超低滲致密砂巖油藏水平井井網優化研究——以西峰油田長8油藏為例

李忠興，趙繼勇，屈雪峰，樊建明，雷啟鴻

(1.中國石油長慶油田分公司，陜西西安 710018;2.中國石油長慶油田勘探開發研究院，陜西西安 710018;3.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018)

近年來，很多學者在水平井井網優化方面已經做了很多研究［1-5］。但是，對于超低滲透油藏，水平井究竟如何部署，水平段長度、水平井井排方向、直井與水平井聯合布井對開發效果的影響等問題，前人還沒有進行過系統的研究。

西峰油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡構造帶，其石油資源潛力巨大，具有良好的開發前景。西峰油田長8油藏具有面積大、豐度低、非均質性較強、油氣水分布都比較復雜、低壓、壓敏效應強以及天然裂縫發育等特點，是典型的超低滲致密砂巖油藏。若全部采用直井開發，不但井網密度大，開采時間長，而且直井見水后產量低，開發效益不明顯。本文針對這些問題，對鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區塊長8油藏進行了水平井井網開發效果的分析研究。水平井開發的可行性論證認為，同典型的垂直井注采井網相比較，對油藏采用直井和水平井相結合的布井方式，可以充分發揮直井鉆遇油層層數多和水平井與油層接觸面積大、產量高的優勢，從而提高超低滲致密砂巖油藏的開發效果。

1 地質概況

西峰油田位于鄂爾多斯盆地西南部，西自平涼，東達固城，北起洪德，南抵彬縣，面積約40 000 km2。莊19井區在地理位置上屬于甘肅省慶城縣玄馬鄉(見圖1)，區域構造背景為西傾平緩單斜，處于東南—西北傾鼻狀構造帶上，且構造比較寬緩［6-8］。

2 儲層特征

西峰油田莊19區塊長8油藏是由粉砂巖、細砂巖和中砂巖與泥巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖間互層組成，巖性致密。碎屑巖成分復雜，有石英、長石和暗色巖屑，巖石的成分成熟度低，結構成熟度低到中等。對莊19井區長8儲層巖心分析后可知，孔隙度為6.2% ～14.5%，平均12.6%;滲透率為(0.08～0.7)×10-3μm2，平均0.29×10-3μm2，屬低孔特低滲儲層。

圖1 西峰油田莊19井區區域圖Fig.1 The regional figure of Zhuang 19 block in Xi-feng oilfield

3 水平井井網形式優化研究

方案設計時，考慮上述影響水平井開發效果的因素，以油藏含水率達到85%時的采出程度為衡量開發效果的基本指標，研究水平井井排方向、井網形式、布縫方式、水平段長度、人工壓裂縫密度、井距和排距等因素對開發效果的影響。

3.1 井排方向優選

通過對垂直于最大主應力與斜交于最大主應力兩種不同水平段方位的8口水平井開發效果對比分析發現，1#，2#，3#，4#井其水平段方位均垂直于最大主應力方向，其試油單井平均產能、初期單井平均產能、目前單井平均產能、累計生產天數、水平井/直井初期產量、累產油量均優于水平段方位斜交于最大主應力方向的5#，6#，7#，8#井(見表1)。同時不難發現，垂直于最大主應力的4口井其實際水平段長度平均值為297.8 m，而斜交于最大主應力的4口井其實際水平段長度平均值為332.5 m，其初期含水率平均值均為12.9%;斜交于最大主應力的4口井在生產2 821天之后均已發生水淹，不再產油，垂直于最大主應力的4口井在生產5 073天之后，其單井平均產能為3.7 t/d，含水率平均值僅為30.7%。也就是說，壓裂水平井水平段越長，含水率上升速度越快;反之，含水率上升越慢。因此，鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區塊長8超低滲透油藏設計水平井水平段方位應垂直于最大主應力方向，也就是天然裂縫的優勢方向，在保證實現最佳的壓裂效果的同時，應考慮水平段長度對含水率上升的影響，才能達到有效提高水平井單井產量的效果。

表1 不同方位水平井開發效果對比Tab.1 Development effectiveness contrast of horizontal wells in different directions

3.2 井網形式優選

在總結和借鑒國內外類似油藏水平井開發試驗、室內理論研究的基礎上［9-10］，對鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區塊長8油藏某典型區塊完鉆五點井網水平井10口，平均水平井段長331 m，七點井網水平井7口，平均水平井段長652 m。五點、七點井網水平井開采曲線對比表明(見圖2)，五點、七點井網水平井注水見效后地層能量充足，產量平穩，遞減小，含水及動液面穩定，開發初期有較長的穩產期。與七點井網相比，五點井網單井產量更高，動液面更高，能量更充足，遞減率更小，開發效果和經濟效益更好。

3.3 布縫方式優選

通過現場試驗，西峰油田莊19區塊長8油藏水平井井網布縫方式分別采用了均勻等縫長、啞鈴型布縫、紡錘形布縫。不同的布縫方式對注水開發效果的影響不同。

3.3.1 均勻布縫方式 為了大幅度提高單井產量，結合儲層特征，在西峰油田莊19區塊長8油藏開展了直井注水、水平井采油的交錯排狀七點井網試驗，腰部注水井部署在兩段人工壓裂縫之間。采用均勻布縫方式(見圖3A)，當年實施的6口水平井中有3口水淹，見注入水井比例達到50%，都是腰部見水。

3.3.2 啞鈴型布縫方式 針對直井注水、水平井采油交錯排狀七點井網腰部注水井容易見水的情況，依據超低滲透油藏天然裂縫優勢方向為主滲流方向(北東向)，主滲流方向與最大主應力方向基本一致，主向和側向存在滲透率級差，優化布縫方式為啞鈴型布縫七點井網(見圖3B);投產124口井，投產后注入水導致的高含水井僅10口，見水比例8.1%，基本上解決了初期容易水淹的難題。但是，該方法存在的問題是，有效改造的水平段長度降低，與同樣水平段長度的五點井網相比，初期產量較低，導致采油速度偏低。

圖2 西峰油田長8油藏典型區塊五點、七點井網水平井開采曲線圖Fig.2 Production curve of five-point and seven-point horizontal well of the typical block in Chang8，Xifeng Oilfield

3.3.3 紡錘形布縫 為了進一步降低腰部注水井對見水的影響和提高水平井采油速度，將水平井井網形式、布縫方式從啞鈴型布縫七點井網調整為紡錘形布縫小井距五點井網(見圖3C)。投產后初期單井產量得到一定幅度的提高。以西峰油田莊19區塊長8油藏典型的厚油層(油層厚度20 m左右)為例，初期采油速度從0.5%提高到0.8%。2013年以來實施的紡錘形五點井網水平井共計155口，其中僅6口水平井在生產過程中出現水淹，見水比例下降到3.8%。現場試驗表明，紡錘形布縫五點井網適應性較好。

綜上對比分析發現，西峰油田莊19區塊長8超低滲低壓致密油藏，水平井井網布縫方式為紡錘形布縫五點井網，初期采油速度較高，含水率上升緩慢，適應性較好。

圖3 超低滲透油藏水平井井網不同布縫方式Fig.3 Different fracturing style of horizontal well patterns for ultra-low permeability reservoir

3.4 水平段長度優化

3.4.1 單井控制面積/儲量法 采用油藏數值模擬的方法，研究不同的水平段長度(100，200，300，400 m)下，水平井和定向井在自然能量開發下的單井控制儲量(見圖4)。據資料統計，目前水平井投資是定向井的2～3倍。依據水平井與定向井單井控制儲量下限等于水平井與定向井投資倍數的原則，確定西峰油田水平段長度下限值(見圖5A)在300～400 m。其中，模型基本參數為:儲層地層壓力16.1 MPa，平均滲透率0.34×10-3μm2，主側向滲透率級差kx/ky=2.3，主垂向滲透率級差kx/kz=8，裂縫半縫長140 m，裂縫密度0.02條/m，水平段長度從200～1 500 m變化。

圖4 定向井/水平井單井控制面積范圍Fig.4 The area range of single well controlling of directional/horizontal well

3.4.2 經濟效益評價方法 在注水技術政策、油井工作制度和人工壓裂縫密度相同的情況下，按照中國石油天然氣股份有限公司建設項目經濟評價方法與參數［11］，依據長慶油田水平井鉆井系統工程技術服務標準化市場價格標準［12］，在原油價格90美元下，采用經濟評價的方法，研究不同的水平段長度(200～1 000 m)對開發效果的影響。由單井綜合成本和產量之間關系(見圖5B)以及經濟效益評價圖(見圖5C)可知，水平段長度與單井綜合成本、單井產量均呈正相關關系，即水平段長度越長，單井產量、單井綜合成本越高，投資回收期越長;而水平段長度與內部收益基本呈負相關關系，即水平段長度越長，內部收益率越低。因此，水平井段過長并不利于提高其開采效果。通過綜合分析可知，西峰油田莊19區塊長8油藏在優選五點井網條件下，水平井水平段長度在300～500 m時，內部收益率最高，投資回收期最短。

綜合以上兩種方法，依據最大可能提高單井產量的原則，確定水平段最佳長度為400～500 m。

3.5 人工壓裂縫密度(段間距)優化

人工裂縫是連通油藏與井筒的唯一通道［13］。因此，裂縫數量是制約油井產能的重要因素。同時，人工裂縫密度優化與儲層改造工藝及參數密切相關，本研究分別研究了水力噴砂分段壓裂(施工排量小于4 m3/min)和油套環空大排量混合水體積壓裂(施工排量＞6.0 m3/min)兩種工藝條件下，不同裂縫密度對壓裂水平井產量、內部收益和投資回收期的影響。

圖5 不同水平段長度與單井控制儲量比、經濟效益的關系曲線Fig.5 Relationship between different horizontal section length and controlling storage capacity of single well and economic benefits

3.5.1 水力噴砂分段壓裂工藝 通過油藏數值模擬與經濟效益評價相結合，針對西峰油田莊19區塊長8油藏水平井不同人工壓裂縫密度對開發效果的影響進行了研究，結果表明(見圖6，7):①當裂縫密度大于0.02段/m時，第1年和第5年的單井產量明顯降低，單井產量增幅明顯變緩;②當人工裂縫密度為0.02段/m時，內部收益率最高，投資回收期最短，能夠獲得最好的經濟效益。同時，微地震監測表明，段間距在50～60 m時油層改造較充分(見圖8)。因此，綜合確定研究區最佳段間距為50～60 m，合理裂縫密度為0.02段/m左右。

圖6 單井產量及增幅與裂縫密度關系曲線Fig.6 The relationship between well production and increase with horizontal length

圖7 不同裂縫密度水平井經濟效益評價曲線Fig.7 Evaluation curve of economic benefits of Different crack density horizontal well

3.5.2 油套環空大排量混合水體積壓裂工藝大排量混合水體積壓裂，目前還難以實現在油藏數值模擬中對人工裂縫的形態做較為準確的刻畫。因此，優化人工裂縫段間距，主要采用礦場統計方法。

針對西峰油田莊19區塊長8油藏(k=0.22×10-3μm2)YP1和 YP2井，開展了水力噴砂分級多簇+大排量混合水體積壓裂試驗。根據井下微地震監測(見圖8)和入地液量反算結果，確定出油套環空大排量混合水體積壓裂工藝段間距為80～90 m。

3.6 井距和排距優化

從經濟角度考慮，水平注水井與生產井的控制面積越大，油井產量越大越經濟［14］。但是，由于低滲油藏滲流能力限制，如果井距過大將導致生產井井底壓力降低到正常生產最小流動壓力，注水井井底壓力升高，超過最大極限壓力，影響正常生產;如果井排距過小，注水補充能量開發時，容易造成大面積裂縫性水淹。因此，水平井注采井網存在最大極限井距和排距。

圖8 H4水平井壓裂縫微地震監測事件(N:北向;E:東向)Fig.8 Micro-seismic testing of fracture of H4 horizontal well(N:north;E:east)

3.6.1 井距優化 不同壓裂工藝條件下，人工裂縫帶寬對井距有一定的影響。針對水力噴砂分段壓裂工藝，井底微地震監測的裂縫帶平均半長介于200～250 m(見圖9)。為了實現建立水平井之間縫網系統，擴大體積波及系數的目的，借鑒巴肯致密油藏衰竭式開發經驗，五點井網的井距確定為400～500 m;針對油套環空大排量混合水體積壓裂工藝，大排量混合水體積壓裂YP1，YP2，NP1井底微地震監測(見圖9)的裂縫帶平均半長介于250～300 m，五點井網的井距確定為500～600 m。

3.6.2 排距優化 排距定義為注水井到水平井水平段末端的垂向距離。本次研究以五點井網為例，設計了9 個不同排距(100，120，140，160，180，200，220，250，300m)方案。通過巖心室內實驗測試出西峰油田長8油藏主力動用層位(基質滲透率在0.3×10-3μm2左右)啟動壓力梯度平均值為0.048 MPa/m，同時計算出了不同排距下的注采壓力梯度。通過分析不同排距下的注采壓力梯度變化曲線(見圖10)，可確定西峰油田莊19區塊長8油藏若以五點井網為基礎井網，其水平井井網排距上限值為200 m。

在極限驅動排距認識的基礎上，為了實現有效驅替，建立了井距/排距比模型:假設x方向為主應力方向，y方向為垂直主應力方向，且主向滲透率與側向滲透率，則有以下關系

其中:PH為注水井井底壓力，MPa;Pwf為生產井井底流壓，MPa;G0為啟動壓力梯度，MPa/m;rw為井筒半徑，m;Kx，Ky分別為主應力方向、垂直主應力方向儲層滲透率，× 10-3μm2;λ1，λ2分別為主應力方向、垂直主應力方向啟動壓力梯度，MPa/m;a為半井距，m;b為排距，m;Lf為裂縫長度，m。

將a=250 m，rw=0.1 m，m=1.8 ～2.0代入公式1～3，可求得水力噴砂分段壓裂工藝的五點井網的排距為b=120～140 m。

由于人工裂縫帶寬對排距有一定的影響，井下微地震檢測的大排量混合水體積壓裂工藝的人工裂縫平均帶寬為90 m左右，水力噴砂分段壓裂工藝的人工裂縫平均帶寬為50 m左右，因此大排量混合水體積壓裂工藝比水力噴砂分段壓裂工藝的人工裂縫半帶寬要大20 m左右。因此，采用大排量混合水體積壓裂工藝的五點井網的排距確定在140～160 m。

圖9 YP水平井壓裂縫微地震監測事件Fig.9 Micro-seismic testing of fracture of YP horizontal well

圖10 不同排距下的注采壓力梯度變化曲線Fig.10 The change curve of injection-productionpressure gradient of different row spacing

4 結論及認識

1)通過分析垂直于最大主應力與斜交于最大主應力兩種不同水平段方位的水平井開發效果認為，鄂爾多斯盆地西峰油田莊19區塊長8超低滲透油藏設計水平井水平段方位應垂直于最大主應力方向;在保證實現最佳的壓裂效果的同時，應考慮水平段長度對含水率上升、單井控制面積、經濟效益的影響，確定水平段最佳長度為400～500 m。

2)對五點、七點井網水平井開采效果進行分析后認為，西峰油田莊19區塊長8超低滲透油藏采用五點井網單井產量更高，動液面更高，能量更充足，遞減率更小，開發效果和經濟效益更好。

3)通過對不同的布縫方式對注水開發效果分析發現，西峰油田莊19區塊長8超低滲低壓致密油藏，水平井井網布縫最佳方式為紡錘形布縫五點井網，其初期采油速度較高，含水率上升緩慢，適應性較好。

4)不同壓裂工藝條件下，人工裂縫帶寬對井距、排距有一定的影響。研究認為，西峰油田莊19區塊長8超低滲透油藏若采用大排量混合水體積壓裂工藝，其人工裂縫平均帶寬為90 m左右，五點井網的排距在140～160 m，井距為500～600 m;若采用水力噴砂分段壓裂工藝，其人工裂縫平均帶寬為50 m左右，五點井網的排距確定在120～140 m，井距為400～500 m。

［1］ 朗兆新，張麗華，程林松，等.水平井與直井聯合開采問題——五點法面積井網［J］.石油大學學報(自然科學版)，1993，14(6):50-55.

［2］ 張晨朔，姜漢橋.低滲透油藏壓裂水平井井網優化方法研究［J］.斷塊油氣田，2014，21(1):69-73.

［3］ 王繼平，任戰利，李躍剛，等.基于儲層精細描述的水平井優化設計方法［J］.西北大學學報(自然科學版)，2012，42(4):642-648.

［4］ 謝曉慶，丁美愛，姜漢橋，等.復雜小斷塊油藏水平井井網開發效果研究［J］.西南石油大學學報(自然科學版)，2008，30(3):102-105.

［5］ 冉新權，程啟貴，屈雪峰.特低滲透砂巖油藏水平井井網形式研究［J］.石油學報，2008.29(1):89-92.

［6］ 孫衛，史成恩，趙驚蟄，等.X-CT掃描成像技術在特低滲透儲層微觀孔隙結構及滲流機理研究中的應用——以西峰油田莊 19井區長82儲層為例［J］.地質學報，2006，80(5):775-779.

［7］ 屈雪峰，孫衛，魏紅玫，等.西峰油田白馬區長8油藏地質特征及開發對策［J］.西北大學學報(自然科學版)，2006，36(2):301-304.

［8］ 付曉燕，孫衛.低滲透儲集層微觀水驅油機理研究——以西峰油田莊 19井區長 82儲集層為例［J］.新疆石油地質，2006，26(6):681-683.

［9］ 姚約東，葛家理，何順利.水平井五點井網產能計算研究［J］.石油大學學報(自然科學版)，1999，23(3):41-43.

［10］李春蘭，程林松，張麗華.水平井九點井網產能研究［J］.西南石油學院學報，1998，20(1):56-59.

［11］中國石油天然氣股份有限公司規劃總院.中國石油天然氣股份有限公司建設項目經濟評價方法與參數［M］.北京:石油工業出版社，2013:4-30.

［12］中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司.鉆井系統工程、措施作業工程和物探工程技術服務造價指標匯編［M］.北京:石油工業出版社，2014.

［13］曾保全，程林松，李春蘭.特低滲透油藏壓裂水平井開發效果評價［J］.石油學報，2010，31(5):791-796.

［14］凌宗發，王麗娟，胡永樂，等.水平井注采井網合理井距及注入量優化［J］.石油勘探與開發，2008，35(1):85-90.