鄂爾多斯盆地南部下寺灣蒲家溝水平井部署參數(shù)優(yōu)化研究

謝利成.

(延長油田研究中心, 陜西延安 716000)

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鄂爾多斯盆地南部下寺灣蒲家溝水平井部署參數(shù)優(yōu)化研究

謝利成.

(延長油田研究中心, 陜西延安 716000)

為提高下寺灣油田蒲家溝區(qū)水平井整體開發(fā)效果，從各主要參數(shù)入手，探索解決水平井整體部署中存在的問題。鄰區(qū)電模擬試驗(yàn)不同水平段方向壓力分布結(jié)果表明，水平井垂直于裂縫方向時(shí)，壓力傳播方向與注采方向夾角較小，能夠提高油井的受效程度。采用數(shù)值模擬流線模型對兩種水平井井網(wǎng)滲流場進(jìn)行模擬對比后發(fā)現(xiàn)：五點(diǎn)井網(wǎng)、七點(diǎn)井網(wǎng)滲流場流線分布均勻且對稱，避開了注水線，結(jié)合控制端縫規(guī)模的紡錘形裂縫布放模式，能夠有效預(yù)防見水。綜合裂縫布放模式、縫間距、井排距對整體部署井網(wǎng)進(jìn)行了優(yōu)化，將優(yōu)化后的參數(shù)分別用范子菲公式法、郎兆新公式及數(shù)值模擬法等3種方法論證了兩種井網(wǎng)下的單井產(chǎn)能，最終給出了一套適用于本區(qū)的參數(shù)。研究成果為蒲家溝進(jìn)一步整體開發(fā)提供了合理建議，并對其他區(qū)塊水平井整體開發(fā)具有指導(dǎo)意義。

水平井部署；井網(wǎng)；裂縫；數(shù)值模擬

蒲家溝油區(qū)于2013年開始開發(fā)，為整個(gè)延長油田最早水平井整體開發(fā)的區(qū)塊之一，由于前期開發(fā)認(rèn)識的不足，導(dǎo)致開發(fā)過程中出現(xiàn)了一系列問題。為了提高整體開發(fā)效果及對已開發(fā)區(qū)域進(jìn)行完善，有必要對該區(qū)水平井部署進(jìn)行探索性研究，從與水平井部署相關(guān)的主應(yīng)力方向、井網(wǎng)、裂縫等方面入手，給出適合該區(qū)的一套參數(shù)及與產(chǎn)能評價(jià)相關(guān)的計(jì)算方法。

1 問題的提出

蒲家溝區(qū)長7油層分布主要受三角洲前緣水下分流河道砂體控制，圈閉成因與砂巖的側(cè)向尖滅及巖性致密遮擋有關(guān)，為特低滲巖性油藏，原始驅(qū)動(dòng)類型為彈性溶解氣驅(qū)。目前油井主要開發(fā)動(dòng)用層位是長7油層。隨著進(jìn)一步開發(fā)，問題逐漸暴露出來，如：①水平井與裂縫夾角的不合理，導(dǎo)致水平段局部過早水淹，為后期治理帶來巨大困難；②井距部署不合理，導(dǎo)致后期作業(yè)時(shí)，兩組相鄰水平井相互壓穿；③根據(jù)長7開發(fā)井投產(chǎn)生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，液量下降明顯、含水基本保持平穩(wěn)、地層能量虧空等一系列問題亟待解決。

2 重要參數(shù)優(yōu)化

2.1 水平井與主應(yīng)力關(guān)系

根據(jù)鄰區(qū)電模擬試驗(yàn)不同水平段方向壓力分布結(jié)果[1-5]，當(dāng)水平井平行于裂縫方向時(shí)，壓力傳播方向與注采方向存在較大夾角，不能充分發(fā)揮裂縫作用；當(dāng)水平井垂直于裂縫方向時(shí)，壓力傳播方向與注采方向夾角較小，提高了油井的受效程度。

對比長慶油田各水平井試驗(yàn)區(qū)不同水平段方位開發(fā)效果發(fā)現(xiàn)：水平井段垂直于最大主應(yīng)力方向時(shí)，水平井初期產(chǎn)量高、生產(chǎn)時(shí)間長、累計(jì)產(chǎn)油量高、開發(fā)效果較好。從表1可以看出，在垂直于最大主應(yīng)力方向時(shí)，水平井比直井(叢式井)初期產(chǎn)量可提高2.4～2.9倍，累計(jì)產(chǎn)量可提高2.3～3.2倍。

表1 不同方水平井方位開發(fā)效果對比表

2.2 井網(wǎng)形式優(yōu)化

對于超低滲透油藏，水平井具有能量補(bǔ)充困難、見水后難治理的特點(diǎn)。水平井井網(wǎng)的設(shè)計(jì)要充分考慮注水井和采油井之間的壓力傳遞關(guān)系，另外還要最大限度地延緩主應(yīng)力方向的水竄程度及水淹時(shí)間。

結(jié)合理論研究，采用數(shù)值模擬流線模型對多種水平井井網(wǎng)滲流場進(jìn)行模擬對比發(fā)現(xiàn)：五點(diǎn)井網(wǎng)、七點(diǎn)井網(wǎng)滲流場流線分布均勻且對稱，避開了注水線，結(jié)合控制端縫規(guī)模的紡錘形裂縫布放模式，能夠有效預(yù)防見水；五點(diǎn)井網(wǎng)油水井?dāng)?shù)比為1∶1，每口水平井對應(yīng)4個(gè)能量補(bǔ)充點(diǎn)，能較好地補(bǔ)充地層能量；七點(diǎn)井網(wǎng)油水井?dāng)?shù)比為2∶1，每口水平井對應(yīng)6個(gè)能量補(bǔ)充點(diǎn)，能有效補(bǔ)充地層能量(圖1～圖3)。

圖1 五點(diǎn)井網(wǎng)滲流場圖Fig.1 Seepage field diagram of five-point well pattern

圖2 分段壓裂五點(diǎn)井網(wǎng)示意圖Fig.2 Schematic diagram of five-point well pattern in block fracturing

圖3 分段壓裂七點(diǎn)井網(wǎng)示意圖Fig.3 Schematic diagram of seven-point well pattern in block fracturing

2.3 水平井參數(shù)優(yōu)化

水平井參數(shù)是影響水平井開發(fā)效果的重要因素，通過對水平井參數(shù)的優(yōu)化能提高水平井的單井產(chǎn)能、延長無水采期、提高最終采收率。水平井參數(shù)優(yōu)化主要包括裂縫布放模式優(yōu)化、縫間距優(yōu)化、井排距優(yōu)化以及水平段長度優(yōu)化。

2.3.1 裂縫布放模式優(yōu)化

水平井裂縫布放模式有3種：紡錘形、等長形、啞鈴形(圖4)。采用數(shù)值模擬的方法分別模擬3種模式下水驅(qū)波及面積以及地層壓力分布狀況[6-8](圖5、圖6)。如圖5所示，紅色部分代表平面層內(nèi)油體分布，當(dāng)中間縫長大于兩端時(shí)(圖5a)，水平井的波及面積最大；反之，如圖5c中啞鈴形裂縫布放時(shí)，水平井的波及面積最?。坏乳L形次之。因此，含水率相近時(shí)，紡錘形波及面積最大，水驅(qū)油效率最高；紡錘形模型的低壓區(qū)域小，平均壓力高于啞鈴形模型。綜合對比分析，研究區(qū)長6、長7油藏水平井裂縫布放模式優(yōu)選為中間縫比端縫長的紡錘形。

圖4 不同模式裂縫布放模式示意圖Fig.4 Schematic diagram of different modes of fracture distribution pattern

圖5 不同裂縫布放模型驅(qū)油效果圖Fig.5 Oil displacement effect diagram of different fracture distribution models

圖6 不同裂縫布放模式壓力分布圖Fig.6 Stress distribution diagram of different modes of fracture distribution pattern

2.3.2 縫間距優(yōu)化

縫間距的大小影響著油井的日產(chǎn)量及最終采出程度。采用數(shù)值模擬的方法模擬了縫間距分別為50 m、70 m及90 m時(shí)單縫日產(chǎn)油量、單井日產(chǎn)油量以及最終采出程度生產(chǎn)曲線(圖7～圖9)。數(shù)值模擬表明：在水平段長度一定的條件下，縫間距越大，單縫日產(chǎn)油量越高；縫間距越小，初期單井日產(chǎn)量越高；但縫間距為70 m時(shí)，最終采出程度最高?？梢?，最佳縫間距在50～70 m之間。

圖7 縫間距為50 m時(shí)單縫日產(chǎn)量隨生產(chǎn)時(shí)間變化曲線Fig.7 Time variation curve of single seam daily production with 50 m

圖8 縫間距為70m時(shí)單縫日產(chǎn)量隨生產(chǎn)時(shí)間變化曲線Fig.8 Time variation curve of single seam daily production with 70 m

圖9 縫間距為90m時(shí)單縫日產(chǎn)量隨生產(chǎn)時(shí)間變化曲線Fig.9 Time variation curve of single seam daily production with 90 m

長慶油田類似油藏井下微地震測試結(jié)果表明，段間距太小則壓裂縫重疊區(qū)過多，段間距太大則縫網(wǎng)控制程度低，最佳縫間距在60 m左右。

綜上所述，下寺灣油田長7油藏水平井壓裂改造最佳縫間距優(yōu)選為60 m。

2.3.3 井排距優(yōu)化

水平井井排距的優(yōu)化參照上述叢式井井排距優(yōu)化的結(jié)果，結(jié)合水平井壓裂規(guī)模大于叢式井的事實(shí)，水平井網(wǎng)注水井合理排距優(yōu)化為150 m左右?？紤]非均質(zhì)性油藏各向異性、啟動(dòng)壓力梯度，應(yīng)用水平井網(wǎng)井排距比法，確定井網(wǎng)合理井距。

根據(jù)啟動(dòng)壓力梯度的定義，可以確定在井距、排距分別為a1、b1時(shí)的啟動(dòng)壓力梯度表達(dá)式如下：

(1)

(2)

式中PH——供給邊界壓力，MPa；Pwf——井底流壓，MPa；a1——極限注采井距，m；b1——排距，m；rw——井半徑，m；λ1——y方向啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；λ2——x方向啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；Kx——x方向有效滲透率，mD；Ky——y方向有效滲透率，mD。

以上兩式相除并取標(biāo)準(zhǔn)單位后得如下公式：

(3)

式中R——井排距比，即R=a1/b1。

由以上公式可以計(jì)算出，研究區(qū)水平井網(wǎng)合理的井距為600 m左右。

2.3.4 水平段長度優(yōu)化

水平段長度直接影響著油井的單井產(chǎn)能，合適的水平井段長度能形成有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，進(jìn)而最大限度地提高單井產(chǎn)能，從而獲得較高的最終采收率。通過數(shù)值模擬五點(diǎn)井網(wǎng)及七點(diǎn)井網(wǎng)條件下油井生產(chǎn)曲線，結(jié)合開發(fā)實(shí)踐，優(yōu)選出適合下寺灣油田長7油藏的水平段長度參數(shù)。

數(shù)值模擬結(jié)果表明：水平段越長，單井日產(chǎn)油量越高(圖10)。但不同井網(wǎng)形式差別較大，主要與周圍注水井驅(qū)替系統(tǒng)有關(guān)。五點(diǎn)井網(wǎng)注水條件下，

圖10 不同水平段長度單井日產(chǎn)油量對比曲線Fig.10 Comparison curves of single well daily oil production with different horizontal sections

圖11 單井日產(chǎn)油量對比曲線Fig.11 Single well daily oil volume contrast curves

水平段長度超過350 m后，單井產(chǎn)量開始趨于平緩遞增，增幅很小，水平段中部不能形成有效驅(qū)替系統(tǒng)，隨著開發(fā)時(shí)間增長，低壓區(qū)域逐漸變大；而七點(diǎn)井網(wǎng)注水條件下，水平段長度超過800 m后增長速率減緩(圖11)。

綜合以上理論分析和數(shù)值模擬結(jié)果，結(jié)合類似油藏開發(fā)實(shí)踐，研究區(qū)水平井井網(wǎng)系統(tǒng)及水平井參數(shù)優(yōu)選如下：

水平井段長度：五點(diǎn)井網(wǎng)水平井段長度為400 m，七點(diǎn)井網(wǎng)水平井段長度為800 m；注水井井距：排距為150 m，裂縫間距為60 m，裂縫布放模式為紡錘形(表2)。

表2 兩種水平井網(wǎng)形式主要參數(shù)表

數(shù)值模擬研究結(jié)果表明：五點(diǎn)井網(wǎng)單井控制面積為0.42 km2，初期單井產(chǎn)量為6.2 t/d，最大采油速率為1.86%，最大年遞減率為26.6%；七點(diǎn)井網(wǎng)單井控制面積為0.66 km2，初期單井產(chǎn)量為9.3 t/d，初期采油速率為1.62%，最大年遞減率為21.7%；在達(dá)到相同含水率時(shí)，五點(diǎn)井網(wǎng)采出程度略高于七點(diǎn)井網(wǎng)?？梢姡妩c(diǎn)井網(wǎng)和七點(diǎn)井網(wǎng)均能取得較好的開發(fā)效果。

綜合以上分析，結(jié)合下寺灣油田道鎮(zhèn)蒲家溝長7油藏的埋深、砂體展布特征、儲層物性和裂縫發(fā)育情況，本次研究確定水平井網(wǎng)采用七點(diǎn)井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)試驗(yàn)。水平段方向垂直于最大主應(yīng)力方向，即NE170°；考慮到研究區(qū)的井控程度和預(yù)測主力砂體帶的寬度，本次水平段長度為700 m；注水井到水平段的垂直距離為300 m，注水井到水平井的排距為150 m。壓裂方式采用大排量、大液量、低砂比的體積壓裂，裂縫布放模式為中間長兩端短的紡錘形，最佳縫間距為50～60 m。為避免腰部注水井導(dǎo)致水淹，水平井段中部預(yù)留200 m水平段不壓裂。

3 參數(shù)優(yōu)化后的產(chǎn)能評價(jià)

相對于直井，水平井單井產(chǎn)能影響因素復(fù)雜，其中水平段長度、井網(wǎng)形式、裂縫條數(shù)是影響其產(chǎn)能的重要因素。下寺灣油田道鎮(zhèn)蒲家溝長7儲層水平井單井產(chǎn)能論證遵循產(chǎn)能遞減規(guī)律，綜合考慮不同儲層條件下的上述幾種因素，采用低滲透理論計(jì)算方法和數(shù)值模擬等方法綜合評價(jià)水平井單井產(chǎn)能。

3.1 范子菲公式法(壓裂水平井穩(wěn)態(tài)解)[9-10]

滲流公式法利用水平井滲流理論模型，分別考慮裂縫與基質(zhì)對水平段流量的貢獻(xiàn)，利用兩者加權(quán)平均值之和來計(jì)算水平井產(chǎn)能。

裂縫流向水平段總流量的計(jì)算公式：

(4)

式中Qfmax——從裂縫流向水平段流量，m3/d；K——油藏基質(zhì)滲透率，mD；ho——油層厚度，m；n——裂縫條數(shù)；μo——地層原油密度，kg/m3；Bo——原油體積系數(shù)；pe——與垂直裂縫平行的兩側(cè)恒壓邊界；pwf——裂縫內(nèi)壓力，MPa；a——油藏寬度，m；b——油藏長度，m；c——裂縫平均張開寬度，m；Lf——裂縫的平均長度，m;Kf——裂縫的滲透率，mD；rw——井筒半徑，m。

基質(zhì)流向水平段流量的計(jì)算公式：

(5)

式中Qmmax——基質(zhì)流向水平段流量，m3/d；

L——水平井筒長度，m。

壓裂水平井的總流量可以近似認(rèn)為是以上兩項(xiàng)加權(quán)平均值之和，即：

Qo=?1Qfmax+?2Qmmax

(6)

式中Qo——壓裂水平井的總流量，m3/d；

?1——從裂縫流向水平井段權(quán)重；

?2——基質(zhì)流向水平井段權(quán)重。

對于低滲透油藏，采用套管射孔完井，然后再進(jìn)行水力壓裂，在油層中形成n條人工裂縫，在這種情況下，?1=1,?2=0。充分考慮井網(wǎng)形式及裂縫數(shù)，下寺灣油田長7儲層五點(diǎn)、七點(diǎn)井網(wǎng)條件下水平井產(chǎn)能分別可達(dá)7.2t/d、11.4t/d。

3.2 郎兆新公式(壓裂水平井)[11]

根據(jù)壓裂水平井產(chǎn)能計(jì)算郎兆新公式：

(7)

式中n——壓裂縫條數(shù)；R——供液半徑，m；d——裂縫間距，m；Lf——裂縫半長，m；Q——水平井產(chǎn)量，m3/d；h——地層厚度，m；μ——流體黏度，mPa；N——裂縫條數(shù)；i——第i條裂縫。

計(jì)算得到下寺灣油田長7儲層五點(diǎn)、七點(diǎn)井網(wǎng)條件下水平井產(chǎn)能分別可達(dá)5.7 t/d、7.9 t/d。

3.3 油藏?cái)?shù)值模擬方法

根據(jù)上述油藏?cái)?shù)值模擬計(jì)算的結(jié)果，下寺灣油田長7儲層五點(diǎn)、七點(diǎn)井網(wǎng)條件下水平井產(chǎn)能分別可達(dá)6.2 t/d、9.3 t/d。

表3 兩種水平井網(wǎng)形式單井產(chǎn)能預(yù)測表

綜合以上3種方法，下寺灣油田長7儲層五點(diǎn)、七點(diǎn)井網(wǎng)條件下水平井產(chǎn)能綜合取值分別為5.0～7.0 t/d、8.0～10.0 t/d?？紤]到該區(qū)塊儲層物性較差，水平井初期單井日產(chǎn)油量確定為6.0 t。

4 結(jié)論

綜合以上的井網(wǎng)形式、方向、長度、井排距等水平井的參數(shù)優(yōu)化，最終確定水平井的部署原則為：

(1)井網(wǎng)形式：七點(diǎn)井網(wǎng)，直井注水，水平井采油；

(2)水平段方向：NE170°；

(3)水平段長度：700 m；

(4) 井排距：注水井間距為600 m，排距為150 m。

[1] 曲建山,席天德.延長油田定邊采油廠王盤山定44010井區(qū)開發(fā)方案[R].延長油田研究院,2011.

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Study on Optimization of Deployment Parameters of HorizontalWells in Pujiagou, Xiasiwan, Southern Ordos Basin

Xie Licheng

(Research Center of Yanchang Oilfield Company, Yan'an, Shaanxi 710000, China)

In order to improve the overall development effect of horizontal wells in Pujagou area of Xiasiwan oilfield, the problems in the overall deployment of the horizontal wells were explored from the main parameters. The results of pressure distribution in different horizontal sections of electric simulation experiment showed that the angle between the direction of pressure propagation and the direction of injection and production was small, which can increase the efficiency of the oil wells. Using a variety of horizontal wells seepage field simulation we found the flow numerical simulation models: five wells, seven wells net seepage streamline distribution uniform and symmetrical, and to avoid the water filling, combined with the control spindle end seam crack cloth the size of the discharge mode, can effectively prevent water. Comprehensive crack laying mode and row spacing on the overall deployment of well optimized joint spacing, wells, the Fan Zifei formula, Lang Zhaoxin formula and numerical simulation of three kinds of methods to demonstrate two kinds of single well production well network, and gave a set of parameters suitable for this area. The research results provided reasonable suggestions for the further development of the Pujagou, and it has guiding significance for the overall development of horizontal wells in other blocks.

horizontal well deployment; well pattern; fracture; numerical simulation

謝利成(1983—)，男，碩士，工程師，從事水平井地質(zhì)導(dǎo)向工作。郵箱：285753009@qq.com.

TE321

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