平井长度增加后，井筒上各点见水时间差距增大，离注水井近的点见水过早，其他位置见水较晚，造成水线推进不均匀，扫油面积减小。

（4）注入水的突破点。主流线与水平井的交点（即注入水的突破点）一般位于水平井两端点之间，并随水平段长度的增加而向水平井端点靠近。当水平井长度与井网单元宽度相等，即水平井两两相连时突破点将移到水平井端点。

（5）无量纲长度。随着水平井无量纲长度的增加，水平井无量纲产量增加，当无量纲长度增加到一定幅度之后，进一步增加水平井的长度，无量纲产量增加幅度不大。因此，从经济效益出发，水平井无量纲长度应控制在一定范围内，取 0.5为宜[13-14]。

2.3.2 压裂水平井裂缝条数

在设计水平井段长度、裂缝半长、导流能力相同的条件下，改变裂缝条数，数值模拟不同方案的开发效果。模拟结果表明，压裂水平井累计产量随裂缝条数的增加而增大，当裂缝条数大于6条时，累计产量增加幅度逐渐减小。因此，X井区设计最佳裂缝条数为6条。对于天然裂缝的X油藏，水平井应尽可能地穿过最多的裂缝条数，以增加水平井产能。

2.3.3 压裂水平井裂缝长度

在水平井段长度、裂缝条数、裂缝导流能力相等的情况下，设计不同裂缝半长开采方案，数值模拟不同方案的开发效果。X油藏开采初期，裂缝长度对开发效果影响不大，开发后期，累产量随裂缝长度增加而增大，增幅逐渐减小。这是因为开发初期主要发挥水平井对整个油藏的泄压作用，水平段长度一定时，各方案累产油量相差不大，而开发后期裂缝长度对流体渗流影响较大，逐渐出现产量差异，裂缝半长对产量影响的敏感程度远小于裂缝条数对产量的影响。

2.4 井距

以图6所示的五点法井网为例进行说明，来研究横向井距与纵向井距之比对水平井–直井联合布井方案开发效果的影响。由图7可知，横向井距与纵向井距之比由小变大时，产能先增大后减小，这是因为一定范围内，随a /d增大，水平井间垂直距离相对减小，单井泄压范围越“连通”，产能增加，当 a /d = 2.86时达到最大产能，之后再增大a /d，五点法井网趋向于“条带型”，井间干扰加剧，产能减小。

图6 五点水平井井网

2.5 流体参数对开发效果的影响

（1）流体黏度。由水平井Joshi产能公式可知，流体黏度与井产量成负相关[15]。

（2）流度比。随流度比增加，波及系数降低，当流度比由0增加到5过程中，波及系数快速递减，之后再增加流度比，波及系数递减变慢（图8）。主要是因为在一定范围内，流度比增加，油水物性差异逐渐变大，但油相仍然是优势相，随水相干扰变大，波及系数下降较快[16]；流度比超过5之后，水相流动占绝对优势，只有少部分的油可以流动，导致波及系数降低。

图7 五点水平井网产能与井距关系

图8 波及系数与流度比的关系

综上所述，穿透比、水平井长度、裂缝条数、井距是影响X井区水平井井网生产效果的主要开发因素；水平井井别、裂缝半长、流体参数是次要影响因素。

3 结论

（1）当基质渗透率较大时，注水井垂直于裂缝方向向生产井驱油即水平段方向平行于最大主应力方向驱油效果更好；当基质渗透率较小时，水平段方向应垂直于最大主应力方向；随裂缝与基质渗透率比值的增加，水平井平行于裂缝的布井方式采收率略有提高，垂直的布井方式采收率略有降低；渗透率、有效厚度与产量成正相关，渗透率各向异性与产能成负相关。

（2）水平井网的波及系数与穿透比成负相关；开发初期水平井注水时含水率明显高于水平井采油时的含水率，随着穿透比的增加，含水率明显增加，开发后期则相反；水平井采油时高于注水时的平均注入压力，平均注采压差相反；水平井作为油井时采收率较高。

（3）水平井网开发时产量与水平段长度、裂缝条数、裂缝长度并非呈严格比例关系，而是产量增幅逐渐变缓。考虑经济因素，需针对具体油藏进行参数优化。

（4）水平井网产量与流体黏度成负相关；流度比小于5时，波及系数随流度比增加快速递减，之后随流度比增加缓慢递减。

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