AS油田特低渗油藏超短水平井加密攻关与实践

徐 志 王 芳 李 丹 张晓丹 马 浩

(①中国石油长庆油田分公司第一采油厂；②中国石油长庆油田分公司第六采气厂)

0 引 言

AS油田是国内陆上第一个亿吨级整装开发的特低渗油田，主力油藏自20世纪80年代末全面投入注水开发，历经近40年的持续开发，主力油藏相继进入开发中后期，含水上升加快、产能递减加大、多井低产等矛盾凸显，部分区块已进入高含水期，水驱状况和剩余油分布日益复杂。多年开发经验显示，动用程度与开发效果受天然裂缝与井网形式的双重影响。由于天然裂缝发育，随着注水开发的延长，水线沟通，使主向井水淹[1]，形成67°方向的水线，导致部分剩余油在水驱裂缝两侧富集，而在基础井网条件下储层动用程度有限，局部井网适应性差，影响了采收率的提高[2]。面对老区内勘探程度高、外围可建产储量不足的状况，为实现AS油田持续稳产，老油田加密调整是实现持续稳产的重要途径之一。

2009年以来，重点加大剩余油的精细刻画，形成了以“油藏工程+数值模拟+精细测试+检查井验证”为核心的四结合剩余油综合预测技术；在剩余油精细刻画的基础上，通过实施“早期探索-先导试验”，论证特低渗油藏井网加密调整的可行性，并形成了适应AS油田三种基础井网条件下的加密调整技术，推广实施加密油水井3211口，井网适应性变好，采收率提高了6.0%左右。

近几年实施井网加密调整，由于储层物性变差，定向井加密后，井网适应性差，储层难以建立有效压力驱替系统，单井产能低且递减大，采收率仅提高1.0%。目前，国内油田水平井加密只在高渗油田开展过研究[3]，本文结合特低渗油藏前期水平井加密先导性试验的实施效果，通过优化井网井型，改变开发方式，采用不穿水线、斜交最大主应力的超短水平井加密调整，同时配套精细储层改造技术，取得了较好的开发效果及经济效益，可以为同类油藏井网加密调整提供技术参考。

1 区域地质概况

AS油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中东部，构造活动十分微弱，地层产状平缓，构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角0.5°左右，平均地层坡降为6～8 m/km，无断层，在单斜背景上由于差异压实作用，在局部形成起伏较小轴向近东西或北东-南西向的鼻状隆起。这些鼻状隆起与三角洲砂体匹配，对油气富集有一定的控制作用。油层处于上三叠系延长组，以淡水湖泊三角洲相为主,主要储层为延长组长6油层，为水下分流河道沉积微相，油藏埋深范围1 000～1 300 m，岩性为细-中粒长石质石英砂岩，储层空间为溶蚀孔、粒间孔和微孔混合型。长6油层油气水分布主要受岩性控制，有效渗透率0.49 mD，属于特低渗厚层状弹性溶解气驱动油藏。油井常规钻井后无初产，经压裂才能获得工业油流，属于典型的低渗、低压、低产油藏。

2 AS油田剩余油分布规律

剩余油分布规律是影响油田井网加密调整效果的基础。通过运用加密调整、检查井取心、剩余油饱和度测试、水驱前缘监测等手段和精细油藏描述方法，建立并完善了“油藏工程+数值模拟+精细测试+检查井验证”四结合剩余油综合预测技术，明确了剩余油分布规律及受控因素，实现了描述由定性化向定量化转变，对特低渗油藏平面、剖面水驱及剩余油分布规律取得重要认识，为单井剩余油精细刻画奠定了基础，为加密井的实施及油田采收率的提高提供了支撑。

2.1 平面剩余油分布规律

水驱动态缝是影响剩余油分布的关键因素。上三叠系长6油层80%储量区块均表现为裂缝型渗流特征，注水开发30多年后，在目前含水及采出程度条件下，剩余油总体上呈条带状分布在裂缝侧向。一是历年7口加密水平井资料显示，注水开发20年后，裂缝两侧强水洗带宽度为60～80 m，100 m以上为剩余油富集区。二是检查井取心资料表明，距水线垂直距离越远，强水洗厚度越小，驱油效率越低，剩余油越多，试采含水越低，累积产油越多。三是水驱波及系数总体较低，超低渗、较特低渗波及系数更低：特低渗储层注水开发6年水线侧向130 m以上未水洗，注水开发13年水线侧向135 m以上未水洗，注水开发20年水线侧向70 m内强水洗比例仅25%，距水线110 m内强水洗比例20%；超低渗储层注水开发4年水线侧向90 m以上未水洗，注水开发20年水线侧向85 m以内强水洗比例不足10%，170 m内无强水洗。

2.2 剖面剩余油分布规律

剖面上受储层物性影响，高水淹段与低水洗段相间分布。储层物性较好、渗透率较高的层段为主要水洗层段，注水开发25年左右，强水洗段占比仅30%左右。即使测井曲线解释为异常高阻的数米水洗段，通过岩心观察，纵向上并非全段都水洗，而是3～5 cm强水洗段与弱-未水洗段交互存在；Ⅰ+Ⅱ类储层剩余油仍相对富集，仍然是提高采收率的主要目标，储量占77.1%，低渗段含油饱和度下降20.6%，剩余油饱和度39.6%；超低渗段含油饱和度下降14.2%，剩余油饱和度34.9%；Ⅲ类储层储量占22.9%，含油饱和度仅下降4.1%，但现有井网、注采压力、驱替介质条件难以动用(表1)。

表1 单砂体内储量划分标准及比例

3 超短水平井加密研究

3.1 前期水平井加密先导性试验

2013-2014年以三种方式在老区内部实施水平井加密先导性试验7口(图1)，加密水平井首次在特低渗储层实施，不以获得高产为目的，而是以矿场试验为主，旨在布井方式、储层改造方面积累经验，为后期规模实施提供依据。7口水平井均采取水力喷射分段环空加砂的混合水体积压裂方式改造，平均改造4段，平均改造长度399 m，水平段平均利用率74.4%，单段平均加砂17 m3，初期平均产液9.97 m3/d，平均产油3.74 t/d，平均含水55.4%，为周围老井的2.5倍(表2)，取得了以下几方面认识。

图1 不同方式加密水平井示意

表2 不同方式加密水平井效果统计

(1)穿水线加密水平井，不避开水线改造易水淹。未避开水线改造1口井，即WJP 2井，水平段长度432 m，测井曲线显示穿水线部位水平段电阻异常明显，呈中强水洗特征，强水洗宽度60～80 m，向两侧水洗程度趋于降低。改造7段，投产初期即高含水，综合含水72.7%(周围老井平均含水71%)，初期投产后产液16.5 m3/d，产油3.79 t/d，目前单井产油仅0.93 t/d，累计产油2 873 t。

(2)穿水线加密水平井，避开水线改造能避免高含水，可获得较高产量，但造成水平段的浪费。避开水线改造3口井，即WJP 3、WJP 7、WJP 10井，平均水平段长度664 m，测井曲线显示穿水线部位水平段电阻异常明显，呈中强水洗特征，水平段平均利用率仅55.9%，初期平均产液7.94 m3/d，平均产油3.12 t/d，平均含水53.2%(周围老井平均含水43.9%)，目前平均产液7.90 m3/d，平均产油2.45 t/d，平均含水63.0%，累计产油12 458 t。

(3)不穿水线加密水平井，与主应力斜交，效果相对较好。不穿水线、与主应力斜交加密水平井2口，即WJP 1、WJP 4井，平均水平段长度527 m，平均改造4段，初期平均产液9.90 m3/d，平均产油21.8 t/d，平均含水12.4%(周围老井平均含水20.3%)，目前平均产液5.05 m3/d，平均产油2.99 t/d，含水29.4%，累计产油12 394 t。

(4)不穿水线加密水平井，与最大主应力平行，效果最差。不穿水线、平行最大主应力加密水平井1口，即PJP 4井，水平段长度283 m，平均改造3段，投产后含水一直是100%，目前已关井。

3.2 超短水平井加密布井方式及水平段设计

在上述剩余油分布规律研究的基础上，结合前期水平井加密先导性试验成果，决定超短水平井加密采取不穿水线、与最大主应力斜交的加密方式，分层动用多油层发育区。目前长4+5、长6油藏开发井网均为排状注水井网，超短水平井的水平段位于两条水线的油井排上。因此，井距的大小决定能否实施水平井，排距大小决定水平段长短。

3.2.1 井网密度及井距、排距的确定

井网密度是指平均单位含油面积内的井数(单位：口/km2)。井距与井网密度之间有一定的换算关系，其换算关系与开发井网的部署方式有关，随着井距的增加井网密度变小。井网密度直接关系到开发井网对 油藏水驱控制程度和油藏水驱采收率的影响，直接影响油藏的开发效果，油藏开发中后期的合理井网密度、加密参数、最大注水开发经济效益必须根据开发阶段的水驱采出程度及经济评价获取[4-5]。对于低渗油藏，无论是开发前还是开发后，都必须对井网密度进行论证。长期以来，国内外不少学者和油田开发科技工作者提出了各种评价合理井网密度的方法，总结出许多经验，一般来说，井网密度越大，水驱采收率越高。井网密度也直接关系到油田的采油速度，然而井网密度同时又是决定油田建设投资的重要因素之一，因此井网密度的优化必须综合考虑上述多种因素，最后从经济效益角度综合评价才能确定。本文运用动态分析法、采油速度法、经济效益法，计算出合理的井网密度，进而确定合理的井距、排距。

(1)考虑建立有效驱动压力系统的极限最大井距：由于特低渗油藏不符合经典的Dracy定律，特低渗油藏渗流时存在启动压力梯度，造成注采井之间存在一个不易流动带，为了克服注采井间不易流动带，必须在注采井间最小驱替压力梯度大于启动压力梯度时，有效注采关系才能建立。注采井间最小驱替压力梯度的计算如公式(1)所示，运用公式(1)计算得出极限最大井距为232 m。

(1)

式中：λ为启动压力梯度，MPa/m；PH为静液柱压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；d为注采井距，m；rw为注水半径，m。

(2)满足一定采油速度的极限最大井距：井网密度是与单井产能和采油速度相关的函数[6]，其计算如公式(2)所示。根据油田生产需满足一定的单井产能和采油速度可以求得对应的井网密度，考虑油藏已进入中高含水期，以调整后采油速度达到0.8%为界，运用公式(2)计算得出井网密度应大于20口/km2，对应极限最大井距为224 m。

SPC=NV0/(365q0ηRotA)

(2)

式中：SPC为井网密度，口/km2；N为地质储量,104t；V0为采油率，%；q0为平均单井日产油,t/d；Rot为油井数与总井数之比；A为含油面积,km2；η为系统效率,%。

(3)考虑密井网下投入产出平衡的极限井网密度，把油田最终采收率通过谢尔卡乔夫公式转化为井网密度的函数，如公式(3)所示；然后将转化后的谢尔卡乔夫公式与经济投入产出法相结合[7]，得出加密井效益分析计算经济井网密度图板(图2)和谢氏修正法计算经济井网密度图板(图3)，进而求得极限最大井网密度60.6口/km2，并计算出极限最小井距为127 m。

(3)

式中：ER为原油最终采收率，%；Ed为驱油效率,%；R为注采井数比；AC为含油面积,km2；SC为井网密度，口/km2；β为谢氏系数。

(4)从矿场统计资料来看，以WY区块为例，该区块储层物性相对较好，渗透率2.29 mD，对WY区块460口加密井历年矿场资料进行统计表明，按排距100～140 m实施的140口加密井初期单井产能高，含水低，效果好于其他排距加密井，且稳产期长，见水比例低，油藏数值模拟也显示出裂缝两侧100 m以上为剩余油富集区，因此可以确认100～140 m为合理排距(表3)。

图2 加密井效益分析计算经济井网密度图板

图3 谢氏修正法计算经济井网密度图板

表3 WY区块不同排距加密井开发效果统计

综上，通过理论研究和矿场统计表明，合理的井距在127～224 m之间。由于合理排距还与基础井网形式和储层物性关系密切，最终认为：WY区块长6油藏合理排距为100～140 m，PQ区块南部合理排距为90 m，NLX区块长4+5油藏合理排距为120～150 m。

3.2.2 布井方式及水平段设计

基于上述剩余油分布规律、前期水平井加密先导性试验以及井距和排距的研究，最终决定采用菱形反九点井网和矩形井网实施超短水平井加密，采取不穿水线、斜交最大主应力的加密方式， 多层油层叠合区分层动用。为了便于储层改造，设计水平段与最大主应力的夹角大于45°，如图4所示。

(1)菱形反九点井网：S 160区块长6油藏基础井网为500 m×200 m，主向井水淹转注后形成排状注水井网，排距保持200 m不变，在该区块部署超短水平井加密，设计排距为120 m，水平段长度为200 m；PQ区块南部长6油藏基础井网为520 m×130 m，主向井水淹转注后形成排状注水井网，排距保持130 m不变，在该区块部署超短水平井加密，设计排距为90 m，水平段长度为90 m。

(2)矩形井网：NLX区块长4+5油藏，多油层发育，基础井网为480 m×180 m，主向井水淹转注后形成排状注水井网，排距保持180 m不变，在该区块部署超短水平井，设计排距为120～150 m，水平段长度为76～200 m。

图4 不同井网条件下超短水平井加密方式示意

4 超短水平井加密效果评价

2018年以来，基于上述研究与认识，针对不同井网和渗透特征，在S 160区块长6油藏、PQ区块南部长6油藏、NLX区块长4+5油藏三个区块实施超短水平井加密110口，取得了较好的开发效果及经济效益，有利支撑了油田的稳产。

(1)超短水平井加密累计实施110口，储层改造为中间加强、两端控制，工艺上采取水力喷射分段环空加砂的混合水体积压裂方式，改造4～7段，段间距为20～30 m。前端平均加砂量26.1 m3，砂比23.6%；中间平均加砂量36.1 m3，砂比23.5%；未端平均加砂量25.8 m3，砂比23.6%。排量均为3.6 m3/min，初期平均单井产能4.08 t，含水43.8 %(表4)。单井产能高于周围加密定向井，含水相当。运用“石油经济评价软件”评价得出：在45美元/桶阶梯油价条件下，内部收益率11.61%，高于石油行业8%的基准值，经济效益好，同时也验证了对水驱与剩余油分布规律的认识以及超短水平井加密的可行性。

(2)超短水平井加密增加了可采储量，提高了水驱采收率。评价结果表明，通过超短水平井加密，NLX区块长4+5油藏、PQ区块南部长6油藏、S 160区块长6油藏整体加密区含水与采出程度增大，开发效果变好，预测采收率可提高5%左右。

表4 超短水平井加密开发效果统计

5 结 论

(1)AS油田特低渗储层水驱动态缝是影响剩余油分布的关键因素，注水开发20年后，裂缝两侧强水洗带宽度为60～80 m，100 m以上的为剩余油富集区，加密调整的核心就是与裂缝方向匹配。

(2)在水驱与剩余油分布规律研究的基础上，通过油藏工程理论与矿场实践相结合，确定合理的井距在127～224 m之间；合理排距的确定同时要考虑基础井网形式及储层物性， WY区块长6油藏合理排距为100～140 m，PQ区块南部合理排距为90 m，NLX区块长4+5油藏合理排距为120～150 m。

(3)对特低渗油藏物性相对较差的储层，采用不穿水线、斜交最大主力的超短水平井加密，能有效提高单井产能、水驱控制程度以及最终采收率，并且经济效益好，为同类储层增产稳产提供技术方向。