鄂爾多斯盆地不同類型水平井地質優(yōu)化設計研究

謝利成，楊紅新

(延長石油股份有限公司研究中心, 陜西延安 716000)

經過6年多的摸索和試驗，雖然延長油田加快了水平井科技攻關及規(guī)模推廣的速度，但目前水平井技術的應用還處于不成熟階段，尤其在南部的致密油、東部的淺層水平井應用中暴露出一些問題：①水平井整體開發(fā)過程中的方位調整與探索經驗積累不夠，導致后期采油難度增加；②不同類型油藏頂距的位置不合理，導致部分水平井過早水淹，難以治理；③不合理的作業(yè)方式及作業(yè)間距的選擇阻礙水平井最大限度發(fā)揮效益。

前人分別于2015—2017年做過“水平井油藏工程設計優(yōu)化及開發(fā)技術政策優(yōu)化研究”“延長油田水平井注采井網優(yōu)化研究”“延長油田水平井開發(fā)效果評價”等課題研究，并取得了一定的成果，但隨著大規(guī)模水平井的開采、對水平井開采認識程度的進一步深入，以及新的實際情況的出現(xiàn)，原有部署參數(shù)的研究結論需要進一步完善。

本研究結合生產實際與數(shù)值模擬技術，以2012—2017年延長油田的生產數(shù)據為基礎，從與水平井設計優(yōu)化相關的方位、長度、距頂位置、距邊水位置及射孔方式等入手，給出不同類型、不同地質條件下水平井設計適用的參數(shù)。

1 邊(底)水低滲透油藏水平井優(yōu)化

首先，建立單井模型，結合延長油田的實際情況，分別給出11種水平井長度及7種水平井距頂位置進行優(yōu)化對比；其次，給出不同油層厚度下合理的距頂位置；最后，利用產量數(shù)據總結出水平井距邊底水的最佳位置，并結合數(shù)值模擬技術給出不同滲透率級差下的射孔方案。

1.1 水平井方位優(yōu)化

建立單井概念模型，分別對與構造線垂直、斜交、平行等水平段方位進行優(yōu)化。其中水平段長250 m，平面范圍為600 m×250 m；油層厚度為20 m，水油體積比為12，垂直滲透率為0.8Kh(水平滲透率)。油藏數(shù)模結果表明，水平井方位與構造線平行時開發(fā)效果好(圖1)。

圖1 邊(底)水低滲透油藏不同水平井方位的15年累油對比Fig.1 Contrast of 15 years cumulative oil production of different horizontal well orientations in low permeability reservoir with edge (bottom) water

1.2 水平井長度優(yōu)化

結合延長油田實際鉆水平井的長度，設計100 m、150 m、200 m、250 m、300 m、350 m、400 m、450 m、500 m、550 m、600 m等11種水平井長度，對水平段長度進行優(yōu)化。數(shù)模結果表明，水平段越長，開發(fā)效果越好，300 m為增幅拐點?？紤]到井網和構造特點，水平段長度取400～450 m為宜(圖2)。[1]

圖2 邊(底)水低滲透油藏水平井長度優(yōu)化Fig.2 The optimization of horizontal well length in low permeability reservoir with edge (bottom) water

1.3 水平井段距頂位置優(yōu)化

建立概念模型，分別設計0.1H(水平井距頂位置)、0.2H、0.3H、0.4H、0.5H、0.6H、0.8H等7種水平井距頂位置進行優(yōu)化，其中水平井長度為250 m，平面范圍為470 m×220 m；油層厚度分別取20 m、40 m、60 m，水油體積比為12；水平滲透率Kh為16.75 mD，垂直滲透率分別為0.05Kh、0.1Kh、0.2Kh、0.4Kh、0.8Kh[2]。

圖3 邊(底)水低滲透油藏水平井距頂位置優(yōu)化Fig.3 The optimization of the location of the horizontal well from the top in low permeability reservoir with edge (bottom) water

當油層厚度為20 m時，從圖3a、3b中可以看出，當Kv/Kh≥0.1時，水平井越靠近頂部，無水采油期及15年采出程度越高；當Kv/Kh=0.05時，水平井距頂4 m(20%油層厚度)時的無水采油期及15年內采出程度最高；水平井距頂位置相同時，垂向傳導率越低，開發(fā)效果越好[3]。

當油層厚度為40 m時，從圖3c、3d中可以看出，當Kv/Kh≥0.4時，水平井越靠近頂部，無水采油期及15年內采出程度越高；當Kv/Kh=0.2時，水平井距頂20%，無水采油期及15年內采出程度最高；當Kv/Kh=0.1時，水平井距頂40%，無水采油期及15年內采出程度最高[4-5]。

當油層厚度為60 m時，從圖3e、3f中可以看出，當Kv/Kh≥0.8時，水平井越靠近頂部，無水采油期及15年內采出程度越高；當Kv/Kh=0.4時，水平井距頂20%，無水采油期及15年內采出程度最高；當Kv/Kh=0.2時，水平井距頂40%，無水采油期及15年內采出程度最高；當Kv/Kh=0.1時，水平井距頂60%，無水采油期及15年內采出程度最高[5-8]。

總結油藏數(shù)值模擬結果表明：①油層越薄時，水平井越靠近頂部；油層越厚時，水平井越不適宜靠近頂部。②垂向傳導率越高，水平井越靠近頂部。③礦場上，水平井縱向位置處于距油層頂部為10%～20%處，油井初期產能較高(表1、圖3g)。綜合考慮，水平井距頂位置為20%油層厚度左右。

表1 邊(底)水低滲透油藏水平井井距頂位置優(yōu)化結果Table 1 The vertical position optimization results of horizontal wells in low permeability reservoir with edge (bottom) water

1.4 水平井距邊水位置優(yōu)化

建立單井概念模型，分別設計水平井距邊水50 m、100 m、150 m、200 m、250 m、300 m、350 m等7種方案進行優(yōu)化。數(shù)模優(yōu)化結果表明，水平井距邊水150 m后，邊底水能量對油藏的影響漸弱，累產油量增加趨勢開始減緩，即水平井距邊水位置為150 m左右較好(圖4)。

圖4 邊(底)水低滲透油藏水平井距邊水位置優(yōu)化Fig.4 The optimization of the location of the horizontal well from the side water in low permeability reservoir with edge (bottom) water

1.5 射孔方式優(yōu)化

建立概念模型，分別設計1∶1、1.5∶1、3∶1、4∶1、5∶1、10∶1等6種水平井沿井段滲透率級差進行優(yōu)化，其中水平井長度為250 m，平面范圍為470 m×220 m；油層厚度為40 m，水油體積比為12；水平滲透率Kh為16.75 mD，垂直滲透率為0.8Kh。

油藏數(shù)值模擬結果表明，底水油藏水平井沿井段滲透率臨界級差在4倍左右，即當相鄰高低滲透段之間的滲透率級差大于4倍時，低滲透段下方的原油幾乎不被動用(圖5)。為了有效動用低滲透段下方的原油，建議滲透率級差大于等于4時，應采用分段射孔，“先低后高，后封低補高”；滲透率級差小于4時，應采用變密度射孔，匹配水平段油藏物性差異，有效提高單井產能，實現(xiàn)均衡開采[8-12]。

圖5 邊(底)水低滲透油藏不同滲透率級差下水平井水脊形態(tài)變化規(guī)律Fig.5 Changing rule of horizontal well ridge morphology under different permeability grade in low permeability reservoir with edge (bottom) water

2 特低滲透油藏分段壓裂水平井地質優(yōu)化技術

首先，利用啟動壓力圖版，給出特低滲油藏水平井注水開發(fā)下的基質滲透率劃分標準；其次，結合累產油與水平井的方位關系，驗證目前特低滲油藏水平井完井方式的合理性，并利用統(tǒng)計數(shù)據給出合理的水平井長度及垂向位置；最后，研究不同的裂縫長度、射孔間距、采出程度及導流能力之間的關系，給出適合特低滲油藏水平井的合理的壓裂參數(shù)。

2.1 延長油田水平井應用油藏地質分類

根據調查研究，選取2個適合開展延長油田水平井應用油藏啟動壓力梯度計算的經驗公式。

長慶油田啟動壓力梯度與地層滲透率經驗公式為

λ=0.07k-1.068

(1)

延長油田啟動壓力梯度與地層滲透率經驗公式為

λ=0.066 8k-1.073

(2)

式中λ——啟動壓力梯度，MPa/m；

k——地層空氣滲透率，mD。

應用上述經驗公式，制作了長慶、延長油田儲層油井流動半徑為100 m時的啟動壓力圖版(圖6)。從圖中可以看出，當長慶油田儲層的基質滲透率大于0.7 mD、延長油田儲層的基質滲透率大于0.6 mD時，原油才能克服其啟動壓力梯度開始流動，即建議采用注水開發(fā)時，長慶油田儲層的基質滲透率應大于0.7 mD，延長油田儲層的基質滲透率應大于0.6 mD[13-15]。

圖6 長慶、延長油田儲層油井流動半徑為100 m時的啟動壓力圖版Fig.6 Starting pressure plate when the flow radius of oil wells in Changqing and Yanchang oilfield is 100 m

據統(tǒng)計，延長油田壓裂水平井應用油藏基質滲透率為0.2～11.0 mD 。結合水平井應用油藏地質特征及延長油田油藏非線性滲流特征，可將基質滲透率大于0.6 mD的油藏劃為特低滲透油藏，基質滲透率小于等于0.6 mD的油藏劃為致密油藏，其中特低滲透油藏建議注水開發(fā)。

2.2 水平井方位優(yōu)化

建立單井概念模型，分別對水平井井段方向與最大主應力方向垂直、斜交、平行等方位進行優(yōu)化。其中水平井長250 m，平面范圍為600 m×250 m；油層厚度為20 m；垂直滲透率為0.8Kh。數(shù)模結果表明，垂直最大主應力方向(裂縫發(fā)育方向或物源方向)的水平井累產油量最高(圖7)。

圖7 特低滲透油藏不同方位15年累產油對比Fig.7 Comparison of 15 years of cumulative oil production in different directions in ultra-low permeability reservoir

國內外礦場開發(fā)實踐表明，水平井眼沿最小水平應力方向能鉆遇更多天然裂縫或誘導裂縫，因此水平井方向應垂直于最大主應力方向(裂縫發(fā)育方向)。

2.3 完井方式優(yōu)化

國內外經驗表明，套管壓裂水平井裂縫規(guī)模一致、形態(tài)單一、可控制起裂位置，能夠形成規(guī)則的注采井網，水淹風險低，是適合于水平井分段壓裂注水的完井方式(圖8)。因此分段壓裂水平井注水開發(fā)應選擇套管射孔完井方式。

圖8 裸眼壓裂、套管壓裂水平井注水井網示意圖對比Fig.8 Comparison of water injection wells network diagram of open hole fracturing and casing fracturing horizontal wells

2.4 水平井長度優(yōu)化

結合延長油田實鉆水平井的長度，設計了600 m、800 m、1 000 m、1 200 m、1 400 m、1 600 m、1 800 m、2 000 m等8種水平井長度，對水平井長度進行優(yōu)化。套管壓裂水平井裂縫干擾相對較小，2 000 m以內產量與長度基本呈線性關系(圖9a)?？紤]到延長油田實際情況，水平井合理長度為800～1 000 m(圖9b)。

圖9 特低滲透油藏水平井長度優(yōu)化Fig.9 The optimization of horizontal well length in ultra-low permeability reservoir

2.5 水平井垂向位置優(yōu)化

延長特低滲透油藏多為巖性油藏，水平井軌跡位于目的層段中上部時，(壓裂)裂縫能夠有效溝通上下儲層(圖10、圖11)。

圖10 蘆96叢3-磨18叢1井長82油藏剖面Fig.10 Chang-82 reservoir profile of well Lu96Cong3- Mo18Cong1

圖11 壓裂水平井距頂位置與初期日產油量關系Fig.11 Relationship between the position of the horizontal from the top and the initial daily oil production of fractured horizontal wells

2.6 分段壓裂參數(shù)優(yōu)化

2.6.1 井距與裂縫長度優(yōu)化

為了便于研究，建立特低滲透油藏概念模型，取相鄰水平井裂縫區(qū)間作為研究范圍，設置多個平衡區(qū)，設置平衡區(qū)之間的門檻突破壓力(THPRES)近似模擬啟動壓力(圖12)。

不同裂縫長度與不同井距匹配關系復雜，本次優(yōu)化數(shù)模方案設計采用不同裂縫半長與井距比值(0.2、0.4、0.6、0.8)的方式進行對比研究(圖13)。

數(shù)模研究結果表明，裂縫長度過短，儲量控制程度差，注水難以見效；裂縫長度過長，水淹速度快。因此，當裂縫半長為0.6倍井距時，開發(fā)效果最好(圖14)。

圖12 特低滲透延長水平井開發(fā)概念模型示意Fig.12 Conceptual model for the development of ultra-low permeability horizontal wells of Yanchang oilfield

圖13 不同裂縫半長與井距比值方案設計示意Fig.13 Schematic design of different semi-length and well spacing ratios

圖14 特低滲透油藏不同裂縫半長累計產油量(a)與含水率(b)變化曲線Fig.14 Curves of cumulative oil production (a) and water cut (b) in different fracture half-length of ultra-low permeability reservoir

設計半縫長分別為50 m、75 m、100 m、125 m、150 m、175 m、200 m等進行數(shù)模優(yōu)化研究。優(yōu)化結果表明，水平井單井產量隨裂縫長度的增加而增大，當壓裂裂縫半長達150 m后增幅變緩，此時注采井井距應為250 m(圖15)。建議在實際工作中，綜合考慮經濟效益、防止水淹、壓裂工藝等因素確定水平井壓裂裂縫半長。 目前礦場上該類型油藏壓裂半縫長為80～120 m，因此，如果經濟條件允許，可適當增加壓裂規(guī)模。

圖15 特低滲透油藏不同半縫長與單井累計產油量關系曲線圖Fig.15 Relationship between different fracture half-length and cumulative oil production of single well in ultra-low permeability reservoir

2.6.2 裂縫間距優(yōu)化

建立水平段為1000 m的水平井單井模型，其他參數(shù)保持不變，改變從跟端到指端的射孔程度，即分根端開始依次設計射開10%、30%、50%、60%、80%、90%、100%等進行優(yōu)化。數(shù)模結果表明，射孔程度為60%時，水平井能取得較好的開發(fā)效果(圖16)。

圖16 特低滲透油藏不同射孔程度采出程度對比Fig.16 Contrast of the recovery percent of different perforating degrees in ultra-low permeability reservoir

基于上述模型，設定射孔段總長度為600 m，其他參數(shù)保持不變，僅改變射孔間距，設計射孔間距分別為20 m、30 m、40 m、50 m、80 m、100 m、150 m、200m等進行優(yōu)化。數(shù)模結果表明，射孔間距大于80 m后，水平井開發(fā)效果差距不大(圖17a)。射孔間距過大，縫間存在難動用區(qū)域；射孔間距過小時，產量增幅不明顯(圖17b、17c)。綜上所述，合理裂縫間距取100 m為宜。

圖17 特低滲透油藏裂縫間距優(yōu)化Fig.17 The optimization of perforation spacing in ultra-low permeability reservoir

2.6.3 裂縫導流能力優(yōu)化

油藏數(shù)值模擬研究表明，在一定的基質滲透率下，隨著導流能力提高，水平井產能增加，但增加幅度逐漸變緩，存在一個最佳的裂縫導流能力值，即最佳裂縫導流能力與油藏的基質滲透率相關(圖18a、18b)。通過對不同基質滲透率條件下的最佳裂縫導流能力研究，基本確定了不同基質滲透率對應的最佳匹配裂縫導流能力(圖18c)。

圖18 特低滲透油藏裂縫導流能力優(yōu)化Fig.18 The optimization of fracture conductivity in ultra-low permeability reservoir

3 結論與認識

(1)在邊(底)水油藏中部署水平井，合理的水平段應平行于構造，通過實際產量與不同水平井累產對比，認為水平井長度宜為400～450 m；延長油田中油層厚20～40 m較常見，因此距頂應不超過4 m(20%)；射孔方案應參考滲透率級差來確定。在特低滲透油藏中，水平井的部署應垂直于主應力，長度為800～1 000 m為宜；完井方式應采用油套管完井；結合數(shù)值模擬技術認為裂縫半長為0.6倍井距、射孔程度為60%、射孔間距為80 m時壓裂效果較好。

(2)目前延長油田水平井均未進行注水開發(fā)，本次研究均建立在天然能量開采的基礎上，有待進一步認識具體的注水開發(fā)。

(3)針對延長油田不同區(qū)域的具體特點，部署水平井時應進一步考慮具體因素，如東部大位垂比、南部致密油及部分非均質性強烈的地層因素等。

(4)建議整裝區(qū)域開發(fā)時應統(tǒng)一參數(shù)，為日后統(tǒng)一注水做好鋪墊；擴邊區(qū)域開發(fā)時應結合實際情況制定最優(yōu)參數(shù)。