浅层特低渗透油藏水平井产能影响因素研究

吴彦君,孙 卫，赵雪娇，焦伟杰，高贝贝

(1.西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室,陕西 西安 710069;2.自然资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室,陕西 西安 710016;3.陕西煤田地质勘查研究院有限公司,陕西 西安 710016；4.延长油田股份有限公司 宝塔采油厂,陕西 延安 710003)

近年来,随着油田储层动用程度的提高,剩余未动用储层的动用难度越来越大,采用常规井开发很难达到开发效果。水平井作为一种高效开发特低渗透油藏的手段,在各大油田中都得到了越来越多的应用[1-10]。水平井具有泄油面积大,单井产量高等特点,可有效提高油层的动用程度；加之水平段在油层中的延伸较远,其受地面条件限制也相对较少,因此能有效地提高资源的利用率以及缓解后续资源不足等问题。针对水平井开发技术，国内外学者从不同角度对其进行了研究,但主要集中在油层埋藏较深的区域[11-20]。有关浅层油藏水平井的开发研究目前还较少,且多以钻井工艺研究为主[21-22]。本研究主要以延长油田东部区域的BT油区为研究对象,通过对该区域的油藏储层特质、水平段长度、压裂方式等因素与水平井产量之间的关系进行分析研究,确定影响水平井产能的主要因素,为该区域的后续开发及同类型油藏的开发提供有效的参考信息。

1 油藏基本概况

BT油区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部(见图1),属于典型的岩性油气藏,主要开发层位为三叠系延长组长6油层组,储层沉积相以三角洲前缘亚相为主,储层有效砂体厚度8～15 m,无明显油水界面；油藏埋深300～650 m，渗透率(0.1～2)×10-3μm2,平均0.68×10-3μm2,孔隙度7%～12%,平均9.43%,属于浅层低孔、特低渗储层。经过几十年的开发,目前，研究区内一类、二类储层已基本动用完毕,剩余未动用区域储层主要以薄、差油层和单一油层为主,采用常规井开发效果较差。受工艺及开发成本冲击等,各种开发矛盾逐渐显现，已严重制约了油田的进一步持续稳定发展。此外,村庄、道路、林地、煤矿矿权重叠以及环保政策等因素也导致油田大量资源无法高效动用,造成了资源浪费。为提高储层的动用程度,提高油田的开发水平,研究区于2015年引入水平井钻井技术,进行了先期矿场试验,2018年开始利用水平井大规模开发。

图1 研究区地理位置图Fig.1 Geographical location map of the study area

2 浅层水平井产能影响因素

针对水平井的产能预测,前人做了大量的研究,并利用不同的方法得了不同的产量预测模型。陈元千教授在总结前人研究的基础上,建立了相应的产能计算公式[10]:

(1)

其中，

(2)

式中:qoh为水平井产量,m3·d-1；Kh为储层水平渗透率,10-3μm2；h为储层有限厚度,m；ΔP为生产压差,MPa;μ0为原油黏度,mPas;B为地层原油体积系数;L为水平段长度,m;rw为井眼半径,m;a为泄油椭圆长半轴,m;A为泄油面积,m2。

对于同一油藏,在采油制度相同、储层有效厚度相近的条件下,水平段长度和储层物性对水平井的产能有着直接影响。而水平井的产能是油藏地质特征和水平井各项参数共同作用的结果。因研究区利用水平井开发的时间较短,为避免因生产时间不同而导致对研究结果产生影响,本研究主要选取生产时间满6个月的水平井产量进行研究,通过分析产量的变化规律,来确定影响浅层油藏水平井产能的主要因素。

2.1 水平段长度对产能的影响

陈氏预测模型表明,水平井的水平段越长,其产量越高。研究区水平井产量与水平段的关系表明,水平井产量在整体上和水平段长度呈现出一定正相关的特征,但并不明显(见图2)。因受井底流压的影响,水平段跟端所承受的压力要远小于趾端的压力,且水平段越长,二者之间的压力差也越大。尤其在地层供液能力较为充足的情况下,水平段跟端流入井筒的强度远大于趾端流入井筒的强度。在生产早期,地层的供液能力整体上较为充足,在这一阶段,对水平井产能贡献较大的区域主要为水平段跟端区域,趾端反而对水平井产能的贡献较小,即较短的水平段在生产初期可能出现较高的产量[21]。这是导致研究区水平段长度与产能之间的相关性较差的重要因素之一。这也表明,在不同的生产阶段,水平段长度对油井产量的影响程度也不同。在生产初期,地层能量充足,井眼周边储层内的渗流方式以径向流为主,油井供液能力充足,较短水平段长度也可有较高的产能。

通过对研究区不同长度水平段的产能进行预测发现,在地质条件相同的情况下,水平段长度的增加越大,水平井的增产效果也越好,但水平段长度大于700 m之后,其增产幅度会逐渐降低(见图3)。这是因为，研究区的油藏整体埋深较浅,原始地层压力低,属于低压系统,随着水平井长度的增加,流体在井筒中的流动阻力也逐渐增大,为克服流动阻力,流体在井筒中流动需要更大的能量,当地层压力变低时,井筒内的流体整体流动变缓,地层对井筒内流体的贡献程度降低,最终影响到油井的产液量。

图2 水平段长度与产能关系图Fig.2 The relationship between horizontal section length and productivity

图3 水平井长度与产油量关系曲线Fig.3 Relation curve between horizontal well length and oil production

此外,水平井在钻井过程中,钻头破岩的动力来源主要为上部钻具的自重。对浅层油藏而言,可利用的上部井段过短,位垂比较大,钻井难度大[23],而过长的水平段一方面增加了经济成本,一方面也增加了施工难度,增加了钻井风险。结合产能预测结果,对于研究区而言，水平段长度小于700 m在经济上较为合理。

2017年，在YD油田C11井区部署水平井3口,油藏地质条件相同,水平井部署方位相同,但水平段长度不同。在压裂工艺上都选取了水力喷砂射孔+环空加砂体积压裂工艺。该区域目前尚未注水开发。利用Arps递减曲线对3口水平井的产量递减规律进行分析(见表1,图4、5、6)。分析结果表明,在投产初期,较短水平段的C11平1井反而有着较高的产能,但在5年之后,水平段最长的L68平1井累积产量是C11平1井的2倍。这表明，较长的水平段对油井的累积产能有着较大的贡献。

表1 刺11井区水平井产量预测表Tab.1 Productivity prediction table for horizontal wells in Block 11

图4 C11平1井产量预测图Fig. 4Production prediction chart of Well C11

图5 L60平1井产量预测图Fig.5 Productivity prediction chart of Well L60 Ping 1

图6 L68平1井产量预测图Fig.6 Productivity prediction chart of Well L68 Ping 1

2.2 物性对水平井产量的影响

矿场统计结果表明,储层的渗透率越好,油井的初期产量越高。由图7、8可知,水平井产量与渗透率呈正相关,与孔隙度之间的关系还尚不明确。对于特低渗透储层,孔隙度的增加,主要增加了储层的储集能力,和较高的渗透率相比,其对水平井的初期产能影响不大;但在递减方面,较高的孔隙度可有效延缓水平井的递减速度,最终贡献较高的累积产能[17]。

图7 孔隙度与水平井产量关系图Fig.7 Relation diagram between porosity and horizontal well production

图8 渗透率与水平井产量关系图Fig.8 Relation diagram between permeability and horizontal well production

因储层各向异性的存在,油藏流入井筒内的流量大小是储层水平方向渗透率和垂直方向渗透率共同作用的结果,且水平方向渗透率与垂直方向渗透率比值越大,对油井产量的影响越明显。受压实作用等影响,砂岩储层的垂向渗透率明显小于水平方向渗透率[10]。另外,研究区储层的有效厚度8～15 m,厚度较小,且埋深浅,压裂形成的人工裂缝也是以水平缝为主。因此,对于研究区而言,井筒内流量的大小主要受到水平方向渗透率的控制。而储层渗流能力的大小主要受控于主流喉道半径的大小,储层的主流喉道半径越大,渗透率越高,渗流能力也就越强,井筒内流体的流入量也变大,最终表现为油井的产液量较高。大规模的水力压裂,改善了储层的渗流条件,有效扩大了泄油半径,在其他条件相同的情况下,较高的渗透率又会进一步扩大泄油面积,增加了储层的动用程度。

由图9、10可知,储层的原始含油饱和度越高,有效储层厚度越大，储层的有效渗透率越高,油井的产量也越高。

2.3 压裂工艺对产能的影响

不同的压裂工艺,对水平井产量的影响也不同。研究区目前主要采用的压裂工艺有常规水力压裂、水力喷砂射孔+环空加砂体积压裂和簇式射孔+速钻桥塞分段压裂3种方式。在3种压裂工艺之中,采用常规压裂工艺进行压裂的油井与其余两种相比,单井平均产量较低;采用水力喷砂射孔+环空加砂体积压裂(TDY)和簇式射孔+速钻桥塞分段压裂工艺进行压裂的水平井产量之间没有出现明显的差别,且平均单井产量在整体上要高于常规压裂工艺所投产的油井(见图11)。这是因为，后两种压裂规模较大,对储层的改造程度及改造体积整体较高,有效改善了储层的渗流条件,平均单井产能在整体上也较高。

图9 含油饱和度与水平井产量关系图Fig.9 Relation diagram betweenoil saturation and production of horizontal wells

图10 地层系数与水平井产量关系图Fig.10 Relation diagram between formation coefficient and horizontal well production

图11 不同压裂方式与产量关系图Fig.11 Relation diagram betweendifferent fracturing modes and production

在投产初期,簇式射孔+速钻桥塞分段压裂和水力喷砂射孔+环空加砂体积压裂二者之间的产量相差并不大。随着生产时间的变长,采用水力喷砂射孔+环空加砂体积压裂工艺的水平井递减速度要大于簇式射孔+速钻桥塞分段压裂的递减速度。这是因为，相比于水力喷砂射孔+环空加砂体积压裂工艺,簇式射孔+速钻桥塞分段压裂工艺其排量更大,所形成的缝网规模也更大(见表2、3)。F187平1井采用了TDY压裂工艺,而T94平1井则选用了簇式射孔+速钻桥塞分段压裂工艺。裂缝检测结果表明,F187平1储层改造体积为391万m3,而T94平1储层改造体积则达到880万m3(见图12、13)。

表2 F187平1井微地震裂缝监测结果表Tab.2 Microseismic fracture monitoring result table of Well F187 Ping 1

表3 T94平1井微地震裂缝监测结果表Tab.3 Microseismic fracture monitoring result table of Well T94 Ping 1

图12 F187平1井裂缝监测成果图Fig.12 Fracture monitoring result chartof Well F187 Ping 1

图13 T94平1井裂缝监测成果图Fig.13 Fracture monitoring result chart of Well T94 Ping 1

在生产早期,地层能量充足,大规模的压裂有效改善了储层的渗流条件,增加了油井的初期产量[10-11]。随着生产时间变长,地层能量逐渐变低,地层内流体需要从基质内更远的距离流入缝网内,在这一阶段,储层流体的渗流特征由早期的径向流逐步过渡为拟径向流，水力喷砂射孔+环空加砂体积压裂过的储层缝网内开始出现供液不足现象,井筒内的液量迅速下降,油井的产量开始递减,而簇式射孔+速钻桥塞分段压裂工艺形成的缝网规模更大,缝网内的供液能力可维持较长的时间。因此,相比于水力喷砂射孔+环空加砂体积压裂压裂,簇式射孔+速钻桥塞分段压裂有着较长的稳产周期。

H399平1与T95平1位于同一区域,开发层位为长63油层组,油藏地质条件相同,水平段长度分别为713，678 m。结合周边的注采情况,采用不同压裂工艺进行压裂投产。其中,H399平1井采用簇式射孔+速钻桥塞分段压裂,T95平1井采用水力喷砂射孔+环空加砂体积压裂。油井产量情况表明,T95平1井在投产第二个月，产量开始进入递减阶段,且稳产期较短;而H399平1井从投产后第3个月开始，基本处于稳产阶段,且具有较高的产能(见图14)。

图14 H399平1井、T95平1井产量对比图Fig.14 Production contrast diagrams of Well H399 Ping 1 and Well T95 Ping 1

2.4 簇数对水平井产能的影响

在研究区内,投产水平井压裂段数为6～7段,在压裂段数相差不大的情况下,压段内簇数的多少,决定着压裂对储层改造程度的大小。统计结果表明,在研究区内,簇数的多少与产量呈现正相关特征,即簇数越多,所形成的缝网规模越大,对储层改造也越彻底,油井的单井产量也越高(见图15)。但在各簇之间,因储层的起裂时间不同,后起裂的储层会受到先破裂岩石的压力干扰,所形成的裂缝也会呈现出不均匀的状态。当簇间距过近时,所形成的裂缝之间的应力干扰也越明显,且簇间距过近,会造成在部分区域的重复改造,最终减少储层的改造规模,导致油井的日产液降低[18，23]。当簇间距过大时,压裂形成的缝网规模有限,对储层的改造不彻底,形成较多非改造区域,造成了油层的浪费。

F187平1井与1388平1井在压裂时均采用了TDY方式进行压裂,其中,F187平1井簇间距为63～89 m。微地震监测显示,在其压裂过程中,本井基本无重复压裂现象,且各段事件点间无较大间隙出现。1388平1井在进行压裂时,簇间距为49～51 m,微地震监测显示,在其压裂过程中,段与段之间存在不同程度的重复压裂,一定程度上降低了储层改造规模(见图16、17)。

图15 簇数与水平井产量关系图Fig.15 Relation diagram between cluster number and horizontal well production

图16 F187平1井裂缝监测成果图Fig.16 Fracture monitoring result Chart of Well F187 Ping 1

2.5 砂量对水平井产能的影响

储层压裂改造之后,砂量的多少直接决定着储层裂缝的渗流导流能力。对储层进行大规模压裂时,砂量的不足可能会造成裂缝开启不充分,导致裂缝导流能力较低,最终影响到油井的产量。为降低其他因素的影响,在对水平段长度进行分类统计的基础上,对选取采用相同压裂工艺的井进行统计分析。统计结果表明,采用相同的压裂工艺,在水平段长度相同的情况下,入井的砂量越大,油井的产量也越高,二者之间呈正相关关系(见图18)。这是因为，当水平段长度及压裂段数相近时,入井砂量较大时,支撑剂铺置在裂缝之中的厚度变大,压裂形成的裂缝能够得到有效的支撑,同时也降低了因砂粒破碎或者嵌入所带来影响,保证了裂缝的导流能力,最终让油井的产液能力得到了保障。

图17 1388平1井裂缝监测成果图Fig.17 Fracture monitoring result Chart of Well 1388 Ping 1

3 主控因素分析

水平井的产能是多种因素共同影响的结果,且各影响因素之间,对产能的影响程度也不同,为了更好地分析影响浅层油藏水平井产能的主要因素,选取了水平段长度、储层物性、簇数、加砂量等影响因素,利用灰色关联分析方法对其主次关系进行了分析[24-26](见表4)。

结果表明,在各影响因素之中,渗透率对水平井的产能影响最大,储层渗透率越好,油井的产量也越好,加砂量,簇数、含油饱和度三者之间对水平井产能影响基本相同,而孔隙度对水平井产能影响较小。因研究区利用水平井开发的时间较短,大部分水平井的生产时间尚不足一年,地层能量较为充足,油井供液充足,水平段长度对其影响还尚未明显显现。此外,压裂工艺的不同,对储层的改造程度也不同,压裂规模越大,改造的储层体积就越大,因此,其也是影响研究区水平井产能重要因素之一。

综上所述,目前，影响研究区水平井产能的主要因素为储层渗透率,重要因素为压裂工艺、加砂量、簇数、原始含油饱和度,一般因素为储层孔隙度。数值模拟分析结果表明,在研究区不适于采用较长的水平段进行开发,水平段长度应控制在700 m左右较为合理。

图18 加砂量与水平井产量关系图Fig.18 Relation diagram between sanding quantity and horizontal well production

表4 各影响因素关联系数与灰色关联度统计表Tab.4 Statistical table of correlation coefficient and grey correlation degree of each influencing factor

4 结论

1)在储层特征相同的情况下,水平段长度对水平井的初期产能影响较小。但是，较短水平段的水平井递减速度较快,而较长的水平段则有着较高的累积产能。对于研究区而言,水平段长度小于700 m较为合理。

2)水平井的产量和储层物性、原始含油饱和度、地层系数等呈正相关,即物性越好、原始含油饱和度越高、地层系数越大,水平井的产量越高。尤其是储层渗透率,直接影响到油井的初期产量。孔隙度相比于参透率，其对油井的初期产能影响较小,但较高的孔隙度可有效降低水平井的递减率,贡献较高的累积产能。

3)不同的压裂方式对水平井的影响也不同,压裂规模越大,对储层的改造程度越高,水平井的产量也越高。簇数的不同,对储层改造的影响也不同,当簇数过多且簇间距过近时,会受到簇间应力的干扰,并影响到油井的最终产量；但簇间距过远,会造成簇间储层改造不彻底,也会影响到储层最终产量。

4)目前，影响研究区水平井产能主要因素为储层渗透率,重要因素为压裂工艺、加砂量、簇数、原始含油饱和度,一般因素为储层孔隙度。