水平井開發致密油效果評價及有利區預測

蘇幽雅，李化斌，張 彬，徐 寧，張曉莉

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 致密油的特點及儲量狀況

致密油是致密儲層油的簡稱，是指覆壓基質滲透率小于或等于0.1 mD 的砂巖、灰巖等儲集油層。石油經過短距離運移，主要包括致密砂巖和灰巖等，油質較輕，單井一般無自然產能或自然產能低于工業產能下限，在一定經濟條件和技術措施下可獲得工業石油產量。形成致密油需具備3 個關鍵標志：大面積分布的致密儲層；廣覆式分布的腐泥型較高成熟度的優質生油層；連續型分布的致密儲層與生油巖緊密接觸的共生層系（見圖1）。

圖1 非常規石油聚集模式

1.1 致密油的特征

（1）油藏大面積連續分布：致密油主要分布在三疊系延長組長7、長6 半深湖和三角洲前緣沉積砂體中，致密砂巖與烴源巖緊密接觸，油源儲配好，油層分布穩定，橫向連續性好。

（2）原油密度和粘度特征：原油性質好，可流動性強。

（3）原油物理性質含油飽和度高，致密砂巖儲層與烴源巖共生，石油充注程度高。

（4）儲層特征：物性差、隔夾層發育、非均質性強、天然裂縫發育。

2 致密開發技術及效果評價

2.1 水平優化技術應用

通過應用“水平井井網優化技術、壓裂改造技術、鉆井優化技術”使水平井開發有序高效推進，全年新鉆水平井54 口，投產28 口，初期單產達到8.0 噸。其中水平井井網的關鍵技術參數包括井排方位（裂縫與水平段夾角設計）、井距、排距、水平段長度及布縫方式（布縫密度）。

2.1.1 水平段方位優化 理論研究：各向異性地層水平段垂直于裂縫方向時產量最高（見圖2）。

根據數值模擬，水平段垂直于最大主應力方向時，水平井單井日產油、階段采出程度均高。應用數模與理論在黃36、鹽31 等區塊水平段設計方位采用垂直于最大主應力方向a=90°優化水段方位（見圖3，圖4）。

圖2 各向異性油藏水平井方位與裂縫夾角示意圖

圖3 單井日產油量與時間關系圖

圖4 采出程度與時間關系圖

2.1.2 合理井距、井排優化 通過華慶長6 油藏巖心室內實驗證實井距500 m、排距200 m 時壓力差大于啟動壓力梯度0.048 MPa/m，可以建立有效壓力驅替，根據實驗我廠水平井設計采用井距500 m，排距200 m的設計（見圖5，圖6）。

圖5 不同排距驅替壓力與啟動壓力梯度關系圖

圖6 不同井距驅替壓力與啟動壓力梯度關系圖

2.1.3 水平井網優化 根據數值模擬和借鑒經驗，優化水平井采用五點法井網（紡錘型）及七點法井網（啞鈴型），井排距采用500×200 m 井網形式。

2.1.4 水平段長度優化 理論公式計算與數值模擬均表明：水平段越長，初期單井產量越高。壓裂水平井產能計算公式：

理論與經濟效益綜合評價，五點法采用500～600 m水平段，七點采用800～1 000 m 水平段較合理（見圖7，圖8）。

2.1.5 布縫方式優化 根據裂縫密度與單井產量、經濟效益關系，縫密度=1～1.5 段/100 米最佳，水平井采用布縫密度= 1～1.5 段/100 米。

2.2 體積壓裂技術應用

2.2.1 配套工藝方法及特點 工藝改造技術在黃36長81、鹽31 長63、吳464 長72三個致密油水平井開發試驗區開展水平井psk 分段多簇壓裂、環空加砂壓裂、常規分段壓裂工藝。psk 分段多簇壓裂實現了密集布縫，高效解放油層。環空加砂壓裂排量由2.5 上升到6 m3/min，單段壓裂改造體積增大50 %。常規體積壓裂：形成多方向、多維度裂縫，實現油層整體打碎（見圖9）。

圖7 不同井距驅替壓力與啟動壓力梯度關系圖

圖8 不同井距驅替壓力與啟動壓力梯度關系圖

圖9 水力噴射環空加砂壓裂示意圖

水平井通過體積壓裂改造技術，水平井單井初期單井產能8.0 t，是常規開發井的6～8 倍（見圖10）。

圖10 體積壓裂效果對比圖

2.2.2 配套工藝優選 通過對比三種工藝在鹽31 改造后的初期產量、遞減率、施工周期指標，認為環空加砂工藝較為適用，產量高、遞減小、試油周期相當。吳464 區長72 完試2 口，均采用“環空加砂”工藝，初期井均單井產量12.9 t。在工藝改造優選認為水平井壓裂采用“環空加砂”工藝效果更佳。

2.3 鉆井優化技術

優化為二開井身結構中下部入窗，井眼軌跡進入油層最大井斜小于76°，縮短了鉆井周期，降低了鉆井成本，建井周期縮短至23.8 天/井。

2.4 開發效果評價

2.4.1 產量評價 通過對黃36、鹽31、吳464 區塊定向井與水平井開發后單井產量對比，水平井為定向井的6～8 倍。黃36 區塊定向井的菱形反九點初期井均日產油1.7 t，目前井均日產油1.0 t，改為水平井七點開發后，初期井均日產油8.8 t，目前井均日產油8.1 t；鹽31 區塊定向井菱形反九點開發井初期井均日產油1.5 t，目前井均日產油0.6 t，改水平井七點后初期井均日產油6.6 t，目前井均日產油6.1 t；吳464 區塊定向井菱形反九點初期井均日產油6.1 t，目前井均日產油1.9 t，采用水平井七點后，初期井均日產油10.2 t，目前井均日產油10.1 t，水平井開發同比定向井開發都有好的開發效果。

2.4.2 遞減及含水評價 通過對黃36、鹽31、吳464區塊定向井與水平井開發后遞減及含水對比，水平井開發前3 個月月度遞減控制在1.9 %～7.9 %，含水控制在24.7 %～42.1 %，見水風險相對較小（見圖11，圖12）。

圖11 黃36 區對比井網試油與產量對比表

圖12 黃36 區不同井網形式遞減與含水對比表

2.4.3 單井評價 鹽31 區塊的鹽平32-17 井布井方式為五點法，水平段長500 m，布縫密度1.3 段/100m。改造方式為體積壓裂滯留液2 138 m3具有較長的穩產期，實現水平井高效開發，單井日產產量穩定在10.5 t。黃平35-22 井布井方式為七點法，水平段長度800 m，布縫密度1.5 段/100m。 改造方式體積壓裂滯留液6 282 m3，目前產量、含水保持穩定，保持長期穩產在日產油11.5 t。

3 面臨的技術難題及下步有利區預測

目前水平井主要有兩方面突出矛盾的難題，（1）2013 年完鉆水平井產量遞減受控因素不明（鹽31 區塊2 口下降4.3 t，黃36 區塊6 口下降10.5 t），是否目前開發基本沒注水導致。（2）根據目前水平井開發情況而言，注水時機如何確定。根據目前水平井開發經驗和借鑒其他廠水平井實施情況分析，水平井最佳注水時機是同步注水。

根據水平井開發技術應用及效果評價，下步繼續采用井距500 m，排距200 m，在鹽31、新17 五點法水平段長500～600 m，黃36、吳464 采用七點法水平段長800～1 000 m，布縫密度1～1.5 段/100m。部署鉆井260口，其中水平井100 口，配套注水井160 口，設計單井產能8.0 t，建產能24.1 萬噸。

4 結論及認識

（1）水平井井網優化技術、水平井鉆井技術、工廠化作業和體積壓裂改造技術為核心的水平井開發技術，單井日產油達到8.0 t 以上，實現了致密油資源有效開發。

（2）水平井井網優化采用井排距500×150 m，五點法采用水平段長度500～600 m；七點法采用水平段800～1 000 m，采用水平井井網開采月遞減降低控制1.9 %～7.9 %，含水控制在24.7 %～42.1 %，見水風險相對較小。

（3）開發致密油實施“水平井+體積壓裂”工藝技術，體積壓裂滯留液補充地層能力，恢復原始地層壓力131 %，具有較長的穩產期，實現水平井高效開發。

（4）過現場實踐發現產量與施工參數呈正相關性，分析認為水平段長度≥800 m、壓裂排量≥4 m3/min、入地液量≥4 000 m3、布縫密度≥1 段/100m，水平井初期產量可達到8 t 以上。

（5）下步在鹽31、黃36、吳464、新17 區域部署鉆井260 口，其中水平井100 口，配套注水井160 口，設計單井產能8.0 t，可建產能24.0 萬噸。

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