王 瑞

（中國石化勝利油田分公司 地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營257015）

近年來，致密油開發(fā)已成為國內(nèi)外石油開發(fā)的熱點(diǎn)。北美巴肯致密油的成功開發(fā)，對(duì)全球的油氣市場(chǎng)產(chǎn)生了深遠(yuǎn)的影響［1-2］。勝利油田致密砂巖油藏儲(chǔ)量規(guī)模大，后備資源豐富［3］，但油藏埋藏深，儲(chǔ)層物性差，直井壓后產(chǎn)量遞減快，采出程度低［4］。為了解決這一難題，勝利油田優(yōu)選渤南油田義123塊為實(shí)驗(yàn)區(qū)塊，采用非常規(guī)多級(jí)壓裂水平井開發(fā)技術(shù)［5-8］對(duì)其進(jìn)行有效開發(fā)。

1 油藏地質(zhì)概況

渤南油田義123塊，構(gòu)造上位于渤南洼陷中部斷階帶，屬于典型的致密濁積巖油藏［9-12］。義123塊目的層沙三下9砂組，埋深3 100～3 800m，砂體厚度約10～32m，縱向上發(fā)育4個(gè)含油小層（1、2、3、4小層），油層主要分布在2、3、4小層。義123塊屬于較深水湖泊環(huán)境中的濁積扇沉積體系，9砂組物源主要來自東南方向的孤島凸起［9-12］。整體構(gòu)造形態(tài)為西高東低的單斜構(gòu)造，地層傾角4°～12°，主要發(fā)育6條斷層（圖1），伴生多條次級(jí)斷層。

圖1 義123塊工區(qū)示意圖

沙三段9砂組多以含粉砂細(xì)砂巖為主，砂巖粒徑一般為0.11～0.28mm，粒度中值平均0.16mm，C值平均0.43mm。巖石類型以含泥質(zhì)不等粒巖屑長石砂巖為主，碎屑成份中石英含量占35.7%、長石含量37.2%、巖屑含量27.0%，砂巖分選差，磨圓度為次棱狀，反映出儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度較低，是近距離快速沉積的產(chǎn)物。依據(jù)巖心樣品分析資料，9砂組平均孔隙度14.2%，平均滲透率0.91×10-3μm2，屬于低孔超低滲儲(chǔ)層。Y34-100取心分析化驗(yàn)資料顯示，黏土礦物總含量11.1%，其中伊利石居多，含量占93%。

沙三段9砂組上下都發(fā)育厚層的油頁巖，沒有水層，非油即干。其油水分布主要受構(gòu)造和巖性雙重因素控制，巖性是主要控制因素，油藏類型為構(gòu)造巖性油藏。

2 水平井優(yōu)化技術(shù)

義123塊空氣滲透率0.91×10-3μm2，對(duì)應(yīng)注水啟動(dòng)壓力20MPa／（100m）以上，難以進(jìn)行注水開發(fā)，應(yīng)立足于進(jìn)行天然能量開采。且本塊目的層埋藏深、儲(chǔ)量豐度低、含油井段集中、各小層縱向疊合程度較好，故采用一套層系進(jìn)行開發(fā)。對(duì)于油層分布集中、整體厚度較薄的致密濁積巖油藏，長井段多級(jí)壓裂水平井技術(shù)在儲(chǔ)量控制程度及單井產(chǎn)能上具有明顯優(yōu)勢(shì)，水平井軌跡參數(shù)的優(yōu)化包括3個(gè)方面：水平段方向、縱向位置以及長度的優(yōu)化。

2.1 水平段方向優(yōu)化

通過巖石力學(xué)理論分析，對(duì)于人工壓裂裂縫而言，其裂縫方向始終平行于最大主應(yīng)力方向，當(dāng)水平段軌跡與最大主應(yīng)力方向夾角不同時(shí)，會(huì)產(chǎn)生不同的人工壓裂裂縫形態(tài)。當(dāng)水平段軌跡平行于最大主應(yīng)力方向時(shí)，裂縫與水平段軌跡方向平行，產(chǎn)生軸向裂縫；當(dāng)水平段軌跡與最大主應(yīng)力方向呈0°～90°夾角時(shí)，裂縫與水平段軌跡方向斜交，產(chǎn)生斜向裂縫；當(dāng)水平段軌跡與最大主應(yīng)力方向垂直時(shí)，裂縫與水平段軌跡方向垂直，產(chǎn)生垂直于水平段軌跡的裂縫。

通過數(shù)值模擬手段，采用油藏、裂縫、井筒、地面一體化的數(shù)值模擬技術(shù)，使動(dòng)態(tài)歷史擬合精度更高，模型預(yù)測(cè)優(yōu)化基礎(chǔ)更加可靠。對(duì)比當(dāng)水平段軌跡與地應(yīng)力夾角分別為0°、45°、90°時(shí)的開發(fā)效果，以15年末累計(jì)產(chǎn)油量最大為評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，計(jì)算結(jié)果表明，水平段軌跡垂直于最大主應(yīng)力方向時(shí)，開發(fā)效果最佳（圖2），此時(shí)裂縫對(duì)水平井周圍區(qū)域儲(chǔ)量的控制能力最強(qiáng)，根據(jù)義37塊老井實(shí)際壓裂裂縫監(jiān)測(cè)資料，本塊最大主應(yīng)力反響為NE56.5°，因此優(yōu)化本塊水平井水平段方向應(yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向。

圖2 軌跡與地應(yīng)力不同夾角時(shí)水平井15年累積產(chǎn)量對(duì)比

2.2 水平段縱向位置優(yōu)化

義123塊9砂組3＋4小層厚度及儲(chǔ)量規(guī)模較大、分布穩(wěn)定，是目的層段的主力小層，并且92、93小層間存在一個(gè)全區(qū)穩(wěn)定分布的隔層（圖3）。由鄰塊義34～38井地應(yīng)力剖面分布得出，整個(gè)9砂組上下遮擋情況較好，應(yīng)力差5～6MPa，2小層和3小層間應(yīng)力差＜3MPa，有利于裂縫穿透。根據(jù)壓裂模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，當(dāng)水平段軌跡位于厚度較大的3＋4小層內(nèi)且距離3小層頂6m位置時(shí)（圖3），完全可以通過壓裂有效溝通1＋2小層，實(shí)現(xiàn)目的層的最大動(dòng)用化。

圖3 Y123-P1油藏剖面

2.3 水平段長度優(yōu)化

根據(jù)不同水平段長度累產(chǎn)油量數(shù)值模擬結(jié)果，隨著水平段長度的增加，單井累油量始終呈增加趨勢(shì)，但增幅逐漸變緩（圖4）。另外，根據(jù)完井壓裂對(duì)水平段井筒質(zhì)量的要求（要求水平段全角變化率＜6°／（100m），井眼擴(kuò)大率＜5%），完井工具的順利下入要求軌跡自A至B靶點(diǎn)為單斜構(gòu)造形態(tài)（圖3）。義123塊呈“鍋底狀”構(gòu)造，將區(qū)塊劃分為兩個(gè)井區(qū)部署，綜合考慮儲(chǔ)層展布范圍及A靶點(diǎn)中靶厚度要求，設(shè)計(jì)水平段長度為900～1 700m。

圖4 不同水平段長度累產(chǎn)油量數(shù)值模擬結(jié)果

3 效果分析

義123塊共部署9口井，平均單井水平段長度1 400m，平均單井壓裂段數(shù)15段。2012年4月成功投產(chǎn)的義123-P1井，是多層濁積巖成功投產(chǎn)的第一井，投產(chǎn)初期產(chǎn)能是本塊常規(guī)直井產(chǎn)能的6～7倍，目前穩(wěn)定自噴日產(chǎn)油9.3t，取得了較好的開發(fā)效果，說明這種水平井地質(zhì)設(shè)計(jì)技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)致密油藏的有效開發(fā)。目前，義123塊已完鉆水平井6口，平均水平段長度1 143m，投產(chǎn)前三個(gè)月平均單井日產(chǎn)油22.9t，目前平均日產(chǎn)油15.1t，累積產(chǎn)油1.35×104t。

4 結(jié)束語

水平井地質(zhì)優(yōu)化技術(shù)是水平井成功開發(fā)致密濁積巖油藏的關(guān)鍵和基礎(chǔ)。致密濁積巖油藏水平井優(yōu)化技術(shù)主要包括3個(gè)方面：水平段方向、位置以及長度的優(yōu)化。水平段軌跡應(yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向；水平段軌跡選擇在儲(chǔ)層內(nèi)物性相對(duì)較好位置為主，上下有水層時(shí)，應(yīng)考慮避免壓裂溝通；隨著水平段長度的增加，鉆井、完井投資會(huì)產(chǎn)生不同幅度的增長，單井總投資呈加速上升趨勢(shì)，而累計(jì)產(chǎn)量增幅則呈減緩趨勢(shì)。因此，要綜合考慮構(gòu)造形態(tài)、儲(chǔ)層展布、工藝水平，經(jīng)濟(jì)合理地設(shè)計(jì)水平段長度。

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