鄂尔多斯盆地胡尖山地区水平井参数优化

高超利，史建国

(延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西延安 717600)

随着油气资源勘探开发程度的深入，水平井作为油藏开发已取得了良好的开发效果。水平井在底水油藏中应用具有油层接触面积大、产量高、储量动用程度高、底水锥进慢、最终采收率高等优势，可有效改善常规井产量递减快、含水上升快、采出程度低等问题[1-2]。2010年以来，延长油田逐步将水平井技术推广，伴随着国内外低渗透油藏水平井开发的进行，在水平井开发油藏的优选、开发井网设计、水平井注水研究、产能预测和完井技术等方面的研究已取得了一些成果，为进一步勘探开发奠定了良好的基础。通过对该区水平井实施效果的分析，验证水平井的最优参数方案，为同类油藏的开发提供指导[3-4]。

1 区域地质特征

胡尖山地区地形复杂，沟谷纵横，梁峁发育，属典型的黄土塬地区[5-6]。区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部，主要开发层位有三叠系延长组长7、侏罗系延安组延10油层组[7-8]。目前共有各类生产井84口，其中水平井11口，生产层位主要为长7、延10油藏。研究区延10段为低孔低渗油层，根据测井物性统计，平均孔隙度约11.17%左右，渗透率差异较大，介于0.01～18.27 mD之间，平均为7.34 mD。长7储层孔隙度分布范围在4.10%～9.60%之间，平均值为6.62%，频率分布主体集中在5%～9%；渗透率分布范围在0.12～2.16 mD之间，平均值为0.62 mD，频率分布主体集中在0.20～0.61 mD之间。原油性质较好，具有低密度、低黏度的特点。延10地面原油密度为0.85～0.86 g/cm3，原油黏度为8.95～11.5 mPa·s，初馏点为75～97 ℃，凝固点为7～23 ℃。延10地层水矿化度为14 170.59 mg/L，水型以NaHCO3型为主。长7地层原油密度为0.83 g/cm3，原油黏度为5.2～7.4 mPa.s，初馏点为148～152 ℃，凝固点为22.5～28 ℃。长7地层水矿化度为31 637.69 mg/L，水型以CaCl2型为主，属典型的油田水性质[8-9]。

2 开发特征

胡尖山地区2009年投入开发，主要开发层位为延10、长7，截止到2017年2月共投入70口直井生产井(包括19口目前几乎转注生产井)，油井开井井数为34口，水井1口；含油面积内直井65口(包括19口计划转注井)，水井1口。全区直井累计产油为4.27×104t，累计产水为11.88×104t，累计产液为16.15×104t；水平井自2015年8月投入生产，共投入11口水平井，水平井累产油1.13×104t，累计产水0.68×104m3，累计产液1.81×104t。

胡尖山地区延10油层组原始地层压力为16 MPa，长7油层组原始地层压力为21.44 MPa，自2009年投产到目前胡尖山井区一直处于利用天然能量开发状态(图1)，无注水井进行地层能量的补充，造成地层能量亏损严重，生产压差降低，生产井产油量递减率相随较大；尤其是水平井，年递减率达到30.25%，月递减率达到了2.98%。

图1 胡尖山地区开发动态曲线Fig.1 Curves of developing dynamic in Hujianshan area

根据胡尖山地区油井射孔数据以及生产数据，胡尖山井区延长组射孔井共有11口，其间部分油井关井，目前研究区内油井延长组生产井井数为3口；投产初期含水相对较高，约为50%，开发过程中含水率波动较大，目前含水率较低，约为30%(图2)。

图2 胡尖山地区延长组开发阶段曲线Fig.2 Curves of development stage of Yanchang formation in Hujianshan area

根据胡尖山地区油井射孔数据以及生产数据，投产初期含水相对较低，开发过程中含水率波动较大，目前延安组含水率较高，约为60%(图3)。

图3 胡尖山地区延安组开发阶段曲线Fig.3 Curves of development stage of Yan＇an formation in Hujianshan area

生产井之间泄油半径之外为剩余油富集区，其原因主要是油藏具有较强的非均质性，流体渗流速度较慢，油藏渗透率较低，井间尤其是原始含油饱和度较高的地区存在大量剩余油，在投产较晚的生产井之间更加明显。平面上来说，井网控制差、油井受效差的部位，以及井间分流线附近是剩余油分布较多的区域。油砂体的分布主要受砂体微相和成岩作用控制，尤其是砂体微相决定了含油砂体的展布、厚度变化、几何形态、空间配置和连通性。

3 水平井复杂参数优化

3.1 水平段长度优化

在进行水平井开发设计时，水平井水平段长度不仅影响水平井单井的产量和采收率，还会影响水平井的钻井成本，即油田的早期投资。从理想情况看，水平段越长，水平井的产能越高。但在实际生产中发现，由于井网部署、钻井工艺、油层保护措施、储层特点、经济效益、井筒摩阻等因素的影响，水平段长度并不是越长越好，存在一个最佳的水平井长度值[10-13]。

3.1.1 现场实际资料对比法

根据胡尖山目前水平井的生产特征，水平井水平段长度是影响水平井产能的关键因素之一(图4)，水平井产能并不是随着水平井水平段长度的增加而呈现出单调递增的形式，最佳水平井水平段长度在720～780 m之间。

图4 胡尖山地区水平井水平段长度与月产油量关系Fig.4 Relationship between length of horizontal well section and monthly oil production

3.1.2 油藏工程公式法

利用水平井产能公式以及直井产能公式，作出胡尖山地区直井与水平井产能比值曲线，绘制相应图版，可以看出水平井水平段长度存在一个最佳长度值。

根据胡尖山地区的地质特征，计算出直井与水平井产能比(图5)，由图版可知，在水平井水平段长度为750 m时，曲线趋于平缓。因此，确定胡尖山地区水平井水平段长度为750 m。

图5 胡尖山地区水平井段长度与直井/水平井产能比关系曲线Fig.5 Curves of horizontal well section length and vertical/ horizontal well productivity

3.2 水平段方向优化

根据水平井水平段最佳方位分析可知，水平井水平段应该与沉积物源方向和裂缝延伸方向(地应力方向)相一致或成一定夹角。因此，由胡尖山地区长7沉积相图(图6)可知，胡尖山油藏长7油层组沉积物源方向大致为近南北、北北东方向，因此水平井水平段应与沉积物源方向平行或成一定夹角，从而降低含水率以及含水上升速度。

3.3 水平井—直井联合井网井排方向优化

由注入水渗流特征可知，注入水首先沿高渗通道渗流，若水平井—直井联合井网井排方向沿着沉积物源方向或天然裂缝发育方向(地应力方向)，注入水会首先进入高渗透带(沉积物源方向)或天然裂缝驱油从而形成高渗通道，进而迫使地层油首先沿物源方向或裂缝方向渗流，然后注入水再驱替地层油沿垂直物源方向流动，从而增加了注入水的利用率，提高了注入水波及体积和扫油面积，增强了水驱开发效果。

图6 胡尖山地区长7沉积相平面特征Fig.6 Characteristics of Chang-7 sedimentary facies in Hujianshan area

胡尖山井区水平井—直井联合井网井排方向与水平井水平段延伸方向相一致，即沿着物源方向近南北、北北东方向。

3.4 水平井—直井联合井网合理井距优化

在生产过程中，井网井距小，能量补充充足，初期单井产量高，但同时含水上升快；井距大，虽然含水上升慢，但由于井距过大，能量得不到及时补充，产量较低。

胡尖山地区水平井水平段最佳长度为750 m，水平段方位大致为近南北、北北东方向，水平井极限厚度下限为2 m。由胡尖山井区长7有效厚度图(图7)可以看出，为提高注水井的水驱控制程度，水平井采油—直井注水联合井网的井距也受沉积砂体有效厚度限制，由图可以看出水平井—直井联合井网的井距最大应小于900 m。

图7 胡尖山地区长7有效厚度Fig.7 Effective thickness of Chang-7 in Hujianshan area

通过类比法，借鉴与胡尖山地区相类似的油藏数值模拟结果(图8)，由图可以看出，平均单井产量随井距的增加呈现出先增后减的趋势，平均单井最大产量达到最大时水平井采油—直井注水联合开发的井网井距最佳为700 m左右。

图8 不同井距不同开发阶段单井产量变化趋势Fig. 8 Change trend in different development stages and well spacings of single well

4 结论

对研究区地质研究与描述、目前剩余油分布规律的认识，是部署水平井开发的前提，搞清油藏的基本特征和储层特征，才能将水平井钻到油藏的最高部位，取得好的开发效果。

通过现场实践生产数据法、油藏工程方法确定胡尖山井区水平井水平段合理长度为750 m，水平段方位与井排方向与沉积物源方向一致，为近南北、北北东向。

水平井采油—直井注水联合井网的井距受沉积砂体有效厚度限制，最大应小于900 m。借鉴与胡尖山地区相类似的油藏数值模拟结果，平均单井产量随井距的增加呈现出先增后减的趋势，平均单井最大产量达到最大时，水平井采油—直井注水联合开发的井网井距最佳为700 m左右。