玛18井区低渗透砂砾岩油藏水平井优化设计及产能预测

李浩楠，师耀利，姚振华，李晓梅，宋 平，谭 龙

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

低渗透砂砾岩油藏一般埋藏较深、地层压力高、非均质性强，具有产量递减快、无稳产期的开发特征[1-4]。而低油价造成该类油藏的经济有效开发面临巨大挑战。多级压裂水平井开发模式可以有效提高该类油藏开发经济性，且在页岩油气、致密油气或低渗砂岩油藏中应用较广，许多学者在参数设计和产能预测方面开展了大量研究[5-10]。参数设计主要基于油藏地质特征筛选出“甜点”区域，通过多方案对比或智能优化算法对多级压裂水平井参数进行优选[5-8]。产能预测主要有3类方法：一是基于修正Arps递减曲线的经验分析法，该方法误差较大[8]；二是基于物理假设的解析或半解析模型，该方法逻辑严密，但假设条件偏于理想化，矿场应用较为困难[9-10]；三是基于油藏数值模拟方法的多级压裂水平井产能预测研究，该方法可以反映复杂因素的影响，研究结果可靠性较高[10]。但对于强非均质性的低渗透砂砾岩储层，多级压裂水平井参数设计和产能预测的相关研究比较少。因此，以艾湖油田玛18井区为例，综合油藏数值模拟法、油藏工程方法和矿场试验法建立了一套低渗透砂砾岩油藏多级压裂水平井参数设计和产能预测技术，以期为同类油藏的开发提供参考。

1 研究区概况

艾湖油田玛18井区位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷西斜坡，为典型的低渗透砂砾岩油藏。研究区纵向上划分为百口泉组T1b1和T1b2共2套储层。其中，百口泉组T1b1油层平均渗透率为5.48 mD，平均孔隙度为10.38%，百口泉组T2b2油层平均渗透率为2.27 mD，平均孔隙度为9.56%。油田开发初期主要井型为压裂直井[2]，但单井初期产能不高、产量递减快、可采储量低，油田开发经济效益差。

2 多级压裂水平井井位优选

参考致密油气藏和页岩油气开发经验[6-7]，综合考虑岩性特征、含油性、孔渗特征、天然裂缝发育、脆性指数等因素筛选低渗透砂砾岩油藏“甜点”区域，指导多级压裂水平井井位优选。

2.1 含油性

目标区储层为扇三角洲砂砾岩沉积，泥杂基含量变化大，常规补偿密度测井解释含油饱和度偏高。因此，在常规阿尔奇公式[11-12]的基础上，基于产液剖面资料，采用补偿中子、补偿密度差值及自然伽马值对含油饱和度进行校正，得到了适用于砂砾岩的含油饱和度预测方法。

(1)

(2)

式中：So为阿尔奇公式解释的含油饱和度，%；n为饱和度指数；a、b为岩性指数；Rw为地层水电阻率，Ω·m；φ为孔隙度，%；m为孔隙度指数；Rt为地层电阻率，Ω·m；So校正为修正后的含油饱和度，%；GR为自然伽马测井值，API；DEN为补偿密度测井值，g/cm3；CNL为补偿中子测井值，%。

分别采用常规方法和修正后的阿尔奇公式计算单井平均含油饱和度，并建立单井平均含油饱和度与采油强度的关系曲线(图1)。由图1可知，利用式(2)计算得到的含油饱和度与采油强度拟合率显著提高，因此，修正模型更适用于砂砾岩含油饱的预测。

2.2 岩性特征

根据表1中不同岩性含油性统计数据可以看出，不同岩性含油饱和度存在显著差异。总体上小砾岩油侵占比超过50%，含油性最好，“甜点”区应优选以小砾岩为主的储层。

2.3 孔渗特征

研究区不同岩性含油饱和度差异大，且不同岩性的渗透率与孔隙度关系存在差异。为明确玛18井区不同岩性渗透率与孔隙度的关系，依据含油饱和度划分渗透率流动单元，分类建立孔渗关系曲线，预测砂砾岩油藏渗透率，预测公式见式(3)，计算结果如图2所示。

(3)

式中：K为渗透率，mD。

由图2可知，渗透率分类预测模型整体拟合精度较高，整体拟合率大于80%，表明文中方法可较准确预测砾岩储层渗透率。整体上，研究区属于低孔低渗油藏，仅少数岩心渗透率大于50.00 mD，属于中渗岩心。

2.4 天然裂缝发育情况

综合铸体薄片分析和成像测井解释结果可知，研究区主要发育基质孔隙，孔隙类型以粒内溶孔为主，天然裂缝基本不发育，因此，筛选地质“甜点”时不考虑天然裂缝影响。

2.5 脆性指数

根据致密油气藏及页岩油气藏开发经验，利用脆性指数表征岩石脆性[13-15]。通过偶极声波测井获得横波时差，计算艾湖油田玛18井区的杨氏模量、泊松比及脆性指数。目标区砂砾岩储层的杨氏模量为16.328～59.339 GPa，泊松比为0.121～0.339，储层脆性指数(BI)为17.3～62.4，表明研究区不同区域可压裂性存在较大差异。

2.6 筛选结果

综合上述研究，将玛18井区储层划分为4类，如表2所示。由表2可知：Ⅰ、Ⅱ类储层物性好、可压裂性强，为“甜点”发育区。依据储层分类结果，平面上玛18井区东南区域为“甜点”发育区(图3)，纵向上玛18井区3 876～3 881 m深度范围内属于“甜点”区(图4)，为多级压裂水平井部署优势区。

图4 玛18井区不同深度与孔渗饱关系

3 多级压裂水平井参数设计

通过地质油藏深度融合，建立艾湖油田玛18井区精细油藏数值模拟模型。该模型采用Rocktable功能[16-20]表征低渗透油藏应力敏感效应的影响。基于该油藏数值模拟模型，利用油藏工程方法，并结合开发试验区开发经验，对多级压裂水平井参数进行优化设计。

3.1 水平井方向优选

水平井方向设计主要考虑储量动用情况、钻井安全2个因素。储量动用方面，玛18井区天然裂缝不发育，最大水平主应力方向为东西向，人工裂缝走向也为东西向，为使裂缝控制面积最大，水平井走向应为南北向，利于提高单井动用储量。数值模拟计算表明，南北向水平井比北西—南东向水平井单井平均增油6 300 t。钻井安全方面，水平井走向与最小剪应变面垂直有利于井眼稳定，该区垂向最大主应力方向与东西向水平最大主应力方向组成最小剪切应变面，南北向水平井利于保证井眼稳定。因此，水平井优选方向为南北向。

3.2 水平井井距优化

针对水平井井距，在总结区域人工裂缝特征的基础上，综合数值模拟法和矿场试验进行优化。

玛18井区开发试验区6口井微地震监测压裂半缝长统计结果表明，直井半缝长为40～140 m，水平井半缝长为30～170 m，裂缝缝长中值约为100 m。玛18井区未压裂井试井分析表明，基质孔隙的泄油半径为100～180 m，平均为140 m。水力压裂井的可动用半径为有效人工裂缝半长与基质空隙泄油半径之和，约为240 m，考虑区域缝网特征和动用范围，水平井井距应为480 m。

在数值模拟的基础上，考虑单井日产油为3 t/d，对比井距分别为300、400、500、600、700、800 m的开发效果(图5)。由图5可知：水平井井距越大，单井累计产油量增幅越低，区块整体采收率降低；当井距增至600 m时，单井累计产油量增幅和采收率显著降低，因此，井距应为400～500 m，最大不超过600 m。

图5 单井累计产油量增量与井距关系

在研究区相邻区块玛131井区开发试验阶段，按照400 m井距部署了2口水平井MaHW6004、MaHW6002，MaHW6004井实施压裂时对正钻的MaHW6002井产生了明显的干扰，导致井筒压力升高，MaHW6002井不能正常钻井。因此，玛18井区水平井井距应大于400 m。

综上所述，水平井推荐井距为500 m。

3.3 水平段长度优化

基于油藏数值模拟模型，设计水平段长度为1 200～2 400 m，以水平段长度为1 200 m作为基础方案，计算水平井长度增加后的累计产油量增量。在2005 元/t油价下，评价投资增量与累计产油增量比值的变化情况(表3)。由表3可知：随着水平井长度的增加，单井投资和累计产油量增量均增加，而投资增量与累计产油量增量的比值在水平段长度大于1 600 m时显著增高，当水平段长度大于1 400 m后累计产油量增量降低。因此，推荐水平段长度为1 200～1 400 m，最长不超过1 600 m。

表3 不同长度水平井投资增量与产量比值

3.4 压裂参数优化

3.4.1 压裂缝间距优化

在水平段长度为1 200 m、井距为500 m的条件下，设置裂缝间距分别为25、50、80 m，不同裂缝间距下日产油与累计产油量如图6所示。由图6可知，裂缝间距越小，平均单井累计产油量越高，而裂缝间距为50 m与25 m时，日产油及累计产油量差别较小，因此，推荐裂缝间距为50 m。

图6 不同裂缝间距产量对比

3.4.2 人工裂缝半长优化

在水平段长度为1 200 m、井距为500 m、裂缝间距为50 m、裂缝渗透率为500 mD条件下，模拟计算人工裂缝半长为50～250 m时的开发效果(表4)。由表4可知，人工裂缝越长，累计产油量越高，在半缝长为150 m之后增幅逐渐减小，因此，确定最优裂缝半长为150 m。

表4 玛18井区多级压裂水平井不同人工裂缝半长开发指标

综合上述分析，推荐水平井走向为南北向，优选水平井水平段长度为1 200～1 400 m，井间距为500 m，裂缝间距为50 m，裂缝半长为150 m。

4 多级压裂水平井产能预测

玛18井区百口泉组试验区共试油17井次，其中，T1b1油层日产油为6.0～43.2 t/d，平均单井日产油为19.8 t/d，T1b2油层日产油为5.2 ～13.2 t/d，平均单井日产油为7.2 t/d。通过对已投产井产能进行分析得到以下规律：①随着生产时间的延长，多级压裂水平井与压裂直井产能比不断增大，说明水平井初期产能高，递减慢；②水平段动用有效孔隙体积对水平井产能具有显著影响，与平均累计产油量呈较好线性关系。

在总结玛18井区开发试验区产能规律的基础上，分别采用理论公式法、数值模拟法、区域类比法预测单井产能。

(1) 公式法。采用郞兆新水平井产能计算公式[21-25]，确定水平段长度为1 200 m、井距为500 m时，单井产能为26.0 t/d。

(2) 数值模拟法。根据玛18井区数值模拟可知，水平段长度为1 200 m的水平井产能为25.0～38.0 t/d，平均为32.5 t/d。

(3) 区域类比法。当水平井水平段长度为1 200 m时，动用有效孔隙体积约为92.6 m3，根据玛131井区水平井段动用有效孔隙体积与产能关系(图7)，预测玛18井区多级压裂水平井产能为24.7 t/d。

图7 玛131井区水平段动用有效孔隙体积与平均日产油量关系

综合上述方法，确定玛18井区多级压裂水平井产能为25.0～33.0 t/d。

5 实例应用

2020年以来，在玛18井区按照推荐参数设计6口多级压裂水平井，投产后第1 a单井平均日产油为18.9～29.6 t/d，较试验区压裂直井单井产能提高3～4倍，说明研究结果较为可靠，取得了良好的开发效果。

6 结论与认识

(1) 综合岩性特征、含油性、孔渗特征、天然裂缝发育特征分析，建立了砂砾岩储层的修正阿尔奇含油饱和度预测方法、渗透率分类预测方法，解决了该类储层物性预测难题。在此基础上，结合区块岩石力学参数分析结果得到了目标井区地质、工程“甜点”为深度3 876～3 881 m的储层，推荐在该区域内部署多级压裂水平井。

(2) 通过地质油藏深度融合，建立了艾湖油田玛18井区精细油藏数值模拟模型。综合油藏数值模拟法、油藏工程法、经济极限法和开发试验区开发经验，推荐玛18井区水平井走向为南北向，水平井水平段长度为1 200～1 400 m，井间距为500 m，裂缝半长为150 m，裂缝间距为50 m。

(3) 基于玛18井区百口泉组试验区开发井产能规律，利用区域类比法、油藏数值模拟法、理论公式法预测在优化参数下多级压裂水平井产能为25.0～33.0 t/d，并通过实际生产进行验证，表明研究成果准确可靠。