黨鑫，梁雨田，朱隴新，張娜，馬明宇

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716009；2.陜西眾盟石油技術(shù)服務(wù)有限公司，陜西 西安 710021）

1 油田概況

本次研究工區(qū)范圍東北到S160井，西南至S191井，工區(qū)面積約32 km2，開發(fā)井井?dāng)?shù)559口（定向井542口，水平井17口），研究目的層位為長(zhǎng)6層，主力開發(fā)層系為長(zhǎng)61層，井網(wǎng)形式主要為480×200 m菱形反九點(diǎn)，井排方向?yàn)镹E67°。

1.1 精細(xì)單砂體刻畫

依據(jù)區(qū)域標(biāo)志層控制油層組劃分，通過“點(diǎn)-線-面”統(tǒng)層對(duì)比思路，結(jié)合內(nèi)部沉積旋回、巖性組合及輔助標(biāo)志層完成了500余口井單砂體對(duì)比劃分。研究區(qū)主力層單砂體砂體平均厚度統(tǒng)計(jì)圖如圖1所示。

圖1 研究區(qū)主力層單砂體砂體平均厚度統(tǒng)計(jì)圖

結(jié)合GR曲線在測(cè)井上的表現(xiàn)特征來識(shí)別單砂體縱向沉積界面及疊置關(guān)系，將S160區(qū)主力油層長(zhǎng)611-2層劃分為4個(gè)單砂體，長(zhǎng)611-3層劃分為2個(gè)單砂體，長(zhǎng)612小層劃分為2個(gè)單砂體。順物源方向，砂體連續(xù)性相對(duì)較好；垂向物源方向，河道連續(xù)性差，河道間分割性強(qiáng)；大套河道砂體縱向上屬多期水下分流河道砂相互疊置或疊切所形成，單沉積旋回河道砂體相對(duì)較薄。

1.2 構(gòu)造特征

研究區(qū)整體構(gòu)造形態(tài)為微向西傾斜的單斜構(gòu)造，地層產(chǎn)狀平緩，地層傾角小于1°，平均坡降 8～10 m·km-1，由于差異壓實(shí)作用，發(fā)育軸向近東西或北東向的鼻狀隆起，在局部存在構(gòu)造高點(diǎn)和低點(diǎn)，各小層頂構(gòu)造在縱向上具有繼承性。

1.3 沉積特征

研究區(qū)長(zhǎng)612-長(zhǎng)611-3-長(zhǎng)611-1沉積時(shí)期，經(jīng)歷了“水進(jìn)-水退-水進(jìn)”過程，自東北向西南方向多條水下分流河道相互交匯呈網(wǎng)狀展布特征，見圖2。

圖2 長(zhǎng)612-2-長(zhǎng)611-32-長(zhǎng)611-22-長(zhǎng)611-1層沉積微相平面圖

1.4 油藏特征

S160區(qū)長(zhǎng)6油層組含油范圍主要受巖性控制，形成了較為典型的巖性油藏。含油飽和度較好的層為長(zhǎng)612小層兩個(gè)單砂體，含油飽和度小于41%的井分別占21.4%、24.2%；其次為長(zhǎng)611-2小層前 3個(gè)單砂體611-21～611-23，含油飽和小于41%的在37.5%～43.9%之間，其他小層含油飽和度小于41%的井占45%以上。

2 油藏工程研究

為有效開展此次短水平井合理加密方式研究，主要針對(duì)研究區(qū)南部短水平井已加密和北部短水平井待加密兩個(gè)區(qū)重點(diǎn)開展工作。北部待加密區(qū)油藏埋深1 366.9 m，動(dòng)用含油面積11.4 km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量684.05萬t。南部已加密區(qū)油藏埋深1515.9 m，動(dòng)用含油面積7.49 km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量313.76萬t。北部較南部厚度大、物性好，如表1所示。

表1 南北區(qū)油層參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

2.1 北部短水平井待加密區(qū)開采特征

北部待加密區(qū)于2000年開始投產(chǎn)，2000年至2002年采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)規(guī)模建產(chǎn)階段；2003年至2009年進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)調(diào)整階段；2010年以來為加密調(diào)整階段。目前油井開井114口，單井產(chǎn)能1.06 t，綜合含水52.35%，注水井開井62口，單井日注15.12 m3，月注采比3.1。地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度0.65%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度12.0%。

初期平均單井日產(chǎn)油3.26 t·d-1，投產(chǎn)較好井主要為2002年以前投產(chǎn)井，2015年以后投產(chǎn)井單井初期產(chǎn)能僅為1.5 t·d-1左右。一次井網(wǎng)油井遞減較大，加密井單產(chǎn)低。水驅(qū)動(dòng)用程度由2016年的95.1%下降到2020年59.0%。受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，部分井吸水不均或指狀吸水，部分井單層、單段不吸水。

2.2 南部短水平井加密區(qū)開發(fā)特征

南部已加密區(qū)于2001年開始勘探開發(fā)，2005年以前為開發(fā)試驗(yàn)階段，2006年至2009年采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)規(guī)模建產(chǎn)階段，2010年至2016年進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)調(diào)整階段，2017年以來為加密調(diào)整階段。目前油井開井65口，單井產(chǎn)能1.13 t，綜合含水43.31%，注水井開井25口，單井日注15.1 m3，月注采比2.44。地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度0.80%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度6.5%。

2002年采用不規(guī)則菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)定向井開發(fā)，初期產(chǎn)能1.1 t，含水50.3%。初期加強(qiáng)注水未取得明顯效果，反而導(dǎo)致主向井水淹，后期轉(zhuǎn)注形成排狀注水。目前壓力保持水平在80%左右，單井產(chǎn)能0.84 t·d-1，采油速度0.31%、采出程度5.9%，長(zhǎng)期低液、低產(chǎn)。

2018年以來，投產(chǎn)超短水平井19口，平均水平段長(zhǎng)度192 m，油層鉆遇率89.4%，初期單井產(chǎn)能3.9 t·d-1，為周圍老定向井的3.5倍，含水與周圍定向井持平（48.5%），達(dá)產(chǎn)年單井產(chǎn)能2.7 t·d-1。超短水平井加密方式示意圖如圖3所示。

圖3 超短水平井加密方式示意圖

2.3 水驅(qū)前緣分析

通過水驅(qū)前緣監(jiān)測(cè)，最大主應(yīng)力方向水驅(qū)半徑435 m，注水井間基本連通，形成了排狀注水。通過老區(qū)內(nèi)部7口加密水平資料顯示，注水開發(fā)15～20年后，裂縫兩側(cè)強(qiáng)水洗帶寬度60～80 m左右，100 m以上剩余油仍然富集。

3 剩余油分布規(guī)律研究

3.1 三維地質(zhì)建模

在前期研究成果基礎(chǔ)上，結(jié)合本次提取并粗化相應(yīng)面積范圍內(nèi)的地質(zhì)模型（NTG、PORO、PERM、SW），進(jìn)行數(shù)值模擬研究。粗化后的長(zhǎng)6儲(chǔ)層地質(zhì)模型保留夾層有效信息，并根據(jù)油藏特征和原油物性進(jìn)行了分區(qū)網(wǎng)格數(shù)量，建模范圍面積12.6 km2，共189口井，平面網(wǎng)格設(shè)置為25 m×25 m，縱向網(wǎng)格平均0.2～0.3 m，261×241×85=534.7萬。在基質(zhì)模型建立基礎(chǔ)上，綜合前期建立的天然裂縫及人工裂縫模型，將基質(zhì)與裂縫等效滲透率場(chǎng)疊加，得到孔—縫復(fù)合滲透率場(chǎng)。

3.2 生產(chǎn)歷史擬合

通過微調(diào)生產(chǎn)井的網(wǎng)格屬性參數(shù)以及流體相滲曲線特征，完成了全區(qū)數(shù)值模擬生產(chǎn)擬合工作，采用定液生產(chǎn)擬合方法，擬合的日產(chǎn)油、含水整體趨勢(shì)一致，，單井?dāng)M合符符合率達(dá)86.5%%。

3.3 剩余油精細(xì)表征

平面上上主力層含油油飽和度較高高，連片分布布好。目前油藏處處于開發(fā)后期期，油藏存在在大量的剩余余油，呈條帶狀分分布，剩余油分分布集中在油油藏采油井井井排之間，具有有較大的加密密潛力，如圖4所示。剖面面上由于開發(fā)時(shí)時(shí)間長(zhǎng)，部分井井組井間具有有高含水溝通通趨勢(shì)，目前受受儲(chǔ)層非均質(zhì)質(zhì)性影響，部分分井與井之間間仍存在大量未未被波及的剩剩余油區(qū)域。

圖4 研究區(qū)主力油層剩余油平面分布圖

4 短水平井加密方式研究

4.1 水平井加密效果總體評(píng)價(jià)

采用短水平井加密有效提高了單井產(chǎn)量，是常規(guī)加密井的的2～3倍，2020年加密井初期產(chǎn)量提高至4.2 t·d-1。加密區(qū)主要發(fā)育長(zhǎng)611，有效厚度10～15m，滲透率0.5 mmD左右，為典型的超低滲透油藏，注注水開發(fā)后具有明顯的水驅(qū)方向。

4.2 水平井網(wǎng)加密方式選擇

采用不同井型（定向井、大斜度、短水平井）開展數(shù)值模擬對(duì)比，水平井初期采油速度高，采出程度與大斜度井相當(dāng)。針對(duì)S160區(qū)長(zhǎng)6油藏，油層厚度大且相對(duì)單一，適合采用短水平井。模擬研究表明，方式2加密井井網(wǎng)流線更均勻勻，加密效果更優(yōu)，如圖5所示。

圖 5 不同加密方式流線對(duì)比圖

4.3 短水平井合理參數(shù)優(yōu)化

4.3.1 水平段方位優(yōu)化

針對(duì)短水平井加密，優(yōu)化設(shè)計(jì)與最大主力夾角分別別為90°、660°、45°、30°、0°等5個(gè)方案，，采用數(shù)值模擬預(yù)測(cè)得出90°時(shí)見水時(shí)間最早、含水最高；0°時(shí)由于儲(chǔ)層改造受到極大限制，水平井產(chǎn)能無法保證。優(yōu)化得出水平井與最大主應(yīng)力最佳角度為30°～455°。

4.3.2 合理排距優(yōu)選

2019年針對(duì)注水開發(fā)20年左右的的井組，開展了4口檢查井取取芯，資料顯示4口檢查井均水淹，水淹比例在60.0%左右，投產(chǎn)后一直高含水，說明注水開發(fā)20年，裂縫兩側(cè)水洗寬度在60～80 m左右，100 m以上剩余油富集。綜合油藏工程和動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)結(jié)果分析認(rèn)為，目前該該區(qū)水線寬度度為60～80 mm，優(yōu)化設(shè)計(jì)出水平井兩端距離水線距離120～140 m。

4.3.3 合理水平段長(zhǎng)度

數(shù)值模擬研究表明，對(duì)于水線單一的油藏，隨著滲透率的增大，水驅(qū)前緣推進(jìn)速度增加，水線寬度不斷增大，合理的水平段長(zhǎng)度下降。結(jié)合水平井方位合理排距，水平井合理的水平段長(zhǎng)度為120～200 m。

4.3.4 短水平井改造參數(shù)優(yōu)化

1930年1月，一位新社工的加入使得每位員工可以承擔(dān)更少一些數(shù)量的病例，這樣使得他們可以有更多的精力處理個(gè)案例，并且可以將更多的時(shí)間放在門診上。

統(tǒng)計(jì)目前加密井的開發(fā)效果發(fā)現(xiàn)，加密水平井的試油初期產(chǎn)量、穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量和目前產(chǎn)量與水平段長(zhǎng)度、壓裂段數(shù)、加砂量和和入地液量有有著緊密的關(guān)系。綜合優(yōu)化可以看出，短水平井水平段長(zhǎng)度為160～180 m、平均壓裂4～6段、單段加砂30～35 m3、入地液1 150～11 350 m3下，具有較高的的初期產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)能力。

5 合理的開發(fā)技術(shù)政策

5.1 注水量?jī)?yōu)化

油藏工程方法：按照井組注采平衡原理，短水平井投產(chǎn)后注水量應(yīng)與采液量保持平衡，按照經(jīng)驗(yàn)公式，計(jì)算得出對(duì)應(yīng)注水井日注水量應(yīng)為20～22 m3。

數(shù)值模擬方法：在研究區(qū)選取一個(gè)完整單元井組，通過加密設(shè)計(jì)0.9、1.2、11.5、1.8、2.1、22.4 m3·d-1·m-11共6套注水強(qiáng)度方案，在預(yù)測(cè)期末，注水強(qiáng)度為1.5 m3·d-1·m-1左右，累產(chǎn)油量最多，建議將該區(qū)的的 注水強(qiáng)度為1.55 m3·d-1·m-1左右。

理論計(jì)算和數(shù)值模擬優(yōu)化得出，該區(qū)水平井加密后，合理的注水強(qiáng)度在11.4～1.6 m3·d-1·m-1之間，，對(duì)應(yīng)單井日注115～20 m3，老井目前單井日注23 m3左右。加密后注水井單井日注為15～20 m3。

5.2 加密水平井合理壓力優(yōu)化

S160長(zhǎng)61油藏儲(chǔ)層致密，啟動(dòng)壓力梯度高。依據(jù)注采比原理推導(dǎo)出地層壓力與含水率急啟動(dòng)壓力影響因子之間的關(guān)系公式；通過甲型水驅(qū)特征曲線，結(jié)合油藏物質(zhì)平衡方程，確定油藏合理壓力保持水平。綜合確定合理地層壓力水平為105%～110%。 低滲透油藏滲流條件差，要求泵效達(dá)到40%，由此得出不同含水時(shí)期泵口壓力值。根據(jù)泵口壓力與流動(dòng)壓力的關(guān)系求出流動(dòng)壓力，最后得到最小流動(dòng)壓力與含水率關(guān)系。綜合確定S160區(qū)長(zhǎng)6油藏水平井合理流壓應(yīng)為2.5～3.5 MPa之間，如圖6 所示。

圖6 研究區(qū)流壓等值圖

5.3 合理采液強(qiáng)度優(yōu)化

水平井產(chǎn)能可根據(jù)考慮低滲透油藏非達(dá)西滲流、油藏非均質(zhì)性的Joshi公式預(yù)測(cè)，計(jì)算出水平井單井產(chǎn)能3.2 t·d-1，結(jié)合當(dāng)前投產(chǎn)初期的超短水平井單井產(chǎn)能2.5～4.75 t·d-1，有效水平段長(zhǎng)為130 m的水平井單井產(chǎn)能為3.5 t·d-1。

5.4 短水平井待加密區(qū)綜合調(diào)整預(yù)測(cè)

為進(jìn)一步預(yù)測(cè)開發(fā)調(diào)整效果，結(jié)合前面的開發(fā)動(dòng)態(tài)分析，將三維油藏模型進(jìn)行了分區(qū)，共分為了3個(gè)區(qū)（I、II、III區(qū)）。根據(jù)不同方案設(shè)計(jì)的開發(fā)調(diào)整方式，進(jìn)行調(diào)整前后指標(biāo)預(yù)測(cè)對(duì)比，結(jié)果如 表2所示。

表2 南北區(qū)油層參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

按照短水平井井網(wǎng)的加密方式（圖7），在II區(qū)低產(chǎn)低效區(qū)開展加密，部署水平段長(zhǎng)160 m短水平井36口、補(bǔ)充注水井18口，設(shè)計(jì)水平井日產(chǎn)液8 m3，注水井日注水量18 m3，開展加密效果預(yù)測(cè)。

圖 7 超低滲油藏短水平井加密方式示意圖

依據(jù)二次解釋成果，總結(jié)出油層下部水淹比例遠(yuǎn)高于上層。后期建議水平井主要穿越頂部油層，設(shè)計(jì)短水平井水平段160 m左右。

通過優(yōu)化注水、短水平井加密、合理調(diào)整生產(chǎn)參數(shù)等多種方式，研究區(qū)單井日產(chǎn)油得到大幅度提升，預(yù)測(cè)生產(chǎn)時(shí)間10年，加密調(diào)整后全區(qū)采收率預(yù)計(jì)可以提高4.46%。

6 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）數(shù)值模擬結(jié)果表明，平面上主力層含油飽和度較高，連片分布好，呈條帶狀分布，剩余油分布集中在油藏采油井井排之間。

2）S160區(qū)長(zhǎng)6油藏適合采用短水平井加密。通過優(yōu)化，水平井與最大主應(yīng)力最佳角度為 30°～45°，兩端距離水線合理距離為120～140 m，合理的水平段長(zhǎng)度為120～200 m。

3）S160區(qū)長(zhǎng)6油藏合理的改造參數(shù)為壓裂段數(shù)4～6段，單段加砂30～35 m3，入地液1150～1350 m3。

4）研究區(qū)水平井加密后，合理的注水強(qiáng)度在1.4～1.6 m3·d-1·m-1之間，對(duì)應(yīng)單井日注15～20 m3，合理地層壓力水平為105%～110%，合理流壓為2.5～3.5 MPa之間，合理采液速度為1.1%左右。

5）通過優(yōu)化注水、短水平井加密、合理調(diào)整生產(chǎn)參數(shù)等多種方式，預(yù)測(cè)生產(chǎn)時(shí)間10年，加密調(diào)整后全區(qū)采收率預(yù)計(jì)可以提高4.46%。