坪北裂縫性油藏地質(zhì)建模及井網(wǎng)加密調(diào)整技術(shù)

漆智先，何俊玲，陳樹(shù)杰，金鑫（中石化江漢油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，湖北 武漢 430223）

坪北油田位于陜西省延安地區(qū)安塞縣和子長(zhǎng)縣境內(nèi)，地處我國(guó)黃土高原中部。區(qū)域構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部坪橋鼻褶帶，為近南北走向傾角約1°的西傾單斜，局部因差異壓實(shí)作用發(fā)育著一些低緩的鼻狀隆起。主要分為3個(gè)開(kāi)發(fā)單元：北區(qū)、南區(qū)、SP199井區(qū)。研究工區(qū)為北區(qū)北部的北四區(qū)，屬于特低滲透、低壓油藏，孔隙度平均11.7%，滲透率平均1.4mD，含油飽和度48%，油藏壓力因數(shù)0.6；該區(qū)早期采用450m×110m行列井網(wǎng)，井網(wǎng)控制面積為18.3km2，油井壓裂投產(chǎn)。截至2012年底，該區(qū)共有油井68口、開(kāi)井53口，注水井33口、開(kāi)井24口，日產(chǎn)油21t，日注水284m3，綜合含水率71.6%，累計(jì)產(chǎn)油14.75×104t，采出程度僅為4.56%。

1 裂縫孔隙型油藏地質(zhì)建模

坪北油田屬雙重介質(zhì)油藏，基質(zhì)的地質(zhì)模型依據(jù)該區(qū)大量的測(cè)井解釋孔隙度、滲透率及含油飽和度資料，該方法較為成熟。如何建立裂縫滲透率模型是該項(xiàng)目難點(diǎn)，該區(qū)既有天然微裂縫，又有后期改造的人工裂縫，精細(xì)刻畫(huà)裂縫分布是地質(zhì)模型的關(guān)鍵［1］。

1.1 裂縫方向及屬性

鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組（T3y）主要受三期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響：早期受印支運(yùn)動(dòng)影響，盆地構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)最大主應(yīng)力方向以南北（SN）向?yàn)橹鳎@一階段儲(chǔ)層以膠結(jié)作用為主，儲(chǔ)層物性沒(méi)有明顯的差異，主要發(fā)育早期大斷層和伴生構(gòu)造裂縫；燕山期地應(yīng)力場(chǎng)的主壓應(yīng)力方向?yàn)楸蔽鳎蠔|（NW－SE），該階段儲(chǔ)層溶蝕作用開(kāi)始發(fā)育，但儲(chǔ)層物性差異還不明顯，因此，主要發(fā)育NW－SE向斷層和構(gòu)造裂縫；喜馬拉雅期，構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)轉(zhuǎn)變?yōu)楸睎|（NE）向，這一時(shí)期儲(chǔ)層差異溶蝕作用發(fā)育，儲(chǔ)層物性差異最大，該期河道砂體以北東－南西（NE－SW）向分布，沿河道方向溶蝕作用發(fā)育，容易形成NE向微裂縫，且受構(gòu)造應(yīng)力作用，北四區(qū)最大主應(yīng)力方向亦為NE70～80°，表現(xiàn)出天然裂縫與人工裂縫方向一致均為NE70～80°。

通過(guò)大量巖心觀察，坪北地區(qū)天然裂縫大都為隱性微裂縫，為封閉狀態(tài)或被碳酸鹽充填，只有達(dá)到一定壓力時(shí)這些微裂縫才能張開(kāi)起滲流作用；而人工裂縫均為開(kāi)啟狀態(tài)，隨油層壓力降低，滲流能力減弱，所以一般采取先期注水，減緩遞減［2，3］。

1.2 裂縫模型優(yōu)化

該區(qū)基礎(chǔ)井網(wǎng)為450m（井距）×150m（排距）的行列注采井網(wǎng)，井排沿NE75°方向（微裂縫和人工裂縫方向）布井，采油井直接壓裂投產(chǎn)。結(jié)合水線(xiàn)推進(jìn)規(guī)律和油井受效后的特征，根據(jù)實(shí)際裂縫的大小和形狀，裂縫概念模型分別考慮I方向（裂縫方向）、J方向（垂直裂縫方向）、油井附近I方向、水井附近I方向滲透率的不同設(shè)計(jì)了3個(gè)模型：模型1——僅考慮油井為壓裂人工裂縫，滲透率相比基質(zhì)為無(wú)窮大，范圍為壓裂半縫長(zhǎng)；模型2——油井為壓裂人工裂縫，水井為天然裂縫；模型3——北東向均存在較高滲流能力，即高滲透均值模型（表1）。

表1 北四區(qū)概念模型設(shè)計(jì)表

3種模型與實(shí)際開(kāi)發(fā)情況進(jìn)行了對(duì)比，結(jié)果見(jiàn)圖1。由圖1可見(jiàn)，模型2模擬的含水率與采出程度曲線(xiàn)與實(shí)際開(kāi)采結(jié)果基本相符；與不同時(shí)期的鉆井隨機(jī)對(duì)比，模型2也與實(shí)際符合；與該區(qū)示蹤劑測(cè)試結(jié)果基本一致，測(cè)試結(jié)果顯示沿裂縫主向推進(jìn)速率是側(cè)向推進(jìn)速率的4倍，從剩余油分布圖上看，水淹區(qū)為橢圓形，長(zhǎng)短軸之比為4。因此認(rèn)為模型2與實(shí)際模型較符合，選用模型2作為地質(zhì)模型。

圖1 設(shè)計(jì)模型的含水與采出程度對(duì)比曲線(xiàn)

2 合理井距、井網(wǎng)優(yōu)化研究

2.1 合理井網(wǎng)室內(nèi)研究

油井井距取決于滲流半徑和壓裂半縫長(zhǎng)度，排距則取決于滲流半徑。特低滲透油藏滲流存在啟動(dòng)壓力梯度，選送6塊巖樣開(kāi)展啟動(dòng)壓力梯度試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)圖2。從曲線(xiàn)可以看出，單相流體臨界啟動(dòng)壓力梯度和滲透率呈現(xiàn)較好的相關(guān)性。通過(guò)對(duì)測(cè)定結(jié)果進(jìn)行回歸分析后可以得到：

式中：λ為臨界啟動(dòng)壓力梯度，MPa／m；K為氣測(cè)滲透率，mD。

根據(jù)一源一匯滲流理論，當(dāng)給定注采壓差分別為2、4、6、8、10MPa時(shí)，可以得到坪北油田不同滲透率對(duì)應(yīng)的技術(shù)極限井距，如圖3所示。技術(shù)極限井距可隨油層滲透率的增大而提高，且當(dāng)油藏性質(zhì)確定后，技術(shù)極限井距可隨注采壓差的增大而提高。

北四區(qū)儲(chǔ)層滲透率變化范圍0.4～2.9mD，生產(chǎn)壓差2～5MPa。對(duì)應(yīng)上述圖版，技術(shù)極限井距為20～80m，推得坪北特低滲透油藏的泄油半徑為10～40m。

從Gohfer壓裂模擬軟件結(jié)果（表2）看［4，5］，不同加砂量（15、20、25、30m3）得到的有效半縫長(zhǎng)為60～80m。綜合室內(nèi)試驗(yàn)的泄油半徑和有效半縫長(zhǎng)，得到坪北特低滲透油藏合理井距為泄油半徑與半縫長(zhǎng)之和的2倍，即140～240m；最小排距應(yīng)為泄油半徑的2倍，即80m。

圖2 特低滲透儲(chǔ)層啟動(dòng)壓力梯度和滲透率擬合曲線(xiàn)

圖3 不同注采壓差下滲透率和技術(shù)極限井距的關(guān)系

2.2 合理井網(wǎng)數(shù)值模擬研究

在概念模型的基礎(chǔ)上，用行列式井網(wǎng)設(shè)計(jì)4種類(lèi)型的井排距：180m×100m、225m×110m、300m×150m、450m×150m，優(yōu)化合理井排距范圍。

從基礎(chǔ)井井網(wǎng)的含水率與采出程度關(guān)系曲線(xiàn)（圖4）看出：預(yù)測(cè)期末225m×110m基礎(chǔ)井網(wǎng)的采出程度高，預(yù)測(cè)效果相對(duì)較好。通過(guò)上述分析北四區(qū)基礎(chǔ)井網(wǎng)（450m×150m）存在較大加密調(diào)整潛力。

表2 Gohfer軟件模擬壓裂有效半縫長(zhǎng)

3 井網(wǎng)加密調(diào)整研究

3.1 井網(wǎng)加密調(diào)整研究

利用優(yōu)化后的地質(zhì)模型，開(kāi)展井網(wǎng)調(diào)整研究。在基礎(chǔ)井網(wǎng)上設(shè)計(jì)4套方案：原基礎(chǔ)井網(wǎng)（450m×150m）、450×150m 井 間 加 密（225×150m）、450×150m排間加密（450×75m）和450×150m“之”字加密（450×120m）進(jìn)行對(duì)比分析。從加密井井網(wǎng)的含水率與采出程度關(guān)系曲線(xiàn)（圖5）看出：到預(yù)測(cè)期末450m×150m井間加密和 “之”字加密的采出程度相對(duì)較高，含水率相對(duì)較低；從單井累計(jì)采油量看也是井間加密和 “之”字加密的采油量高，加密效果較好，預(yù)測(cè)期末采出程度達(dá)17.29%，采收率提高3.58%。

圖4 基礎(chǔ)井網(wǎng)的含水率與采出程度關(guān)系曲線(xiàn)

3.2 實(shí)施效果分析

2013年實(shí)施加密井59口，投產(chǎn)34口，單井日產(chǎn)油1.5t，高于老井平均產(chǎn)量（0.8t），水驅(qū)趨勢(shì)變好，采收率提高了0.71%，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。

4 結(jié)論

1）坪北延長(zhǎng)組雖然褶皺和斷裂構(gòu)造不發(fā)育，但由于儲(chǔ)層中存在微裂縫和油井壓裂的人工裂縫，裂縫方向?yàn)楸睎|70～80°，水井的水線(xiàn)推進(jìn)方向主要受微裂縫影響，具有方向性；油井滲流主要受人工裂縫影響，先期注水能有效控制遞減。

2）在已開(kāi)發(fā)區(qū)動(dòng)態(tài)分析和裂縫微觀特征研究的基礎(chǔ)上，通過(guò)裂縫概念模型設(shè)計(jì)、實(shí)際油藏?cái)?shù)值模擬分析，能較好地建立雙重介質(zhì)滲流模型。

3）根據(jù)室內(nèi)試驗(yàn)和數(shù)值模擬結(jié)果，北四區(qū)根據(jù)滲透率變化，合理井距為140～240m，排距為80～110m，基礎(chǔ)井網(wǎng)（450m×150m）具有井網(wǎng)調(diào)整的潛力。

4）針對(duì)早期450m×150m基礎(chǔ)井網(wǎng)，在開(kāi)發(fā)中后期采取井間加密和 “之”字形排間加密，2013年實(shí)施加密井59口，投產(chǎn)34口，單井日產(chǎn)油1.5t，高于老井平均產(chǎn)量（0.8t），水驅(qū)趨勢(shì)變好，采收率提高了0.71%，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果；預(yù)測(cè)期末采出程度達(dá)17.29%，采收率提高3.58%。

圖5 加密井井網(wǎng)的含水率與采出程度關(guān)系對(duì)比曲線(xiàn)

［1］張少波，嚴(yán)利詠，何珍 .坪北油田特低滲透油藏裂縫對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響分析 ［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)（江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)），2010，32（4）：291～293.

［2］何志祥 .坪北低壓特低滲透裂縫性油藏有效開(kāi)發(fā)方法研究 ［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)（江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)），2005，27（3）：498～499.

［3］張麗媛，朱黨輝，?？∩?.坪北油田特低滲透油藏超前注水探索與實(shí)踐 ［J］.江漢石油職工大學(xué)學(xué)報(bào)，2012，25（3）：26～29.

［4］李靜嘉，李少明，李雪琴，等.P－3D三維壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件在坪北油田的應(yīng)用 ［J］.中國(guó)石油和化工，2014，（1）：67～68.

［5］陳曉源，任茂 .坪北特低滲透油田整體壓裂工藝技術(shù)研究 ［J］.鉆采工藝，2006，29（5）：43～45.