超低滲油藏水平井與直井聯(lián)合井網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化

徐慶巖，蔣文文，王學(xué)武，吳向紅，何英

（1.中油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國專利信息中心 北京 100088；3.中油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007）

引 言

超低滲油藏滲透率低、孔喉細(xì)小，流體在其中的滲流規(guī)律呈非線性滲流特征[1-2]。國內(nèi)外油田開發(fā)實踐表明，壓裂水平井技術(shù)可以有效地提升超低滲透油藏的開發(fā)效果[3-5]。壓裂水平井泄油面積大，可大幅提高超低滲油藏的原油產(chǎn)能，但泄油面積大也會較快地消耗地層能量，使產(chǎn)能快速遞減至較低水平，不利于油田穩(wěn)產(chǎn)和產(chǎn)能建設(shè)。為了解決壓裂水平井衰竭開采壓力下降過快，產(chǎn)油快速遞減的問題，在超低滲油藏的開發(fā)過程中，油田現(xiàn)場一般采用直井注水補充能量的方法，改善其開發(fā)效果。近年來，國內(nèi)學(xué)者對于水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化大多針對壓裂水平井衰竭開采[6-9]，對于水平井與直井聯(lián)合開采井網(wǎng)的參數(shù)優(yōu)化研究較少，且未考慮超低滲透油藏的非線性滲流特征。以長慶某超低滲區(qū)塊為例，利用非線性滲流數(shù)值模擬軟件，研究水平井與直井聯(lián)合開采井網(wǎng)的水平井長度、裂縫分布形態(tài)、注水井間距離等參數(shù)對開發(fā)效果的影響。

1 地質(zhì)模型及參數(shù)選取

為了對水平井與直井聯(lián)合開采的影響因素進行系統(tǒng)地研究，選取長慶華慶油田元 284區(qū)塊超低滲水平井示范區(qū)為研究對象。根據(jù)研究區(qū)塊實際地質(zhì)資料，地質(zhì)模型的各項參數(shù)選取如表1所示（在具體優(yōu)化某參數(shù)時，會改變其中某一參數(shù)的級別水平）?？紤]到模型計算結(jié)果的收斂性和準(zhǔn)確性，網(wǎng)格步長和時間步長不宜過大，網(wǎng)格步長一般為20m，模型采用塊中心網(wǎng)格，水力壓裂裂縫采用局部網(wǎng)格加密的方法實現(xiàn)。模擬計算的時間步長一般為30d，模擬時間一般為20a?？紤]超低滲透油藏的非線性滲流特征，采用非線性滲流數(shù)值模擬軟件[10-11]進行數(shù)值模擬。

表1 地質(zhì)模型主要參數(shù)

對于壓裂水平井與直井聯(lián)合開采井網(wǎng)，當(dāng)采用直井注水補充能量時，聯(lián)合注水井網(wǎng)形式有多種。通過文獻和現(xiàn)場調(diào)研，選取該區(qū)塊最常見的七點法直井與水平井的聯(lián)合井網(wǎng)。

2 壓裂水平井與直井聯(lián)合開采影響因素研究

2.1 水平井長度

設(shè)定水平井長度500、600、700、800、900、1000m，結(jié)合表1的數(shù)據(jù)參數(shù)，建立多個不同的七點法直井注水平井采井網(wǎng)模型。由圖1可知，隨著水平井長度的增加，20a的水平井采出程度相應(yīng)增加，當(dāng)水平井長度達(dá)到800m時，采出程度的增速變緩。當(dāng)水平井長度為500、600、700、800、900、1000m時，見水時間分別為60、57、53、49、43、37個月，見水時波及系數(shù)分別為85%、81%、78%、75%、69%、65%。即隨著水平井井筒長度的增加，水平井見水時間逐漸提前，見水時的波及系數(shù)也相應(yīng)逐漸減小，且水平井長度超過800m后，見水提前和波及系數(shù)減小的效果更加明顯?？梢姡骄L度并不是越長越好，在直井注水水平井采油的井網(wǎng)中，水平井的長度直接影響水平井的單井產(chǎn)能和見水時間，水平井存在相對最優(yōu)的長度。綜上所述，對于默認(rèn)參數(shù)的地質(zhì)模型，最優(yōu)的水平井長度為800m。

圖1 模型采出程度、見水時間和見水時波及系數(shù)與水平井長度的關(guān)系

2.2 裂縫分布形態(tài)

當(dāng)采用直井注水補充能量時，需要注意水平井壓裂裂縫的形態(tài)位置分布。對于直井與水平井聯(lián)合開采井網(wǎng)，裂縫分布形態(tài)是影響含水率上升的重要因素。為了研究最佳的裂縫分布形態(tài)，根據(jù)現(xiàn)場調(diào)研，設(shè)計4種裂縫形態(tài)分布方案，如圖2所示，4個方案的開發(fā)指標(biāo)對比見圖3。

圖2 4種裂縫分布形態(tài)

圖3 不同方案的開發(fā)指標(biāo)對比曲線

由圖3可知，方案4（間斷型紡錘形裂縫分布形態(tài)）相同采出程度下含水率最低，且總體日產(chǎn)油水平較高，為相對最優(yōu)裂縫分布形態(tài)。

2.3 注水井井間距離

注水井井間距離會影響水平井的采出程度。設(shè)定注水井井間距離為450、500、550、600、650m，分別建立理想模型，通過對比不同方案 20a末的有效采出程度等開發(fā)指標(biāo)來優(yōu)選最佳方案（考慮不同方案的井網(wǎng)密度差異，定義有效采出程度為：有效采出程度=采收率×井網(wǎng)面積/井?dāng)?shù)）。

由圖4可知，隨著注水井井間距離減小，直井與水平井聯(lián)合開采井網(wǎng)的采出程度增加，因為隨著注水井井間距離的減小，注水井與采油井之間的距離也相應(yīng)縮小，有利于補充地層能量和油井受效。設(shè)定的注水井井間距離所對應(yīng)的有效采出程度分別為0.397、0.406、0.406、0.398、0.394km2/口?？芍?，注水井井間距離為500～550m時有效采出程度最高。有效采出程度考慮了井網(wǎng)密度對開發(fā)效果的影響，在評價有效性上要比采出程度更加準(zhǔn)確。因此，最優(yōu)注水井井間距離為500～550m。

2.4 注水井排與水平井垂直距離

設(shè)定注水井排與水平井垂向距離為300、350、400、450、500m，通過對比不同方案的20a末的有效采出程度等開發(fā)指標(biāo)來優(yōu)選最佳的方案（圖5）。

圖4 不同注水井井間距離的采出程度

圖5 不同注水井排與水平井垂向距離的采出程度

由圖5可知，隨著注水井排與水平井距離減小，直井與水平井聯(lián)合開采井網(wǎng)的采出程度增加，因為隨著注水井排與水平井之間距離的減小，注入水達(dá)到水平井的時間會縮短，有利于補充地層能量和油井受效。設(shè)定的注水井排與水平井距離所對應(yīng)的有效采出程度分別為0.396、0.406、0.406、0.397、0.393km2/口?？芍?，注水井排與水平井間距離為 350～400m時有效采出程度最高。因此，最優(yōu)注水井排與水平井垂向距離為350～400m。

2.5 穩(wěn)油控水政策

當(dāng)采用直井注水補充能量時，壓裂與注水存在最佳匹配。當(dāng)裂縫過長或者注水井（尤其是正對水平井的注水井）注水量過大時，水平井含水易快速上升，造成產(chǎn)油快速遞減。為了研究水平井的控水政策，從減小正對中間裂縫注水井的注水量和適當(dāng)縮短中間正對注水井裂縫的長度兩個方面研究。

設(shè)定中間注水井的裂縫長度為 20、40、60、80、100、120、140、160、180m。設(shè)定中間注水井的注水量為常規(guī)注水量和注水量減半 2個級別。其他參數(shù)采用默認(rèn)地質(zhì)模型的參數(shù)，建立相應(yīng)模型進行計算，對比不同模型的開發(fā)效果（圖6）。

圖6 穩(wěn)油控水政策開發(fā)指標(biāo)曲線

由圖6a可知，隨著中間裂縫長度的增加，累計產(chǎn)油先增加后減小，其中裂縫長度為80m是轉(zhuǎn)折點，可見適當(dāng)縮短中間裂縫可以取得更好地開發(fā)效果；由圖6b可知，將中間注水井的注水量減半后，可以明顯降低含水上升速度。綜上所述，適當(dāng)?shù)慕档椭虚g裂縫的長度和中間注水井的注水量可以起到穩(wěn)油控水的作用。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

將前面研究成果應(yīng)用于長慶油田華慶長63超低滲透油藏元284南部區(qū)塊。針對該區(qū)塊部署的七點法直井與水平井聯(lián)合井網(wǎng)，水平井長度由最初設(shè)計的600m延長至800m、裂縫分布形態(tài)由均勻分布形態(tài)改為間斷型紡錘形分布、注水井井間距離由初始設(shè)計的600m縮短至500m、注水井排與水平井垂直距離由最初設(shè)計的500m減小至400m。目前，區(qū)塊累計產(chǎn)油比最初方案設(shè)計累計產(chǎn)油增加2895t，平均單井產(chǎn)能由最初設(shè)計的4.0t/d增加至6.5t/d。對該區(qū)塊之前已部署的高含水水平井（采取的是均勻分布裂縫形態(tài)）進行了適當(dāng)堵縫，將中間位置的裂縫長度由150m縮短為80m，并將其正對的注水井注水量降低50%，高含水井的含水率由50.3%降低至36.3%。截至目前，該區(qū)塊水平井單井產(chǎn)量達(dá)到附近直井單井產(chǎn)量的4倍以上，初步建成產(chǎn)能30×104t示范區(qū)。

4 結(jié) 論

（1）針對水平井直井聯(lián)合開發(fā)井網(wǎng)，考慮井筒摩阻、見水時間和見水時波及系數(shù)的影響，最優(yōu)的水平井長度為800m。

(2)裂縫分布形態(tài)對于壓裂水平井與直井聯(lián)合開采影響較大，間斷型紡錘形裂縫分布是比較有利的裂縫布置方案，但壓裂此種裂縫分布形態(tài)有困難或者已部署均勻裂縫，則可以通過縮短中間裂縫的長度和降低中間注水井注水量提升開發(fā)效果。

(3)注水井井間距離最優(yōu)值為 500～550m，注水井排與水平井垂直距離最優(yōu)值為 350～400m。通過對水平井直井聯(lián)合開采井網(wǎng)參數(shù)的研究，不僅在長慶元 284區(qū)塊取得了較好的開發(fā)效果，還對相鄰類似區(qū)塊的開發(fā)有很好的指導(dǎo)作用和借鑒意義。

[1]王文環(huán),袁向春,王光付,等.特低滲透油藏分類及開采特征研究[J].石油鉆探技術(shù),2007,35(21):72-75.

[2]楊清立,楊正明,王一飛,等.特低滲透油藏滲流理論研究[J].鉆采工藝,2007,30(6):52-54.

[3]蔡星星,唐海,周科,等.低滲透薄互層油藏壓裂水平井開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化方法研究[J].特種油氣藏,2010,17(4):72-74.

[4]安永生，等.壓裂水平井增產(chǎn)因素分析與裂縫參數(shù)優(yōu)化［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2012，31（6）:109-113.

[5]郝明強,王曉冬,胡永樂.壓敏性特低滲透油藏壓裂水平井產(chǎn)能計算[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2011,35(6):99-104.

[6]高海紅,程林松,曲占慶.壓裂水平井裂縫參數(shù)優(yōu)化研究[J].西安石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版,2006,21(2):29-32.

[7]安永生,等.壓裂水平井井網(wǎng)優(yōu)化理論與方法［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2011,30（3）:59-62.

[8]姜晶,等.低滲透油藏壓裂水平井裂縫優(yōu)化研究[J].石油鉆采工藝,2008,30(4):50-52.

[9]袁帥,等.壓裂水平井裂縫參數(shù)優(yōu)化實驗[J].石油鉆探技術(shù),2010,38(4):99-103.

[10]溫慶志，等.低滲透、特低滲透油藏非達(dá)西滲流整體壓裂優(yōu)化設(shè)計[J].油氣地質(zhì)與采收率，2009,16（6）：102-104，107.

[11]于榮澤,等.特低滲透油藏變滲透率場油藏數(shù)值模擬研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版,2011,33(5):98-103.