胡桂林，李 丹，王 勇，馮張斌，劉 超，孟 越

（中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安716000）

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的東南部位黃陵地區(qū)，與渭北隆起接壤。伊陜斜坡為一平緩西傾的大單斜，傾角不到1°，坡降平均為7～8 m／km，內(nèi)部構(gòu)造簡單，僅局部具有一些微型鼻狀構(gòu)造，未見斷層及其它類型應(yīng)力構(gòu)造。

鄂爾多斯盆地三疊系延長組長6油層組為該盆地的主力油層，2011年黃陵長63油層組取得突破性進(jìn)展，主要是以水平井開發(fā)為主，但由于黃陵長63層裂縫發(fā)育，給開發(fā)帶來較深影響，因此，制定出裂縫性油藏的合理開發(fā)技術(shù)政策，對(duì)鄂爾多斯盆地的油氣開發(fā)具有重要意義。

1 儲(chǔ)層特征及裂縫特征

黃陵地區(qū)長63儲(chǔ)層巖心數(shù)據(jù)分析表明，長63儲(chǔ)層巖心平均分析孔隙度為6．48%～8．17%，平均分析滲透率為（0．04～0．12）×10－3μm2，屬超低滲儲(chǔ)層，滲透率變化大，非均質(zhì)性明顯。

根據(jù)黃陵地區(qū)長6儲(chǔ)層和裂縫的特點(diǎn)，本次研究運(yùn)用微地震波裂縫監(jiān)測(cè)來探討黃陵地區(qū)長6儲(chǔ)層裂縫特征。處理解釋得到裂縫方位NW54．3°，裂縫長度178．9 m，裂縫高度21．7 m。根據(jù)統(tǒng)計(jì)分析得到kx（延裂縫方向滲透率）＝1．19×10－3μm2，ky（垂直裂縫方向滲透率）＝0．34×10－3μm2，kx／ky＝3．47，延裂縫方向滲透率是垂直裂縫方向滲透率將近3．5倍。

2 開發(fā)政策研究

2．1 開發(fā)方式

黃陵地區(qū)長6油層原始驅(qū)動(dòng)類型以彈性溶解氣驅(qū)為主，彈性采收率為6．95%，溶解氣驅(qū)采收率為5．87%，即天然能量驅(qū)動(dòng)采收率僅為12．82%。為了實(shí)現(xiàn)油井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，提高最終采收率，需補(bǔ)充能量，進(jìn)行注水開發(fā)。

以實(shí)驗(yàn)區(qū)實(shí)驗(yàn)井網(wǎng)為例，分別模擬預(yù)測(cè)彈性開采、同步注水開發(fā)、滯后5年注水開發(fā)，滯后10年注水開發(fā)。結(jié)果表明：僅利用天然能量開發(fā)油田采收率為13%，這與理論計(jì)算估值一致。而采用注水補(bǔ)充能量開發(fā)采收率都明顯高于天然能量開發(fā)。目前生產(chǎn)試驗(yàn)區(qū)塊出現(xiàn)的少數(shù)井快速裂縫水淹特征，建議研究區(qū)先利用天然能量開發(fā)，五年之內(nèi)進(jìn)行注水開發(fā)。

2．2 開發(fā)井網(wǎng)型式優(yōu)化

黃陵地區(qū)長63儲(chǔ)層天然裂縫比較發(fā)育，且天然裂縫方向近似與最大主應(yīng)力方位平行，因此確定黃陵地區(qū)長63井網(wǎng)井排方向?yàn)镹E55°。共設(shè)計(jì)了兩類方案（表1），包括直井井網(wǎng)、水平井井網(wǎng)和二者聯(lián)合井網(wǎng)等類型，通過數(shù)值模擬計(jì)算開發(fā)動(dòng)態(tài)，同時(shí)開展經(jīng)濟(jì)分析，從中優(yōu)選合適的開發(fā)井網(wǎng)模式。

各井網(wǎng)最終采出程度相差比較大，在相同井排距和注采強(qiáng)度的情況下，水平井水平段于裂縫夾角小于45°的C4方案產(chǎn)油量和采出程度比較高，且C4含水上升較慢。因此從采出程度來講，水平井組合方案C4較好。

有利井網(wǎng)型式方案參數(shù)論證如下：

（1）水平段長度敏感性分析。在不同水平段長度下，分別作出各井網(wǎng)累積產(chǎn)油量隨時(shí)間的變化、綜合含水隨時(shí)間的變化關(guān)系曲線，結(jié)果表明，水平段長度為480 m與長度為560 m時(shí)的累積產(chǎn)油量趨于接近，但是隨著長度增加，地層壓力損耗增大，產(chǎn)能提高且幅度越來越慢；此外長度增加鉆井風(fēng)險(xiǎn)加大。綜合考慮各因素，確定較合理水平段長度為480 m左右。

表1 井網(wǎng)部署方案

（2）裂縫數(shù)量敏感性分析。裂縫數(shù)量對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能變化起著至關(guān)重要的作用，從固定水平段長度進(jìn)行研究。固定水平段長度為480 m，設(shè)計(jì)壓裂水平井裂縫數(shù)量分別為2～6條進(jìn)行敏感性分析。結(jié)果表明，裂縫數(shù)量增加的同時(shí)累積產(chǎn)油量和采出程度也隨之增大，但增大的幅度逐漸減慢，當(dāng)裂縫數(shù)大于5條時(shí)，增加裂縫數(shù)量對(duì)采出程度影響不大。綜合考慮上述兩方面的研究，確定C4方案480 m水平段長度對(duì)應(yīng)的合理裂縫數(shù)量為5條，對(duì)應(yīng)的壓裂裂縫間距為120 m。

（3）合理井排距敏感性分析。在C4方案480 m水平段長度5條裂縫確定的前提下，選用的井距有540 m、600 m、660 m，排距有180 m、210 m、240 m，采用基于正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)的優(yōu)化方法進(jìn)行組合，形成9種方案。不同井排距下水驅(qū)規(guī)律變化預(yù)測(cè)曲線表明，在相同綜合含水下，不能對(duì)比出三種方案的優(yōu)缺點(diǎn)。不同井排距情況下不同年限單井累積產(chǎn)油量和不同含水下區(qū)塊累積產(chǎn)油量隨時(shí)間變化表明，井距540 m，排距240 m不僅相同時(shí)刻的單井累積產(chǎn)油量較高，而且在相同含水情況下區(qū)塊采出程度最高，因此認(rèn)為井距540 m、排距240 m為最佳井排距組合方案。

2．3 采油井合理流壓

采用不同方式，優(yōu)化黃陵長63儲(chǔ)層油井平均合理流壓為3．3～3．8 MPa（表2）。確定了合理的地層壓力保持水平和合理流壓，即可確定生產(chǎn)壓差。長63合理地層壓力保持在7．8 MPa，合理流壓為3．55 MPa，合理生產(chǎn)壓差為4．0～4．5 MPa。

表2 黃陵地區(qū)長63儲(chǔ)層合理及最低流壓

2．4 注水時(shí)機(jī)研究

在生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)上，根據(jù)油藏地質(zhì)及流體參數(shù)和油井產(chǎn)能參數(shù)，假定油藏重新投入開發(fā)，對(duì)典型區(qū)塊進(jìn)行注水時(shí)機(jī)數(shù)值模擬論證。以實(shí)驗(yàn)區(qū)實(shí)驗(yàn)井網(wǎng)為例，分別模擬同步注水開發(fā)，滯后6個(gè)月、1年、2年、4年注水開發(fā)?？梢缘贸?，在注水開發(fā)的各曲線中同步注水、滯后6個(gè)月注水含水率上升都較快，其他滯后注水后期含水率上升也較快。從不同注水時(shí)機(jī)階段開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)，再結(jié)合日產(chǎn)油曲線、地層能量保持水平情況，以及目前生產(chǎn)試驗(yàn)區(qū)塊出現(xiàn)的少數(shù)井快速裂縫水淹特征，建議研究區(qū)先利用天然能量開發(fā)，待生產(chǎn)1年左右后，再進(jìn)行注水開發(fā)，不僅可避免早期注水引起水竄風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)早期可利用注水井點(diǎn)先采油后注水。

2．5 注采強(qiáng)度敏感性分析

（1）注水井壓力：在研究注水井合理注入壓力之前很有必要研究油層的破裂壓力。油層破裂壓力一般在實(shí)驗(yàn)室測(cè)定，也可以由經(jīng)驗(yàn)公式近似計(jì)算。根據(jù)威廉斯法可算出：長6油層破裂壓力為19．52～27．69 MPa，平均23．6 MPa左右。綜合理論和實(shí)際計(jì)算值，本區(qū)長6地層破裂壓力為25．6 MPa。按照注水井井底最大流壓不超過破裂壓力90%的原則，計(jì)算得到最大井口注入壓力約為10．84 MPa。

（2）注水強(qiáng)度的確定。上述對(duì)C4方案參數(shù)敏感性分析（480 m水平段，5條壓裂縫，井排距540 m×240 m）的基礎(chǔ)上，通過兩個(gè)方面論證合理注水強(qiáng)度：①設(shè)定注采比1∶1。設(shè)計(jì)平均單井注水量分別為：5、10、15、20、25、30 m3／d，模擬計(jì)算條件為注采平衡保持地層壓力穩(wěn)定（圖1）。結(jié)果表明：隨注水強(qiáng)度增加，雖然采液能力增強(qiáng)，但綜合含水上升速度也同樣增加。反應(yīng)在不同含水階段的水驅(qū)采收率規(guī)律上，表現(xiàn)為注水強(qiáng)度越大，相同時(shí)刻對(duì)應(yīng)水驅(qū)采出程度越大，但相同含水率對(duì)應(yīng)水驅(qū)采出程度越小，二者存在一個(gè)最優(yōu)值。綜合考慮初期采油速度、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間及階段水驅(qū)采出程度，推薦采用單井注水量為10 m3／d。②設(shè)定注水量10 m3／d。設(shè)計(jì)注采比分別為：0．7∶1、0．8∶1、0．9∶1、1∶1、1．1∶1、1．2∶1，模擬計(jì)算不同注采比條件下地層壓力隨時(shí)間變化。模擬結(jié)果表明，累積注采比的差異對(duì)井組的壓力分布起決定性作用，累積注采比越大，相同含水率下的采出程度越低，地層壓力保持的水平相對(duì)較高。因此，一方面要求相同含水率下的采出程度較高，另一方面要保持地層壓力穩(wěn)定在合理范圍之內(nèi)，綜合考慮這兩方面，推薦選用注采比為0．9∶1的方案，即平均單井注水量為10 m3／d，采液量為9 m3／d。

圖1 數(shù)值模擬各階段采出程度變化趨勢(shì)

3 結(jié)論

（1）黃陵油層組長63超低滲透油藏滯后1年注水開發(fā)、油井整體壓裂投產(chǎn)開發(fā)效果好。試油試采結(jié)果表明，長63儲(chǔ)層油井經(jīng)壓裂投產(chǎn)可獲得2 t／d以上初產(chǎn)，雖然隨地層能量衰竭產(chǎn)量會(huì)逐步降低，但早期可按優(yōu)化注采井網(wǎng)部署開發(fā)井，并利用注水井彌補(bǔ)油井產(chǎn)量衰減，待油藏整體產(chǎn)能降至一定程度后再注水補(bǔ)充能量開發(fā)。

（2）井網(wǎng)擬采用水平段與裂縫方向夾角小于45°的水平井（油井）＋直井（水井）井網(wǎng)，井排方向?yàn)镹E55°，初期井排距設(shè)計(jì)按540 m×240 m，對(duì)應(yīng)井網(wǎng)密度2口井（水平井）／km2。

（3）開發(fā)過程中地層壓力保持水平為原始地層壓力的100%左右。長6油層原始地層壓力為7．8 MPa，實(shí)施滯后注水開發(fā)，后期地層壓力保持在7．5～8．0MPa。生產(chǎn)井底流壓保持在3．55 MPa，生產(chǎn)壓差保持4．0～4．5 MPa。

（4）注水過程中最大井口注入壓力10．84 MPa。長6油層中深平均為1 220 m，經(jīng)計(jì)算長6油層破裂壓力為平均23 MPa左右。注采比為0．9∶1，平均單井注水量為10 m3／d，采液量為9 m3／d。

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