玛131井区低渗透砂砾岩油藏水平井优化设计研究

黄兴龙，徐 阳，曾彦强，徐尚鸿

(1.长江大学，湖北 武汉 430100；2.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000；3.中国石油西部钻探工程有限公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

近年来，准噶尔盆地发现大量特低渗透砂砾岩油藏，是未来新疆油区增储上产的重要油藏类型之一[1-8]。但是，该类油藏自然产能低、动用难度大、经济效益差，亟待探索新的开发方式开采这部分储量[9-14]。水平井+分段压裂开发技术在低渗—特低渗透砂岩油藏已开展了现场试验，并取得一定的应用效果，目前已进入逐步推广应用阶段[15-18]。但该项技术是否适用于特低渗透砂砾岩油藏，国内外均无成功经验，相关研究也鲜有报道[19-22]。以玛北油田玛131井区典型特低渗透砂砾岩油藏实际地质特征为基础，利用油藏工程、数值模拟、经济评价等方法，对水平井井网、人工缝网、水平段长度等参数进行了优化，形成该类油藏水平井分段压裂开发优化设计方法，有效地指导了该区油藏工程方案的编制，对同类油藏的有效动用和经济开发具有一定的指导作用。

1 油藏概况

玛北油田玛131井区位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷北斜坡区，其三叠系百口泉组油藏油层主要分布在T1b3和T1b21。地层整体为一单斜构造，地层倾角为3～6 °。玛131井区百口泉组主要发育近源快速堆积的扇三角洲相沉积体系，砂体分布相对集中，为受构造控制、局部受岩性、物性变化控制的岩性-构造油藏，为正常温压系统的未饱和油藏。总含油面积为118.6 km2，石油地质储量为5 577.14×104t。T1b3油层孔隙度平均为9.58%，渗透率平均为0.96×10-3μm2；T1b21油层孔隙度平均为8.84%，渗透率平均为1.44×10-3μm2，为典型的特低渗透砂砾岩油藏。T1b3和T1b21油层物性相近，石油地质储量和含油面积相当，隔夹层分布稳定，分为2个层系开发。

试油、试采资料显示，玛131井区百口泉组油藏具有以下开发特征：需压裂投产，压裂规模对产量影响较大；油井产量受储层厚度及储层物性影响较大；直井普遍低产，开发效果差；与同层周围水平井对比，水平井开发效果好，水平井具有产量高、递减慢、连续生产能力强等特点。注水开发可行性研究表明，该区宜采用多段压裂水平井衰竭式开发方式。因此，水平井开发优化设计的重点是井排距、水平段长度以及人工缝网等参数。

2 水平井井网及水平段长度优化

2.1 井网形式优选

建立玛131井区水平井类五点井网和矩形井网水平井衰竭式开采的数值模型。计算结果表明：类五点井网和矩形井网的开发效果基本一致，类五点井网15 a末累计产油2.175×104t，矩形井网15 a末累计产油2.170×104t，类五点井网布井略优(图1)。

图1不同井网形式日产油与累计产油量对比

2.2 合理井距论证

根据玛131井区百口泉组油藏4口水平井压裂监测资料分析，裂缝半长为90～210 m，计算井距为208～328 m(表1)。考虑相似储层具有一定的渗流半径，因此，按照裂缝半长为井距半长的80%计算，水平井井距为260～410 m。

表1 玛131井区百口泉组油藏压裂监测资料统计

根据钻采成本以及油价测算，当水平段长度为1 200～2 000 m时，其经济极限累计产量为2.3×104～2.8×104t。玛131井区百口泉组T1b3、T1b21油层平均厚度分别为19.6、12.2 m，当采收率为10%时，部署井距为350～400 m时可动用大部分储量(表2)。

表2 不同井距和水平段长度条件下经济极限产量与有效厚度下限关系

2.3 水平段长度优化

建立水平段长度分别为1 200、1 600、1 800、2 000 m的水平井衰竭式开采机理模型。设计井控范围为(1 300 m×400 m)至(2 100 m×400 m)，压裂缝半长为150 m，压裂缝间距为80 m。数值模拟研究结果表明：水平段长度越长，单井累计产油量越高，2 000 m水平段单井累计产油量最高，但随着水平段长度的增加，单井波及体积降低，单井累计产油量增幅变缓，采出程度降低(表3)。

从水平段长度与开采净收益的关系来看，水平井累计产油量及钻采成本均随水平段长度的增加而增加，但当水平段长度大于1 800 m后，水平井开采净收益增加量出现负值(表4)。当水平段长度为1 600 m时，水平井净收益增加量最大。

表3 不同水平段长度水平井单井开发指标对比

表4 不同水平段长度时水平井单井开发指标及经济指标对比

根据以上研究结果，结合玛131井区百口泉组油藏油层展布特征，合理水平段长度为1 600 m左右。

3 水平井人工缝网优化设计

3.1 裂缝方向优化

分别建立裂缝与水平段平行、裂缝与水平段斜交、裂缝与水平段垂直3种情况下的水平井衰竭式开采机理模型(图2)。

图2不同裂缝方向下单井日产油量与累计产油量对比

由图2可以看出，当裂缝与水平段平行时，单井日产油量和累计产油量最低，生产效果最差；当裂缝与水平段垂直时，水平井稳产能力最强，在整个生产时间内，单井日产油量和累计产油量最高，生产效果最好。因此，水平段方向应垂直于最大主应力方向，这样可以保证在压裂施工时，人工裂缝方向垂直于水平段方向。

3.2 裂缝间距优化

建立裂缝间距分别为40、80、120、160、240、320 m的水平井衰竭式开采机理模型(图3)。水平井水平段长度为1 600 m，裂缝半长为160 m，裂缝导流能力为20μm2·cm。

图3 采出程度、平均单缝采出程度与裂缝间距的关系

由图3可以看出，随着裂缝间距的缩小(裂缝条数增加)，阶段采出程度逐渐增加，同时缝间干扰增强。当裂缝间距小于80 m后，随着裂缝间距的减小，采出程度增幅逐渐减弱，单缝采出程度降低，同时将增加压裂施工的成本。因此，确定人工裂缝间距以80～100 m为宜。

3.3 裂缝导流能力优化

建立裂缝导流能力分别为4、8、12、16、20、40、80、160 μm2·cm的水平井衰竭式开采机理模型(图4)。水平井水平段长度为1 600 m，裂缝间距为80 m，裂缝半长为160 m。

图4不同生产时间采出程度与裂缝导流能力的关系

由图4可以看出，随着裂缝导流能力的增加，阶段采出程度逐渐增加，导流能力到达某一极限值后，采出程度几乎不再增加，反映出基质对裂缝的极限供给能力。结合该井区储层物性条件，确定最优导流能力为40μm2·cm左右。

3.4 裂缝分布优化

分别建立全短缝、全长缝、内部裂缝长、外部裂缝长、外部裂缝更长的水平井衰竭式开采机理模型(图5)。各种情形下参数为：①全短缝时裂缝半长均为120 m；②全长缝时裂缝半长均为240 m；③内部裂缝长时，2、4内部裂缝半长为240 m，其他为120 m；④外部裂缝长时，1、5外部裂缝半长为240 m，其他为120 m；⑤外部裂缝更长时，1、5外部裂缝半长为280 m，2、4裂缝半长为80 m。

图5 不同压裂方案采出程度对比

由图5可以看出，全长缝整个生产时间内采出程度最高，外部裂缝长较内部裂缝长采出程度稍高。在总裂缝长度一定时，外部裂缝更长的采出程度最高。在进行压裂施工时，建议适当增大水平井两端的裂缝长度，以改善开发效果。

4 结 论

(1) 根据玛131井区特低渗透砂砾岩油藏特征，优化水平井井网、人工缝网、水平段长度等开发参数，形成水平井分段压裂开发优化设计方法。

(2) 优化结果表明，该区宜采用类五点井网形式、裂缝穿透比为0.4、主要裂缝半长为140～160 m、合理井距为350～400 m、水平井合理水平段长度为1 600 m左右的参数开发。

(3) 人工缝网优化结果表明，人工裂缝方向应垂直于水平段方向，合理裂缝间距以80～100 m为宜，最优导流能力为40μm2·cm左右；在裂缝总长度一定时，采用两端裂缝长、中间裂缝短的不等长裂缝压裂时，采出程度相对较高。

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