延长油田超低渗油藏水平井开发参数优化及实践——以吴仓堡油田长9油藏为例.

贾自力，石 彬，罗 麟，李 康

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

延长油田超低渗油藏水平井开发参数优化及实践
——以吴仓堡油田长9油藏为例.

贾自力，石 彬，罗 麟，李 康

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

本文利用超低渗油藏非线性渗流数值模拟软件，以吴仓堡油田长9油藏为例，对延长油田超低渗油藏水平井井网形式、水平段长度、注水井位置、裂缝形态、裂缝条数等油藏地质参数进行了优化。将变渗透率状态方程引入运动方程中，建立超低渗油藏三维三项非线性渗流油藏数学模型。吴仓堡油田长9超低渗油藏水平井开发油藏地质参数优化结果为：采用七点法联合布井井网；水平段长度为600～800 m；注水井排与水平井垂直距离为350～400 m，相邻注水井间距离为500～550 m；人工裂缝布缝形态为间隔型纺锤形布缝；分段压裂裂缝条数为7～8条，缝长为150 m。优化结果在吴仓堡油田试验后，水平井稳定日产油是同区常规井的7倍；在延长油田其他区块进行推广应用，水平井稳定日产油是同区常规井的5.8倍。

超低渗油藏；吴仓堡油田长9油藏；非线性渗流数值模拟；水平井油藏地质参数；优化与实践

据2015年资料，延长油田超低渗油藏地质储量约为9.5×108t，占延长油田地质储量的35%，且随着延长勘探在下组合等新层位上的突破[1]，超低渗油藏的比例还将进一步增加。常规井开发超低渗油藏存在单井产量低、递减快、效益差等问题，水平井技术是未来超低渗油藏开发重要的攻关方向[2-4]。本文利用超低渗油藏非线性渗流数值模拟软件，以吴起吴仓堡油田长9油藏为例，对水平井油藏地质参数进行了系统优化，明确水平井注采井网和裂缝条数等参数的界限值，并对近年来水平井的开发效果进行分析，探讨水平井油藏地质参数优化结果在延长超低渗油藏开发中的适应性[5]。

1 油藏地质特征

吴仓堡油田位于陕西省吴起县吴仓堡镇境内，区内主要构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的西部边缘(图1)，构造简单，主要表现为西倾单斜，背景上由差异压实作用形成的一系列低幅鼻状隆起，地层倾角不足1°，平均坡降约6～8 m/km。

图1 研究区在鄂尔多斯盆地的位置图Fig.1 The location of study area in Ordos Basin

研究区长9储层以三角洲前缘沉积为主，岩性为浅灰色含钙细粒岩屑长石砂岩，石英含量为17.9%～34.4%，平均为25.1%；长石+岩屑含量为51.8%～64.0%，平均为58.3%，填隙物以伊蒙混层、绿泥石为主，含量14.0%～32.8%，平均为24.7%。砂岩成分成熟度差，碎屑颗粒大小为0.23～0.34 m，磨圆度为次棱—次圆，分选中—好，风化程度中—深，胶结类型多为孔隙胶结，次为压嵌、薄膜胶结，颗粒之间多为点—线状接触。

长9储层孔喉半径小，主流喉道半径为0.658 μm，孔隙的几何形状不规则，连通差，孔壁粗糙，排驱压力平均值高；平均孔隙度为10.5%，平均渗透率为0.6 mD；原始地层压力18.1 MPa，长9油藏为低压超低渗岩性油藏。

长9油藏原油物性较好，地层原油黏度为1.93 mPa·s，原油密度为0.75 g/cm3，原始气油比为74.71 m3/t，不含沥青质和硫，属于轻质、中黏度、常规原油。

2 基础模型建立及数模软件优化

2.1 基础模型建立

采用油水两相黑油模型建立三维两相模型，依据吴仓堡区块长9储层特征，超低渗透油藏参数见表1。选取网格步长10×10 m，“X”网格方向与最大主应力方向平行。水力压裂裂缝采用局部网格加密的方法实现。模拟计算的时间步长为30天，模拟时间为20年。

表1 地质模型主要参数表

2.2 数模软件优化

根据超低渗油藏渗流特征，将常规数模软件进行了优化。一是设定了启动压力梯度。超低渗油藏喉道细小，表现出非线性渗流特征[6]。即发生非线性渗流时，其压力梯度与流速的关系曲线可以分为拟线性渗流段、非线性渗流段、不流动段三个部分。流体所处压力梯度必须大于启动压力梯度才能流动，渗透率越低，启动压力梯度越高。室内岩心实验求取吴仓堡油田的平均启动压力梯度为0.147 MPa/m。二是将变渗透率状态方程引入运动方程。水平井分段压裂后，人工裂缝与基质渗透率差别较大，渗流规律也不一样，因此将变渗透率状态方程引入运动方程中，建立超低渗油藏三维三项非线性渗流油藏数学模型，实现了不同油层和同一油层不同区域应用不同非线性渗流曲线的数值模拟技术，该技术可模拟出井网形式、井排距等参数调整后的采出程度与含水率对比以及压力场、饱和度场、压力梯度场的分布规律。

3 水平井开发参数优化

本文主要研究水平井井网形式、水平段长度、注水井位置、裂缝形态、裂缝条数、裂缝导流能力等油藏地质参数对开发效果的影响[7]。

3.1 水平井井网形式优化

在总结和借鉴国内外类似油藏水平井开发试验[8-9]、室内理论研究的基础上提出3种井网设计(图2)。井网一为直井注水、水平井采油五点法联合布井井网，井网二为直井注水、水平井采油七点法联合布井井网，井网三为水平井注水、水平井采油井网。对3种井网累计产油和含水率变化进行数模，预测未来3年的趋势。数模条件为：油层地质参数一致，地层压力保持水平一致，水平井参数一致，注水技术政策一致。

根据数模结果(图3、图4)，对不同井网累产油和含水率变化趋势进行对比，井网三初期累产油最高，但后期含水率上升较快、产油速度降低；井网二累产油最高，井网一和井网二含水率上升速度接近，均相对较慢。综合而言，井网二为最佳井网形式。

图2 水平井注采井网设计Fig.2 Horizontal well injection-production well pattern form

图3 不同井网含水率随时间变化曲线Fig.3 Variation of moisture content with time in different patterns

图4 不同井网累产油随时间变化曲线Fig.4 Cumulative oil production curve with time in different pattern

3.2 水平段长度优化

水平段长度优化主要考虑3个因素：压力场分布范围、水平井单井产量和采出程度。采用井网二(七点法联合布井井网)开展不同水平段长度数模预测。

从不同水平段长度的同一时刻(开发3年)的压力分布场(图5)可以看出：水平井长度较短时(500～800 m)，水平井段周围压力波及范围呈现“宽短型”形态；水平井长度较长时(大于900 m)，水平井段周围压力波及范围呈现“窄长型”形态。

从不同水平段长度与采出程度关系曲线(图6、图7)可以看出，开发时间越长、水平段长度越长，采出程度越高；但是开发时间超过10年、水平段长度大于800 m后，采出程度增加幅度明显减缓。

综合考虑上述3个方面结果以及投资、产出效益等因素，七点法联合布井井网水平段长度为600～800 m较好。

图5 不同水平段长度压力场分布图Fig.5 Pressure field distribution of different horizontal section length

图6 不同水平段长度采出程度与开发时间关系曲线Fig.6 Recovery percent curve with time in different horizontal section length

图7 不同水平段长度与采出程度关系曲线Fig.7 Relationship curve between recovery percent and different horizontal section length

3.3 注水井位置优化

七点法联合布井井网一口水平井对应6口直井注水井，以水平段为中心，两边对称各3口注水井。注水井位置优化包括两方面：一是要优化注水井与水平段之间的垂直距离，二是要优化注水井井排两口相邻注水井的距离。本次研究注水井与水平段垂直距离设计了5个方案(300 m、350 m、400 m、450 m、500 m)；两口相邻注水井距离设计了5个方案(450 m、500 m、550 m、600 m、650 m)。已知长9油藏平均渗透率为0.6 mD，平均启动压力梯度为0.147 mPa/ m，设定分段压裂人工缝长为150 m，采用非线性渗流模拟方法进行模拟研究。研究结果(图8、图9，表1、表2)表明：注水井与水平段垂直距离在350～400 m之间时，采出程度最高；两口相邻注水井距离在550～600 m之间时，采出程度最高。故优选最佳注水井排与水平井垂直距离为350～400 m，两口相邻注水井距离为500～550 m。

图8 注水井与水平段不同垂直距离开发效果曲线Fig.8 Development effect curve in different vertical distance between water injection well and horizontal section

图9 不同注水井距离开发效果曲线Fig.9 Development effect curve in different distance between water injection wells

垂直距离/m采出程度/%井网面积/km2井数/口采出程度/%30023．980．6643．9635021．030．7744．0640018．450．8844．0645016．050．9943．9750014．281．1043．93

表3 不同注水井距离开发效果统计表

3.4 布缝形态优化

布缝形态是分段压裂时各段压裂缝长及排列的形态[10-11]。考虑单井产量、含水率、采出程度等3个因素，以七点法联合布井井网设计了4个方案。方案1：均匀等长布缝；方案2：哑铃型布缝；方案2：连续型纺锤形布缝；方案4：间隔型纺锤形布缝(图10)。

图10 水平井裂缝形态设计方案Fig.10 Horizontal well network fracture length design

利用非线性数值模拟软件建立上述4种方案的地质模型，通过模拟预测30年单井日产油趋势以及含水率和采出程度的关系，并对4个方案进行对比。结果表明(图11、图12)，开发后期方案4单井产量最高，在相同采出程度下方案4含水率最低，因此，布缝形态推荐方案4，即间隔型纺锤形布缝方式。

图11 不同方案日产油对比曲线Fig.11 Oil production contrast of different horizontal well network fracture

图12 不同方案的含水率与采出程度关系曲线Fig.12 The relationship between water cut and recovery percent

图13 不同裂缝条数累产油对比Fig.13 The cumulative oil production contrast in different fracture number

图14 累产油与裂缝条数关系曲线Fig.14 The relationship between cumulative oil production and fracture number

3.5 裂缝条数优化

人工压裂裂缝是连通油藏与井筒的有效通道，为了研究裂缝条数对开发效果的影响，设计了不同裂缝条数(1、2、3、4、5、6、7、8、9条)，裂缝间采用等距分布的方式。通过模拟不同裂缝条数时的生产情况可以看出，随着裂缝条数的增加(图13、图14)，压裂水平井的累产油总体上逐渐增加，但在相同生产时间内，累产油增幅随着裂缝条数的进一步增加逐渐减小。这是因为随着裂缝条数的增加，裂缝间的距离变得更近，相互间的干扰加重，使每条裂缝的产量减小，进而使得压裂水平井的累产油增幅变缓。且裂缝条数较多会增加压裂工艺的难度和成本，因此优选最佳裂缝条数为6～8条。

3.6 裂缝长度优化

裂缝长度是影响压裂水平井产能的一个重要因素[12]。为研究裂缝长度对压裂水平井产能的影响，设计了不同裂缝长度(50 m，100 m，150 m，200 m)，建立不同裂缝长度下的模型，分析不同裂缝长度对水平井累产油的影响。模拟结果表明(图15)，压裂水平井累产油并不随裂缝长度的增加而线性增大，对于具体的油藏，储层渗透率、水平井长度、裂缝导流能力和裂缝条数一定，应存在一个相对最佳的裂缝长度值。对于吴仓堡长9油藏，优选最佳裂缝长度为150 m左右。

图15 不同裂缝长度累产油对比Fig.15 The cumulative oil production contrast in different fracture length

4 水平井开发实践与效果

4.1 吴仓堡试验区水平井开发效果

吴仓堡长9油藏共试验水平井4口(图16)，水平井油藏地质相关参数见表4。4口水平井初期日产油平均为16.8 t，半年后稳定日产油平均为9.1 t；而本区块长6油藏常规井初期日产油平均为3.8 t，半年后稳定日产油平均为1.3 t；水平井初期日产油是常规井的4.4倍，半年后稳定日产油是常规井的7倍。

图16 吴仓堡长9油藏水平井井位图Fig.16 The horizontal well location map of chang 9 reservior in Wucangbao

吴仓堡长6油藏平均孔隙度为10.8%，平均渗透率为0.94 mD，储层物性及油层特征与长9油藏相近，故长6油藏水平井油藏地质相关参数按照数模优化结果进行设计。吴仓堡长6油藏共试验水平井8口(图17)，水平井油藏地质相关参数见表4。8口井初期日产油平均为8.7 t，半年后稳定日产油平均为4.9 t；同区块长6油藏常规井初期日产油平均为1.5 t，半年后稳定日产油平均为0.7 t；水平井初期日产油是常规井的5.8倍，半年后稳定日产油是常规井的7倍。

图17 吴仓堡长6油藏水平井井位图Fig.17 The horizontal well location map of chang 6 reservior in Wucangbao

4.2 其他区块推广应用效果

延长油田近几年新建产能区块中的长6、长7、长8、长9油藏均为超低渗透油藏，因此，2012—2015年超低渗透油藏水平井油藏地质参数设计也参照了吴仓堡水平井参数优化成果，采用七点法联合布井井网；注水井排与水平井垂直距离为350～400 m，相邻注水井距离为500～550 m；人工裂缝布缝形态为间隔型纺锤形布缝，缝长150 m。

表4 吴仓堡试验区水平井参数对比表

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

参数类型数模优化结果吴仓堡长9油藏实际参数吴仓堡长6油藏实际参数水平段长度/m800512～775852水井间距/m500～550500500水井与水平段距离/m350～400300325布缝方式间隔型纺锤形间隔型纺锤形间隔型纺锤形裂缝条数/条7～87～88．2最大裂缝半长/m150150150

根据各厂的具体情况，水平段长度和分段压裂裂缝条数适当做了一些调整。统计6个采油厂11个区块长6、长7 、长8、长9油藏102口水平井(不包括体积压裂水平井)投产后的数据，水平井初期日产油是同区常规井的3.47倍，半年后稳定日产油是同区常规井的5.64倍(表5)。

5 结论及认识

(1)吴仓堡长9油藏水平井开发油藏地质相关参数优化结果为：采用七点法联合布井井网；水平段长度为600～800 m；注水井排与水平井垂直距离为350～400 m，相邻注水井距离为500～550 m；人工裂缝布缝形态为间隔型纺锤形布缝；分段压裂裂缝条数为7～8条，缝长150 m。

(2)吴仓堡试验区长9、长6油藏水平井稳定日产油是同区常规井的7倍，吴仓堡试验区其水平井油藏地质相关参数优化结果在延长油田其他区块推广应用后，稳定日产油是同区常规井的5.8倍。

(3)总体来说，随着新井产能建设区块油藏品质的逐年变差，水平井的开发效果相对较好，水平井油藏地质参数优化结果基本适应延长超低渗透储层。

表5 各采油厂水平井参数优化开发效果表

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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

*第一作者简介：贾自力 (1970—) ，男，博士，高级工程师，从事油气田开发研究工作。邮箱：1801906903@qq.com.