鄂尔多斯盆地南部下寺湾蒲家沟水平井部署参数优化研究

谢利成.

(延长油田研究中心, 陕西延安 716000)



鄂尔多斯盆地南部下寺湾蒲家沟水平井部署参数优化研究

谢利成.

(延长油田研究中心, 陕西延安 716000)

为提高下寺湾油田蒲家沟区水平井整体开发效果，从各主要参数入手，探索解决水平井整体部署中存在的问题。邻区电模拟试验不同水平段方向压力分布结果表明，水平井垂直于裂缝方向时，压力传播方向与注采方向夹角较小，能够提高油井的受效程度。采用数值模拟流线模型对两种水平井井网渗流场进行模拟对比后发现：五点井网、七点井网渗流场流线分布均匀且对称，避开了注水线，结合控制端缝规模的纺锤形裂缝布放模式，能够有效预防见水。综合裂缝布放模式、缝间距、井排距对整体部署井网进行了优化，将优化后的参数分别用范子菲公式法、郎兆新公式及数值模拟法等3种方法论证了两种井网下的单井产能，最终给出了一套适用于本区的参数。研究成果为蒲家沟进一步整体开发提供了合理建议，并对其他区块水平井整体开发具有指导意义。

水平井部署；井网；裂缝；数值模拟

蒲家沟油区于2013年开始开发，为整个延长油田最早水平井整体开发的区块之一，由于前期开发认识的不足，导致开发过程中出现了一系列问题。为了提高整体开发效果及对已开发区域进行完善，有必要对该区水平井部署进行探索性研究，从与水平井部署相关的主应力方向、井网、裂缝等方面入手，给出适合该区的一套参数及与产能评价相关的计算方法。

1 问题的提出

蒲家沟区长7油层分布主要受三角洲前缘水下分流河道砂体控制，圈闭成因与砂岩的侧向尖灭及岩性致密遮挡有关，为特低渗岩性油藏，原始驱动类型为弹性溶解气驱。目前油井主要开发动用层位是长7油层。随着进一步开发，问题逐渐暴露出来，如：①水平井与裂缝夹角的不合理，导致水平段局部过早水淹，为后期治理带来巨大困难；②井距部署不合理，导致后期作业时，两组相邻水平井相互压穿；③根据长7开发井投产生产数据统计分析，液量下降明显、含水基本保持平稳、地层能量亏空等一系列问题亟待解决。

2 重要参数优化

2.1 水平井与主应力关系

根据邻区电模拟试验不同水平段方向压力分布结果[1-5]，当水平井平行于裂缝方向时，压力传播方向与注采方向存在较大夹角，不能充分发挥裂缝作用；当水平井垂直于裂缝方向时，压力传播方向与注采方向夹角较小，提高了油井的受效程度。

对比长庆油田各水平井试验区不同水平段方位开发效果发现：水平井段垂直于最大主应力方向时，水平井初期产量高、生产时间长、累计产油量高、开发效果较好。从表1可以看出，在垂直于最大主应力方向时，水平井比直井(丛式井)初期产量可提高2.4～2.9倍，累计产量可提高2.3～3.2倍。

表1 不同方水平井方位开发效果对比表

2.2 井网形式优化

对于超低渗透油藏，水平井具有能量补充困难、见水后难治理的特点。水平井井网的设计要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，另外还要最大限度地延缓主应力方向的水窜程度及水淹时间。

结合理论研究，采用数值模拟流线模型对多种水平井井网渗流场进行模拟对比发现：五点井网、七点井网渗流场流线分布均匀且对称，避开了注水线，结合控制端缝规模的纺锤形裂缝布放模式，能够有效预防见水；五点井网油水井数比为1∶1，每口水平井对应4个能量补充点，能较好地补充地层能量；七点井网油水井数比为2∶1，每口水平井对应6个能量补充点，能有效补充地层能量(图1～图3)。

图1 五点井网渗流场图Fig.1 Seepage field diagram of five-point well pattern

图2 分段压裂五点井网示意图Fig.2 Schematic diagram of five-point well pattern in block fracturing

图3 分段压裂七点井网示意图Fig.3 Schematic diagram of seven-point well pattern in block fracturing

2.3 水平井参数优化

水平井参数是影响水平井开发效果的重要因素，通过对水平井参数的优化能提高水平井的单井产能、延长无水采期、提高最终采收率。水平井参数优化主要包括裂缝布放模式优化、缝间距优化、井排距优化以及水平段长度优化。

2.3.1 裂缝布放模式优化

水平井裂缝布放模式有3种：纺锤形、等长形、哑铃形(图4)。采用数值模拟的方法分别模拟3种模式下水驱波及面积以及地层压力分布状况[6-8](图5、图6)。如图5所示，红色部分代表平面层内油体分布，当中间缝长大于两端时(图5a)，水平井的波及面积最大；反之，如图5c中哑铃形裂缝布放时，水平井的波及面积最小；等长形次之。因此，含水率相近时，纺锤形波及面积最大，水驱油效率最高；纺锤形模型的低压区域小，平均压力高于哑铃形模型。综合对比分析，研究区长6、长7油藏水平井裂缝布放模式优选为中间缝比端缝长的纺锤形。

图4 不同模式裂缝布放模式示意图Fig.4 Schematic diagram of different modes of fracture distribution pattern

图5 不同裂缝布放模型驱油效果图Fig.5 Oil displacement effect diagram of different fracture distribution models

图6 不同裂缝布放模式压力分布图Fig.6 Stress distribution diagram of different modes of fracture distribution pattern

2.3.2 缝间距优化

缝间距的大小影响着油井的日产量及最终采出程度。采用数值模拟的方法模拟了缝间距分别为50 m、70 m及90 m时单缝日产油量、单井日产油量以及最终采出程度生产曲线(图7～图9)。数值模拟表明：在水平段长度一定的条件下，缝间距越大，单缝日产油量越高；缝间距越小，初期单井日产量越高；但缝间距为70 m时，最终采出程度最高。可见，最佳缝间距在50～70 m之间。

图7 缝间距为50 m时单缝日产量随生产时间变化曲线Fig.7 Time variation curve of single seam daily production with 50 m

图8 缝间距为70m时单缝日产量随生产时间变化曲线Fig.8 Time variation curve of single seam daily production with 70 m

图9 缝间距为90m时单缝日产量随生产时间变化曲线Fig.9 Time variation curve of single seam daily production with 90 m

长庆油田类似油藏井下微地震测试结果表明，段间距太小则压裂缝重叠区过多，段间距太大则缝网控制程度低，最佳缝间距在60 m左右。

综上所述，下寺湾油田长7油藏水平井压裂改造最佳缝间距优选为60 m。

2.3.3 井排距优化

水平井井排距的优化参照上述丛式井井排距优化的结果，结合水平井压裂规模大于丛式井的事实，水平井网注水井合理排距优化为150 m左右。考虑非均质性油藏各向异性、启动压力梯度，应用水平井网井排距比法，确定井网合理井距。

根据启动压力梯度的定义，可以确定在井距、排距分别为a1、b1时的启动压力梯度表达式如下：

(1)

(2)

式中PH——供给边界压力，MPa；Pwf——井底流压，MPa；a1——极限注采井距，m；b1——排距，m；rw——井半径，m；λ1——y方向启动压力梯度，MPa/m；λ2——x方向启动压力梯度，MPa/m；Kx——x方向有效渗透率，mD；Ky——y方向有效渗透率，mD。

以上两式相除并取标准单位后得如下公式：

(3)

式中R——井排距比，即R=a1/b1。

由以上公式可以计算出，研究区水平井网合理的井距为600 m左右。

2.3.4 水平段长度优化

水平段长度直接影响着油井的单井产能，合适的水平井段长度能形成有效的驱替压力系统，进而最大限度地提高单井产能，从而获得较高的最终采收率。通过数值模拟五点井网及七点井网条件下油井生产曲线，结合开发实践，优选出适合下寺湾油田长7油藏的水平段长度参数。

数值模拟结果表明：水平段越长，单井日产油量越高(图10)。但不同井网形式差别较大，主要与周围注水井驱替系统有关。五点井网注水条件下，

图10 不同水平段长度单井日产油量对比曲线Fig.10 Comparison curves of single well daily oil production with different horizontal sections

图11 单井日产油量对比曲线Fig.11 Single well daily oil volume contrast curves

水平段长度超过350 m后，单井产量开始趋于平缓递增，增幅很小，水平段中部不能形成有效驱替系统，随着开发时间增长，低压区域逐渐变大；而七点井网注水条件下，水平段长度超过800 m后增长速率减缓(图11)。

综合以上理论分析和数值模拟结果，结合类似油藏开发实践，研究区水平井井网系统及水平井参数优选如下：

水平井段长度：五点井网水平井段长度为400 m，七点井网水平井段长度为800 m；注水井井距：排距为150 m，裂缝间距为60 m，裂缝布放模式为纺锤形(表2)。

表2 两种水平井网形式主要参数表

数值模拟研究结果表明：五点井网单井控制面积为0.42 km2，初期单井产量为6.2 t/d，最大采油速率为1.86%，最大年递减率为26.6%；七点井网单井控制面积为0.66 km2，初期单井产量为9.3 t/d，初期采油速率为1.62%，最大年递减率为21.7%；在达到相同含水率时，五点井网采出程度略高于七点井网。可见，五点井网和七点井网均能取得较好的开发效果。

综合以上分析，结合下寺湾油田道镇蒲家沟长7油藏的埋深、砂体展布特征、储层物性和裂缝发育情况，本次研究确定水平井网采用七点井网进行开发试验。水平段方向垂直于最大主应力方向，即NE170°；考虑到研究区的井控程度和预测主力砂体带的宽度，本次水平段长度为700 m；注水井到水平段的垂直距离为300 m，注水井到水平井的排距为150 m。压裂方式采用大排量、大液量、低砂比的体积压裂，裂缝布放模式为中间长两端短的纺锤形，最佳缝间距为50～60 m。为避免腰部注水井导致水淹，水平井段中部预留200 m水平段不压裂。

3 参数优化后的产能评价

相对于直井，水平井单井产能影响因素复杂，其中水平段长度、井网形式、裂缝条数是影响其产能的重要因素。下寺湾油田道镇蒲家沟长7储层水平井单井产能论证遵循产能递减规律，综合考虑不同储层条件下的上述几种因素，采用低渗透理论计算方法和数值模拟等方法综合评价水平井单井产能。

3.1 范子菲公式法(压裂水平井稳态解)[9-10]

渗流公式法利用水平井渗流理论模型，分别考虑裂缝与基质对水平段流量的贡献，利用两者加权平均值之和来计算水平井产能。

裂缝流向水平段总流量的计算公式：

(4)

式中Qfmax——从裂缝流向水平段流量，m3/d；K——油藏基质渗透率，mD；ho——油层厚度，m；n——裂缝条数；μo——地层原油密度，kg/m3；Bo——原油体积系数；pe——与垂直裂缝平行的两侧恒压边界；pwf——裂缝内压力，MPa；a——油藏宽度，m；b——油藏长度，m；c——裂缝平均张开宽度，m；Lf——裂缝的平均长度，m;Kf——裂缝的渗透率，mD；rw——井筒半径，m。

基质流向水平段流量的计算公式：

(5)

式中Qmmax——基质流向水平段流量，m3/d；

L——水平井筒长度，m。

压裂水平井的总流量可以近似认为是以上两项加权平均值之和，即：

Qo=ϖ1Qfmax+ϖ2Qmmax

(6)

式中Qo——压裂水平井的总流量，m3/d；

ϖ1——从裂缝流向水平井段权重；

ϖ2——基质流向水平井段权重。

对于低渗透油藏，采用套管射孔完井，然后再进行水力压裂，在油层中形成n条人工裂缝，在这种情况下，ϖ1=1,ϖ2=0。充分考虑井网形式及裂缝数，下寺湾油田长7储层五点、七点井网条件下水平井产能分别可达7.2t/d、11.4t/d。

3.2 郎兆新公式(压裂水平井)[11]

根据压裂水平井产能计算郎兆新公式：

(7)

式中n——压裂缝条数；R——供液半径，m；d——裂缝间距，m；Lf——裂缝半长，m；Q——水平井产量，m3/d；h——地层厚度，m；μ——流体黏度，mPa；N——裂缝条数；i——第i条裂缝。

计算得到下寺湾油田长7储层五点、七点井网条件下水平井产能分别可达5.7 t/d、7.9 t/d。

3.3 油藏数值模拟方法

根据上述油藏数值模拟计算的结果，下寺湾油田长7储层五点、七点井网条件下水平井产能分别可达6.2 t/d、9.3 t/d。

表3 两种水平井网形式单井产能预测表

综合以上3种方法，下寺湾油田长7储层五点、七点井网条件下水平井产能综合取值分别为5.0～7.0 t/d、8.0～10.0 t/d。考虑到该区块储层物性较差，水平井初期单井日产油量确定为6.0 t。

4 结论

综合以上的井网形式、方向、长度、井排距等水平井的参数优化，最终确定水平井的部署原则为：

(1)井网形式：七点井网，直井注水，水平井采油；

(2)水平段方向：NE170°；

(3)水平段长度：700 m；

(4) 井排距：注水井间距为600 m，排距为150 m。

[1] 曲建山,席天德.延长油田定边采油厂王盘山定44010井区开发方案[R].延长油田研究院,2011.

[2] 董玉安,李生莉,詹书超,等.刘峁塬区块定资5158井区油藏评价[R].延长油田股份有限公司定边采油厂,2012.

[3] 董玉安,关建华,李生莉,等.川口油田注水开发示范区稳油控水调整方案[R].延长油田股份有限公司川口采油厂,2011.

[4] 张凤奇.下寺湾油田道镇蒲家沟区三叠系延长组长6、长7、长8油层组油藏描述报告[R].延长油田股份有限公司下寺湾采油厂,2014.

[5] 席天德.下寺湾油田道镇蒲家沟长6、长7油藏开发方案[R].延长油田股份有限公司下寺湾采油厂,2013.

[6] 郭艳琴.富县探区延长组储层微观特征研究[D].西安:西北大学,2006:1-87.

[7] 赵军龙.南梁油田华64区油藏描述与地质建模研究[D].西安:长安大学,2007:1-100.

[8] 李仲恺.鄂尔多斯盆地南梁油田华64区剩余油分布规律研究[D].西安:西安石油大学,2007:1-89.

[9] 黄兄.白豹油田测井精细解释及储层预测[D].西安:长安大学,2007:1-100.

[10] 黄琼.白豹地区长6储层综合评价[D].西安:西安石油大学,2008:1-95.

[11] 邵先杰.砂岩储层裂缝及非均质性研究[M].银川:宁夏人民出版社,2007:28-57.

Study on Optimization of Deployment Parameters of HorizontalWells in Pujiagou, Xiasiwan, Southern Ordos Basin

Xie Licheng

(Research Center of Yanchang Oilfield Company, Yan'an, Shaanxi 710000, China)

In order to improve the overall development effect of horizontal wells in Pujagou area of Xiasiwan oilfield, the problems in the overall deployment of the horizontal wells were explored from the main parameters. The results of pressure distribution in different horizontal sections of electric simulation experiment showed that the angle between the direction of pressure propagation and the direction of injection and production was small, which can increase the efficiency of the oil wells. Using a variety of horizontal wells seepage field simulation we found the flow numerical simulation models: five wells, seven wells net seepage streamline distribution uniform and symmetrical, and to avoid the water filling, combined with the control spindle end seam crack cloth the size of the discharge mode, can effectively prevent water. Comprehensive crack laying mode and row spacing on the overall deployment of well optimized joint spacing, wells, the Fan Zifei formula, Lang Zhaoxin formula and numerical simulation of three kinds of methods to demonstrate two kinds of single well production well network, and gave a set of parameters suitable for this area. The research results provided reasonable suggestions for the further development of the Pujagou, and it has guiding significance for the overall development of horizontal wells in other blocks.

horizontal well deployment; well pattern; fracture; numerical simulation

谢利成(1983—)，男，硕士，工程师，从事水平井地质导向工作。邮箱：285753009@qq.com.

TE321

A