劉強 ，王志凱 ，王選茹 ，路敏 ，曹仁義

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710000；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249）

0 引言

鄂爾多斯盆地三疊系延長組發(fā)育內(nèi)陸湖泊-三角洲碎屑沉積體系，沿湖相邊緣發(fā)育的三角洲前緣砂體、三角洲分流河道砂體為良好的油氣儲層，輕質(zhì)油儲量豐富［1-2］。同時，由于縱向沉積的多旋回性和橫向沉積相帶的變化，鄂爾多斯盆地超低滲油藏隔夾層發(fā)育，嚴(yán)重影響油井生產(chǎn)動態(tài)及剩余油分布［3-6］。研究表明，影響壓裂井產(chǎn)量的隔夾層類型主要為穩(wěn)定隔夾層［7］，體積壓裂縫網(wǎng)難以有效貫穿此類隔夾層，導(dǎo)致油層分隔成多個互不連通的流動單元［8］。針對此類隔夾層，不少學(xué)者提出了混合井網(wǎng)、立體井網(wǎng)等技術(shù)方案，將儲層劃分為多個開發(fā)層系進(jìn)行開發(fā)［9-11］，但此類技術(shù)方案往往存在開發(fā)成本高、水淹嚴(yán)重等問題，水驅(qū)開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益不顯著。近年來，為了改善低滲儲層中直井產(chǎn)液能力不足及水平井邊縫見水嚴(yán)重等問題［12-14］，大斜度井等新式井型逐漸應(yīng)用于低滲、超低滲儲層［15-16］，為不同地質(zhì)模式下開發(fā)方案設(shè)計提供了新的選擇。大斜度井井身特征兼具直井與水平井的特點，油田生產(chǎn)動態(tài)及含水率變化特征表明，大斜度井單井產(chǎn)量較高，產(chǎn)量遞減較慢，在一定程度上避免了水平井及直井的缺點，但現(xiàn)階段對大斜度井在不同超低滲儲層的適應(yīng)性研究較少。

本文利用數(shù)值模擬軟件tNavigator，評價了Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ三類儲層條件下大斜度井對3種地質(zhì)模式（厚油層、薄互層及薄油層）的適應(yīng)性，分析了儲層滲透率及層間非均質(zhì)性對油井生產(chǎn)動態(tài)的影響，為現(xiàn)場開發(fā)方案設(shè)計提供一定的理論依據(jù)。

1 地質(zhì)模式劃分及數(shù)值模型建立

受沉積作用影響，長慶油田目標(biāo)區(qū)塊目標(biāo)層位隔夾層發(fā)育，儲層和隔夾層厚度差異較大。吳軍來等［17］研究發(fā)現(xiàn)，當(dāng)隔夾層厚度大于2 m時，壓裂縫難以貫穿隔夾層，實現(xiàn)層間有效連通，此類隔夾層通常稱為穩(wěn)定隔夾層。結(jié)合目標(biāo)區(qū)塊連井剖面及壓裂施工參數(shù)，考慮儲層厚度及穩(wěn)定隔夾層發(fā)育狀況，將目標(biāo)區(qū)塊儲層劃分為厚油層、薄互層及薄油層3種地質(zhì)模式。其中，儲層厚度以15 m為界，隔夾層厚度以2 m為界。隔夾層厚度大于2 m時，儲層為薄互層；隔夾層厚度小于2 m時，若油層厚度大于15 m，儲層為厚油層，若油層厚度小于15 m，儲層為薄油層。薄油層及厚油層中穩(wěn)定隔夾層不發(fā)育，裂縫可完全貫穿儲層；薄互層中發(fā)育穩(wěn)定隔夾層，裂縫僅貫穿所在層位。

結(jié)合實際區(qū)塊儲層參數(shù)，建立不同地質(zhì)模式對應(yīng)的機(jī)理模型。模型頂深2 100 m，原始地層壓力14.7 MPa，各向異性系數(shù)為3，模型基礎(chǔ)地質(zhì)參數(shù)如表1所示，儲層為低孔、超低滲儲層。

受邊界層的影響，低滲、超低滲儲層流體滲流存在不同的啟動壓力梯度，且儲層滲透率越低，啟動壓力梯度越大［18-20］。本文基于目標(biāo)區(qū)塊所在層位啟動壓力梯度經(jīng)驗公式，確定模擬過程中X，Y，Z方向啟動壓力梯度［21］，并借助關(guān)鍵詞“ARITHMETIC”及“PTHRESHI”實現(xiàn)式（1）在數(shù)值軟件tNavigator中的有效表征。

式中：Δp為啟動壓力梯度，MPa/m；K為儲層滲透率，10-3μm2。

現(xiàn)場應(yīng)用中，大斜度井、直井均采用菱形反九點井網(wǎng)開發(fā)，水平井采用五點井網(wǎng)開發(fā)。機(jī)理模型中模型大小由單個井組外擴(kuò)半個井組確定，模型采用10 m×5 m×1 m網(wǎng)格。平面上，反九點井網(wǎng)、五點井網(wǎng)網(wǎng)格數(shù)分別為 161×289 和 161×129；剖面上，薄油層、厚油層及薄互層分別對應(yīng)15層、30層和40層。

結(jié)合現(xiàn)場壓裂過程中壓裂井入地液量、加砂量及壓后微地震等數(shù)據(jù)，獲得不同井型的壓裂參數(shù)。其中：大斜度井段間距20 m，壓裂5段，半縫長為80 m；直井單段壓裂，半縫長20 m；水平井多段壓裂，段間距20 m，壓裂縫網(wǎng)呈紡錘形，半縫長最大140 m，最小60 m。結(jié)合現(xiàn)場實際日產(chǎn)量數(shù)據(jù)，確定直井注水量為5 m3/d，大斜度井注水量為10 m3/d，水平井注水量為15 m3/d，注水井均定壓25 MPa。

2 大斜度井適應(yīng)性評價

根據(jù)上述模型開展數(shù)值模擬研究，從剩余油平面、剖面分布，流線分布及采出程度曲線等方面，開展不同地質(zhì)模式下大斜度井的適應(yīng)性評價。

2.1 厚油層

厚油層水驅(qū)開發(fā)20 a后，剩余油平面及剖面分布如圖1所示（圖1d—1f中黑線為生產(chǎn)井，藍(lán)線為注水井，So為含油飽和度，下同）。從剩余油平面分布來看，反九點井網(wǎng)剩余油主要集中在角井與相鄰2個邊井所形成的三角形區(qū)域。其中：大斜度井剩余油范圍更小，平面波及效率更高；水平井剩余油主要集中在水平井腰部，這是水平井邊縫見水阻隔了注水井對中間縫供給所致。從剩余油剖面分布來看，直井主要依靠油水井間較為均勻的驅(qū)替作用開采，生產(chǎn)井壓裂縫貢獻(xiàn)較??；水平井受壓裂縫影響較大，邊縫開發(fā)效果較好；大斜度井縱向動用兼具直井與水平井的特點，注水井間驅(qū)替與生產(chǎn)井周壓裂縫網(wǎng)作用均較為明顯。

圖1 厚油層水驅(qū)20 a剩余油分布

水驅(qū)開發(fā)剩余油分布與流線分布密切相關(guān)。從剩余油分布區(qū)域可以看出，直井、大斜度井井網(wǎng)流線主要分布于主向及斜向相鄰2個注水井連線上，水平井井網(wǎng)流線主要分布于注水井與水平井邊縫處，中間區(qū)域難以實現(xiàn)有效驅(qū)替。相比于直井，大斜度井流線分布相對較密，也體現(xiàn)了大斜度井具有更高的采液能力。

對3種井型生產(chǎn)20 a后的產(chǎn)量、采出程度及含水率數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計，結(jié)果表明：與水平井相比，大斜度井及直井初始產(chǎn)量較低，但產(chǎn)量遞減較緩（見圖2）；從井組20 a水驅(qū)采出程度來看，大斜度井高于水平井，水平井高于直井，且水驅(qū)20 a后大斜度井含水率與水平井相差不大。從采收率及波及效率來看，考慮大斜度井在厚油層的適應(yīng)性更高。

圖2 厚油層單井產(chǎn)量曲線

2.2 薄互層

與厚油層相比，薄互層較為明顯的區(qū)別在于儲層縱向隔夾層發(fā)育。對于水平井，由于壓裂縫無法實現(xiàn)層間有效連通，單井控制儲量明顯降低。針對薄互層與厚油層儲層在縱向展布上的差異性，重點分析剩余油及流線剖面分布特征（見圖3，圖3a—3c中黑線為生產(chǎn)井，藍(lán)線為注水井；圖3d—3f中紅線為生產(chǎn)井，藍(lán)線為注水井）。從剩余油分布來看，大斜度井及直井可貫穿多層開采，與厚油層相比，隔夾層影響較小；水平井受隔夾層影響，僅能開發(fā)單一層系，縱向波及效率極低。從流線分布也可看出：大斜度井與直井井間流線分布均勻，各層均可形成較好的井間驅(qū)替；水平井流線均集中在單一層系注水井與生產(chǎn)井邊縫之間，流線分布范圍較小。

圖3 薄互層水驅(qū)20 a剖面剩余油及流線剖面分布

薄互層3種井型的生產(chǎn)動態(tài)統(tǒng)計表明：雖然水平井對單一層系采出程度較高（18.66%）；但由于其他層系動用困難，其產(chǎn)量遞減早且快，井網(wǎng)采出程度明顯低于大斜度井和直井。與水平井及直井相比，大斜度井水驅(qū)采出程度更高，且產(chǎn)量相對穩(wěn)定。結(jié)合3種井型剩余油及流線分布特點，考慮大斜度井在薄互層儲層中更為適用。

2.3 薄油層

薄、厚油層均屬于單一層系，主要區(qū)別在于儲層厚度。薄油層的剩余油、流線分布與厚油層相近，存在以下特點：與直井相比，大斜度井流線平面分布范圍廣，密度高，剩余油范圍?。凰骄苛骶€較為稀疏，剩余油飽和度較高。同時受油藏厚度的影響，水平井在薄油層的縱向波及效率高于厚油層，整體驅(qū)油效率更高。

大斜度井初始產(chǎn)量較高，但遞減較早，考慮是儲層較薄、單井控制儲量偏低所致；直井產(chǎn)量較穩(wěn)定，但始終較低；水平井由于橫向穿透儲層，與儲層接觸面積受厚度影響較小，穩(wěn)產(chǎn)時間較長，且產(chǎn)量遞減較緩。

從20 a水驅(qū)采出程度來看，水平井高于大斜度井，大斜度井高于直井，考慮在薄油層條件下水平井更為適用（見圖4）。

圖4 薄油層井組采出程度曲線

3 大斜度井適應(yīng)性的敏感性分析

3.1 儲層滲透率的影響

目標(biāo)區(qū)塊儲層平均滲透率為0.40×10-3μm2，屬于Ⅱ類儲層。基于前文不同井型的適應(yīng)性評價可知，此類儲層條件下厚油層及薄互層適宜井型為大斜度井，薄油層適宜井型為水平井。在此基礎(chǔ)上，分析了不同井型在Ⅰ類儲層（滲透率為 0.60×10-3μm2）與Ⅲ類儲層（滲透率為0.20×10-3μm2）中的水驅(qū)開發(fā)效果。研究表明，對于厚油層及薄互層，隨著儲層滲透率的升高，大斜度井相對于直井的優(yōu)勢逐漸降低。以薄互層為例，繪制不同滲透率條件下儲層的采出程度柱狀圖（見圖5）。

圖5 不同滲透率條件下直井、大斜度井采出程度對比

當(dāng)儲層滲透率較低時，大斜度井單井采出程度遠(yuǎn)高于直井；隨著儲層滲透率的不斷升高，直井單井采出程度明顯提升，大斜度井相對于直井的優(yōu)勢逐漸降低。

隨著儲層滲透率升高，直井與大斜度井20 a水驅(qū)采出程度差值不斷降低。Ⅰ類儲層中，二者差值僅為0.32百分點，采用直井即可取得較好的開發(fā)效果。對于Ⅲ類儲層，大斜度井與直井水驅(qū)開發(fā)效果均較差，建議優(yōu)先考慮注N2，CO2等技術(shù)開發(fā)而非注水驅(qū)替。

不同條件下井網(wǎng)20 a水驅(qū)采出程度見表2?？梢钥闯觯簩τ冖耦悆?，薄油層適宜采用大斜度井或水平井開發(fā)，薄互層適宜采用直井或大斜度井開發(fā)，厚油層適宜采用直井或大斜度井開發(fā)；對于Ⅱ類儲層，薄油層適宜采用水平井開發(fā)，薄互層適宜采用大斜度井開發(fā)，厚油層適宜采用大斜度井開發(fā)。

表2 不同條件下井網(wǎng)20 a水驅(qū)采出程度 %

3.2 層間非均質(zhì)性的影響

在薄互層儲層中，不同層系儲量及物性參數(shù)往往不同。當(dāng)主力層突出時，非主力層對產(chǎn)量的貢獻(xiàn)將明顯降低。為明確主力層發(fā)育條件下油井井型的適應(yīng)性，對薄互層儲層進(jìn)行調(diào)整，考慮其主力層滲透率為0.20×10-3μm2，非主力層滲透率為 0.05×10-3μm2，建立強非均質(zhì)性時的薄互層儲層模型。

儲層層間強非均質(zhì)性時，大斜度井井組采出程度較水平井有所提升，但提升幅度遠(yuǎn)小于均質(zhì)條件下的提升幅度。同時，水平井對于主力層的開發(fā)效果始終高于大斜度井（見圖6）。因此，當(dāng)儲層層間非均質(zhì)性強、主力層突出時，可考慮非主力層暫不開發(fā)，優(yōu)先采用水平井開發(fā)主力層。

圖6 層間強非均質(zhì)性時的井組采出程度

4 結(jié)論

1）大斜度井井身特征兼具直井與水平井的特點，既保證了超低滲儲層中單井產(chǎn)量較高，又實現(xiàn)了多層系儲層有效開發(fā)。

2）大斜度井對薄油層Ⅰ類，薄互層Ⅰ類、Ⅱ類及厚油層Ⅰ類、Ⅱ類儲層的開發(fā)效果較好；水平井適用于開發(fā)薄油層Ⅰ類、Ⅱ類儲層；直井適用于開發(fā)薄互層Ⅰ類及厚油層Ⅰ類儲層；Ⅲ類儲層物性差，不宜采用水驅(qū)開發(fā)。

3）當(dāng)薄互層儲層層間非均質(zhì)性強、主力層突出時，可考慮非主力層暫不開發(fā)，優(yōu)先采用水平井開發(fā)主力層。