李浩楠，師耀利，姚振華，李曉梅，宋 平，譚 龍

(中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

低滲透砂礫巖油藏一般埋藏較深、地層壓力高、非均質(zhì)性強(qiáng)，具有產(chǎn)量遞減快、無穩(wěn)產(chǎn)期的開發(fā)特征[1-4]。而低油價(jià)造成該類油藏的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)面臨巨大挑戰(zhàn)。多級(jí)壓裂水平井開發(fā)模式可以有效提高該類油藏開發(fā)經(jīng)濟(jì)性，且在頁巖油氣、致密油氣或低滲砂巖油藏中應(yīng)用較廣，許多學(xué)者在參數(shù)設(shè)計(jì)和產(chǎn)能預(yù)測(cè)方面開展了大量研究[5-10]。參數(shù)設(shè)計(jì)主要基于油藏地質(zhì)特征篩選出“甜點(diǎn)”區(qū)域，通過多方案對(duì)比或智能優(yōu)化算法對(duì)多級(jí)壓裂水平井參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選[5-8]。產(chǎn)能預(yù)測(cè)主要有3類方法：一是基于修正Arps遞減曲線的經(jīng)驗(yàn)分析法，該方法誤差較大[8]；二是基于物理假設(shè)的解析或半解析模型，該方法邏輯嚴(yán)密，但假設(shè)條件偏于理想化，礦場(chǎng)應(yīng)用較為困難[9-10]；三是基于油藏?cái)?shù)值模擬方法的多級(jí)壓裂水平井產(chǎn)能預(yù)測(cè)研究，該方法可以反映復(fù)雜因素的影響，研究結(jié)果可靠性較高[10]。但對(duì)于強(qiáng)非均質(zhì)性的低滲透砂礫巖儲(chǔ)層，多級(jí)壓裂水平井參數(shù)設(shè)計(jì)和產(chǎn)能預(yù)測(cè)的相關(guān)研究比較少。因此，以艾湖油田瑪18井區(qū)為例，綜合油藏?cái)?shù)值模擬法、油藏工程方法和礦場(chǎng)試驗(yàn)法建立了一套低滲透砂礫巖油藏多級(jí)壓裂水平井參數(shù)設(shè)計(jì)和產(chǎn)能預(yù)測(cè)技術(shù)，以期為同類油藏的開發(fā)提供參考。

1 研究區(qū)概況

艾湖油田瑪18井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷西斜坡，為典型的低滲透砂礫巖油藏。研究區(qū)縱向上劃分為百口泉組T1b1和T1b2共2套儲(chǔ)層。其中，百口泉組T1b1油層平均滲透率為5.48 mD，平均孔隙度為10.38%，百口泉組T2b2油層平均滲透率為2.27 mD，平均孔隙度為9.56%。油田開發(fā)初期主要井型為壓裂直井[2]，但單井初期產(chǎn)能不高、產(chǎn)量遞減快、可采儲(chǔ)量低，油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益差。

2 多級(jí)壓裂水平井井位優(yōu)選

參考致密油氣藏和頁巖油氣開發(fā)經(jīng)驗(yàn)[6-7]，綜合考慮巖性特征、含油性、孔滲特征、天然裂縫發(fā)育、脆性指數(shù)等因素篩選低滲透砂礫巖油藏“甜點(diǎn)”區(qū)域，指導(dǎo)多級(jí)壓裂水平井井位優(yōu)選。

2.1 含油性

目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層為扇三角洲砂礫巖沉積，泥雜基含量變化大，常規(guī)補(bǔ)償密度測(cè)井解釋含油飽和度偏高。因此，在常規(guī)阿爾奇公式[11-12]的基礎(chǔ)上，基于產(chǎn)液剖面資料，采用補(bǔ)償中子、補(bǔ)償密度差值及自然伽馬值對(duì)含油飽和度進(jìn)行校正，得到了適用于砂礫巖的含油飽和度預(yù)測(cè)方法。

(1)

(2)

式中：So為阿爾奇公式解釋的含油飽和度，%；n為飽和度指數(shù)；a、b為巖性指數(shù)；Rw為地層水電阻率，Ω·m；φ為孔隙度，%；m為孔隙度指數(shù)；Rt為地層電阻率，Ω·m；So校正為修正后的含油飽和度，%；GR為自然伽馬測(cè)井值，API；DEN為補(bǔ)償密度測(cè)井值，g/cm3；CNL為補(bǔ)償中子測(cè)井值，%。

分別采用常規(guī)方法和修正后的阿爾奇公式計(jì)算單井平均含油飽和度，并建立單井平均含油飽和度與采油強(qiáng)度的關(guān)系曲線(圖1)。由圖1可知，利用式(2)計(jì)算得到的含油飽和度與采油強(qiáng)度擬合率顯著提高，因此，修正模型更適用于砂礫巖含油飽的預(yù)測(cè)。

2.2 巖性特征

根據(jù)表1中不同巖性含油性統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)可以看出，不同巖性含油飽和度存在顯著差異。總體上小礫巖油侵占比超過50%，含油性最好，“甜點(diǎn)”區(qū)應(yīng)優(yōu)選以小礫巖為主的儲(chǔ)層。

2.3 孔滲特征

研究區(qū)不同巖性含油飽和度差異大，且不同巖性的滲透率與孔隙度關(guān)系存在差異。為明確瑪18井區(qū)不同巖性滲透率與孔隙度的關(guān)系，依據(jù)含油飽和度劃分滲透率流動(dòng)單元，分類建立孔滲關(guān)系曲線，預(yù)測(cè)砂礫巖油藏滲透率，預(yù)測(cè)公式見式(3)，計(jì)算結(jié)果如圖2所示。

(3)

式中：K為滲透率，mD。

由圖2可知，滲透率分類預(yù)測(cè)模型整體擬合精度較高，整體擬合率大于80%，表明文中方法可較準(zhǔn)確預(yù)測(cè)礫巖儲(chǔ)層滲透率。整體上，研究區(qū)屬于低孔低滲油藏，僅少數(shù)巖心滲透率大于50.00 mD，屬于中滲巖心。

2.4 天然裂縫發(fā)育情況

綜合鑄體薄片分析和成像測(cè)井解釋結(jié)果可知，研究區(qū)主要發(fā)育基質(zhì)孔隙，孔隙類型以粒內(nèi)溶孔為主，天然裂縫基本不發(fā)育，因此，篩選地質(zhì)“甜點(diǎn)”時(shí)不考慮天然裂縫影響。

2.5 脆性指數(shù)

根據(jù)致密油氣藏及頁巖油氣藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，利用脆性指數(shù)表征巖石脆性[13-15]。通過偶極聲波測(cè)井獲得橫波時(shí)差，計(jì)算艾湖油田瑪18井區(qū)的楊氏模量、泊松比及脆性指數(shù)。目標(biāo)區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層的楊氏模量為16.328～59.339 GPa，泊松比為0.121～0.339，儲(chǔ)層脆性指數(shù)(BI)為17.3～62.4，表明研究區(qū)不同區(qū)域可壓裂性存在較大差異。

2.6 篩選結(jié)果

綜合上述研究，將瑪18井區(qū)儲(chǔ)層劃分為4類，如表2所示。由表2可知：Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層物性好、可壓裂性強(qiáng)，為“甜點(diǎn)”發(fā)育區(qū)。依據(jù)儲(chǔ)層分類結(jié)果，平面上瑪18井區(qū)東南區(qū)域?yàn)椤疤瘘c(diǎn)”發(fā)育區(qū)(圖3)，縱向上瑪18井區(qū)3 876～3 881 m深度范圍內(nèi)屬于“甜點(diǎn)”區(qū)(圖4)，為多級(jí)壓裂水平井部署優(yōu)勢(shì)區(qū)。

圖4 瑪18井區(qū)不同深度與孔滲飽關(guān)系

3 多級(jí)壓裂水平井參數(shù)設(shè)計(jì)

通過地質(zhì)油藏深度融合，建立艾湖油田瑪18井區(qū)精細(xì)油藏?cái)?shù)值模擬模型。該模型采用Rocktable功能[16-20]表征低滲透油藏應(yīng)力敏感效應(yīng)的影響?；谠撚筒?cái)?shù)值模擬模型，利用油藏工程方法，并結(jié)合開發(fā)試驗(yàn)區(qū)開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，對(duì)多級(jí)壓裂水平井參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。

3.1 水平井方向優(yōu)選

水平井方向設(shè)計(jì)主要考慮儲(chǔ)量動(dòng)用情況、鉆井安全2個(gè)因素。儲(chǔ)量動(dòng)用方面，瑪18井區(qū)天然裂縫不發(fā)育，最大水平主應(yīng)力方向?yàn)闁|西向，人工裂縫走向也為東西向，為使裂縫控制面積最大，水平井走向應(yīng)為南北向，利于提高單井動(dòng)用儲(chǔ)量。數(shù)值模擬計(jì)算表明，南北向水平井比北西—南東向水平井單井平均增油6 300 t。鉆井安全方面，水平井走向與最小剪應(yīng)變面垂直有利于井眼穩(wěn)定，該區(qū)垂向最大主應(yīng)力方向與東西向水平最大主應(yīng)力方向組成最小剪切應(yīng)變面，南北向水平井利于保證井眼穩(wěn)定。因此，水平井優(yōu)選方向?yàn)槟媳毕颉?/p>

3.2 水平井井距優(yōu)化

針對(duì)水平井井距，在總結(jié)區(qū)域人工裂縫特征的基礎(chǔ)上，綜合數(shù)值模擬法和礦場(chǎng)試驗(yàn)進(jìn)行優(yōu)化。

瑪18井區(qū)開發(fā)試驗(yàn)區(qū)6口井微地震監(jiān)測(cè)壓裂半縫長(zhǎng)統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，直井半縫長(zhǎng)為40～140 m，水平井半縫長(zhǎng)為30～170 m，裂縫縫長(zhǎng)中值約為100 m?，?8井區(qū)未壓裂井試井分析表明，基質(zhì)孔隙的泄油半徑為100～180 m，平均為140 m。水力壓裂井的可動(dòng)用半徑為有效人工裂縫半長(zhǎng)與基質(zhì)空隙泄油半徑之和，約為240 m，考慮區(qū)域縫網(wǎng)特征和動(dòng)用范圍，水平井井距應(yīng)為480 m。

在數(shù)值模擬的基礎(chǔ)上，考慮單井日產(chǎn)油為3 t/d，對(duì)比井距分別為300、400、500、600、700、800 m的開發(fā)效果(圖5)。由圖5可知：水平井井距越大，單井累計(jì)產(chǎn)油量增幅越低，區(qū)塊整體采收率降低；當(dāng)井距增至600 m時(shí)，單井累計(jì)產(chǎn)油量增幅和采收率顯著降低，因此，井距應(yīng)為400～500 m，最大不超過600 m。

圖5 單井累計(jì)產(chǎn)油量增量與井距關(guān)系

在研究區(qū)相鄰區(qū)塊瑪131井區(qū)開發(fā)試驗(yàn)階段，按照400 m井距部署了2口水平井MaHW6004、MaHW6002，MaHW6004井實(shí)施壓裂時(shí)對(duì)正鉆的MaHW6002井產(chǎn)生了明顯的干擾，導(dǎo)致井筒壓力升高，MaHW6002井不能正常鉆井。因此，瑪18井區(qū)水平井井距應(yīng)大于400 m。

綜上所述，水平井推薦井距為500 m。

3.3 水平段長(zhǎng)度優(yōu)化

基于油藏?cái)?shù)值模擬模型，設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)度為1 200～2 400 m，以水平段長(zhǎng)度為1 200 m作為基礎(chǔ)方案，計(jì)算水平井長(zhǎng)度增加后的累計(jì)產(chǎn)油量增量。在2005 元/t油價(jià)下，評(píng)價(jià)投資增量與累計(jì)產(chǎn)油增量比值的變化情況(表3)。由表3可知：隨著水平井長(zhǎng)度的增加，單井投資和累計(jì)產(chǎn)油量增量均增加，而投資增量與累計(jì)產(chǎn)油量增量的比值在水平段長(zhǎng)度大于1 600 m時(shí)顯著增高，當(dāng)水平段長(zhǎng)度大于1 400 m后累計(jì)產(chǎn)油量增量降低。因此，推薦水平段長(zhǎng)度為1 200～1 400 m，最長(zhǎng)不超過1 600 m。

表3 不同長(zhǎng)度水平井投資增量與產(chǎn)量比值

3.4 壓裂參數(shù)優(yōu)化

3.4.1 壓裂縫間距優(yōu)化

在水平段長(zhǎng)度為1 200 m、井距為500 m的條件下，設(shè)置裂縫間距分別為25、50、80 m，不同裂縫間距下日產(chǎn)油與累計(jì)產(chǎn)油量如圖6所示。由圖6可知，裂縫間距越小，平均單井累計(jì)產(chǎn)油量越高，而裂縫間距為50 m與25 m時(shí)，日產(chǎn)油及累計(jì)產(chǎn)油量差別較小，因此，推薦裂縫間距為50 m。

圖6 不同裂縫間距產(chǎn)量對(duì)比

3.4.2 人工裂縫半長(zhǎng)優(yōu)化

在水平段長(zhǎng)度為1 200 m、井距為500 m、裂縫間距為50 m、裂縫滲透率為500 mD條件下，模擬計(jì)算人工裂縫半長(zhǎng)為50～250 m時(shí)的開發(fā)效果(表4)。由表4可知，人工裂縫越長(zhǎng)，累計(jì)產(chǎn)油量越高，在半縫長(zhǎng)為150 m之后增幅逐漸減小，因此，確定最優(yōu)裂縫半長(zhǎng)為150 m。

表4 瑪18井區(qū)多級(jí)壓裂水平井不同人工裂縫半長(zhǎng)開發(fā)指標(biāo)

綜合上述分析，推薦水平井走向?yàn)槟媳毕颍瑑?yōu)選水平井水平段長(zhǎng)度為1 200～1 400 m，井間距為500 m，裂縫間距為50 m，裂縫半長(zhǎng)為150 m。

4 多級(jí)壓裂水平井產(chǎn)能預(yù)測(cè)

瑪18井區(qū)百口泉組試驗(yàn)區(qū)共試油17井次，其中，T1b1油層日產(chǎn)油為6.0～43.2 t/d，平均單井日產(chǎn)油為19.8 t/d，T1b2油層日產(chǎn)油為5.2 ～13.2 t/d，平均單井日產(chǎn)油為7.2 t/d。通過對(duì)已投產(chǎn)井產(chǎn)能進(jìn)行分析得到以下規(guī)律：①隨著生產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)，多級(jí)壓裂水平井與壓裂直井產(chǎn)能比不斷增大，說明水平井初期產(chǎn)能高，遞減慢；②水平段動(dòng)用有效孔隙體積對(duì)水平井產(chǎn)能具有顯著影響，與平均累計(jì)產(chǎn)油量呈較好線性關(guān)系。

在總結(jié)瑪18井區(qū)開發(fā)試驗(yàn)區(qū)產(chǎn)能規(guī)律的基礎(chǔ)上，分別采用理論公式法、數(shù)值模擬法、區(qū)域類比法預(yù)測(cè)單井產(chǎn)能。

(1) 公式法。采用郞兆新水平井產(chǎn)能計(jì)算公式[21-25]，確定水平段長(zhǎng)度為1 200 m、井距為500 m時(shí)，單井產(chǎn)能為26.0 t/d。

(2) 數(shù)值模擬法。根據(jù)瑪18井區(qū)數(shù)值模擬可知，水平段長(zhǎng)度為1 200 m的水平井產(chǎn)能為25.0～38.0 t/d，平均為32.5 t/d。

(3) 區(qū)域類比法。當(dāng)水平井水平段長(zhǎng)度為1 200 m時(shí)，動(dòng)用有效孔隙體積約為92.6 m3，根據(jù)瑪131井區(qū)水平井段動(dòng)用有效孔隙體積與產(chǎn)能關(guān)系(圖7)，預(yù)測(cè)瑪18井區(qū)多級(jí)壓裂水平井產(chǎn)能為24.7 t/d。

圖7 瑪131井區(qū)水平段動(dòng)用有效孔隙體積與平均日產(chǎn)油量關(guān)系

綜合上述方法，確定瑪18井區(qū)多級(jí)壓裂水平井產(chǎn)能為25.0～33.0 t/d。

5 實(shí)例應(yīng)用

2020年以來，在瑪18井區(qū)按照推薦參數(shù)設(shè)計(jì)6口多級(jí)壓裂水平井，投產(chǎn)后第1 a單井平均日產(chǎn)油為18.9～29.6 t/d，較試驗(yàn)區(qū)壓裂直井單井產(chǎn)能提高3～4倍，說明研究結(jié)果較為可靠，取得了良好的開發(fā)效果。

6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1) 綜合巖性特征、含油性、孔滲特征、天然裂縫發(fā)育特征分析，建立了砂礫巖儲(chǔ)層的修正阿爾奇含油飽和度預(yù)測(cè)方法、滲透率分類預(yù)測(cè)方法，解決了該類儲(chǔ)層物性預(yù)測(cè)難題。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合區(qū)塊巖石力學(xué)參數(shù)分析結(jié)果得到了目標(biāo)井區(qū)地質(zhì)、工程“甜點(diǎn)”為深度3 876～3 881 m的儲(chǔ)層，推薦在該區(qū)域內(nèi)部署多級(jí)壓裂水平井。

(2) 通過地質(zhì)油藏深度融合，建立了艾湖油田瑪18井區(qū)精細(xì)油藏?cái)?shù)值模擬模型。綜合油藏?cái)?shù)值模擬法、油藏工程法、經(jīng)濟(jì)極限法和開發(fā)試驗(yàn)區(qū)開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，推薦瑪18井區(qū)水平井走向?yàn)槟媳毕?，水平井水平段長(zhǎng)度為1 200～1 400 m，井間距為500 m，裂縫半長(zhǎng)為150 m，裂縫間距為50 m。

(3) 基于瑪18井區(qū)百口泉組試驗(yàn)區(qū)開發(fā)井產(chǎn)能規(guī)律，利用區(qū)域類比法、油藏?cái)?shù)值模擬法、理論公式法預(yù)測(cè)在優(yōu)化參數(shù)下多級(jí)壓裂水平井產(chǎn)能為25.0～33.0 t/d，并通過實(shí)際生產(chǎn)進(jìn)行驗(yàn)證，表明研究成果準(zhǔn)確可靠。