李忠興，趙繼勇，屈雪峰，樊建明，雷啟鴻

(1.中國石油長慶油田分公司，陜西西安 710018;2.中國石油長慶油田勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018;3.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018)

近年來，很多學(xué)者在水平井井網(wǎng)優(yōu)化方面已經(jīng)做了很多研究［1-5］。但是，對于超低滲透油藏，水平井究竟如何部署，水平段長度、水平井井排方向、直井與水平井聯(lián)合布井對開發(fā)效果的影響等問題，前人還沒有進(jìn)行過系統(tǒng)的研究。

西峰油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡構(gòu)造帶，其石油資源潛力巨大，具有良好的開發(fā)前景。西峰油田長8油藏具有面積大、豐度低、非均質(zhì)性較強(qiáng)、油氣水分布都比較復(fù)雜、低壓、壓敏效應(yīng)強(qiáng)以及天然裂縫發(fā)育等特點，是典型的超低滲致密砂巖油藏。若全部采用直井開發(fā)，不但井網(wǎng)密度大，開采時間長，而且直井見水后產(chǎn)量低，開發(fā)效益不明顯。本文針對這些問題，對鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區(qū)塊長8油藏進(jìn)行了水平井井網(wǎng)開發(fā)效果的分析研究。水平井開發(fā)的可行性論證認(rèn)為，同典型的垂直井注采井網(wǎng)相比較，對油藏采用直井和水平井相結(jié)合的布井方式，可以充分發(fā)揮直井鉆遇油層層數(shù)多和水平井與油層接觸面積大、產(chǎn)量高的優(yōu)勢，從而提高超低滲致密砂巖油藏的開發(fā)效果。

1 地質(zhì)概況

西峰油田位于鄂爾多斯盆地西南部，西自平?jīng)觯瑬|達(dá)固城，北起洪德，南抵彬縣，面積約40 000 km2。莊19井區(qū)在地理位置上屬于甘肅省慶城縣玄馬鄉(xiāng)(見圖1)，區(qū)域構(gòu)造背景為西傾平緩單斜，處于東南—西北傾鼻狀構(gòu)造帶上，且構(gòu)造比較寬緩［6-8］。

2 儲層特征

西峰油田莊19區(qū)塊長8油藏是由粉砂巖、細(xì)砂巖和中砂巖與泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖間互層組成，巖性致密。碎屑巖成分復(fù)雜，有石英、長石和暗色巖屑，巖石的成分成熟度低，結(jié)構(gòu)成熟度低到中等。對莊19井區(qū)長8儲層巖心分析后可知，孔隙度為6.2% ～14.5%，平均12.6%;滲透率為(0.08～0.7)×10-3μm2，平均0.29×10-3μm2，屬低孔特低滲儲層。

圖1 西峰油田莊19井區(qū)區(qū)域圖Fig.1 The regional figure of Zhuang 19 block in Xi-feng oilfield

3 水平井井網(wǎng)形式優(yōu)化研究

方案設(shè)計時，考慮上述影響水平井開發(fā)效果的因素，以油藏含水率達(dá)到85%時的采出程度為衡量開發(fā)效果的基本指標(biāo)，研究水平井井排方向、井網(wǎng)形式、布縫方式、水平段長度、人工壓裂縫密度、井距和排距等因素對開發(fā)效果的影響。

3.1 井排方向優(yōu)選

通過對垂直于最大主應(yīng)力與斜交于最大主應(yīng)力兩種不同水平段方位的8口水平井開發(fā)效果對比分析發(fā)現(xiàn)，1#，2#，3#，4#井其水平段方位均垂直于最大主應(yīng)力方向，其試油單井平均產(chǎn)能、初期單井平均產(chǎn)能、目前單井平均產(chǎn)能、累計生產(chǎn)天數(shù)、水平井/直井初期產(chǎn)量、累產(chǎn)油量均優(yōu)于水平段方位斜交于最大主應(yīng)力方向的5#，6#，7#，8#井(見表1)。同時不難發(fā)現(xiàn)，垂直于最大主應(yīng)力的4口井其實際水平段長度平均值為297.8 m，而斜交于最大主應(yīng)力的4口井其實際水平段長度平均值為332.5 m，其初期含水率平均值均為12.9%;斜交于最大主應(yīng)力的4口井在生產(chǎn)2 821天之后均已發(fā)生水淹，不再產(chǎn)油，垂直于最大主應(yīng)力的4口井在生產(chǎn)5 073天之后，其單井平均產(chǎn)能為3.7 t/d，含水率平均值僅為30.7%。也就是說，壓裂水平井水平段越長，含水率上升速度越快;反之，含水率上升越慢。因此，鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區(qū)塊長8超低滲透油藏設(shè)計水平井水平段方位應(yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向，也就是天然裂縫的優(yōu)勢方向，在保證實現(xiàn)最佳的壓裂效果的同時，應(yīng)考慮水平段長度對含水率上升的影響，才能達(dá)到有效提高水平井單井產(chǎn)量的效果。

表1 不同方位水平井開發(fā)效果對比Tab.1 Development effectiveness contrast of horizontal wells in different directions

3.2 井網(wǎng)形式優(yōu)選

在總結(jié)和借鑒國內(nèi)外類似油藏水平井開發(fā)試驗、室內(nèi)理論研究的基礎(chǔ)上［9-10］，對鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區(qū)塊長8油藏某典型區(qū)塊完鉆五點井網(wǎng)水平井10口，平均水平井段長331 m，七點井網(wǎng)水平井7口，平均水平井段長652 m。五點、七點井網(wǎng)水平井開采曲線對比表明(見圖2)，五點、七點井網(wǎng)水平井注水見效后地層能量充足，產(chǎn)量平穩(wěn)，遞減小，含水及動液面穩(wěn)定，開發(fā)初期有較長的穩(wěn)產(chǎn)期。與七點井網(wǎng)相比，五點井網(wǎng)單井產(chǎn)量更高，動液面更高，能量更充足，遞減率更小，開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益更好。

3.3 布縫方式優(yōu)選

通過現(xiàn)場試驗，西峰油田莊19區(qū)塊長8油藏水平井井網(wǎng)布縫方式分別采用了均勻等縫長、啞鈴型布縫、紡錘形布縫。不同的布縫方式對注水開發(fā)效果的影響不同。

3.3.1 均勻布縫方式 為了大幅度提高單井產(chǎn)量，結(jié)合儲層特征，在西峰油田莊19區(qū)塊長8油藏開展了直井注水、水平井采油的交錯排狀七點井網(wǎng)試驗，腰部注水井部署在兩段人工壓裂縫之間。采用均勻布縫方式(見圖3A)，當(dāng)年實施的6口水平井中有3口水淹，見注入水井比例達(dá)到50%，都是腰部見水。

3.3.2 啞鈴型布縫方式 針對直井注水、水平井采油交錯排狀七點井網(wǎng)腰部注水井容易見水的情況，依據(jù)超低滲透油藏天然裂縫優(yōu)勢方向為主滲流方向(北東向)，主滲流方向與最大主應(yīng)力方向基本一致，主向和側(cè)向存在滲透率級差，優(yōu)化布縫方式為啞鈴型布縫七點井網(wǎng)(見圖3B);投產(chǎn)124口井，投產(chǎn)后注入水導(dǎo)致的高含水井僅10口，見水比例8.1%，基本上解決了初期容易水淹的難題。但是，該方法存在的問題是，有效改造的水平段長度降低，與同樣水平段長度的五點井網(wǎng)相比，初期產(chǎn)量較低，導(dǎo)致采油速度偏低。

圖2 西峰油田長8油藏典型區(qū)塊五點、七點井網(wǎng)水平井開采曲線圖Fig.2 Production curve of five-point and seven-point horizontal well of the typical block in Chang8，Xifeng Oilfield

3.3.3 紡錘形布縫 為了進(jìn)一步降低腰部注水井對見水的影響和提高水平井采油速度，將水平井井網(wǎng)形式、布縫方式從啞鈴型布縫七點井網(wǎng)調(diào)整為紡錘形布縫小井距五點井網(wǎng)(見圖3C)。投產(chǎn)后初期單井產(chǎn)量得到一定幅度的提高。以西峰油田莊19區(qū)塊長8油藏典型的厚油層(油層厚度20 m左右)為例，初期采油速度從0.5%提高到0.8%。2013年以來實施的紡錘形五點井網(wǎng)水平井共計155口，其中僅6口水平井在生產(chǎn)過程中出現(xiàn)水淹，見水比例下降到3.8%?，F(xiàn)場試驗表明，紡錘形布縫五點井網(wǎng)適應(yīng)性較好。

綜上對比分析發(fā)現(xiàn)，西峰油田莊19區(qū)塊長8超低滲低壓致密油藏，水平井井網(wǎng)布縫方式為紡錘形布縫五點井網(wǎng)，初期采油速度較高，含水率上升緩慢，適應(yīng)性較好。

圖3 超低滲透油藏水平井井網(wǎng)不同布縫方式Fig.3 Different fracturing style of horizontal well patterns for ultra-low permeability reservoir

3.4 水平段長度優(yōu)化

3.4.1 單井控制面積/儲量法 采用油藏數(shù)值模擬的方法，研究不同的水平段長度(100，200，300，400 m)下，水平井和定向井在自然能量開發(fā)下的單井控制儲量(見圖4)。據(jù)資料統(tǒng)計，目前水平井投資是定向井的2～3倍。依據(jù)水平井與定向井單井控制儲量下限等于水平井與定向井投資倍數(shù)的原則，確定西峰油田水平段長度下限值(見圖5A)在300～400 m。其中，模型基本參數(shù)為:儲層地層壓力16.1 MPa，平均滲透率0.34×10-3μm2，主側(cè)向滲透率級差kx/ky=2.3，主垂向滲透率級差kx/kz=8，裂縫半縫長140 m，裂縫密度0.02條/m，水平段長度從200～1 500 m變化。

圖4 定向井/水平井單井控制面積范圍Fig.4 The area range of single well controlling of directional/horizontal well

3.4.2 經(jīng)濟(jì)效益評價方法 在注水技術(shù)政策、油井工作制度和人工壓裂縫密度相同的情況下，按照中國石油天然氣股份有限公司建設(shè)項目經(jīng)濟(jì)評價方法與參數(shù)［11］，依據(jù)長慶油田水平井鉆井系統(tǒng)工程技術(shù)服務(wù)標(biāo)準(zhǔn)化市場價格標(biāo)準(zhǔn)［12］，在原油價格90美元下，采用經(jīng)濟(jì)評價的方法，研究不同的水平段長度(200～1 000 m)對開發(fā)效果的影響。由單井綜合成本和產(chǎn)量之間關(guān)系(見圖5B)以及經(jīng)濟(jì)效益評價圖(見圖5C)可知，水平段長度與單井綜合成本、單井產(chǎn)量均呈正相關(guān)關(guān)系，即水平段長度越長，單井產(chǎn)量、單井綜合成本越高，投資回收期越長;而水平段長度與內(nèi)部收益基本呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，即水平段長度越長，內(nèi)部收益率越低。因此，水平井段過長并不利于提高其開采效果。通過綜合分析可知，西峰油田莊19區(qū)塊長8油藏在優(yōu)選五點井網(wǎng)條件下，水平井水平段長度在300～500 m時，內(nèi)部收益率最高，投資回收期最短。

綜合以上兩種方法，依據(jù)最大可能提高單井產(chǎn)量的原則，確定水平段最佳長度為400～500 m。

3.5 人工壓裂縫密度(段間距)優(yōu)化

人工裂縫是連通油藏與井筒的唯一通道［13］。因此，裂縫數(shù)量是制約油井產(chǎn)能的重要因素。同時，人工裂縫密度優(yōu)化與儲層改造工藝及參數(shù)密切相關(guān)，本研究分別研究了水力噴砂分段壓裂(施工排量小于4 m3/min)和油套環(huán)空大排量混合水體積壓裂(施工排量＞6.0 m3/min)兩種工藝條件下，不同裂縫密度對壓裂水平井產(chǎn)量、內(nèi)部收益和投資回收期的影響。

圖5 不同水平段長度與單井控制儲量比、經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)系曲線Fig.5 Relationship between different horizontal section length and controlling storage capacity of single well and economic benefits

3.5.1 水力噴砂分段壓裂工藝 通過油藏數(shù)值模擬與經(jīng)濟(jì)效益評價相結(jié)合，針對西峰油田莊19區(qū)塊長8油藏水平井不同人工壓裂縫密度對開發(fā)效果的影響進(jìn)行了研究，結(jié)果表明(見圖6，7):①當(dāng)裂縫密度大于0.02段/m時，第1年和第5年的單井產(chǎn)量明顯降低，單井產(chǎn)量增幅明顯變緩;②當(dāng)人工裂縫密度為0.02段/m時，內(nèi)部收益率最高，投資回收期最短，能夠獲得最好的經(jīng)濟(jì)效益。同時，微地震監(jiān)測表明，段間距在50～60 m時油層改造較充分(見圖8)。因此，綜合確定研究區(qū)最佳段間距為50～60 m，合理裂縫密度為0.02段/m左右。

圖6 單井產(chǎn)量及增幅與裂縫密度關(guān)系曲線Fig.6 The relationship between well production and increase with horizontal length

圖7 不同裂縫密度水平井經(jīng)濟(jì)效益評價曲線Fig.7 Evaluation curve of economic benefits of Different crack density horizontal well

3.5.2 油套環(huán)空大排量混合水體積壓裂工藝大排量混合水體積壓裂，目前還難以實現(xiàn)在油藏數(shù)值模擬中對人工裂縫的形態(tài)做較為準(zhǔn)確的刻畫。因此，優(yōu)化人工裂縫段間距，主要采用礦場統(tǒng)計方法。

針對西峰油田莊19區(qū)塊長8油藏(k=0.22×10-3μm2)YP1和 YP2井，開展了水力噴砂分級多簇+大排量混合水體積壓裂試驗。根據(jù)井下微地震監(jiān)測(見圖8)和入地液量反算結(jié)果，確定出油套環(huán)空大排量混合水體積壓裂工藝段間距為80～90 m。

3.6 井距和排距優(yōu)化

從經(jīng)濟(jì)角度考慮，水平注水井與生產(chǎn)井的控制面積越大，油井產(chǎn)量越大越經(jīng)濟(jì)［14］。但是，由于低滲油藏滲流能力限制，如果井距過大將導(dǎo)致生產(chǎn)井井底壓力降低到正常生產(chǎn)最小流動壓力，注水井井底壓力升高，超過最大極限壓力，影響正常生產(chǎn);如果井排距過小，注水補(bǔ)充能量開發(fā)時，容易造成大面積裂縫性水淹。因此，水平井注采井網(wǎng)存在最大極限井距和排距。

圖8 H4水平井壓裂縫微地震監(jiān)測事件(N:北向;E:東向)Fig.8 Micro-seismic testing of fracture of H4 horizontal well(N:north;E:east)

3.6.1 井距優(yōu)化 不同壓裂工藝條件下，人工裂縫帶寬對井距有一定的影響。針對水力噴砂分段壓裂工藝，井底微地震監(jiān)測的裂縫帶平均半長介于200～250 m(見圖9)。為了實現(xiàn)建立水平井之間縫網(wǎng)系統(tǒng)，擴(kuò)大體積波及系數(shù)的目的，借鑒巴肯致密油藏衰竭式開發(fā)經(jīng)驗，五點井網(wǎng)的井距確定為400～500 m;針對油套環(huán)空大排量混合水體積壓裂工藝，大排量混合水體積壓裂YP1，YP2，NP1井底微地震監(jiān)測(見圖9)的裂縫帶平均半長介于250～300 m，五點井網(wǎng)的井距確定為500～600 m。

3.6.2 排距優(yōu)化 排距定義為注水井到水平井水平段末端的垂向距離。本次研究以五點井網(wǎng)為例，設(shè)計了9 個不同排距(100，120，140，160，180，200，220，250，300m)方案。通過巖心室內(nèi)實驗測試出西峰油田長8油藏主力動用層位(基質(zhì)滲透率在0.3×10-3μm2左右)啟動壓力梯度平均值為0.048 MPa/m，同時計算出了不同排距下的注采壓力梯度。通過分析不同排距下的注采壓力梯度變化曲線(見圖10)，可確定西峰油田莊19區(qū)塊長8油藏若以五點井網(wǎng)為基礎(chǔ)井網(wǎng)，其水平井井網(wǎng)排距上限值為200 m。

在極限驅(qū)動排距認(rèn)識的基礎(chǔ)上，為了實現(xiàn)有效驅(qū)替，建立了井距/排距比模型:假設(shè)x方向為主應(yīng)力方向，y方向為垂直主應(yīng)力方向，且主向滲透率與側(cè)向滲透率，則有以下關(guān)系

其中:PH為注水井井底壓力，MPa;Pwf為生產(chǎn)井井底流壓，MPa;G0為啟動壓力梯度，MPa/m;rw為井筒半徑，m;Kx，Ky分別為主應(yīng)力方向、垂直主應(yīng)力方向儲層滲透率，× 10-3μm2;λ1，λ2分別為主應(yīng)力方向、垂直主應(yīng)力方向啟動壓力梯度，MPa/m;a為半井距，m;b為排距，m;Lf為裂縫長度，m。

將a=250 m，rw=0.1 m，m=1.8 ～2.0代入公式1～3，可求得水力噴砂分段壓裂工藝的五點井網(wǎng)的排距為b=120～140 m。

由于人工裂縫帶寬對排距有一定的影響，井下微地震檢測的大排量混合水體積壓裂工藝的人工裂縫平均帶寬為90 m左右，水力噴砂分段壓裂工藝的人工裂縫平均帶寬為50 m左右，因此大排量混合水體積壓裂工藝比水力噴砂分段壓裂工藝的人工裂縫半帶寬要大20 m左右。因此，采用大排量混合水體積壓裂工藝的五點井網(wǎng)的排距確定在140～160 m。

圖9 YP水平井壓裂縫微地震監(jiān)測事件Fig.9 Micro-seismic testing of fracture of YP horizontal well

圖10 不同排距下的注采壓力梯度變化曲線Fig.10 The change curve of injection-productionpressure gradient of different row spacing

4 結(jié)論及認(rèn)識

1)通過分析垂直于最大主應(yīng)力與斜交于最大主應(yīng)力兩種不同水平段方位的水平井開發(fā)效果認(rèn)為，鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區(qū)塊長8超低滲透油藏設(shè)計水平井水平段方位應(yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向;在保證實現(xiàn)最佳的壓裂效果的同時，應(yīng)考慮水平段長度對含水率上升、單井控制面積、經(jīng)濟(jì)效益的影響，確定水平段最佳長度為400～500 m。

2)對五點、七點井網(wǎng)水平井開采效果進(jìn)行分析后認(rèn)為，西峰油田莊19區(qū)塊長8超低滲透油藏采用五點井網(wǎng)單井產(chǎn)量更高，動液面更高，能量更充足，遞減率更小，開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益更好。

3)通過對不同的布縫方式對注水開發(fā)效果分析發(fā)現(xiàn)，西峰油田莊19區(qū)塊長8超低滲低壓致密油藏，水平井井網(wǎng)布縫最佳方式為紡錘形布縫五點井網(wǎng)，其初期采油速度較高，含水率上升緩慢，適應(yīng)性較好。

4)不同壓裂工藝條件下，人工裂縫帶寬對井距、排距有一定的影響。研究認(rèn)為，西峰油田莊19區(qū)塊長8超低滲透油藏若采用大排量混合水體積壓裂工藝，其人工裂縫平均帶寬為90 m左右，五點井網(wǎng)的排距在140～160 m，井距為500～600 m;若采用水力噴砂分段壓裂工藝，其人工裂縫平均帶寬為50 m左右，五點井網(wǎng)的排距確定在120～140 m，井距為400～500 m。

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