代麗（中石油大港油田分公司勘探開發(fā)研究院，天津 300280）

低滲透油藏的石油儲量目前已經(jīng)成為我國石油資源的重要組成部分，每年的新增石油探明儲量有超過60%的儲量來自于低滲透油藏［1］。近幾年來隨著大型壓裂技術的發(fā)展，利用水平井技術結合大規(guī)模壓裂技術來開發(fā)低滲透油藏已經(jīng)取得了顯著的成效，可以明顯地提高油井產(chǎn)能、改善低滲透油田的開發(fā)效果，但在開發(fā)過程中不斷出現(xiàn)：巖性油藏中水平井鉆遇率低、初期產(chǎn)量高但遞減快、井底壓力下降快、注水困難等問題，無法滿足低滲透油藏的經(jīng)濟開發(fā)需求，迫切需要深化水平井設計研究。筆者主要以大港油田新探明的深層低滲透油藏為基礎，開展了低滲透油藏水平井的優(yōu)化設計研究。

1 水平井的目標層精細預測研究

1.1 儲層精細對比與劃分

儲層精細對比與劃分具體研究內(nèi)容：①確定對比標志層，以區(qū)內(nèi)發(fā)育較穩(wěn)定的砂層組或特殊巖性段所顯示的電測曲線特征作為標志層，用以確定等時對比關系；②選取標準井骨架剖面，控制全區(qū)地層分布特征，建立細分層對比標準；③旋回對比，分級控制，根據(jù)沉積旋回及各種對比標志層由大到小、由粗到細進行逐級劃分對比。通過全區(qū)縱橫剖面的對比表明，相鄰井間地層厚度無明顯的變化，因此當無明顯標志層時，采取等高程對比的原則；④地震、地質(zhì)結合，以含油目的層為關鍵層位，主要以標準測井曲線、綜合錄井圖為準，結合合成記錄標定的地震特征，逐個區(qū)塊、逐口井核對分層，對鉆井與地震不符合井的分層逐一進行原因分析，并作相應調(diào)整，作到地震地質(zhì)層位的統(tǒng)一，對比結果見圖1。

1.2 精細刻畫砂體分布

以濱海一區(qū)濱深8井區(qū)精細刻畫研究為例。該區(qū)主力油層為沙河街組二段濱Ⅳ油組，為濱淺湖相的堡壩及灘砂沉積，砂壩的平面形態(tài)一般呈寬的條帶狀和順古隆起的透鏡狀，砂體橫向變化快及連通性差，在研究過程中以單砂體為研究單元，進行精細沉積時間單元對比；同時利用三維地震資料、動態(tài)數(shù)據(jù)及精細對比結果進行微構造研究；在儲層、測井評價的基礎上，進行單砂體的沉積微相、流動單元、儲層非均質(zhì)性和滲流差異研究，在綜合以上研究的基礎上，建立單砂體級別的構造、儲層、流體模型。

1.3 儲層非均質(zhì)性特征研究

儲層的非均質(zhì)性影響儲層的好壞，控制著儲層的含油性［2，3］。以鑄體薄片照片、C－M 圖（圖2）為依據(jù)，從微觀、層內(nèi)、層間及平面4個層次對儲層的非均質(zhì)特征進行研究，結果表明，該區(qū)屬于強非均質(zhì)性儲層，夾層較多，砂體分布連續(xù)性差，油層連通性差，含油規(guī)律復雜。因此沉積微相及成巖作用是該區(qū)儲層非均質(zhì)特征的主控因素。

綜合以上研究，確定該地區(qū)的油藏特征：南大港構造二級坡折控制了沿岸砂壩及斜坡扇砂體，形成上傾尖滅的巖性圈閉，坡折控制多期多類型砂體疊置分布，形成多層系地層巖性油氣藏大面積連片富集，斷層轉換帶控制物源的輸入，箕狀斷陷控制了砂體的展布，形成構造－巖性圈閉。

圖1 濱深6井、濱深8井、濱深9x1井地層對比圖

圖2 取心井巖心分析資料

2 水平井地質(zhì)參數(shù)優(yōu)化設計研究

用水平井開發(fā)深層低滲透油藏，為達到經(jīng)濟有效開發(fā)，需要人工壓裂后增加產(chǎn)能，壓裂后的水平井產(chǎn)量受裂縫方向、水平段長度、分段壓裂的裂縫條數(shù)以及周圍的水井注水情況等因素［4］的影響，下面具體對水平井設計相關的參數(shù)進行重點優(yōu)化設計。

2.1 水平井方位與地應力的關系研究

由于低滲油藏一般需要壓裂來提高單井產(chǎn)能，需重點考慮水平井段方向與地應力的關系。當水平段垂直于油藏水平最大主應力方向時，裂縫穿透比最高，增加了地層流體向井筒的導流能力，導流能力的大小決定著壓裂的效果，根據(jù)壓裂軟件模擬數(shù)據(jù)分析（見圖3），當導流能力Fd為70D·cm時，能最大程度上提高水平井產(chǎn)量。

2.2 水平段長度優(yōu)化研究

通過該井區(qū)的數(shù)值模擬研究可知（圖4），在水平段長從100m到400m增加時，水平井產(chǎn)量增加較明顯，但在500m以后產(chǎn)量增加比例明顯降低，說明水平段不是越長越好，對任一油藏來說存在一個最優(yōu)的水平段長度。研究區(qū)塊為典型的低滲透巖性油藏，水平段的設計首先考慮了垂直于該地區(qū)的水平主應力方向，然后根據(jù)物性預測分布情況選取了變化比較均勻的400m井段。

圖3 不同導流能力時采出程度與裂縫穿透比關系圖

2.3 水平段分段壓裂的裂縫數(shù)量優(yōu)化研究

通過數(shù)值模擬，對比400m的水平段長在不壓裂、壓裂1、2、3、4、5條人工裂縫時的產(chǎn)量變化（圖5），可見水平井壓裂初期產(chǎn)量隨裂縫數(shù)量的增加而增加，但隨著生產(chǎn)時間延長，各條裂縫的泄油范圍逐漸擴散開并重合，發(fā)生明顯的裂縫間干擾，尤其是分段壓裂多于4條裂縫后，水平井的產(chǎn)量增加幅度明顯減小。綜合考慮后，確定該斷塊低滲油藏水平段長度為400m時分段壓裂的最優(yōu)裂縫數(shù)量為4條。

圖4 不同水平段長的水平井累產(chǎn)油對比圖

2.4 水平段分段壓裂的裂縫間距優(yōu)化研究

在以上優(yōu)化研究的基礎上，通過數(shù)值模擬，對比裂縫間距在30、60、90、120、150m 這5種情況下的水平井產(chǎn)量（圖6），可知因受水平井滲流特征和裂縫間相互干擾的影響，隨著裂縫間距的增大，裂縫間干擾越小，泄油范圍更大，產(chǎn)油量越高。壓裂3條裂縫時對比各裂縫的產(chǎn)量（圖7），可見水平段中各條裂縫對產(chǎn)量的貢獻不同，隨著生產(chǎn)時間的延長，兩端的裂縫對油藏滲流通道的作用更明顯，產(chǎn)量貢獻最大，中間裂縫的產(chǎn)量貢獻較小。因此，水平井分段壓裂改造時，為避免裂縫間的相互干擾，應盡量加大裂縫間的距離，該試驗井區(qū)的裂縫間距確定在150m左右，并且兩端的裂縫長，中間的裂縫較短。

圖5 不同裂縫數(shù)量對水平井初期產(chǎn)量的影響

2.5 水平段分段壓裂后的縫網(wǎng)優(yōu)化研究

圖6 不同裂縫間距時水平井累產(chǎn)油對比圖

在試驗井組的試驗目的和要求的基礎上，部署了4套水平井分段壓裂采、直井壓裂后注的混合井網(wǎng)（圖8），對比4套井網(wǎng)的產(chǎn)量、10年末驅(qū)油情況以及經(jīng)濟指標預測情況，在水井總注水量相同、水平井工作制度不變的情況下，方案1水驅(qū)最均勻，波及面積最大，見水最晚；方案3中水平井中間的裂縫無法注水受益，水驅(qū)不均勻，也會造成注水利用率低。方案4雖含水上升的最快，但油藏總體含水不高。綜合考慮水平井采出量和投資的情況，方案4（2口水井的注采方案）最優(yōu)，同時為保證水平井每條裂縫均能注水受益，方案2比較合適，依據(jù)實際投資和產(chǎn)能情況來綜合選擇。

圖7 人工壓裂3條裂縫時單條裂縫的產(chǎn)量變化圖

圖8 水平井－直井壓裂后的混合井網(wǎng)圖

3 水平井實施情況

在該地區(qū)部署了一口水平井，為確保該井的成功實施，將水平井目的層與已知濱深8井進行了精細對比，同時利用地震反演精確預測了儲層特征和靶點，實施結果表明水平井軌跡方向儲層分布穩(wěn)定。為增加產(chǎn)能該水平井設計分5段壓裂，采取套管完井，共完鉆水平段長465m，鉆遇油層354.4m，低產(chǎn)油層101.5m，投產(chǎn)后日產(chǎn)量達80m3。

4 認識

1）由于深層低滲巖性油藏儲層發(fā)育復雜，開展精細地層對比、非均質(zhì)特征研究，精細刻畫含油砂體的分布范圍，這些優(yōu)化研究是水平井準確鉆遇油層的關鍵保證。

2）針對低滲油藏水平井需開展分段壓裂提高產(chǎn)能，通過對水平井方位、水平段長度以及分段壓裂的規(guī)模和注采縫網(wǎng)等參數(shù)開展優(yōu)化設計研究，確保水平井取得較高產(chǎn)能。

3）實際井位的實施效果證實了研究方法的適應性，也說明了水平井開發(fā)低滲油藏具有明顯的優(yōu)勢。

［1］李道品 .低滲透砂巖油田開發(fā) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997.

［2］徐運亭 .低滲透油藏滲流機理研究及應用 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.

［3］裘懌楠 .低滲透砂巖油藏開發(fā)模式 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

［4］孫良田，孫宜建，黃志文，等 .低滲透油氣藏水平井壓裂優(yōu)化設計 ［J］.西安石油大學學報（自然科學版），2009，24（3）：45～48.