L1区水平井开发效果影响因素分析

薛婷王选茹郑光辉刘万涛1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

L1区水平井开发效果影响因素分析

薛婷1，2王选茹1，2郑光辉1，2刘万涛1，2
1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

长庆油田水平井进入规模开发以来，随着开发配套技术的不断成熟，水平井单井产量大幅度提高，并实现了难动用储量的有效动用，但也出现了部分水平井递减快、产量差异大等问题。以长庆油田低渗透油藏水平井规模开发典型区块——姬塬油田L 1区为例，结合静态资料及生产动态资料分析，总结了水平井投产初期产能的影响因素、注水见效特征及见效周期影响因素；通过对水平井与直井的含水变化规律及递减规律，对水平井不同见效、见水情况下的含水及递减特征进行分类分析，明确了影响水平井初期及后期开发效果的主要因素有压裂改造参数、注水方式等，建议应针对问题提出相应的对策。

水平井；影响因素；注水见效特征；递减分析；开发效果

姬塬油田L1区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡之上，西倾单斜构造，主要发育三角洲前缘亚相，沉积微相以水下分流河道为主，水平井开发目的层为长811，油层埋深2 540 m，平均有效厚度11m，平均孔隙度10%，平均渗透率0.87 mD。该区块水平井自2008到2011年陆续建产，完钻水平井16口，井网形式为五点、七点井网，水平段长度300 m、600～750 m，井距400 m、排距130 m，改造方式为常规分段压裂，注水方式以超前注水为主；周围丛式井井网形式为480 m×150 m菱形反九点井网。

1 产能影响因素分析The influence factors of production capacity

1.1初期产能影响因子分析

Initial capacity impact factor analysis

1.1.1压裂方式 L1区水平井改造段数不统一，因此用单段产油量来对比2种改造方式。通过对比可知分段多簇压裂初期单段日产油（1.7 t/d）高于分段压裂（1.5 t/d），这是因为分段多簇压裂能够形成复杂裂缝系统，进一步扩大油藏改造体积，故单段产能较高。

1.1.2有效水平段长度 低渗透油藏中水平井渗流机理是油藏中流体首先流向裂缝，然后再从裂缝流向水平井，没有流体从基质直接流向水平段，故用有效水平段长度（射孔段起点到终点的距离）分析对产能的影响。通过矿场统计表明，有效水平段长度越长，初期产油越高，但随着长度的增长，产量增加趋势变缓，见图1。

图1　初期产油与有效水平段长度散点图Fig. 1 Initial capacity and effective horizontal length scatterplot

1.1.3压裂段数 根据压裂水平井产能预测理论模型［1-2］、L1区矿场统计均表明压裂段数越多，单井初期产油越高，但单段贡献量越低，因此从图2看出：L1区五点、七点井网合理压裂段数分别为5～6段、8～9段。

1.1.4段间距 通过统计该区水平井合理段间距为60～80 m，见图3。

1.1.5裂缝长度 L1区水平井缺少缝长地震监测资料及相关测试资料，又考虑到水平井以分段压裂为主，与周围丛式井压裂规模相当，所以根据压裂物质平衡方程［3］并结合水平井区周围7口直井压裂参数及试井解释裂缝半长推出裂缝半长预测公式

图2　不同压裂段数下初期产油与单段初期产油柱状图Fig. 2 Initial capacity and initial capacity of single period under different fracturing segments histogram

图3　不同段间距下单段初期产油散点图Fig. 3 Initial capacity of single period under different fracturing segment spacing scatterplot

式中，l为裂缝半长，m；q为排量，m3/min；s为砂量，m3；b为砂比，%；h为油层厚度，m。

用该公式统计排量、加砂量与预测半缝长及单段初期产油的关系知：裂缝半长与砂量×排量线性正相关，砂量与排量越大，裂缝半长越长，见图4，单段初期产油也越高，见图5。

图4　排量×单段加砂量与预测半缝长散点图Fig.4 Displacement×amount of sand of single period and forecasting length of the half crack scatterplot

1.2注水见效特征分析

Analysis of characteristics of water injection effect

1.2.1注水见效统计 水平井见效比例（68.8%）高于直井（62.5%），但平均见效周期（7个月）高于直井（6.2个月），整体来说水平井见效情况较好。

图5　预测半缝长与单段初期产油散点图Fig.5 Forecasting length of the half crack and initial capacity of single period scatterplot

1.2.2见效周期影响因子

（1）有效水平段长度、压裂段数。根据渗流理论：菱形反九点为“点注线采”；而水平井为“点注面采”，注水井水线先到达水平井端缝，即端缝首先见效，最后是中间缝见效。而只有一条缝见效时，水平井产量见效规律不明显，当多条缝见效时才表现出于直井见效的相似特征。因此有效水平段越长，压裂段数越多，见效特征出现时间越迟。

通过矿场统计表明：L1区（在常规压裂条件下）有效水平段越长，压裂段数越多，见效周期越长见图6、图7，这与理论分析结果一致。

图6　有效水平段长度与见效周期散点图Fig. 6 Effective horizontal length and water injection response cycle scatterplot

图7　压裂段数与见效周期散点图Fig. 7 Fracturing segments and water injection response cycle scatterplot

（2）超前注水时间、超前注水量。在压裂段数和水平段长度一致的条件下，超前注水时间越长、超前注水量越多，见效周期越短（表1）。

表1　注水见效周期影响因素综合分析Table 1 Comprehensive analysis table of water injection response cycle factors

根据超前注水时间、超前注水量与见效周期的相关性散点图（图8、图9）知：在常规压裂条件下L1区合理超前注水时间为5～7个月，超前注水量为1 800～2 200 m3。

图8　超前注水时间与见效周期散点图Fig.8 Water injection time in advance and water injection response cycle scatterplot

图9　超前注水量与见效周期散点图Fig.9 The amount of water injection in advance and water injection response cycle scatterplot

1.2.3不见效原因分析 通过对比分析见效井与不见效井的动静态资料可知：见效井一般具有井网较完善、注水正常、注水压力平稳、地层能量高的特点；而不见效井原因各不相同，包括井网不完善、注水不到位；实际排距过大，不能建立起有效驱替压力系统。

2 含水及递减特征分析Analysis of characteristics of moisture content and decreasing

2.1含水变化规律

The Change rule of moisture content

2.1.1水平井与直井含水变化规律对比 童氏含水率与采出程度关系曲线可评价水驱开发效果，同时也是预测注水开发采收率的主要方法之一，在国内得到了广泛应用［4］。但针对低渗透油藏，该方法预测值存在一定偏差，故采用修正的童氏图版（对统计系数和边界条件进行了修正）进行拟合预测如图10。

图10　水平井与直井在修正的童氏图版上拟合对比图Fig.10 Fitting contrast figure of horizontal well and vertical well in theCorrection of tong's chart

修正的童氏图版拟合曲线表明：水平井整体含水上升速度高于直井，但在后期含水上升速度得到了控制，预测最终采收率与直井相当（25%左右）。

2.1.2根据见效见水情况分类分析水平井含水变化规律 为进一步明确水平井含水上升快的原因，根据见效及后期见水情况进行分类分析：一类：见效不见水井，比例28%；二类：见效，后期孔隙性见水井，比例22%；三类：见效，后期裂缝性见水井，比例22%；四类：不见效不见水井，比例28%。

通过对比这4类井的含水与采出程度关系知：一类井含水上升速度低、采出程度与最终采收率高，开发效果最好；四类井含水上升速度及采出程度均低于直井，最终采收率与直井相当，开发效果次之；二、三类见水井（比例42%）含水上升速度快，最终采收率低，开发效果最差（图11），影响整体水平井的最终开发效果。

图11　根据见效见水情况分类拟合Fig.11 Classification fitting figure According to water injection response or breakthrough situation

2.2递减分析

Decline analysis

2.2.1水平井与直井递减对比 对区块内水平井与直井的平均单井日产油动态数据进行递减规律拟合知：L1区水平井和直井均符合Arps双曲递减规律［5］。用遗传算法做非线性回归拟合出双曲递减参数，拟合程度较好（水平井R2为0.830 5，直井R2为0.9745），见图12。

图12　水平井与直井递减对比Fig.12 Decreasing contrast figure of horizontal well and vertical well

通过对比得出：水平井第1年递减率低于直井，而后期递减率高于直井，为分析水平井递减高的原因，需进行分类分析。

2.2.2根据见效见水情况分类分析水平井递减 通过分类分析水平井递减规律（图13）知：一类见效不见水井递减较小，整体低于直井递减；二类、三类井因后期见水递减较大，高于直井递减；四类不见效不见水井因能量得不到及时补充，初期递减大（第1年53.1%），生产1年后低产稳产，递减率与直井相当。因此见效、见水情况是影响水平井递减的主要因素，水平井后期见水导致整体递减大于直井。

图13　水平井分类递减对比Fig.13 Decreasing contrast figure of different categories of horizontal well

3 结论与认识The conclusion and understanding

（1）根据初期产油影响因素分析知：压裂改造参数对初期产能影响较大，段间距过大、改造规模偏小是导致部分水平井初期低产的主要因素。

（2）水平井注水见效比例高于直井，因水平井为“点注面采”故见效周期高于直井。在常规压裂条件下水平井见效周期与水平段长度、压裂段数正相关，与超前注水时间、超前注水量负相关。部分井因井网不完善、注水不到位、实际排距过大而导致注水不见效。

（3）水平井第1年递减率低于直井，而后期递减率高于直井；水平井整体含水上升速度高于直井，但在后期含水上升速度得到了控制，预测最终采收率与直井相当；

（4）二、三类见水井（比例42%）是水平井含水上升快、递减大的主要原因，影响水平井最终开发效果，应采取措施降低见水井含水以提高最终采收率；四类不见效井虽含水上升慢、递减小，但后期一直低产，应针对不见效原因实施相应增产措施。

References：

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MA Hui. Research and application of fracturing productivity prediction method of horizontal well ［J］. Oil-Gasfield Surface Engineering， 2009， 28（5）： 8-10.

［2］赵振峰，吴晓东，黄伟，吕亿明，周赤烽，孔令琴.特低渗透油藏压裂水平井产能影响因素分析［J］.石油钻采工艺，2011，33（4）：81-83.

ZHAO Zhenfeng， WU Xiaodong， HUANG Wei， LV Yiming， ZHOU Chifeng， KONG Lingqin. Influencing factor analysis of the productivity of fractured horizontal wells in ultra-low permeability reservoir ［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2011， 33（4）： 81-83.

［3］张保平，刘立云，张汝生，等译.油藏增产措施［M］.北京：石油工业出版社，2006.

ZHAO Baoping， LIU Liyun， ZHANG Rusheng， Etc translation. Reservoir Stimulation［M］. Beijing：Petroleum Industry Press. 2006.

［4］吴赞美，祁大晟，韩荣.童氏图版在低渗透油田中的改进与应用［J］.内蒙古石油化工，2010（9）：186-187.

WU Zanmei， QI Dasheng， HAN Rong. The improvement and application of Tung's chart in low permeable oil fields ［J］. Inner Mongulia Petrochemical Industry， 2010（9）： 186-187.

［5］ 闫建华，赵万优，马乔，译.油藏工程基本原理［M］.北京：石油工业出版社，2006.

YAN Jianhua， ZHAO Wanyou， MA Qiao. translation. The basic principle of reservoir engineering［M］. Beijing：Petroleum Industry Press. 2006.

（修改稿收到日期 2015-10-20）

〔编辑 薛改珍〕

Analysis on affecting factors of development effect of horizontal well in Block L 1
XUE Ting1， 2， WANG Xuanru1，2， ZHENG Guanghui1，2， LIU Wantao1，2

1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development， Changqing Oilfield Company， CNPC， Xi’an， Shaanxi 710021， China；2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields， Xi’an， Shaanxi 710021， China

Since the beginning of scale development of horizontal wells in Changqing Oilfield， as the development supporting technologies have become more and more mature， the single well production of horizontal well has greatly improved， and the difficult-toproduce reserves have been effectively employed. However， the problems such as quick decline and large variation in production of some horizontal wells have also occurred. Block L 1 in Jiyuan Oilfield， which is the typical block where the scale horizontal well development of low-permeability reservoir in Changqing Oilfield， has been taken as an example. In light of the analysis on static data and dynamic production data， the affecting factors of productivity， water injection effect feature and effect cycle of horizontal wells in initial stage of production have been summarized. Through the analysis on the change law and decline law of water content of horizontal well and vertical well as well as the water content and decline feature under different effect and water breakthrough of horizontal well， the main factors which affect the development effect of horizontal wells in initial stage and later period have been determined， so as to bring forth theCorresponding countermeasures for such problems. The research has the guiding significance for improving the development effect of horizontal well in similar low-permeability reservoir.

horizontal well； affecting factors； water injection effect feature； decline analysis； development effect

XUE Ting， WANG Xuanru， ZHENG Guanghui， LIU Wantao. Analysis on affecting factors of development effect of horizontal well in Block L 1［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（2）： 221-225.

TE345

A

1000 -7393（ 2016 ） 02 -0221 -05

10.13639/j.odpt.2016.02.018

国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发——鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2011ZX05044）的部分内容。

薛婷，1988年生。2013年毕业于中国石油大学油气田开发专业，硕士，助理工程师。通讯地址（710021）陕西省西安市未央区凤城四路长庆油田勘探开发研究院。电话：18292266289。E-mail：xueting6655@163.com

引用格式：薛婷，王选茹，郑光辉，刘万涛. L 1区水平井开发效果影响因素分析［J］.石油钻采工艺，2016，38（2）：221-225.