鄂尔多斯盆地水平井开发注采参数优化研究

谢利成

（延长油田研究中心，陕西延安 716000）

鄂尔多斯盆地水平井开发注采参数优化研究

谢利成

（延长油田研究中心，陕西延安 716000）

目前鄂尔多斯水平井开发已经达到一定规模，但是相应的注采井网及配套设施有待进一步提高，文章分别从延安组及延长组油藏，现有的各类井网与其对应的投产方式进行论述，认为采用分段压开，分段注水的投产方式比较合理。其次，从注水时机、生产压差、注采比等方面对水平井开发模式进行了论述，认为超前6个月温和注水开发效果最好，延安组合理生产压差为3 MPa，注采比1.12，延长组合理生产压差4.5 MPa，注采比1.14。并最终汇总给出了鄂尔多斯盆地水平井开发注采参数优化总结。

注采比；生产压差；注水时机；导流能力

鄂尔多斯盆地经过近年来水平井的大规模开发，取得了较好增油效果。但目前水平井区开发存在井型及井网形式单一，注采井网不完善，水平井的设计没有完善配套的筛选标准，以至部分水平井开发效果不理想或快速变差等问题。为了改善水平井区开发效果，提高水平井产能与油田采收率，有必要对鄂尔多斯盆地水平井开发注采参数优化进行研究[1-5]。

1 投产方式研究

1.1 延安组边底水油藏

1.1.1 水平井五点法井网射孔与压裂投产方式对比为了对比压裂与射孔（或筛管）完井投产方式对开发效果的影响，建立了水平注水井不压裂的水平井五点井网模型，模拟计算20年的开发指标（见表1）。

研究结果表明：压裂投产10年的采出程度仅比射孔投产高2.5%，但含水却高出11%，生产20年的采出程度仅比射孔投产高1.2%，含水高4.5%，说明压裂投产含水上升速度远高于射孔投产，也就是说压裂投产产出的原油大部分是在高含水期产出。此外，压裂投产产液量是射孔投产的2.5倍，注水利用率低，因此，对于延安组边底水油藏，推荐采用射孔（或筛管）完井方式投产。

表1 延安组水平井五点井网不同投产方式开发指标对比表

1.1.2 水平井与直井联合五点井网射孔与压裂投产方式对比 为了对比压裂与射孔（或筛管）完井投产方式对开发效果的影响，建立了直井注水井不压裂的水平井五点井网模型，模拟计算20年的开发指标（见表2）。

研究结果表明：压裂投产生产20年的采收率仅比射孔投产高0.31%，而含水却高出13.42%，因此，推荐采用射孔（或筛管）完井方式投产。

表2 延安组联合五点井网不同投产方式开发指标对比表

1.1.3 水平井与直井联合排状井网射孔与压裂投产方式对比 为了对比压裂与射孔（或筛管）完井投产方式对开发效果的影响，建立了直井注水井不压裂的水平井排状井网模型，模拟计算20年的开发指标（见表3）。

研究结果表明：压裂投产生产20年的采收率比射孔投产低4.81%，而含水却高出3.3%。从结果可以看出，压裂投产见水早，含水高，见水后日产量下降明显，低于射孔投产，因此，水平井与直井联合排状井网推荐采用射孔（或筛管）完井方式投产[6-8]。

表3 延安组联合排状井网不同投产方式开发指标对比表

1.2 延长组油藏

延长组油藏物性差，不压裂很难获得工业产能，但由于延长组水平井水平段普遍较长，采用直井与水平井联合井网模型，分三种情况考虑水平井的投产方式：

整体压开，全段注水：水平段一次性压裂投产，对应直井注水井同步注水；

整体压开，分段注水：水平段一次性压裂投产，对应直井注水井从根部开始分段逐级注水，注水井未转注前与水平井同步采油；

分段压裂，分段注水：水平井从根部开始分段压裂，对应直井注水井分段注水，注水井未转注前与水平井同步采油。

研究结果表明：三种开发方式短期的开发效果整体压开，全段注水的最好，随着开发时间的延长，三种开发方式的开发效果差异逐渐减小。从投资回收期方面考虑，推荐采用整体压开，全段注水的投产方式，如果储层非均质性比较严重，且考虑到后期便于水淹治理，推荐采用分段压开，分段注水的投产方式（见表4）。

表4 延长组不同投产方式开发指标对比表

2 注水时机优化

2.1 延安组边底水油藏

图1 延安组转注时间优化结果图

图2 延长组转注时间优化结果图

为了研究转注时机对开发效果的影响[9，10]，采用水平井与直井联合五点井网基础模型，设计了超前6/4/2个月注水，同步注水，延迟2/4/6/8/10个月注水共9个方案，对比不同方案模拟计算20年的采收率，优化结果（见图1），延安组油藏超前注水和同步注水以及延迟2个月注水的采收率相差不大，当延迟注水超过4个月，对采收率有一定的影响，因此，推荐延安组边底水油藏采用同步注水方式开发。

2.2 延长组油藏

同样采用水平井与直井联合五点井网基础模型，设计了超前12/10/8/6/4/2个月注水，同步注水，延迟2/ 4个月注水共9个方案，对比不同方案模拟计算20年的采收率，优化结果（见图2），延长组油藏超前注水开发效果明显好于同步注水和延迟注水，当超前注水大于6个月时采收率增幅变缓，因此，推荐延长组油藏采用超前注水方式开发，根据不同油藏的注入能力和注水设备限制，尽量满足超前注水6个月。

3 生产压差、注采比优化

3.1 延安组边底水油藏

应用水平井与直井联合五点井网模型，模拟研究不同生产压差、不同注采比下的开发效果。

图3 延安组生产压差与采收率关系图

计算结果（见表5、图3、图4）。由以上结果可以看出随着生产压差的增大，采收率逐渐增大，当生产压差大于3 MPa后，采收率增幅变缓，因此，延安组合理生产压差3 MPa。随着生产压差增大，注采比和采油速度同时增大，当注采比大于1.12后，采油速度基本不再增加，因此，延安组合理注采比为1.12。

表5 延安组方案计算结果

3.2 延长组油藏

同样应用水平井与直井联合五点井网模型，模拟研究不同生产压差、不同注采比下的开发效果。

计算结果（见表6、图5、图6）。生产压差和注采比的变化特征与延安组类似，不同的是延长组油藏渗透率更低，因此其合理生产压差大于延安组，为4.5 MPa，合理注采比也略大于延安组，为1.14。

图4 延安组注采比与采油速度关系图

图5 延长组生产压差与采收率关系图

表6 延长组方案计算结果

4 小结

本章通过数值模拟分别优化了延安组和延长组油藏水平井投产方式、裂缝参数、注水时机、生产压差和注采比，得到以下认识：

（1）延安组边底水油藏适合射孔或筛管完井，延长组需压裂投产，推荐采用整体压开，全段注水的投产方式，如果储层非均质性比较严重，且考虑到后期便于水淹治理，推荐采用分段压开，分段注水的投产方式。

（2）延安组油藏适合同步注水开发，延长组油藏超前6个月温和注水开发效果最好。

图6 延长组注采比与采油速度关系图

（3）延安组合理生产压差为3 MPa，注采比1.12，延长组合理生产压差4.5 MPa，注采比1.14。

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Optimization of injection production parameters for horizontal well development in Ordos basin

XIE Licheng
（Research Center of Yanchang Oilfield Limited Company，Yan'an Shanxi 716000，China）

At present,the development of Ordos wells has reached a certain scale,but the corresponding well network and facilities need to be further improved.This article from the Yan'an formation and Yanchang formation,the existing types of wells and the corresponding operation mode are discussed.The authors believe that the segmented sub injection pressure to open the production mode is rational.Secondly,from the time of water injection,production pressure,injection production ratio and other aspects of the development mode of horizontal wells is discussed that is 6 months ahead of moderate waterflood development effect is the best combination of Yan'an production pressure difference is 3 MPa,the injection production ratio of 1.12,and extend the combination of differential pressure 4.5 MPa,injection production ratio of 1.14.Finally,the optimization of injection production parameters of horizontal well in Ordos basin is summarized.

injection production ratio；production pressure difference；time of water injection；conductivity

TE357.62

A

1673-5285（2017）05-0077-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.018

2017－04-10

谢利成，男（1983-），工程师，储层评价与油藏描述，多年从事水平井地质导向工作，邮箱：285753009@qq.com。