安塞油田S160区长6超低渗透油藏水平井合理加密方式及稳产技术研究

党鑫，梁雨田，朱陇新，张娜，马明宇

（1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安 716009；2.陕西众盟石油技术服务有限公司，陕西 西安 710021）

1 油田概况

本次研究工区范围东北到S160井，西南至S191井，工区面积约32 km2，开发井井数559口（定向井542口，水平井17口），研究目的层位为长6层，主力开发层系为长61层，井网形式主要为480×200 m菱形反九点，井排方向为NE67°。

1.1 精细单砂体刻画

依据区域标志层控制油层组划分，通过“点-线-面”统层对比思路，结合内部沉积旋回、岩性组合及辅助标志层完成了500余口井单砂体对比划分。研究区主力层单砂体砂体平均厚度统计图如图1所示。

图1 研究区主力层单砂体砂体平均厚度统计图

结合GR曲线在测井上的表现特征来识别单砂体纵向沉积界面及叠置关系，将S160区主力油层长611-2层划分为4个单砂体，长611-3层划分为2个单砂体，长612小层划分为2个单砂体。顺物源方向，砂体连续性相对较好；垂向物源方向，河道连续性差，河道间分割性强；大套河道砂体纵向上属多期水下分流河道砂相互叠置或叠切所形成，单沉积旋回河道砂体相对较薄。

1.2 构造特征

研究区整体构造形态为微向西倾斜的单斜构造，地层产状平缓，地层倾角小于1°，平均坡降 8～10 m·km-1，由于差异压实作用，发育轴向近东西或北东向的鼻状隆起，在局部存在构造高点和低点，各小层顶构造在纵向上具有继承性。

1.3 沉积特征

研究区长612-长611-3-长611-1沉积时期，经历了“水进-水退-水进”过程，自东北向西南方向多条水下分流河道相互交汇呈网状展布特征，见图2。

图2 长612-2-长611-32-长611-22-长611-1层沉积微相平面图

1.4 油藏特征

S160区长6油层组含油范围主要受岩性控制，形成了较为典型的岩性油藏。含油饱和度较好的层为长612小层两个单砂体，含油饱和度小于41%的井分别占21.4%、24.2%；其次为长611-2小层前 3个单砂体611-21～611-23，含油饱和小于41%的在37.5%～43.9%之间，其他小层含油饱和度小于41%的井占45%以上。

2 油藏工程研究

为有效开展此次短水平井合理加密方式研究，主要针对研究区南部短水平井已加密和北部短水平井待加密两个区重点开展工作。北部待加密区油藏埋深1 366.9 m，动用含油面积11.4 km2，动用地质储量684.05万t。南部已加密区油藏埋深1515.9 m，动用含油面积7.49 km2，动用地质储量313.76万t。北部较南部厚度大、物性好，如表1所示。

表1 南北区油层参数统计表

2.1 北部短水平井待加密区开采特征

北部待加密区于2000年开始投产，2000年至2002年采用菱形反九点井网规模建产阶段；2003年至2009年进入稳产调整阶段；2010年以来为加密调整阶段。目前油井开井114口，单井产能1.06 t，综合含水52.35%，注水井开井62口，单井日注15.12 m3，月注采比3.1。地质储量采油速度0.65%，地质储量采出程度12.0%。

初期平均单井日产油3.26 t·d-1，投产较好井主要为2002年以前投产井，2015年以后投产井单井初期产能仅为1.5 t·d-1左右。一次井网油井递减较大，加密井单产低。水驱动用程度由2016年的95.1%下降到2020年59.0%。受储层非均质性影响，部分井吸水不均或指状吸水，部分井单层、单段不吸水。

2.2 南部短水平井加密区开发特征

南部已加密区于2001年开始勘探开发，2005年以前为开发试验阶段，2006年至2009年采用菱形反九点井网规模建产阶段，2010年至2016年进入稳产调整阶段，2017年以来为加密调整阶段。目前油井开井65口，单井产能1.13 t，综合含水43.31%，注水井开井25口，单井日注15.1 m3，月注采比2.44。地质储量采油速度0.80%，地质储量采出程度6.5%。

2002年采用不规则菱形反九点井网定向井开发，初期产能1.1 t，含水50.3%。初期加强注水未取得明显效果，反而导致主向井水淹，后期转注形成排状注水。目前压力保持水平在80%左右，单井产能0.84 t·d-1，采油速度0.31%、采出程度5.9%，长期低液、低产。

2018年以来，投产超短水平井19口，平均水平段长度192 m，油层钻遇率89.4%，初期单井产能3.9 t·d-1，为周围老定向井的3.5倍，含水与周围定向井持平（48.5%），达产年单井产能2.7 t·d-1。超短水平井加密方式示意图如图3所示。

图3 超短水平井加密方式示意图

2.3 水驱前缘分析

通过水驱前缘监测，最大主应力方向水驱半径435 m，注水井间基本连通，形成了排状注水。通过老区内部7口加密水平资料显示，注水开发15～20年后，裂缝两侧强水洗带宽度60～80 m左右，100 m以上剩余油仍然富集。

3 剩余油分布规律研究

3.1 三维地质建模

在前期研究成果基础上，结合本次提取并粗化相应面积范围内的地质模型（NTG、PORO、PERM、SW），进行数值模拟研究。粗化后的长6储层地质模型保留夹层有效信息，并根据油藏特征和原油物性进行了分区网格数量，建模范围面积12.6 km2，共189口井，平面网格设置为25 m×25 m，纵向网格平均0.2～0.3 m，261×241×85=534.7万。在基质模型建立基础上，综合前期建立的天然裂缝及人工裂缝模型，将基质与裂缝等效渗透率场叠加，得到孔—缝复合渗透率场。

3.2 生产历史拟合

通过微调生产井的网格属性参数以及流体相渗曲线特征，完成了全区数值模拟生产拟合工作，采用定液生产拟合方法，拟合的日产油、含水整体趋势一致，，单井拟合符符合率达86.5%%。

3.3 剩余油精细表征

平面上上主力层含油油饱和度较高高，连片分布布好。目前油藏处处于开发后期期，油藏存在在大量的剩余余油，呈条带状分分布，剩余油分分布集中在油油藏采油井井井排之间，具有有较大的加密密潜力，如图4所示。剖面面上由于开发时时间长，部分井井组井间具有有高含水沟通通趋势，目前受受储层非均质质性影响，部分分井与井之间间仍存在大量未未被波及的剩剩余油区域。

图4 研究区主力油层剩余油平面分布图

4 短水平井加密方式研究

4.1 水平井加密效果总体评价

采用短水平井加密有效提高了单井产量，是常规加密井的的2～3倍，2020年加密井初期产量提高至4.2 t·d-1。加密区主要发育长611，有效厚度10～15m，渗透率0.5 mmD左右，为典型的超低渗透油藏，注注水开发后具有明显的水驱方向。

4.2 水平井网加密方式选择

采用不同井型（定向井、大斜度、短水平井）开展数值模拟对比，水平井初期采油速度高，采出程度与大斜度井相当。针对S160区长6油藏，油层厚度大且相对单一，适合采用短水平井。模拟研究表明，方式2加密井井网流线更均匀匀，加密效果更优，如图5所示。

图 5 不同加密方式流线对比图

4.3 短水平井合理参数优化

4.3.1 水平段方位优化

针对短水平井加密，优化设计与最大主力夹角分别别为90°、660°、45°、30°、0°等5个方案，，采用数值模拟预测得出90°时见水时间最早、含水最高；0°时由于储层改造受到极大限制，水平井产能无法保证。优化得出水平井与最大主应力最佳角度为30°～455°。

4.3.2 合理排距优选

2019年针对注水开发20年左右的的井组，开展了4口检查井取取芯，资料显示4口检查井均水淹，水淹比例在60.0%左右，投产后一直高含水，说明注水开发20年，裂缝两侧水洗宽度在60～80 m左右，100 m以上剩余油富集。综合油藏工程和动态监测结果分析认为，目前该该区水线宽度度为60～80 mm，优化设计出水平井两端距离水线距离120～140 m。

4.3.3 合理水平段长度

数值模拟研究表明，对于水线单一的油藏，随着渗透率的增大，水驱前缘推进速度增加，水线宽度不断增大，合理的水平段长度下降。结合水平井方位合理排距，水平井合理的水平段长度为120～200 m。

4.3.4 短水平井改造参数优化

1930年1月，一位新社工的加入使得每位员工可以承担更少一些数量的病例，这样使得他们可以有更多的精力处理个案例，并且可以将更多的时间放在门诊上。

统计目前加密井的开发效果发现，加密水平井的试油初期产量、稳产期产量和目前产量与水平段长度、压裂段数、加砂量和和入地液量有有着紧密的关系。综合优化可以看出，短水平井水平段长度为160～180 m、平均压裂4～6段、单段加砂30～35 m3、入地液1 150～11 350 m3下，具有较高的的初期产量和稳产能力。

5 合理的开发技术政策

5.1 注水量优化

油藏工程方法：按照井组注采平衡原理，短水平井投产后注水量应与采液量保持平衡，按照经验公式，计算得出对应注水井日注水量应为20～22 m3。

数值模拟方法：在研究区选取一个完整单元井组，通过加密设计0.9、1.2、11.5、1.8、2.1、22.4 m3·d-1·m-11共6套注水强度方案，在预测期末，注水强度为1.5 m3·d-1·m-1左右，累产油量最多，建议将该区的的 注水强度为1.55 m3·d-1·m-1左右。

理论计算和数值模拟优化得出，该区水平井加密后，合理的注水强度在11.4～1.6 m3·d-1·m-1之间，，对应单井日注115～20 m3，老井目前单井日注23 m3左右。加密后注水井单井日注为15～20 m3。

5.2 加密水平井合理压力优化

S160长61油藏储层致密，启动压力梯度高。依据注采比原理推导出地层压力与含水率急启动压力影响因子之间的关系公式；通过甲型水驱特征曲线，结合油藏物质平衡方程，确定油藏合理压力保持水平。综合确定合理地层压力水平为105%～110%。 低渗透油藏渗流条件差，要求泵效达到40%，由此得出不同含水时期泵口压力值。根据泵口压力与流动压力的关系求出流动压力，最后得到最小流动压力与含水率关系。综合确定S160区长6油藏水平井合理流压应为2.5～3.5 MPa之间，如图6 所示。

图6 研究区流压等值图

5.3 合理采液强度优化

水平井产能可根据考虑低渗透油藏非达西渗流、油藏非均质性的Joshi公式预测，计算出水平井单井产能3.2 t·d-1，结合当前投产初期的超短水平井单井产能2.5～4.75 t·d-1，有效水平段长为130 m的水平井单井产能为3.5 t·d-1。

5.4 短水平井待加密区综合调整预测

为进一步预测开发调整效果，结合前面的开发动态分析，将三维油藏模型进行了分区，共分为了3个区（I、II、III区）。根据不同方案设计的开发调整方式，进行调整前后指标预测对比，结果如 表2所示。

表2 南北区油层参数统计表

按照短水平井井网的加密方式（图7），在II区低产低效区开展加密，部署水平段长160 m短水平井36口、补充注水井18口，设计水平井日产液8 m3，注水井日注水量18 m3，开展加密效果预测。

图 7 超低渗油藏短水平井加密方式示意图

依据二次解释成果，总结出油层下部水淹比例远高于上层。后期建议水平井主要穿越顶部油层，设计短水平井水平段160 m左右。

通过优化注水、短水平井加密、合理调整生产参数等多种方式，研究区单井日产油得到大幅度提升，预测生产时间10年，加密调整后全区采收率预计可以提高4.46%。

6 结论及认识

1）数值模拟结果表明，平面上主力层含油饱和度较高，连片分布好，呈条带状分布，剩余油分布集中在油藏采油井井排之间。

2）S160区长6油藏适合采用短水平井加密。通过优化，水平井与最大主应力最佳角度为 30°～45°，两端距离水线合理距离为120～140 m，合理的水平段长度为120～200 m。

3）S160区长6油藏合理的改造参数为压裂段数4～6段，单段加砂30～35 m3，入地液1150～1350 m3。

4）研究区水平井加密后，合理的注水强度在1.4～1.6 m3·d-1·m-1之间，对应单井日注15～20 m3，合理地层压力水平为105%～110%，合理流压为2.5～3.5 MPa之间，合理采液速度为1.1%左右。

5）通过优化注水、短水平井加密、合理调整生产参数等多种方式，预测生产时间10年，加密调整后全区采收率预计可以提高4.46%。