超低渗透油藏大斜度井适应性评价

2022-06-09刘强王志凯王选茹路敏曹仁义

断块油气田 2022年3期

刘强，王志凯，王选茹，路敏，曹仁义

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710000；2.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249）

0 引言

鄂尔多斯盆地三叠系延长组发育内陆湖泊-三角洲碎屑沉积体系，沿湖相边缘发育的三角洲前缘砂体、三角洲分流河道砂体为良好的油气储层，轻质油储量丰富［1-2］。同时，由于纵向沉积的多旋回性和横向沉积相带的变化，鄂尔多斯盆地超低渗油藏隔夹层发育，严重影响油井生产动态及剩余油分布［3-6］。研究表明，影响压裂井产量的隔夹层类型主要为稳定隔夹层［7］，体积压裂缝网难以有效贯穿此类隔夹层，导致油层分隔成多个互不连通的流动单元［8］。针对此类隔夹层，不少学者提出了混合井网、立体井网等技术方案，将储层划分为多个开发层系进行开发［9-11］，但此类技术方案往往存在开发成本高、水淹严重等问题，水驱开发经济效益不显著。近年来，为了改善低渗储层中直井产液能力不足及水平井边缝见水严重等问题［12-14］，大斜度井等新式井型逐渐应用于低渗、超低渗储层［15-16］，为不同地质模式下开发方案设计提供了新的选择。大斜度井井身特征兼具直井与水平井的特点，油田生产动态及含水率变化特征表明，大斜度井单井产量较高，产量递减较慢，在一定程度上避免了水平井及直井的缺点，但现阶段对大斜度井在不同超低渗储层的适应性研究较少。

本文利用数值模拟软件tNavigator，评价了Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ三类储层条件下大斜度井对3种地质模式（厚油层、薄互层及薄油层）的适应性，分析了储层渗透率及层间非均质性对油井生产动态的影响，为现场开发方案设计提供一定的理论依据。

1 地质模式划分及数值模型建立

受沉积作用影响，长庆油田目标区块目标层位隔夹层发育，储层和隔夹层厚度差异较大。吴军来等［17］研究发现，当隔夹层厚度大于2 m时，压裂缝难以贯穿隔夹层，实现层间有效连通，此类隔夹层通常称为稳定隔夹层。结合目标区块连井剖面及压裂施工参数，考虑储层厚度及稳定隔夹层发育状况，将目标区块储层划分为厚油层、薄互层及薄油层3种地质模式。其中，储层厚度以15 m为界，隔夹层厚度以2 m为界。隔夹层厚度大于2 m时，储层为薄互层；隔夹层厚度小于2 m时，若油层厚度大于15 m，储层为厚油层，若油层厚度小于15 m，储层为薄油层。薄油层及厚油层中稳定隔夹层不发育，裂缝可完全贯穿储层；薄互层中发育稳定隔夹层，裂缝仅贯穿所在层位。

结合实际区块储层参数，建立不同地质模式对应的机理模型。模型顶深2 100 m，原始地层压力14.7 MPa，各向异性系数为3，模型基础地质参数如表1所示，储层为低孔、超低渗储层。

受边界层的影响，低渗、超低渗储层流体渗流存在不同的启动压力梯度，且储层渗透率越低，启动压力梯度越大［18-20］。本文基于目标区块所在层位启动压力梯度经验公式，确定模拟过程中X，Y，Z方向启动压力梯度［21］，并借助关键词“ARITHMETIC”及“PTHRESHI”实现式（1）在数值软件tNavigator中的有效表征。

式中：Δp为启动压力梯度，MPa/m；K为储层渗透率，10-3μm2。

现场应用中，大斜度井、直井均采用菱形反九点井网开发，水平井采用五点井网开发。机理模型中模型大小由单个井组外扩半个井组确定，模型采用10 m×5 m×1 m网格。平面上，反九点井网、五点井网网格数分别为 161×289 和 161×129；剖面上，薄油层、厚油层及薄互层分别对应15层、30层和40层。

结合现场压裂过程中压裂井入地液量、加砂量及压后微地震等数据，获得不同井型的压裂参数。其中：大斜度井段间距20 m，压裂5段，半缝长为80 m；直井单段压裂，半缝长20 m；水平井多段压裂，段间距20 m，压裂缝网呈纺锤形，半缝长最大140 m，最小60 m。结合现场实际日产量数据，确定直井注水量为5 m3/d，大斜度井注水量为10 m3/d，水平井注水量为15 m3/d，注水井均定压25 MPa。

2 大斜度井适应性评价

根据上述模型开展数值模拟研究，从剩余油平面、剖面分布，流线分布及采出程度曲线等方面，开展不同地质模式下大斜度井的适应性评价。

2.1 厚油层

厚油层水驱开发20 a后，剩余油平面及剖面分布如图1所示（图1d—1f中黑线为生产井，蓝线为注水井，So为含油饱和度，下同）。从剩余油平面分布来看，反九点井网剩余油主要集中在角井与相邻2个边井所形成的三角形区域。其中：大斜度井剩余油范围更小，平面波及效率更高；水平井剩余油主要集中在水平井腰部，这是水平井边缝见水阻隔了注水井对中间缝供给所致。从剩余油剖面分布来看，直井主要依靠油水井间较为均匀的驱替作用开采，生产井压裂缝贡献较小；水平井受压裂缝影响较大，边缝开发效果较好；大斜度井纵向动用兼具直井与水平井的特点，注水井间驱替与生产井周压裂缝网作用均较为明显。

图1 厚油层水驱20 a剩余油分布

水驱开发剩余油分布与流线分布密切相关。从剩余油分布区域可以看出，直井、大斜度井井网流线主要分布于主向及斜向相邻2个注水井连线上，水平井井网流线主要分布于注水井与水平井边缝处，中间区域难以实现有效驱替。相比于直井，大斜度井流线分布相对较密，也体现了大斜度井具有更高的采液能力。

对3种井型生产20 a后的产量、采出程度及含水率数据进行了统计，结果表明：与水平井相比，大斜度井及直井初始产量较低，但产量递减较缓（见图2）；从井组20 a水驱采出程度来看，大斜度井高于水平井，水平井高于直井，且水驱20 a后大斜度井含水率与水平井相差不大。从采收率及波及效率来看，考虑大斜度井在厚油层的适应性更高。

图2 厚油层单井产量曲线

2.2 薄互层

与厚油层相比，薄互层较为明显的区别在于储层纵向隔夹层发育。对于水平井，由于压裂缝无法实现层间有效连通，单井控制储量明显降低。针对薄互层与厚油层储层在纵向展布上的差异性，重点分析剩余油及流线剖面分布特征（见图3，图3a—3c中黑线为生产井，蓝线为注水井；图3d—3f中红线为生产井，蓝线为注水井）。从剩余油分布来看，大斜度井及直井可贯穿多层开采，与厚油层相比，隔夹层影响较小；水平井受隔夹层影响，仅能开发单一层系，纵向波及效率极低。从流线分布也可看出：大斜度井与直井井间流线分布均匀，各层均可形成较好的井间驱替；水平井流线均集中在单一层系注水井与生产井边缝之间，流线分布范围较小。

图3 薄互层水驱20 a剖面剩余油及流线剖面分布

薄互层3种井型的生产动态统计表明：虽然水平井对单一层系采出程度较高（18.66%）；但由于其他层系动用困难，其产量递减早且快，井网采出程度明显低于大斜度井和直井。与水平井及直井相比，大斜度井水驱采出程度更高，且产量相对稳定。结合3种井型剩余油及流线分布特点，考虑大斜度井在薄互层储层中更为适用。

2.3 薄油层

薄、厚油层均属于单一层系，主要区别在于储层厚度。薄油层的剩余油、流线分布与厚油层相近，存在以下特点：与直井相比，大斜度井流线平面分布范围广，密度高，剩余油范围小；水平井腰部流线较为稀疏，剩余油饱和度较高。同时受油藏厚度的影响，水平井在薄油层的纵向波及效率高于厚油层，整体驱油效率更高。

大斜度井初始产量较高，但递减较早，考虑是储层较薄、单井控制储量偏低所致；直井产量较稳定，但始终较低；水平井由于横向穿透储层，与储层接触面积受厚度影响较小，稳产时间较长，且产量递减较缓。

从20 a水驱采出程度来看，水平井高于大斜度井，大斜度井高于直井，考虑在薄油层条件下水平井更为适用（见图4）。

图4 薄油层井组采出程度曲线

3 大斜度井适应性的敏感性分析

3.1 储层渗透率的影响

目标区块储层平均渗透率为0.40×10-3μm2，属于Ⅱ类储层。基于前文不同井型的适应性评价可知，此类储层条件下厚油层及薄互层适宜井型为大斜度井，薄油层适宜井型为水平井。在此基础上，分析了不同井型在Ⅰ类储层（渗透率为 0.60×10-3μm2）与Ⅲ类储层（渗透率为0.20×10-3μm2）中的水驱开发效果。研究表明，对于厚油层及薄互层，随着储层渗透率的升高，大斜度井相对于直井的优势逐渐降低。以薄互层为例，绘制不同渗透率条件下储层的采出程度柱状图（见图5）。