薛婷王選茹鄭光輝劉萬濤1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室

L1區(qū)水平井開發(fā)效果影響因素分析

薛婷1，2王選茹1，2鄭光輝1，2劉萬濤1，2
1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室

長慶油田水平井進入規(guī)模開發(fā)以來，隨著開發(fā)配套技術(shù)的不斷成熟，水平井單井產(chǎn)量大幅度提高，并實現(xiàn)了難動用儲量的有效動用，但也出現(xiàn)了部分水平井遞減快、產(chǎn)量差異大等問題。以長慶油田低滲透油藏水平井規(guī)模開發(fā)典型區(qū)塊——姬塬油田L(fēng) 1區(qū)為例，結(jié)合靜態(tài)資料及生產(chǎn)動態(tài)資料分析，總結(jié)了水平井投產(chǎn)初期產(chǎn)能的影響因素、注水見效特征及見效周期影響因素；通過對水平井與直井的含水變化規(guī)律及遞減規(guī)律，對水平井不同見效、見水情況下的含水及遞減特征進行分類分析，明確了影響水平井初期及后期開發(fā)效果的主要因素有壓裂改造參數(shù)、注水方式等，建議應(yīng)針對問題提出相應(yīng)的對策。

水平井；影響因素；注水見效特征；遞減分析；開發(fā)效果

姬塬油田L(fēng)1區(qū)位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡之上，西傾單斜構(gòu)造，主要發(fā)育三角洲前緣亞相，沉積微相以水下分流河道為主，水平井開發(fā)目的層為長811，油層埋深2 540 m，平均有效厚度11m，平均孔隙度10%，平均滲透率0.87 mD。該區(qū)塊水平井自2008到2011年陸續(xù)建產(chǎn)，完鉆水平井16口，井網(wǎng)形式為五點、七點井網(wǎng)，水平段長度300 m、600～750 m，井距400 m、排距130 m，改造方式為常規(guī)分段壓裂，注水方式以超前注水為主；周圍叢式井井網(wǎng)形式為480 m×150 m菱形反九點井網(wǎng)。

1 產(chǎn)能影響因素分析The influence factors of production capacity

1.1初期產(chǎn)能影響因子分析

Initial capacity impact factor analysis

1.1.1壓裂方式 L1區(qū)水平井改造段數(shù)不統(tǒng)一，因此用單段產(chǎn)油量來對比2種改造方式。通過對比可知分段多簇壓裂初期單段日產(chǎn)油（1.7 t/d）高于分段壓裂（1.5 t/d），這是因為分段多簇壓裂能夠形成復(fù)雜裂縫系統(tǒng)，進一步擴大油藏改造體積，故單段產(chǎn)能較高。

1.1.2有效水平段長度 低滲透油藏中水平井滲流機理是油藏中流體首先流向裂縫，然后再從裂縫流向水平井，沒有流體從基質(zhì)直接流向水平段，故用有效水平段長度（射孔段起點到終點的距離）分析對產(chǎn)能的影響。通過礦場統(tǒng)計表明，有效水平段長度越長，初期產(chǎn)油越高，但隨著長度的增長，產(chǎn)量增加趨勢變緩，見圖1。

圖1　初期產(chǎn)油與有效水平段長度散點圖Fig. 1 Initial capacity and effective horizontal length scatterplot

1.1.3壓裂段數(shù) 根據(jù)壓裂水平井產(chǎn)能預(yù)測理論模型［1-2］、L1區(qū)礦場統(tǒng)計均表明壓裂段數(shù)越多，單井初期產(chǎn)油越高，但單段貢獻量越低，因此從圖2看出：L1區(qū)五點、七點井網(wǎng)合理壓裂段數(shù)分別為5～6段、8～9段。

1.1.4段間距 通過統(tǒng)計該區(qū)水平井合理段間距為60～80 m，見圖3。

1.1.5裂縫長度 L1區(qū)水平井缺少縫長地震監(jiān)測資料及相關(guān)測試資料，又考慮到水平井以分段壓裂為主，與周圍叢式井壓裂規(guī)模相當(dāng)，所以根據(jù)壓裂物質(zhì)平衡方程［3］并結(jié)合水平井區(qū)周圍7口直井壓裂參數(shù)及試井解釋裂縫半長推出裂縫半長預(yù)測公式

圖2　不同壓裂段數(shù)下初期產(chǎn)油與單段初期產(chǎn)油柱狀圖Fig. 2 Initial capacity and initial capacity of single period under different fracturing segments histogram

圖3　不同段間距下單段初期產(chǎn)油散點圖Fig. 3 Initial capacity of single period under different fracturing segment spacing scatterplot

式中，l為裂縫半長，m；q為排量，m3/min；s為砂量，m3；b為砂比，%；h為油層厚度，m。

用該公式統(tǒng)計排量、加砂量與預(yù)測半縫長及單段初期產(chǎn)油的關(guān)系知：裂縫半長與砂量×排量線性正相關(guān)，砂量與排量越大，裂縫半長越長，見圖4，單段初期產(chǎn)油也越高，見圖5。

圖4　排量×單段加砂量與預(yù)測半縫長散點圖Fig.4 Displacement×amount of sand of single period and forecasting length of the half crack scatterplot

1.2注水見效特征分析

Analysis of characteristics of water injection effect

1.2.1注水見效統(tǒng)計 水平井見效比例（68.8%）高于直井（62.5%），但平均見效周期（7個月）高于直井（6.2個月），整體來說水平井見效情況較好。

圖5　預(yù)測半縫長與單段初期產(chǎn)油散點圖Fig.5 Forecasting length of the half crack and initial capacity of single period scatterplot

1.2.2見效周期影響因子

（1）有效水平段長度、壓裂段數(shù)。根據(jù)滲流理論：菱形反九點為“點注線采”；而水平井為“點注面采”，注水井水線先到達水平井端縫，即端縫首先見效，最后是中間縫見效。而只有一條縫見效時，水平井產(chǎn)量見效規(guī)律不明顯，當(dāng)多條縫見效時才表現(xiàn)出于直井見效的相似特征。因此有效水平段越長，壓裂段數(shù)越多，見效特征出現(xiàn)時間越遲。

通過礦場統(tǒng)計表明：L1區(qū)（在常規(guī)壓裂條件下）有效水平段越長，壓裂段數(shù)越多，見效周期越長見圖6、圖7，這與理論分析結(jié)果一致。

圖6　有效水平段長度與見效周期散點圖Fig. 6 Effective horizontal length and water injection response cycle scatterplot

圖7　壓裂段數(shù)與見效周期散點圖Fig. 7 Fracturing segments and water injection response cycle scatterplot

（2）超前注水時間、超前注水量。在壓裂段數(shù)和水平段長度一致的條件下，超前注水時間越長、超前注水量越多，見效周期越短（表1）。

表1　注水見效周期影響因素綜合分析Table 1 Comprehensive analysis table of water injection response cycle factors

根據(jù)超前注水時間、超前注水量與見效周期的相關(guān)性散點圖（圖8、圖9）知：在常規(guī)壓裂條件下L1區(qū)合理超前注水時間為5～7個月，超前注水量為1 800～2 200 m3。

圖8　超前注水時間與見效周期散點圖Fig.8 Water injection time in advance and water injection response cycle scatterplot

圖9　超前注水量與見效周期散點圖Fig.9 The amount of water injection in advance and water injection response cycle scatterplot

1.2.3不見效原因分析 通過對比分析見效井與不見效井的動靜態(tài)資料可知：見效井一般具有井網(wǎng)較完善、注水正常、注水壓力平穩(wěn)、地層能量高的特點；而不見效井原因各不相同，包括井網(wǎng)不完善、注水不到位；實際排距過大，不能建立起有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)。

2 含水及遞減特征分析Analysis of characteristics of moisture content and decreasing

2.1含水變化規(guī)律

The Change rule of moisture content

2.1.1水平井與直井含水變化規(guī)律對比 童氏含水率與采出程度關(guān)系曲線可評價水驅(qū)開發(fā)效果，同時也是預(yù)測注水開發(fā)采收率的主要方法之一，在國內(nèi)得到了廣泛應(yīng)用［4］。但針對低滲透油藏，該方法預(yù)測值存在一定偏差，故采用修正的童氏圖版（對統(tǒng)計系數(shù)和邊界條件進行了修正）進行擬合預(yù)測如圖10。

圖10　水平井與直井在修正的童氏圖版上擬合對比圖Fig.10 Fitting contrast figure of horizontal well and vertical well in theCorrection of tong's chart

修正的童氏圖版擬合曲線表明：水平井整體含水上升速度高于直井，但在后期含水上升速度得到了控制，預(yù)測最終采收率與直井相當(dāng)（25%左右）。

2.1.2根據(jù)見效見水情況分類分析水平井含水變化規(guī)律 為進一步明確水平井含水上升快的原因，根據(jù)見效及后期見水情況進行分類分析：一類：見效不見水井，比例28%；二類：見效，后期孔隙性見水井，比例22%；三類：見效，后期裂縫性見水井，比例22%；四類：不見效不見水井，比例28%。

通過對比這4類井的含水與采出程度關(guān)系知：一類井含水上升速度低、采出程度與最終采收率高，開發(fā)效果最好；四類井含水上升速度及采出程度均低于直井，最終采收率與直井相當(dāng)，開發(fā)效果次之；二、三類見水井（比例42%）含水上升速度快，最終采收率低，開發(fā)效果最差（圖11），影響整體水平井的最終開發(fā)效果。

圖11　根據(jù)見效見水情況分類擬合Fig.11 Classification fitting figure According to water injection response or breakthrough situation

2.2遞減分析

Decline analysis

2.2.1水平井與直井遞減對比 對區(qū)塊內(nèi)水平井與直井的平均單井日產(chǎn)油動態(tài)數(shù)據(jù)進行遞減規(guī)律擬合知：L1區(qū)水平井和直井均符合Arps雙曲遞減規(guī)律［5］。用遺傳算法做非線性回歸擬合出雙曲遞減參數(shù)，擬合程度較好（水平井R2為0.830 5，直井R2為0.9745），見圖12。

圖12　水平井與直井遞減對比Fig.12 Decreasing contrast figure of horizontal well and vertical well

通過對比得出：水平井第1年遞減率低于直井，而后期遞減率高于直井，為分析水平井遞減高的原因，需進行分類分析。

2.2.2根據(jù)見效見水情況分類分析水平井遞減 通過分類分析水平井遞減規(guī)律（圖13）知：一類見效不見水井遞減較小，整體低于直井遞減；二類、三類井因后期見水遞減較大，高于直井遞減；四類不見效不見水井因能量得不到及時補充，初期遞減大（第1年53.1%），生產(chǎn)1年后低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，遞減率與直井相當(dāng)。因此見效、見水情況是影響水平井遞減的主要因素，水平井后期見水導(dǎo)致整體遞減大于直井。

圖13　水平井分類遞減對比Fig.13 Decreasing contrast figure of different categories of horizontal well

3 結(jié)論與認識The conclusion and understanding

（1）根據(jù)初期產(chǎn)油影響因素分析知：壓裂改造參數(shù)對初期產(chǎn)能影響較大，段間距過大、改造規(guī)模偏小是導(dǎo)致部分水平井初期低產(chǎn)的主要因素。

（2）水平井注水見效比例高于直井，因水平井為“點注面采”故見效周期高于直井。在常規(guī)壓裂條件下水平井見效周期與水平段長度、壓裂段數(shù)正相關(guān)，與超前注水時間、超前注水量負相關(guān)。部分井因井網(wǎng)不完善、注水不到位、實際排距過大而導(dǎo)致注水不見效。

（3）水平井第1年遞減率低于直井，而后期遞減率高于直井；水平井整體含水上升速度高于直井，但在后期含水上升速度得到了控制，預(yù)測最終采收率與直井相當(dāng)；

（4）二、三類見水井（比例42%）是水平井含水上升快、遞減大的主要原因，影響水平井最終開發(fā)效果，應(yīng)采取措施降低見水井含水以提高最終采收率；四類不見效井雖含水上升慢、遞減小，但后期一直低產(chǎn)，應(yīng)針對不見效原因?qū)嵤┫鄳?yīng)增產(chǎn)措施。

References：

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ZHAO Zhenfeng， WU Xiaodong， HUANG Wei， LV Yiming， ZHOU Chifeng， KONG Lingqin. Influencing factor analysis of the productivity of fractured horizontal wells in ultra-low permeability reservoir ［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2011， 33（4）： 81-83.

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YAN Jianhua， ZHAO Wanyou， MA Qiao. translation. The basic principle of reservoir engineering［M］. Beijing：Petroleum Industry Press. 2006.

（修改稿收到日期 2015-10-20）

〔編輯 薛改珍〕

Analysis on affecting factors of development effect of horizontal well in Block L 1
XUE Ting1， 2， WANG Xuanru1，2， ZHENG Guanghui1，2， LIU Wantao1，2

1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development， Changqing Oilfield Company， CNPC， Xi’an， Shaanxi 710021， China；2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields， Xi’an， Shaanxi 710021， China

Since the beginning of scale development of horizontal wells in Changqing Oilfield， as the development supporting technologies have become more and more mature， the single well production of horizontal well has greatly improved， and the difficult-toproduce reserves have been effectively employed. However， the problems such as quick decline and large variation in production of some horizontal wells have also occurred. Block L 1 in Jiyuan Oilfield， which is the typical block where the scale horizontal well development of low-permeability reservoir in Changqing Oilfield， has been taken as an example. In light of the analysis on static data and dynamic production data， the affecting factors of productivity， water injection effect feature and effect cycle of horizontal wells in initial stage of production have been summarized. Through the analysis on the change law and decline law of water content of horizontal well and vertical well as well as the water content and decline feature under different effect and water breakthrough of horizontal well， the main factors which affect the development effect of horizontal wells in initial stage and later period have been determined， so as to bring forth theCorresponding countermeasures for such problems. The research has the guiding significance for improving the development effect of horizontal well in similar low-permeability reservoir.

horizontal well； affecting factors； water injection effect feature； decline analysis； development effect

XUE Ting， WANG Xuanru， ZHENG Guanghui， LIU Wantao. Analysis on affecting factors of development effect of horizontal well in Block L 1［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（2）： 221-225.

TE345

A

1000 -7393（ 2016 ） 02 -0221 -05

10.13639/j.odpt.2016.02.018

國家重大科技專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)——鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開發(fā)示范工程”（編號：2011ZX05044）的部分內(nèi)容。

薛婷，1988年生。2013年畢業(yè)于中國石油大學(xué)油氣田開發(fā)專業(yè)，碩士，助理工程師。通訊地址（710021）陜西省西安市未央?yún)^(qū)鳳城四路長慶油田勘探開發(fā)研究院。電話：18292266289。E-mail：xueting6655@163.com

引用格式：薛婷，王選茹，鄭光輝，劉萬濤. L 1區(qū)水平井開發(fā)效果影響因素分析［J］.石油鉆采工藝，2016，38（2）：221-225.