玛湖致密砾岩油藏水平井生产动态分析及产能预测——以玛131小井距立体开发平台为例

曹炜，鲜成钢，吴宝成，于会永，陈昂，申颍浩

（1.中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院，北京 102249；2.中国石油 新疆油田分公司 工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000）

玛湖凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷西部，西邻西部隆起，东接英西凹陷、夏盐凸起和达巴松凸起，整体呈北东—南西向展布的长椭圆状。玛湖凹陷致密砾岩油藏是在凹陷区成藏理论指导下，近年来发现的特大型砾岩油藏，储量高达10×108t，已经成为新疆油田增储上产的新基地[1-3]。为了解决水平井压裂开发效果参差不齐、单井采收率低、平均单井日产量较低等问题，在玛131井区设立了小井距立体开发平台现场试验。

水平井多级压裂技术在国外应用广泛，对多级压裂水平井的产能预测和动态分析较成熟[4-6]。中国致密油藏的开发起步较晚，相应的产能预测和动态分析研究开展也较晚，主要是对国外成熟方法的借鉴和运用，大部分集中于单一方法的应用及其改进[7-11]，缺少对于立体开发模式下水平井生产动态分析和产能预测的综合研究。随着中国含油气区立体开发趋势的加大，针对小井距立体开发中水平井生产动态分析和产能预测极为重要。本文以玛131 小井距立体开发平台为例，在明确玛湖致密砂岩油藏地质特征以及水平井生产特征的基础上，重点阐述水平井生产动态分析及产能预测工作流程和应用，结合生产特征和动态分析结果，对后续油气开发的进一步深入和改进提出相应的建议。

1 地质特征

玛131 井区位于玛湖凹陷北斜坡区，主力产层为三叠系百口泉组，油层主要分布在百二段和百三段，整体为东南倾的单斜，地层倾角较小。小井距立体开发平台位于玛131 井区东北部，储集层以砾岩为主，岩性及成因复杂，非均质性强，总体以扇三角洲前缘碎屑流沉积为主[12]。砾岩中的砾石颗粒分选差，对裂缝的形态和延伸具有较大影响[13]；远源成藏，含油饱和度低。百口泉组储集层和风城组烃源岩的垂直距离超过200 m，油气在长距离的运移下，储集层原油饱和度难以达到较高程度，再加上储集层致密和孔喉半径偏小，百口泉组平均含油饱和度（41%～67%）小于国内外其他致密油藏的平均水平[14-15]。储集层物性差，研究区储集层埋深普遍大于3 000 m，孔隙类型主要是残余粒间孔和粒内溶孔，具有典型的小孔细喉特征，平均渗透率为0.01～1.00 mD。储集层最小水平主应力为50～58 MPa，两向应力差高达11～17 MPa；平均杨氏模量为25 GPa，泊松比为0.25，天然裂缝不发育，压裂易形成简单双翼缝[16-19]，体积压裂改造难度大。

2 生产特征

在玛131 小井距立体开发平台，通过甜点分类技术、密切割压裂技术和地质工程一体化技术，对致密砾岩油藏的高效开发进行了探索和现场试验[20]。在百口泉组百二段和百三段油层中分别部署了5口和7口水平井，井距分别为150 m 和100 m，进行大规模压裂改造后，于2019年9月初同步投产（图1）。

（1）返排见油时间短，初期产量高，稳产期短 玛131 小井距立体开发平台进行大规模压裂后，平均闷井27.6 d 开井投产，平均返排见油时间仅为1.67 d。将玛131井区单层布井模式下的P10、P50和P90水平井日产油量（P10 为全区90%水平井日产油量低于该值；P50为全区50%水平井日产油量低于该值；P90为全区10%水平井日产油量低于该值）和小井距立体开发平台的水平井平均日产油量进行对比，平台平均日产油量高于玛131 井区P50 水平（图2），采收率大幅提升，相比常规布井模式有明显优势。但小井距立体开发平台稳产期短，后期产量递减较快，存在井距和规模的优化空间。

（2）生产初期含水率下降快，生产后期含水率波动大 水平井大规模压裂会向地层注入大量的压裂液，大幅度增加地层的能量，提高平台周围的地层压力，并使地层初始含水饱和度有所提高。生产初期，水平井平均含水率均快速下降，百二段一亚段水平井初期平均含水率从100%下降到30%左右后，快速上升，并在40%上下波动；百三段水平井初期平均含水率从100%下降到22%左右，稳定一段时间后开始波动（图3）。

（3）地层压力下降快，稳产压力大，脱气现象严重玛131小井距立体开发平台开发层位埋深约3 000 m，地层压力系数1.0～1.2，属于常压轻质油藏。百二段一亚段中部埋深为3 110 m，地层压力为34.66 MPa，地层饱和压力为24.10 MPa，气油比为140 m3/m3，地层饱和压力差10.56 MPa；百三段中部埋深为3 060 m，地层压力为38.78 MPa，地层饱和压力为33.93 MPa，气油比为235 m3/m3，地层饱和压力差为4.84 MPa。尽管平台式压裂对地层具有类似增能作用，但是平均地层压力下降快，生产期间极易脱气，导致产油量减少，影响后续产能。

根据累计产油量和累计产气量，可对各井的脱气情况和脱气时间点进行大致判断（图4）。百二段5口井中，MaHW1241 井脱气最为严重，双对数曲线斜率变化明显，存在未脱气阶段、脱气第一阶段和脱气第二阶段3 个阶段，其中脱气第二阶段存在气窜可能。其余4 口井均发生不同程度的脱气，但后期正交曲线斜率变化相近。而百三段7 口井中，MaHW1247 井和MaHW1248 井脱气最为严重，斜率出现明显变化；MaHW1246 井脱气程度较低，斜率向上倾斜较小；MaHW1250 井、MaHW1251 井和MaHW1252 井由于在生产早期下入井下气嘴，正交曲线斜率变化相对平缓，双对数的阶段特征同样存在，但斜率变化较小，说明早期下入井下气嘴有效减轻了脱气。

3 不稳定产量分析及产能预测

根据产量及压力，利用解析模型进行不稳定产量分析及产能预测，主要流程为5 步：生产数据质量控制、生产流态判断、裂缝体积分析、递减曲线和解析模型产能预测、解析模型与递减曲线预测产能对比。

3.1 生产数据质量控制

生产数据质量控制是生产动态分析及预测前的重要环节。现场的产量和压力数据往往有许多质量问题，比如油嘴更换、下油管、钻塞、下气嘴、油管更换、关井等生产措施带来的数据质量问题，会对后续的分析和解释产生巨大的影响，甚至形成错误的认识。对于传统的递减曲线产能预测方法，通常需要满足相当多的条件，直接使用缺少数据质量控制的原始数据往往会得到错误的预测结果。对于玛湖致密砾岩油藏，在开展生产数据动态分析之前，检测并剔除异常数据点，对后续分析尤为重要。

异常数据点一般是指远离整体数据变化趋势且规律不一致的数据点，噪声数据点一般是指符合产量变化趋势和规律但有波动的数据点。传统的递减曲线产能预测过程中，噪声数据点对产能预测的结果影响很小，预测结果主要受异常数据点的影响，异常数据点越多，预测结果误差越大[21]。

目前对于生产井生产数据质量控制的经典方法有3 种：①产量和时间的双对数关系，用于清除离散数据点，为流动阶段特征识别做准备（图5）；②产量和时间的半对数关系，用于剔除不稳定的产量数据点，为导数计算分析做准备；③产量和压力的一致性，即产量增加不会导致流动压力增大，从而判断可能的非油藏响应数据。

3.2 生产流态判断

流态的判断是生产动态分析及预测的第一步，不同流态反映的生产特征不同，不同递减曲线产能预测方法对不同流态有着相应的限制和使用条件。将非常规油藏水平井分段压裂后的生产历史结合流体流动特征，主要可以分为3个阶段[22]：裂缝起主要控制作用的非稳态线性流阶段、过渡流阶段和边界控制下的拟稳态流阶段。

流态的识别方法多种多样，不同方法可以识别不同的流态特征，目前主流的识别图版为流量重整压力与物质平衡时间双对数图版（图6）。结合压力数据，通过物质平衡时间，将变流量问题转换为定产问题，从而更加准确地判断生产井的流态。

应用现代生产动态分析方法，对玛131 小井距立体开发平台12 口井进行了流态判断和对比，以MaHW1241 井为例（图7），平台内各水平井目前均处于拟稳态流阶段，可以进行后续的递减曲线产能预测分析以及解析模型产能预测分析。

3.3 裂缝体积分析

裂缝体积分析是对水平井压裂后开井返排前期的生产数据进行分析。针对玛湖致密砾岩油藏，借鉴页岩气返排分析的假设前提，认为压裂后返排的前期阶段产水均来自裂缝，忽略水由基质向裂缝的流动，同时假定裂缝内只有单相水。结合日产水量和累计产水量的半对数关系（图8），产水下降曲线具有调和递减的特征，拟合直线的水平轴截距（x=1），便可以得到一个初步预测的初始裂缝体积[23]。以MaHW1241井为例，根据图版截距得到的原始裂缝体积为8 362.60 m3，应用到整个平台，得到百二段一亚段水平井初始压开裂缝的平均体积为6 402.29 m3，而百三段水平井初始压开裂缝的平均体积为3 754.40 m3，采用加密簇、大液量和大砂量压裂，百二段一亚段压开的裂缝体积明显大于百三段。

为进一步分析返排期间裂缝体积变化，采用裂缝体积损失率来评估返排期间油嘴变化导致的裂缝体积损失[24]，其中裂缝内压力用与其近似的井底流压代替。以MaHW1241井为例，首先根据井眼轨迹和产液量计算出井底流压，然后通过半对数关系拟合出原始裂缝体积，最后结合裂缝压缩系数求取裂缝体积损失率。油嘴小于3 mm时（图9），裂缝体积损失有所起伏，但并不明显，而在油嘴为3 mm时，裂缝体积损失率明显上升，在5 d 内裂缝体积损失率从3.57%上升到7.61%。裂缝体积损失明显，将会大幅降低后续产能。

3.4 产能预测

3.4.1 递减曲线产能预测

传统的递减曲线产能预测是通过产量的递减变化规律结合经验公式的拟合来进行预测，并没有考虑地层及其压力变化的影响，虽然简单快捷，但预测结果存在误差。对于常规油气藏而言，Arps 递减方法[25]是最为经典适用的模型，但只适合达到边界控制流条件下的生产井，而致密油气藏流态往往处在非稳态线性流—过渡流阶段，难以达到边界控制下的拟稳态流，产量预测偏差很大。

以MaHW1241井为例，拟合不同的递减曲线产能预测模型[26-31]（图10）。由于不同模型产能预测结果均存在误差，具有很强的不确定性，将上述预测结果构建P10、P50和P90产能预测曲线，以P50产能预测结果作为递减曲线产能预测的最终值，即15 785.9 m3。

根据平台其余井递减曲线P50 产能预测结果，MaHW1242 井、MaHW1246 井和MaHW1252 井预测产能高，20年递减曲线产能预测结果均超过了3×104m3。

百二段一亚段5 口水平井递减曲线P50 产能预测结果平均为22 398.6 m3，百三段7 口水平井平均为23 377.8 m3，预测结果相近。

3.4.2 解析模型产能预测

解析模型的拟合需要产量、井底流压、地层厚度、孔渗饱和流体PVT数据。根据平台实际生产情况，选取相应的图版，同时结合生产动态数据得到双对数曲线图版、Blasingame 曲线图版、线性流曲线图版、物质平衡曲线图版以及压力产量历史曲线图版6 个图版后进行拟合[32-33]。

以玛131 小井距立体开发平台12 口井构建了百二段一亚段和百三段水平井P10、P50 和P90 的产量与时间关系，以P50 产能预测曲线作为参照标准，选择MaHW1245 井作为百二段一亚段的典型井，MaHW1250井作为百三段的典型井（图11），开展解析拟合，以提供调整参数，加速全平台水平井的拟合。

对MaHW1245 井选用水平井多级压裂和不渗透矩形边界模型，根据该井产量和压力数据构建双对数曲线图版、Blasingame 曲线图版、线性流曲线图版、物质平衡曲线图版以及压力-产量历史曲线图版，通过调整等效地层渗透率、有效裂缝半长等参数来拟合。拟合前期以调整等效地层渗透率和有效裂缝半长为主，后期通过调整边界距离，来拟合线性流曲线的斜率变化。拟合得到的等效地层渗透率为0.087 mD，有效裂缝半长为63.1 m，单井控制储量为22.8×104m3，原始地层压力为49.48 MPa，水平井左右边界分别为150 m和200 m。

解析模型是对实际生产模型的简化，往往是通过多参数的调整来拟合，参数的调整存在多样性和多解性。为了得到可靠的产能预测结果，以等效地层渗透率作为敏感性参数，对等效地层渗透率进行重采样，标准差0.039，取样个数为30，同时以有效裂缝半长、原始地层压力、表皮系数等作为拟合参数。以累计产量拟合误差小于1 000 m3的模型作为预测模型，预测定压10 MPa生产20年的最终采收率，以P50产能预测的最终产能为19 075.8 m3。

以MaHW1245井为例，对平台内不同层位水平井进行解析拟合和产能预测，得到等效地层渗透率、有效裂缝半长以及P50产能（表1）。

表1 解析模型参数和产能预测统计Table 1.Parameters of analytical model and statistics of productivity prediction

百三段渗透性较好，其平均有效裂缝半长也大于百二段一亚段，但百三段水平井井距较小，具有优化空间。百二段一亚段水平井的井距和压裂规模均大于百三段，但两者的平均解析P50 预测产能相近，表明百二段一亚段由于产层较薄，可能存在非储集层压裂现象，可对其压裂规模进行优化。平均等效地层渗透率和平均有效裂缝半长，可以应用于后续的油藏数值模拟，缩短油藏数模历史拟合所需时间。

为进一步验证解析模型的准确性，将解析模型计算得到的有效裂缝长度与非常规裂缝模型的模拟结果[34]进行对比（图12）。后者充分考虑地层非均质性，在裂缝拟合阶段考虑微地震分布和应力隔档效应，同时以施工压力曲线瞬时停泵压力、微地震数据和示踪剂数据进行校准，得到符合实际的裂缝形态。2 种方法拟合得到的有效裂缝长度和支撑裂缝长度相近，平均误差为5.7%，表明解析模型预测结果可靠。

3.5 解析模型与递减曲线预测产能对比

平台解析模型P50和递减曲线P50产能预测结果表明，除MaHW1245 井和MaHW1248 井以外，其余各井的递减曲线P50产能预测结果均大于解析模型P50产能预测结果。而对于产能预测，上述方法都存在着不确定性，无论是递减曲线P50 产能预测方法，还是解析模型产能预测方法，都存在各自的缺陷。

递减曲线P50 产能预测方法仅考虑产量递减的变化规律，并没有结合地层实际情况和压力数据；而由于解析模型的限制，解析模型P50 产能预测难以考虑地层非均质性和PVT的变化，其预测结果往往偏小（图13）。主要原因包括：在解析中对于应力敏感性只能进行全局平均，而实际地层中裂缝和基质的敏感程度并不相同，这会引起解析模型预测的误差；压裂液返排时，压力降低至饱和压力之下，轻质油藏脱气形成多相流，造成预测结果的误差[35]；储集层压裂改造过程中，裂缝并不会只在油层中扩展，而是不规则地延伸，裂缝在非储集层的扩展，会大幅降低能量，从而导致油层改造不完善，储量动用不均匀。

为了更合理地运用2 种方法来确定产能预测的范围，将解析模型P50 产能预测模型结果和递减曲线P50产能预测结果相结合，确定单井的最终产能。

由于玛131 小井距立体开发平台生产时间较短，难以进行生产前期和后期的对比，因此选取同区块生产时间较长的压裂水平井MaHW1310 井进行产能预测结果的验证。采用动态分析和产能预测流程，对MaHW1310 井分别进行递减曲线P50 产能预测和解析模型P50产能预测。

投产500 d 后，MaHW1310 井已处于拟稳态流阶段，解析模型P50 预测产能为35 074.7 m3，递减曲线P50 预测产能为37 748.3 m3；投产1 000 d 后，解析模型P50 预测产能为36 351.5 m3，递减曲线P50 预测产能为38 426.4 m3，生产前期和生产后期产能预测区间十分接近，可见生产前期预测区间已比较准确，可信度较高。

4 结论

（1）玛131 小井距立体开发平台储集层有效裂缝半长普遍小于75 m，平均约63 m，有效裂缝长度是实施小井距开发大幅度提高采收率的关键。

（2）研究区布井参数存在进一步优化的空间，压裂优化要充分考虑压裂规模与储集层厚度和渗透率的匹配，最大限度减小非储集层压裂以提高效益。平台百三段可适当扩大井距，百二段一亚段适度减少压裂液。

（3）针对气油比较高、地层饱和压力差较小的致密油藏，早期控压生产和及时下入井下气嘴节流，可以有效抑制过早脱气，有效减轻脱气对油井产能的影响。

（4）鉴于解析模型条件假设和多参数拟合的局限性，可结合数值模拟方法，对不同关键开发参数进行敏感性分析，开展不确定性预测与优化，进一步提高小井距立体开发方案的可靠性。