水平井初期產能控制因素分析研究

許志雄，羅凌燕，韓 勇，楊學武，楊志承，楊 健，吳國文，范 鵬，劉輝林

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏概況

1.1 油藏簡況

靖安油田H8 區(qū)長D 油藏為三角洲前緣亞相沉積，微相以水下分流河道為主[1]，主體河道寬度5 km～20 km，發(fā)育多套油層，砂體連通性好，長D1、長D2預測面積分別為64.6 km2、30.3 km2，地質儲量為1 938×104t、910×104t。

1.2 儲層物性

H8 區(qū)長D 油藏分部位內部砂體連通性較好，東南部H2 部位，孔隙度8.8 %，有效厚度7.6 m，滲透率0.24×10-3μm2，含油飽和度28.4 %，密度2.53 g/cm3，時差217.2 μs/m，12 口探評井試油、試采效果較好，儲層條件最好；西南部H4 部位，孔隙度8.1 %，有效厚度6.6 m，滲透率0.19×10-3μm2，含油飽和度24.7 %，密度2.55 g/cm3，時差215.0 μs/m，有效厚度較薄，油飽較高，儲層條件居中；西北部G8 部位，孔隙度8.4 %，有效厚度5.8 m，滲透率0.21×10-3μm2，含油飽和度17.6 %，密度2.54 g/cm3，時差221.2 μs/m，有效厚度薄，多口井解釋干層，油飽較低，儲層條件最差（見表1）。

1.3 開發(fā)歷程及現狀

2018 年4 月采用400 m 井距排狀井網準自然能量開發(fā)，2019 年8 月水平井規(guī)模投產，目前仍處于規(guī)模建產初期，共完鉆水平井33 口，井均水平段長度1 612 m，有效長度1 412 m；其中長D1層完鉆27 口，井均水平段長1 696 m，鉆遇率87.2 %，長D2層完鉆6口，井均水平段長1 238 m，鉆遇率90.1%，長D1有效砂體厚度7.5 m，孔隙度8.1 %，空氣滲透率0.19×10-3μm2，長D2有效砂體厚度6.9 m，孔隙度8.4 %，空氣滲透率0.23×10-3μm2。共投產水平井25 口，開水平井24 口，日產液349 t，日產油189 t，單井日產油7.9 t，綜合含水42.0 %，平均動液面967 m，地質儲量采油速度0.24 %，采出程度0.21 %，累產油6.27×104t。

表1 H8 區(qū)長D 油藏儲層物性及試油參數統(tǒng)計表

2 開發(fā)規(guī)律總結[2-4]

2.1 初期產能

統(tǒng)計發(fā)現，H8 區(qū)長D 油藏已投產的21 口水平井初期單井日產液27.6 m3，日產油12.3 t，含水47.5 %，已投產的28 口定向井初期單井日產液2.54 m3，日產油1.01 t，含水53.2 %，與定向井對比，H8 區(qū)長D 油藏水平井呈現出初期產量高、含水低的開發(fā)特征，初期增產倍數達12.2，分部位來看儲層物性較好的部位初期產量整體較高，6 口15 t 以上的高產井全部分布在儲層物性較好的東部H2 部位（見圖1）。

圖1 H8 區(qū)長D 油藏初期產能對比統(tǒng)計圖

2.2 液量及含水變化規(guī)律

對比開發(fā)初期，水平井井均日產液由26.0 m3下降到17.3 m3，綜合含水由57.5 %下降到42.1 %，除H8-17 等個別水平井受鄰井壓裂影響液量、含水上升以外，單井液量、含水不同程度下降，20 m3以上油井由19 口下降到6 口，占總井數比例由76.0 %下降到24.0 %，含水低于60 %的水平井由13 口上升到23 口，占總井數比例由48.0 %上升到92.0 %。

2.3 流壓及遞減變化規(guī)律

H8 區(qū)長D 水平井采用長水平段準自然能量開發(fā)，投產后即進入衰竭開發(fā)階段，同期對比，受后期投產井泄壓影響，前期投產水平井流壓下降幅度較大，如投產滿10 個月油井前6 個月流壓下降6.1 MPa，而投產滿7個月油井前6 個月流壓下降僅4.8 MPa；分部位對比，物性好的H2 部位流壓下降速度較慢，前6 個月液面下降幅度主要分布在300 m～400 m，而儲層物性較差的H4 部位，前6 個月液面下降幅度主要分布在600 m～800 m，儲層條件最大的G8 部位液面下降速度最快，前6 個月液面下降幅度主要分布在900 m 以上；利用遞減曲線擬合，發(fā)現H8 長D 水平井10 個月拉齊遞減與雙曲遞減擬合程度分別達93.3 %，前6 個月歸一拉齊遞減率為42.8 %，前10 個月歸一拉齊遞減率為52.9 %。

3 產能控制因素分析

3.1 儲層物性

H8 區(qū)長D 油藏H2 部位物性整體較好，砂體有效厚度7.6 m，KH 值1.8，初期單井日產油16.3 t，百米日產油0.89 t，返排率7.5 %、綜合含水23.8 %；H4 次之，砂體有效厚度6.6 m，KH 值0.9，初期單井日產油13.0 t，百米日產油0.80 t，返排率8.4 %、綜合含水40.0 %；G8整體較差，砂體有效厚度5.8 m，KH 值0.8，初期單井日產油6.9 t，百米日產油0.46 t，返排率15.7 %、綜合含水74.8 %；物性較好的H2 部位整體呈現出單井日產量較高，百米產量高，返排率、綜合含水較低。

3.2 水平段長度

初期生產動態(tài)統(tǒng)計顯示，H8 區(qū)長D 油藏水平井水平段越長，初期單井產量越高，但隨著水平段的增加，增油幅度逐漸減小，100 m 初期產能隨水平段增加呈下降趨勢，可見當水平段增加時，雖然單井產量逐漸提高，但單位水平段長度對產量貢獻減小。

對比不同水平段長度水平井的生產情況發(fā)現，水平段長度1 600 m～1 800 m，單井半年累產油2 194 t，100 m 水平段半年累產油128 t，且同期對比遞減幅度最小，前6 個月月度遞減2.36 %。利用雙曲遞減規(guī)律預測不同水平段長度的水平井前2 年累計產油情況，發(fā)現水平段長度1 600 m～1 800 m 的水平井后期遞減較小，前2 年累計產油6 829 t，綜合對比不同水平段長度水平井的初期產量、前6 個月月度遞減率及前2年累計產油情況，分析認為H8 區(qū)長D 油藏水平段長度1 600 m～1 800 m 開發(fā)效益最好（見表2）。

表2 H8 區(qū)長D 油藏不同水平段長度生產數據統(tǒng)計對比表

3.3 改造參數

H8 區(qū)長D1油藏完試21 口，平均改造20 段，103簇，單段加砂量189 m3，單段入地液量1 389 m3；投產19 口，初期單產14.0 t，目前單產9.5 t，長D1層水平井整體試采較好。長D2油藏完試5 口，平均改造17 段，78 簇，單段加砂量154 m3，單段入地液量1 336 m3；投產5 口，初期單產8.1 t，目前單產3.4 t，與長D1層對比，長D2層整體開發(fā)效果較差。

3.3.1 改造段數 H8 區(qū)長D 油藏已投產水平井平均水平段長度1 593 m，總體上初期產量與壓裂段數呈正向關系、單段初產與壓裂段數呈反向關系；綜合初期產量、單段初產與壓裂段數的變化關系，分析認為目前水平段長度壓裂20～23 段效果較好。

取得認識：壓裂段數偏高時入地液量較多，排液周期長、返排率高、無效泄壓率高；而壓裂強度偏低時，儲層改造不充分、產能未有效發(fā)揮。

3.3.2 改造密度 統(tǒng)計表明，當100 m 水平段改造0.7～1.6 段時，初期產量隨著改造段數增加線性上升；但當100 m 水平段改造段數大于1.6 時，初產不再隨改造段數的增加而上升；當每段改造4.7～5.1 簇時，初期增產效果最明顯。

取得認識：改造密度偏大時簇間（段間）相互干擾，排液期長、初期產能難以發(fā)揮且經濟效益差；而改造密度偏低時，儲層有效縫網難以形成。

3.3.3 入地液量 統(tǒng)計表明，初期產量與總入地液量呈一定的正相關性；當單段入地液量小于1 300 m3時，初期產量隨著單段入地液量增大而上升，而當單段入地液量大于1 300 m3時，初期產量隨著單段入地液量增大而減小，當單段入地液量1 100 m3～1 450 m3時，增產效果最好。

取得認識：單段入地液量偏大時，排液期長、返排率高，油井長期高含水生產；而單段入地液量偏低時，地層能量未有效補充，油井遞減大。

3.3.4 加砂量 統(tǒng)計表明，初期產量與總加砂量呈一定的正相關性；當單段加砂量小于205 m3時，初期產量隨著加砂量增大而上升，而當單段加砂量大于205 m3時，初期產量隨著加砂量增大而減小，當單段加砂量170 m3～205 m3時，增產效果最好。

取得認識：單段加砂量偏大時，開抽后吐砂嚴重，油井產量快速下降；而單段加砂量偏低時，改造不充分，儲層潛力未發(fā)揮。

3.3.5 加砂排量 統(tǒng)計表明，當排量小于10 m3/min時，初期產量隨著排量增大而上升，當排量超過10 m3/min時，初期產量隨著排量增大而減小，當排量9.0 m3/min～11.0 m3/min 時，初期增產效果最好；初期產量與排量突進系數呈反比關系，排量突進系數越接近1，初期產量越高。

3.4 合理技術政策

3.4.1 合理燜井時間 借鑒超低滲Ⅲ類及頁巖油水平井“注-燜-采”成功開發(fā)經驗，合理燜井可降低壓裂液無效返排，提高滲吸置換效果，結合H8 區(qū)長D 水平井燜井時間與百米產量散點圖發(fā)現燜井時間與百米初產呈正向關系，燜井時間大于30 d 后，初期產量普遍較高。對比H2 部位相鄰3 口水平井，H8-16 井儲層條件好、鉆遇率高、改造規(guī)模大，但燜井時間短（9 d），導致其初期產量低（15.5 t）、前3 個月遞減達10.9 %，而燜井43 d 的H8-17 井初期產量19.5 t、前3 個月遞減僅4.2 %，燜井35 d 的H8-18 井初期產量20.7 t、前3 個月遞減僅4.6 %（見表3）。

取得認識：合理燜井時間能有效提高滲析置換效果，降低返排率，有效補充地層能量，提高初期產量，降低后期遞減率。

3.4.2 合理投產時機 統(tǒng)計發(fā)現合理投產時機可有效改善開發(fā)效果，放噴壓力與初期產量、月度遞減率關系散點圖顯示放噴壓力低于3.0 MPa 時初期產量較高、投產后月度遞減率較小，且放噴壓力越低，排液期越短，無效泄壓率越低，滲吸置換效果越好。

3.4.3 合理生產參數 統(tǒng)計發(fā)現目前流壓保持水平與初期泵效、初期日產液無明顯相關性，但目前流壓保持水平較高的水平井，初期泵效主要分布在40 %～60 %、初期日產液均位于25 m3～32 m3。

3.4.4 合理流飽比 統(tǒng)計顯示，H8 區(qū)長D 水平井流飽比大于1.6 的水平井8 口，初期日產油11.6 t，前12 個月遞減率25.5 %；流飽比位于1.2～1.6 的水平井6 口，初期日產油13.0 t，前12 個月遞減率18.8 %；流飽比位于1.0～1.2 的水平井5 口，初期日產油13.6 t，前12個月遞減率30.3 %；流飽比小于1.0 的水平井6 口，初期日產油14.3 t，前12 個月遞減率49.4 %，分析認為H8 區(qū)長D 油藏水平井流飽比保持在1.2～1.6 時，水平井初期產量較高，后期遞減較小（見表4）。

表3 H8 區(qū)長D 水平井燜井時間與初期產量及初期遞減對比統(tǒng)計表

3.4.5 合理套壓生產 H8 區(qū)長D 油藏氣油比69 m3/t，利用三疊系高氣油比油藏提高套管氣壓生產可適當提高彈性溶解氣的驅動效果，6 月初開展套管憋壓生產以來，對無其他影響因素的16 口井試驗效果進行對比，其中套壓＞2 MPa 油井，月度遞減率由8.8 %上升到11.4 %，動液面月度下降由86 m 上升到88 m；套壓1 MPa～2 MPa 油井，月度遞減率由12.1%下降到8.0%，動液面月度下降由60 m 下降到43 m，分析認為本區(qū)塊的合理套管氣憋壓范圍在1.0 MPa～2.0 MPa。

表4 H8 區(qū)長D 水平井流飽比與遞減率關系統(tǒng)計表

3.5 井筒質量

H8 區(qū)長D 油藏H13-1 水平井區(qū)域儲層裂縫發(fā)育，且該井全水平井段固井質量較差，該井投產初期產量較高，但見油后1 個月即發(fā)生水淹，隨即對周圍長L層注水井實施停注，1 個月后該井含水逐步由100 %下降到94.8 %再下降到49.6 %，油量由0.0 t 上升到2.2 t 再上升到14.8 t，分析認為水平段固井質量差導致長L 層水竄。

4 結論及認識

（1）水平井初期產量與儲層物性成呈向關系，儲層物性較好部位單井日產量較高，百米產量高，返排率、綜合含水較低。

（2）水平井水平段越長，初期單井產量越高，但隨著水平段長度的增加，增油幅度逐漸減小，100 m 初期產能隨水平段增加呈下降趨勢，當水平段增加時，雖然單井產量逐漸提高，但單位水平段長度對產量貢獻減小，對比半年生產動態(tài)及預測2 年累計產油情況，綜合分析水平段長度1 600 m～1 800 m 開發(fā)效果最好。

（3）水平段長度一定時，合理壓裂施工參數能有效提高初期產量。初期產量與壓裂段數呈正向關系、單段初產與壓裂段數呈反向關系，目前水平段長度壓裂20～23 段效果較好；每100 m 水平段壓裂1.6 段時，每段壓裂改造5 簇左右時，增產效果最明顯；初期產量與總入地液總量、加砂量、排量呈一定的正相關性，與單段改造參數呈現先增長后下降的趨勢，當單段改造參數小于臨界值時，初期產量隨著改造參數增大而上升，而當單段改造參數大于臨界值時，初期產量隨著改造參數增大而減小；初期產量與排量突進系數呈反比關系，排量突進系數越接近1，初期產量越高。

（4）合理技術政策能有效提高初期產量、減少無效泄壓、降低后期遞減。燜井時間與百米產量成正比，燜井時間大于30 d 后，初期產量普遍較好、后期遞減相對較小；放噴壓力越低、初期產量越高、投產后月度遞減率越小，同時放噴壓力越低，排液期越短，無效泄壓率越低，入地液利用率越高；同期對比，流飽比保持在1.2～1.6 遞減相對較小，當流飽比小于1.2 時遞減明顯增大；目前流壓保持水平較高的油井，初期泵效主要分布在40 %～60 %且初期日產液均位于25 m3～32 m3；合理套管憋壓生產能夠有效減緩水平井遞減，當套管憋壓1.0 MPa～2.0 MPa 能適當控制遞減，而套管憋壓＞2.0 MPa 時遞減增大。