延長油田超低滲油藏水平井開發(fā)參數(shù)優(yōu)化及實踐
——以吳倉堡油田長9油藏為例.

賈自力，石 彬，羅 麟，李 康

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710075)

延長油田超低滲油藏水平井開發(fā)參數(shù)優(yōu)化及實踐
——以吳倉堡油田長9油藏為例.

賈自力，石 彬，羅 麟，李 康

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710075)

本文利用超低滲油藏非線性滲流數(shù)值模擬軟件，以吳倉堡油田長9油藏為例，對延長油田超低滲油藏水平井井網(wǎng)形式、水平段長度、注水井位置、裂縫形態(tài)、裂縫條數(shù)等油藏地質參數(shù)進行了優(yōu)化。將變滲透率狀態(tài)方程引入運動方程中，建立超低滲油藏三維三項非線性滲流油藏數(shù)學模型。吳倉堡油田長9超低滲油藏水平井開發(fā)油藏地質參數(shù)優(yōu)化結果為：采用七點法聯(lián)合布井井網(wǎng)；水平段長度為600～800 m；注水井排與水平井垂直距離為350～400 m，相鄰注水井間距離為500～550 m；人工裂縫布縫形態(tài)為間隔型紡錘形布縫；分段壓裂裂縫條數(shù)為7～8條，縫長為150 m。優(yōu)化結果在吳倉堡油田試驗后，水平井穩(wěn)定日產油是同區(qū)常規(guī)井的7倍；在延長油田其他區(qū)塊進行推廣應用，水平井穩(wěn)定日產油是同區(qū)常規(guī)井的5.8倍。

超低滲油藏；吳倉堡油田長9油藏；非線性滲流數(shù)值模擬；水平井油藏地質參數(shù)；優(yōu)化與實踐

據(jù)2015年資料，延長油田超低滲油藏地質儲量約為9.5×108t，占延長油田地質儲量的35%，且隨著延長勘探在下組合等新層位上的突破[1]，超低滲油藏的比例還將進一步增加。常規(guī)井開發(fā)超低滲油藏存在單井產量低、遞減快、效益差等問題，水平井技術是未來超低滲油藏開發(fā)重要的攻關方向[2-4]。本文利用超低滲油藏非線性滲流數(shù)值模擬軟件，以吳起吳倉堡油田長9油藏為例，對水平井油藏地質參數(shù)進行了系統(tǒng)優(yōu)化，明確水平井注采井網(wǎng)和裂縫條數(shù)等參數(shù)的界限值，并對近年來水平井的開發(fā)效果進行分析，探討水平井油藏地質參數(shù)優(yōu)化結果在延長超低滲油藏開發(fā)中的適應性[5]。

1 油藏地質特征

吳倉堡油田位于陜西省吳起縣吳倉堡鎮(zhèn)境內，區(qū)內主要構造位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的西部邊緣(圖1)，構造簡單，主要表現(xiàn)為西傾單斜，背景上由差異壓實作用形成的一系列低幅鼻狀隆起，地層傾角不足1°，平均坡降約6～8 m/km。

圖1 研究區(qū)在鄂爾多斯盆地的位置圖Fig.1 The location of study area in Ordos Basin

研究區(qū)長9儲層以三角洲前緣沉積為主，巖性為淺灰色含鈣細粒巖屑長石砂巖，石英含量為17.9%～34.4%，平均為25.1%；長石+巖屑含量為51.8%～64.0%，平均為58.3%，填隙物以伊蒙混層、綠泥石為主，含量14.0%～32.8%，平均為24.7%。砂巖成分成熟度差，碎屑顆粒大小為0.23～0.34 m，磨圓度為次棱—次圓，分選中—好，風化程度中—深，膠結類型多為孔隙膠結，次為壓嵌、薄膜膠結，顆粒之間多為點—線狀接觸。

長9儲層孔喉半徑小，主流喉道半徑為0.658 μm，孔隙的幾何形狀不規(guī)則，連通差，孔壁粗糙，排驅壓力平均值高；平均孔隙度為10.5%，平均滲透率為0.6 mD；原始地層壓力18.1 MPa，長9油藏為低壓超低滲巖性油藏。

長9油藏原油物性較好，地層原油黏度為1.93 mPa·s，原油密度為0.75 g/cm3，原始氣油比為74.71 m3/t，不含瀝青質和硫，屬于輕質、中黏度、常規(guī)原油。

2 基礎模型建立及數(shù)模軟件優(yōu)化

2.1 基礎模型建立

采用油水兩相黑油模型建立三維兩相模型，依據(jù)吳倉堡區(qū)塊長9儲層特征，超低滲透油藏參數(shù)見表1。選取網(wǎng)格步長10×10 m，“X”網(wǎng)格方向與最大主應力方向平行。水力壓裂裂縫采用局部網(wǎng)格加密的方法實現(xiàn)。模擬計算的時間步長為30天，模擬時間為20年。

表1 地質模型主要參數(shù)表

2.2 數(shù)模軟件優(yōu)化

根據(jù)超低滲油藏滲流特征，將常規(guī)數(shù)模軟件進行了優(yōu)化。一是設定了啟動壓力梯度。超低滲油藏喉道細小，表現(xiàn)出非線性滲流特征[6]。即發(fā)生非線性滲流時，其壓力梯度與流速的關系曲線可以分為擬線性滲流段、非線性滲流段、不流動段三個部分。流體所處壓力梯度必須大于啟動壓力梯度才能流動，滲透率越低，啟動壓力梯度越高。室內巖心實驗求取吳倉堡油田的平均啟動壓力梯度為0.147 MPa/m。二是將變滲透率狀態(tài)方程引入運動方程。水平井分段壓裂后，人工裂縫與基質滲透率差別較大，滲流規(guī)律也不一樣，因此將變滲透率狀態(tài)方程引入運動方程中，建立超低滲油藏三維三項非線性滲流油藏數(shù)學模型，實現(xiàn)了不同油層和同一油層不同區(qū)域應用不同非線性滲流曲線的數(shù)值模擬技術，該技術可模擬出井網(wǎng)形式、井排距等參數(shù)調整后的采出程度與含水率對比以及壓力場、飽和度場、壓力梯度場的分布規(guī)律。

3 水平井開發(fā)參數(shù)優(yōu)化

本文主要研究水平井井網(wǎng)形式、水平段長度、注水井位置、裂縫形態(tài)、裂縫條數(shù)、裂縫導流能力等油藏地質參數(shù)對開發(fā)效果的影響[7]。

3.1 水平井井網(wǎng)形式優(yōu)化

在總結和借鑒國內外類似油藏水平井開發(fā)試驗[8-9]、室內理論研究的基礎上提出3種井網(wǎng)設計(圖2)。井網(wǎng)一為直井注水、水平井采油五點法聯(lián)合布井井網(wǎng)，井網(wǎng)二為直井注水、水平井采油七點法聯(lián)合布井井網(wǎng)，井網(wǎng)三為水平井注水、水平井采油井網(wǎng)。對3種井網(wǎng)累計產油和含水率變化進行數(shù)模，預測未來3年的趨勢。數(shù)模條件為：油層地質參數(shù)一致，地層壓力保持水平一致，水平井參數(shù)一致，注水技術政策一致。

根據(jù)數(shù)模結果(圖3、圖4)，對不同井網(wǎng)累產油和含水率變化趨勢進行對比，井網(wǎng)三初期累產油最高，但后期含水率上升較快、產油速度降低；井網(wǎng)二累產油最高，井網(wǎng)一和井網(wǎng)二含水率上升速度接近，均相對較慢。綜合而言，井網(wǎng)二為最佳井網(wǎng)形式。

圖2 水平井注采井網(wǎng)設計Fig.2 Horizontal well injection-production well pattern form

圖3 不同井網(wǎng)含水率隨時間變化曲線Fig.3 Variation of moisture content with time in different patterns

圖4 不同井網(wǎng)累產油隨時間變化曲線Fig.4 Cumulative oil production curve with time in different pattern

3.2 水平段長度優(yōu)化

水平段長度優(yōu)化主要考慮3個因素：壓力場分布范圍、水平井單井產量和采出程度。采用井網(wǎng)二(七點法聯(lián)合布井井網(wǎng))開展不同水平段長度數(shù)模預測。

從不同水平段長度的同一時刻(開發(fā)3年)的壓力分布場(圖5)可以看出：水平井長度較短時(500～800 m)，水平井段周圍壓力波及范圍呈現(xiàn)“寬短型”形態(tài)；水平井長度較長時(大于900 m)，水平井段周圍壓力波及范圍呈現(xiàn)“窄長型”形態(tài)。

從不同水平段長度與采出程度關系曲線(圖6、圖7)可以看出，開發(fā)時間越長、水平段長度越長，采出程度越高；但是開發(fā)時間超過10年、水平段長度大于800 m后，采出程度增加幅度明顯減緩。

綜合考慮上述3個方面結果以及投資、產出效益等因素，七點法聯(lián)合布井井網(wǎng)水平段長度為600～800 m較好。

圖5 不同水平段長度壓力場分布圖Fig.5 Pressure field distribution of different horizontal section length

圖6 不同水平段長度采出程度與開發(fā)時間關系曲線Fig.6 Recovery percent curve with time in different horizontal section length

圖7 不同水平段長度與采出程度關系曲線Fig.7 Relationship curve between recovery percent and different horizontal section length

3.3 注水井位置優(yōu)化

七點法聯(lián)合布井井網(wǎng)一口水平井對應6口直井注水井，以水平段為中心，兩邊對稱各3口注水井。注水井位置優(yōu)化包括兩方面：一是要優(yōu)化注水井與水平段之間的垂直距離，二是要優(yōu)化注水井井排兩口相鄰注水井的距離。本次研究注水井與水平段垂直距離設計了5個方案(300 m、350 m、400 m、450 m、500 m)；兩口相鄰注水井距離設計了5個方案(450 m、500 m、550 m、600 m、650 m)。已知長9油藏平均滲透率為0.6 mD，平均啟動壓力梯度為0.147 mPa/ m，設定分段壓裂人工縫長為150 m，采用非線性滲流模擬方法進行模擬研究。研究結果(圖8、圖9，表1、表2)表明：注水井與水平段垂直距離在350～400 m之間時，采出程度最高；兩口相鄰注水井距離在550～600 m之間時，采出程度最高。故優(yōu)選最佳注水井排與水平井垂直距離為350～400 m，兩口相鄰注水井距離為500～550 m。

圖8 注水井與水平段不同垂直距離開發(fā)效果曲線Fig.8 Development effect curve in different vertical distance between water injection well and horizontal section

圖9 不同注水井距離開發(fā)效果曲線Fig.9 Development effect curve in different distance between water injection wells

垂直距離/m采出程度/%井網(wǎng)面積/km2井數(shù)/口采出程度/%30023．980．6643．9635021．030．7744．0640018．450．8844．0645016．050．9943．9750014．281．1043．93

表3 不同注水井距離開發(fā)效果統(tǒng)計表

3.4 布縫形態(tài)優(yōu)化

布縫形態(tài)是分段壓裂時各段壓裂縫長及排列的形態(tài)[10-11]?？紤]單井產量、含水率、采出程度等3個因素，以七點法聯(lián)合布井井網(wǎng)設計了4個方案。方案1：均勻等長布縫；方案2：啞鈴型布縫；方案2：連續(xù)型紡錘形布縫；方案4：間隔型紡錘形布縫(圖10)。

圖10 水平井裂縫形態(tài)設計方案Fig.10 Horizontal well network fracture length design

利用非線性數(shù)值模擬軟件建立上述4種方案的地質模型，通過模擬預測30年單井日產油趨勢以及含水率和采出程度的關系，并對4個方案進行對比。結果表明(圖11、圖12)，開發(fā)后期方案4單井產量最高，在相同采出程度下方案4含水率最低，因此，布縫形態(tài)推薦方案4，即間隔型紡錘形布縫方式。

圖11 不同方案日產油對比曲線Fig.11 Oil production contrast of different horizontal well network fracture

圖12 不同方案的含水率與采出程度關系曲線Fig.12 The relationship between water cut and recovery percent

圖13 不同裂縫條數(shù)累產油對比Fig.13 The cumulative oil production contrast in different fracture number

圖14 累產油與裂縫條數(shù)關系曲線Fig.14 The relationship between cumulative oil production and fracture number

3.5 裂縫條數(shù)優(yōu)化

人工壓裂裂縫是連通油藏與井筒的有效通道，為了研究裂縫條數(shù)對開發(fā)效果的影響，設計了不同裂縫條數(shù)(1、2、3、4、5、6、7、8、9條)，裂縫間采用等距分布的方式。通過模擬不同裂縫條數(shù)時的生產情況可以看出，隨著裂縫條數(shù)的增加(圖13、圖14)，壓裂水平井的累產油總體上逐漸增加，但在相同生產時間內，累產油增幅隨著裂縫條數(shù)的進一步增加逐漸減小。這是因為隨著裂縫條數(shù)的增加，裂縫間的距離變得更近，相互間的干擾加重，使每條裂縫的產量減小，進而使得壓裂水平井的累產油增幅變緩。且裂縫條數(shù)較多會增加壓裂工藝的難度和成本，因此優(yōu)選最佳裂縫條數(shù)為6～8條。

3.6 裂縫長度優(yōu)化

裂縫長度是影響壓裂水平井產能的一個重要因素[12]。為研究裂縫長度對壓裂水平井產能的影響，設計了不同裂縫長度(50 m，100 m，150 m，200 m)，建立不同裂縫長度下的模型，分析不同裂縫長度對水平井累產油的影響。模擬結果表明(圖15)，壓裂水平井累產油并不隨裂縫長度的增加而線性增大，對于具體的油藏，儲層滲透率、水平井長度、裂縫導流能力和裂縫條數(shù)一定，應存在一個相對最佳的裂縫長度值。對于吳倉堡長9油藏，優(yōu)選最佳裂縫長度為150 m左右。

圖15 不同裂縫長度累產油對比Fig.15 The cumulative oil production contrast in different fracture length

4 水平井開發(fā)實踐與效果

4.1 吳倉堡試驗區(qū)水平井開發(fā)效果

吳倉堡長9油藏共試驗水平井4口(圖16)，水平井油藏地質相關參數(shù)見表4。4口水平井初期日產油平均為16.8 t，半年后穩(wěn)定日產油平均為9.1 t；而本區(qū)塊長6油藏常規(guī)井初期日產油平均為3.8 t，半年后穩(wěn)定日產油平均為1.3 t；水平井初期日產油是常規(guī)井的4.4倍，半年后穩(wěn)定日產油是常規(guī)井的7倍。

圖16 吳倉堡長9油藏水平井井位圖Fig.16 The horizontal well location map of chang 9 reservior in Wucangbao

吳倉堡長6油藏平均孔隙度為10.8%，平均滲透率為0.94 mD，儲層物性及油層特征與長9油藏相近，故長6油藏水平井油藏地質相關參數(shù)按照數(shù)模優(yōu)化結果進行設計。吳倉堡長6油藏共試驗水平井8口(圖17)，水平井油藏地質相關參數(shù)見表4。8口井初期日產油平均為8.7 t，半年后穩(wěn)定日產油平均為4.9 t；同區(qū)塊長6油藏常規(guī)井初期日產油平均為1.5 t，半年后穩(wěn)定日產油平均為0.7 t；水平井初期日產油是常規(guī)井的5.8倍，半年后穩(wěn)定日產油是常規(guī)井的7倍。

圖17 吳倉堡長6油藏水平井井位圖Fig.17 The horizontal well location map of chang 6 reservior in Wucangbao

4.2 其他區(qū)塊推廣應用效果

延長油田近幾年新建產能區(qū)塊中的長6、長7、長8、長9油藏均為超低滲透油藏，因此，2012—2015年超低滲透油藏水平井油藏地質參數(shù)設計也參照了吳倉堡水平井參數(shù)優(yōu)化成果，采用七點法聯(lián)合布井井網(wǎng)；注水井排與水平井垂直距離為350～400 m，相鄰注水井距離為500～550 m；人工裂縫布縫形態(tài)為間隔型紡錘形布縫，縫長150 m。

表4 吳倉堡試驗區(qū)水平井參數(shù)對比表

Table 4 The horizontal well parameters contrast table of pilot district inWucangbao

參數(shù)類型數(shù)模優(yōu)化結果吳倉堡長9油藏實際參數(shù)吳倉堡長6油藏實際參數(shù)水平段長度/m800512～775852水井間距/m500～550500500水井與水平段距離/m350～400300325布縫方式間隔型紡錘形間隔型紡錘形間隔型紡錘形裂縫條數(shù)/條7～87～88．2最大裂縫半長/m150150150

根據(jù)各廠的具體情況，水平段長度和分段壓裂裂縫條數(shù)適當做了一些調整。統(tǒng)計6個采油廠11個區(qū)塊長6、長7 、長8、長9油藏102口水平井(不包括體積壓裂水平井)投產后的數(shù)據(jù)，水平井初期日產油是同區(qū)常規(guī)井的3.47倍，半年后穩(wěn)定日產油是同區(qū)常規(guī)井的5.64倍(表5)。

5 結論及認識

(1)吳倉堡長9油藏水平井開發(fā)油藏地質相關參數(shù)優(yōu)化結果為：采用七點法聯(lián)合布井井網(wǎng)；水平段長度為600～800 m；注水井排與水平井垂直距離為350～400 m，相鄰注水井距離為500～550 m；人工裂縫布縫形態(tài)為間隔型紡錘形布縫；分段壓裂裂縫條數(shù)為7～8條，縫長150 m。

(2)吳倉堡試驗區(qū)長9、長6油藏水平井穩(wěn)定日產油是同區(qū)常規(guī)井的7倍，吳倉堡試驗區(qū)其水平井油藏地質相關參數(shù)優(yōu)化結果在延長油田其他區(qū)塊推廣應用后，穩(wěn)定日產油是同區(qū)常規(guī)井的5.8倍。

(3)總體來說，隨著新井產能建設區(qū)塊油藏品質的逐年變差，水平井的開發(fā)效果相對較好，水平井油藏地質參數(shù)優(yōu)化結果基本適應延長超低滲透儲層。

表5 各采油廠水平井參數(shù)優(yōu)化開發(fā)效果表

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Optimization and Practice for Horizontal Well Development Parameter of Ultra-low Permeability Reservoir in Yanchang Oilfield —A Case of Chang 9 Reservoir of Wucangbao Oilfield

Jia Zili, Shi Bin, Luo Lin, Li Kang

(ResearchInstituteofShannxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi＇an,Shannxi710075,China)

In this paper, the numerical simulation of non-linear seepage in ultra-low permeability reservoir is carried out. Taking the Chang 9 reservoir in Wukangbao Oilfield as an example, the horizontal well length, the length of the horizontal well, the position of the injection well, the number of cracks and other reservoir geological parameters were optimized. The variable permeability equation is introduced into the motion equation, and the mathematical model of the three - dimensional three - dimensional nonlinear seepage reservoir is established. The optimization of the geological parameters of the development of the horizontal well of the Chang 9 ultra-low permeability reservoir in the Wuankangbao Oilfield is as follows: the seven-point method is used to combine the well pattern; the horizontal section length is 600～800 m; the vertical distance between the injection well and the horizontal well is 350～400 m, the distance between adjacent wells is 500～550 m; the shape of artificial fractures is interval-type spindle-shaped slit; the number of fractured fractures is 7～8, and the length is 150m. Optimization of the results in the Wukangbo field after the test, the horizontal well stability of the daily production of oil is 7 times the same area in the same area; in the extension of other oil fields to promote the use of horizontal wells stable Nissan is 5.8 times the same area conventional wells.

ultra-low permeability reservoir; chang 9 reservoir of Wuchangbao oilfield; nonlinear flow numerical simulation; horizontal well reservoir gological parameter; optimization and practice

TE323

A

*第一作者簡介：賈自力 (1970—) ，男，博士，高級工程師，從事油氣田開發(fā)研究工作。郵箱：1801906903@qq.com.