低品位油藏L88 块水平井体积压裂优化设计

2020-06-28赵凡溪

科学技术创新 2020年16期

赵凡溪

（辽河油田勘探开发研究院，辽宁盘锦124010）

1 区块概况

区块位于辽河盆地西部凹陷中北部陈家洼陷东北。高升鼻状隆起的南翼向洼陷的延伸部位，西接缓坡带，东临台安大洼断裂，为碳酸盐岩，中孔低渗储层。油层纵向上呈薄互层状分布，油层发育较为集中；平面上分布受优势岩性及物性控制。

该块所在油田在20 世纪60 年代探井即获得工业油流，至90 年代已上报千万吨级探明储量。但除个别区块外，由于直井开发产能评价效果差，自然产能日产油不到1 吨，始终未获得有效动用。至2010 年后，新探井采用了水平井压裂等新技术，提高了储层导流及渗流能力，解放了低品位油藏油气储量，新钻探井初期日产油达到10t 以上，因此水平井体积压裂方式成为该油田各区块的主要开发方式。

2 水平井体积压裂优化设计

该块油藏物性极差，既无法进行天然能量开发，也无法实现有效注水，只能通过水平井体积压裂进行改造，结合重复压裂及注水吞吐等方式进行补能，以实现有效开发。因此水平井设计必须与压裂缝系统达到最佳匹配，同时水平井网井距也需进行优化，以保证开发效果。

2.1 水平井方位优化。调研不同区块水平井体积压裂后，其裂缝几何形态与最小主应力方向匹配关系可知，水平井眼轨迹与最小主应力夹角应小于30°，这样设计的压裂缝可形成横切缝，实现改造体积最大化，有效提高单井动用储量及产能，因此水平井应垂直最大主应力方向部署。

该区最大主应力方向为北西向，应力差为5MPa，有利于形成复杂缝网。通过该块内两口水平井压裂缝监测资料可知（图1），压裂缝方向为北西向，证实了水平段设计方向的合理性，能够最大限度做到储层全动用。因此设计水平井方向为北东向，以实现改造油藏的目的。

图1 L88-H1 井压裂缝监测结果

2.2 水平井纵向位置优化。采用经济合理的水平井段，改变水平井距油层顶部距离，设计水平井纵向位置分别距油层顶部3m、8m、13m、18m、23m、28m、33m，建立相关模型，开展数值模拟研究。根据数值模拟研究结果，可以看出水平井纵向上位于油层中部时，单井累积产油量最高（图2）。其主要原因是该油藏没有底水，因此水平井越靠近顶部泄油面积越小，产能越低。

图2 水平井不同纵向位置累产油

同时依据L88-DH5 井压裂缝缝高监测结果，裂缝向上、下延展高度基本相同，因此水平井应部署在优势储层发育段的中部，以有利于体积压裂时压裂缝的延展，实现储层的有效动用。

2.3 水平井长度优化。设计水平井段长度分别为500m、600m、700m、800m、900m、1000m、1100m、1200m、1300m、1400m的水平井，建立理论模型，开展数值模拟机理研究。给定相同的单井初期产能及生产时间，计算不同长度水平井的产量。对比分析不同水平井段长度的累积产油量，可以看出，随着水平井长度的增加，单井累积产油量增加，但增量逐渐减小。结合经济评价结果，确定水平井长度在800-1000m 范围综合效果最佳（图3）。随技术水平进步，投资可能会降低，单井产量可能会有所提高，水平井长度将有所增加。

图3 不同水平井段长度累产与投入产出比关系曲线

2.4 水平井排距优化。根据当前压裂规模，设计四种不同的排距，分别为300m、400m、600m 和700m，建立数模机理模型，开展研究。根据数模结果可见，排距越小，区块采出程度越高，开发效果越好（图4）。排距过大时，水平井不能够有效控制油藏；当排距接近缝长，即从400m 降到300m 时，此时水平井井网已可以基本控制油藏，因此采出程度的增量大幅度降低。由此可认为，即使排距进一步降低，也只能小幅度增加采出程度，导致单纯增加井数，浪费投资。综合考虑产量和经济因素，排距应以略大于压裂缝半缝长为宜。

水平井压裂缝监测结果表明，有效监测段的平均缝长为220-230m。考虑压裂缝的不对称性，适当加大排距，设计排距为300m。

图4 不同排距采出程度

2.5 水平井井距优化

因区块内不进行注水，因此只需考虑压裂缝及产量因素。与排距优化方法类似，设计五种不同排距，分别为200m、250m、300m、350m 和400m，建立模型，开展数值模拟研究，可得当井距在200-250m 时开发效果最好，井距继续增大时，区块采出程度逐渐降低（图5）。水平井压裂缝监测结果表明，压裂缝缝宽50-143m，当前已实施两口水平井平均压裂缝宽分别为60m 和90m，考虑压裂缝不对称，适当加大井距，设计井距为200m。