延长油田延安组水平井开发特征及影响因素分析

曾　俊，薛金泉，邢　强，鲍　颌，张熙妍

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 716075 ；2.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心)

延长油田延安组水平井开发特征及影响因素分析

曾俊1，薛金泉2，邢强2，鲍颌2，张熙妍2

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 716075 ；2.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心)

摘要：根据延长油田延安组水平井部署及实施情况，针对不同油藏地质特点，对延安组水平井产油、产液、含水率、递减率等开发动态特征进行了分析，并分析了地质因素、开发因素及水平井完井投产方式对开发效果的影响程度，对开发效果分析表明，水平井是开发低渗透油田的有效手段，适时实施注水开发、采用射孔完井方式、保持合理井距是提高采收率和经济效益的关键。

关键词：延长油田；水平井部署；开发特征；影响因素

1延长油田水平井开发现状

经过多年的探索和实践，水平井开采技术在延长油田的应用已经日趋成熟。目前延长油田已在定边、黄陵等10个采油厂部署投产了水平井161口，主要分布在西部油区，占总水平井数的87.6%，其中定边采油厂井数最多，其次是吴起采油厂和瓦窑堡采油厂[1]。延安组和延长组各小层均已部署并投产水平井，其中延安组主要开采层位是延6、延8、延9和延10，共有水平井71口，占总数的44.1%。截至到2014年9月底，水平井平均月产油量2.07×104t，累计产油48.36×104t，效果良好。

随着水平井钻井工艺技术的不断完善成熟、以及油田开发技术水平的不断提高，延长油田面对低、特低渗油藏物性差，天然能量不足，“多井低产、高成本”现象日益明显的状况，一方面加强以油藏描述、合理井网、有效注水和储层改造为主导的基础研究工作，另一方面积极探索提高水平井单井产量、实现稳产增效的新技术、新方法，为低品位油田开发提供了科学有效的新途径。

2延安组水平井生产特征

延长油田延安组储层物性条件较好，水平井部署区域储层有效厚度3～17 m，平均孔隙度11.55%～19.08%，平均渗透率为(4.6～50.0)×10-3μm2。延安组砂岩比较发育，河道砂体规模较大，砂体内部连通性较好，并且区域内构造平缓，没有断层的遮挡作用，原油生成运移到砂体内部后不能大规模的保存，只在局部构造高点形成规模较小的油藏，油藏类型属于岩性-构造油藏，且多数有边底水，其中延6层与延8、延9、延10层储层物性相近，但延6油层薄，延8、延9、延10油层厚度相对较大。根据延长油田水平井部署及实施情况，针对不同油藏地质特点，以定边油田延6、延9层为例，收集整理了2009年12月以来已投产水平井静态及动态资料，对延安组水平井产油、产液、含水率、递减率等开发动态特征进行了综合分析。

延6油层油藏类型为岩性-构造油藏，主要沉积微相类型为主河道砂体和边滩沉积，平均孔隙度11.6%～14.5%，平均渗透率为(13.1～17.0)×10-3μm2，油层有效厚度一般在3～6 m。定4930井区的定平5、定平6井均部署在延6层同一油砂体上，投产后产能较高，初期平均日产油15.0 t，含水12%，递减趋势缓慢，含水一直低于5%，水平井稳定产量一般是周围常规井的4.3倍，说明水平井能显著改善开发效果(图1)。而牛圈地区延6层同一油砂体部署的左平2、豹平1井，由于投产前近井周围已有常规注采井生产和注水多年，虽然两口水平井投产初期产能高、含水低(平均日产油14.9t，含水8.1%)，但开采一年后日产油量快速下降，含水上升至80%(图2)。反映了相同油藏条件下，由于注采井网、开发动用程度不同，水平井开发特征差异较大。

延9油层油藏类型为岩性-构造油藏，有边底水，主要沉积微相类型为河道砂体、河口坝砂体和边滩沉积，平均孔隙度12.0%～17.4%，平均渗透率为(4.6～50.0)×10-3μm2，油层有效厚度一般在4～11 m。延9层不同油砂体水平井产量递减和含水上升特征也有所不同，定边各区块油砂体部署的水平井初期产能普遍较高，平均日产油多为10 t以上，且投产后半年到一年左右，日产油基本保持在初期水平，之后呈现缓慢递减的趋势，递减率15.1%～45.0%，日产液量多呈缓慢下降趋势，其下降幅度小于日产油的降幅，部分区块水平井含水上升至50%～80%。说明位于油层顶部的水平井开发生产压差小，且距离边底水较远，从而延长了无水高产采油期，有效抑制了边底水的快速锥进。

图1　定平5井开采曲线

图2　豹平1井开采曲线

总体来看，由于延安组延8、延9、延10小层存在边底水，其水平井平均日产液和日产油呈现基本稳定或缓慢下降的特征，反映了在低渗透边底水油藏部署水平井开发十分有效，且厚度较大时，稳产期和无水采油期更长，效果更突出。

3水平井开发效果影响因素分析

水平井生产特征表明，不同油藏条件下开采特征及效果差异很大，即使在相近的油藏特征及开采条件下，水平井的日产液、日产油、含水及递减率同样会出现较大差异。这是由于水平井特殊的井身结构使其开发效果影响因素增多，除地质及开发因素外，水平段井身轨迹、完井方式、射孔投产方式及压裂方式等也是影响其开发效果的因素。因此，深入分析各因素对水平井开发效果的影响程度，对进一步提高水平井钻井水平和开发效果，有十分重要的现实意义。

3.1地质因素

3.1.1油层有效厚度

从延安组水平井有效厚度与投产初期日产油散点图可以看出(图3)，厚度与产量的关联度较小，水平井初期产能并非随着厚度的增大而呈现增大的趋势；但随着水平井开采时间的增长，有效厚度对产量的影响逐步显现，一般油层厚度大、储量丰度高，产量递减速度较慢，边底水锥进速度也较慢，有利于提高水平井最终采收率。

图3　延安组水平井有效厚度与日产油关系

3.1.2含水饱和度

延安组边底水油藏水平井产量与含水的关系呈指数递减趋势(图4)，说明延安组储层物性好、渗透率相对高，储层在高含水饱和度条件下，其水相渗透率上升速度较快，在一定压差下，地层水流入井筒的速度更快，导致高含水时产油量迅速降低。因此，要保证水平井初期产能高，首先要落实储层的含水饱和度，对于已开发油层，水平井周围生产井含水应小于50%，对于生产井含水接近或高于50%的油藏，需采取边认识、边实施的滚动布井方式。

图4　延安组水平井含水与日产油关系

3.1.3构造影响

油藏无论是原始状态还是已开发阶段，由于重力分异作用，原油总是优先流向构造高部位，而边底水及注入水则优先向构造低部位流动。因此，开发过程中，在边底水和注入水作用下，剩余油易向正向微构造发育区高点汇集。将水平井部署在构造高部位、注水井部署在低部位，则最有利于提高水平井的储量动用程度。

3.2开发因素

3.2.1天然能量开发

对于有边底水的油藏，利用边底水天然能量开发，延长稳产期，有效减缓产量递减。从生产实践过程中可以看出，对于具有边底水特征的油藏，一般部署在油层顶部附近的水平井与同样部位的直井相比，初期产能高且具有很强的稳产能力，说明水平井依靠边底水天然能量开发油藏的优势明显优于直井开发。

3.2.2注水补充能量开发

对于无边底水特低渗岩性油藏，虽然初期通过压裂等措施可获得较高产能，但产量递减速度快，特别是特低渗油藏依靠天然能量开发的老区产能更低。故有必要及时依靠注水补充地层能量，才能实现水平井的长期高效开采。对于此类水平井，保持注采平衡是维持地层能量、控制含水上升速度、减缓产量递减速度的关键。

3.2.3井网、井距影响

油井井距过小造成井间干扰大，其开发效益也将变差；但井距过大，井间剩余油难以得到充分动用。注采井距过小则注入水易快速指进，水驱波及体积减小；但注采井距过大，注水见效时间长，地层能量得不到及时补充，地层压力恢复缓慢，从而导致水平井开发地层能量不足，递减速度加快。因此，合理的注采井网、井距对于油田最大限度提高采收率和经济效益非常重要[2]。延长油田水平井生产处于开发早期阶段，需要对合理的注采井网、井距做进一步研究[3]。

3.3完井及投产方式影响

3.3.1水平段长度的影响

目前延长油田已投产水平井水平段长度大于500 m的井占50%。根据延安组水平井水平段实际钻遇油层长度与投产初期日产油对应关系来看(图5)，实际钻遇油层段长度低于200 m时，单井产能较低，多数水平井日产油低于5 t；水平段长度300～400 m时，单井产能分别出现高峰值，随后单井产能并未随着水平段长度增加而继续提高。依据理论研究和矿场应用结果，水平段长度低于200 m投入产出比大幅降低，而大于650 m时，随着水平段长度的增加，技术和经济效益相应变差。

图5　延安组水平井钻遇油层长度与产能关系

3.3.2水平段轨迹的影响

由于油水重力分异作用的影响，无论是边底水油藏还是岩性油藏，水平段轨迹在油层中上部最有利。考虑到边底水对水平井的直接影响更大，设计水平段时必须考虑与底水保持一定的距离，即尽量远离底水，延迟水平井见水，又要避免过于接近油层顶部，造成水平井控制储量的损失。

3.3.3完井方式的影响

延安组油藏埋深浅，物性相对较好，天然裂缝不发育，故水平井采用筛管完井与套管射孔完井两种方式，投产前对部分井实施了酸化，未实施人工压裂措施。两种完井方式下的水平井初期产能见图6、图7。可以看出筛管完井产能较高，但同时采液量也高。分析认为，随着开采时间的增长，筛管完井将逐步暴露出含水上升快而难以治理的弊端。而射孔完井可以选择性避射因岩性变化或构造位置原因局部含水较高的水平井段，选择投产物性好、避水高度充足的井段。且在生产过程中，套管射孔完井还可采用水平段逐段投产的方式，从水平井趾端到跟端分2～3次逐段射孔投产，当先投产的水平段含水上升后对其进行封堵停产，使油水在重力作用下重新分异，恢复油层和水层的分界线，再投产相邻井段，依次类推，通过逐段投产实现分段开采，提高水平井生产寿命。

图6　筛管完井投产初期产量状况

图7　套管完井射孔投产初期产量状况

4结论

(1)由于延安组延8、延9、延10等小层存在边底水，水平井日产液和日产油多呈现基本稳定或缓慢下降的特征，在油层厚度较大时，稳产期和无水采油期更长，说明对低渗透边底水油藏部署水平井开发十分有利。

(2)在保持注采平衡的前提下，实施注水开发是

延长水平井稳产期的关键；合理的注采井网、井距可最大限度提高采收率和经济效益。

(3)无论是边底水油藏还是岩性油藏，水平井的水平段轨迹在油层中上部最有利。对于射孔完井方式的水平井可以选择性避射局部高含水井段，或采用逐段投产，实现分段开采，达到延长水平井生产寿命的目的。

参考文献

[1]梁毅，石海霞，魏韦，等.安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术研究[J].石油地质与工程，2014，28(6)：80-82.

[2]任广磊，陈奎，杨文娟，等.大牛地气田大98井区水平井单井设计优化研究[J].石油地质与工程，2014，28(2)：104-106.

[3]赵利军.水平井水平段长度优化设计与实践[J].石油地质与工程，2014，28(2)：110-112.

编辑：李金华

文章编号：1673-8217(2016)01-0088-04

收稿日期：2015-08-25

作者简介：曾俊，高级油藏工程师，1968年生，1990年毕业于西安石油大学采油工程专业，现从事油藏工程研究工作。

中图分类号：TE257

文献标识码：A