安塞油田S160區長6超低滲透油藏水平井合理加密方式及穩產技術研究

黨鑫，梁雨田，朱隴新，張娜，馬明宇

（1.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716009；2.陜西眾盟石油技術服務有限公司，陜西 西安 710021）

1 油田概況

本次研究工區范圍東北到S160井，西南至S191井，工區面積約32 km2，開發井井數559口（定向井542口，水平井17口），研究目的層位為長6層，主力開發層系為長61層，井網形式主要為480×200 m菱形反九點，井排方向為NE67°。

1.1 精細單砂體刻畫

依據區域標志層控制油層組劃分，通過“點-線-面”統層對比思路，結合內部沉積旋回、巖性組合及輔助標志層完成了500余口井單砂體對比劃分。研究區主力層單砂體砂體平均厚度統計圖如圖1所示。

圖1 研究區主力層單砂體砂體平均厚度統計圖

結合GR曲線在測井上的表現特征來識別單砂體縱向沉積界面及疊置關系，將S160區主力油層長611-2層劃分為4個單砂體，長611-3層劃分為2個單砂體，長612小層劃分為2個單砂體。順物源方向，砂體連續性相對較好；垂向物源方向，河道連續性差，河道間分割性強；大套河道砂體縱向上屬多期水下分流河道砂相互疊置或疊切所形成，單沉積旋回河道砂體相對較薄。

1.2 構造特征

研究區整體構造形態為微向西傾斜的單斜構造，地層產狀平緩，地層傾角小于1°，平均坡降 8～10 m·km-1，由于差異壓實作用，發育軸向近東西或北東向的鼻狀隆起，在局部存在構造高點和低點，各小層頂構造在縱向上具有繼承性。

1.3 沉積特征

研究區長612-長611-3-長611-1沉積時期，經歷了“水進-水退-水進”過程，自東北向西南方向多條水下分流河道相互交匯呈網狀展布特征，見圖2。

圖2 長612-2-長611-32-長611-22-長611-1層沉積微相平面圖

1.4 油藏特征

S160區長6油層組含油范圍主要受巖性控制，形成了較為典型的巖性油藏。含油飽和度較好的層為長612小層兩個單砂體，含油飽和度小于41%的井分別占21.4%、24.2%；其次為長611-2小層前 3個單砂體611-21～611-23，含油飽和小于41%的在37.5%～43.9%之間，其他小層含油飽和度小于41%的井占45%以上。

2 油藏工程研究

為有效開展此次短水平井合理加密方式研究，主要針對研究區南部短水平井已加密和北部短水平井待加密兩個區重點開展工作。北部待加密區油藏埋深1 366.9 m，動用含油面積11.4 km2，動用地質儲量684.05萬t。南部已加密區油藏埋深1515.9 m，動用含油面積7.49 km2，動用地質儲量313.76萬t。北部較南部厚度大、物性好，如表1所示。

表1 南北區油層參數統計表

2.1 北部短水平井待加密區開采特征

北部待加密區于2000年開始投產，2000年至2002年采用菱形反九點井網規模建產階段；2003年至2009年進入穩產調整階段；2010年以來為加密調整階段。目前油井開井114口，單井產能1.06 t，綜合含水52.35%，注水井開井62口，單井日注15.12 m3，月注采比3.1。地質儲量采油速度0.65%，地質儲量采出程度12.0%。

初期平均單井日產油3.26 t·d-1，投產較好井主要為2002年以前投產井，2015年以后投產井單井初期產能僅為1.5 t·d-1左右。一次井網油井遞減較大，加密井單產低。水驅動用程度由2016年的95.1%下降到2020年59.0%。受儲層非均質性影響，部分井吸水不均或指狀吸水，部分井單層、單段不吸水。

2.2 南部短水平井加密區開發特征

南部已加密區于2001年開始勘探開發，2005年以前為開發試驗階段，2006年至2009年采用菱形反九點井網規模建產階段，2010年至2016年進入穩產調整階段，2017年以來為加密調整階段。目前油井開井65口，單井產能1.13 t，綜合含水43.31%，注水井開井25口，單井日注15.1 m3，月注采比2.44。地質儲量采油速度0.80%，地質儲量采出程度6.5%。

2002年采用不規則菱形反九點井網定向井開發，初期產能1.1 t，含水50.3%。初期加強注水未取得明顯效果，反而導致主向井水淹，后期轉注形成排狀注水。目前壓力保持水平在80%左右，單井產能0.84 t·d-1，采油速度0.31%、采出程度5.9%，長期低液、低產。

2018年以來，投產超短水平井19口，平均水平段長度192 m，油層鉆遇率89.4%，初期單井產能3.9 t·d-1，為周圍老定向井的3.5倍，含水與周圍定向井持平（48.5%），達產年單井產能2.7 t·d-1。超短水平井加密方式示意圖如圖3所示。

圖3 超短水平井加密方式示意圖

2.3 水驅前緣分析

通過水驅前緣監測，最大主應力方向水驅半徑435 m，注水井間基本連通，形成了排狀注水。通過老區內部7口加密水平資料顯示，注水開發15～20年后，裂縫兩側強水洗帶寬度60～80 m左右，100 m以上剩余油仍然富集。

3 剩余油分布規律研究

3.1 三維地質建模

在前期研究成果基礎上，結合本次提取并粗化相應面積范圍內的地質模型（NTG、PORO、PERM、SW），進行數值模擬研究。粗化后的長6儲層地質模型保留夾層有效信息，并根據油藏特征和原油物性進行了分區網格數量，建模范圍面積12.6 km2，共189口井，平面網格設置為25 m×25 m，縱向網格平均0.2～0.3 m，261×241×85=534.7萬。在基質模型建立基礎上，綜合前期建立的天然裂縫及人工裂縫模型，將基質與裂縫等效滲透率場疊加，得到孔—縫復合滲透率場。

3.2 生產歷史擬合

通過微調生產井的網格屬性參數以及流體相滲曲線特征，完成了全區數值模擬生產擬合工作，采用定液生產擬合方法，擬合的日產油、含水整體趨勢一致，，單井擬合符符合率達86.5%%。

3.3 剩余油精細表征

平面上上主力層含油油飽和度較高高，連片分布布好。目前油藏處處于開發后期期，油藏存在在大量的剩余余油，呈條帶狀分分布，剩余油分分布集中在油油藏采油井井井排之間，具有有較大的加密密潛力，如圖4所示。剖面面上由于開發時時間長，部分井井組井間具有有高含水溝通通趨勢，目前受受儲層非均質質性影響，部分分井與井之間間仍存在大量未未被波及的剩剩余油區域。

圖4 研究區主力油層剩余油平面分布圖

4 短水平井加密方式研究

4.1 水平井加密效果總體評價

采用短水平井加密有效提高了單井產量，是常規加密井的的2～3倍，2020年加密井初期產量提高至4.2 t·d-1。加密區主要發育長611，有效厚度10～15m，滲透率0.5 mmD左右，為典型的超低滲透油藏，注注水開發后具有明顯的水驅方向。

4.2 水平井網加密方式選擇

采用不同井型（定向井、大斜度、短水平井）開展數值模擬對比，水平井初期采油速度高，采出程度與大斜度井相當。針對S160區長6油藏，油層厚度大且相對單一，適合采用短水平井。模擬研究表明，方式2加密井井網流線更均勻勻，加密效果更優，如圖5所示。

圖 5 不同加密方式流線對比圖

4.3 短水平井合理參數優化

4.3.1 水平段方位優化

針對短水平井加密，優化設計與最大主力夾角分別別為90°、660°、45°、30°、0°等5個方案，，采用數值模擬預測得出90°時見水時間最早、含水最高；0°時由于儲層改造受到極大限制，水平井產能無法保證。優化得出水平井與最大主應力最佳角度為30°～455°。

4.3.2 合理排距優選

2019年針對注水開發20年左右的的井組，開展了4口檢查井取取芯，資料顯示4口檢查井均水淹，水淹比例在60.0%左右，投產后一直高含水，說明注水開發20年，裂縫兩側水洗寬度在60～80 m左右，100 m以上剩余油富集。綜合油藏工程和動態監測結果分析認為，目前該該區水線寬度度為60～80 mm，優化設計出水平井兩端距離水線距離120～140 m。

4.3.3 合理水平段長度

數值模擬研究表明，對于水線單一的油藏，隨著滲透率的增大，水驅前緣推進速度增加，水線寬度不斷增大，合理的水平段長度下降。結合水平井方位合理排距，水平井合理的水平段長度為120～200 m。

4.3.4 短水平井改造參數優化

1930年1月，一位新社工的加入使得每位員工可以承擔更少一些數量的病例，這樣使得他們可以有更多的精力處理個案例，并且可以將更多的時間放在門診上。

統計目前加密井的開發效果發現，加密水平井的試油初期產量、穩產期產量和目前產量與水平段長度、壓裂段數、加砂量和和入地液量有有著緊密的關系。綜合優化可以看出，短水平井水平段長度為160～180 m、平均壓裂4～6段、單段加砂30～35 m3、入地液1 150～11 350 m3下，具有較高的的初期產量和穩產能力。

5 合理的開發技術政策

5.1 注水量優化

油藏工程方法：按照井組注采平衡原理，短水平井投產后注水量應與采液量保持平衡，按照經驗公式，計算得出對應注水井日注水量應為20～22 m3。

數值模擬方法：在研究區選取一個完整單元井組，通過加密設計0.9、1.2、11.5、1.8、2.1、22.4 m3·d-1·m-11共6套注水強度方案，在預測期末，注水強度為1.5 m3·d-1·m-1左右，累產油量最多，建議將該區的的 注水強度為1.55 m3·d-1·m-1左右。

理論計算和數值模擬優化得出，該區水平井加密后，合理的注水強度在11.4～1.6 m3·d-1·m-1之間，，對應單井日注115～20 m3，老井目前單井日注23 m3左右。加密后注水井單井日注為15～20 m3。

5.2 加密水平井合理壓力優化

S160長61油藏儲層致密，啟動壓力梯度高。依據注采比原理推導出地層壓力與含水率急啟動壓力影響因子之間的關系公式；通過甲型水驅特征曲線，結合油藏物質平衡方程，確定油藏合理壓力保持水平。綜合確定合理地層壓力水平為105%～110%。 低滲透油藏滲流條件差，要求泵效達到40%，由此得出不同含水時期泵口壓力值。根據泵口壓力與流動壓力的關系求出流動壓力，最后得到最小流動壓力與含水率關系。綜合確定S160區長6油藏水平井合理流壓應為2.5～3.5 MPa之間，如圖6 所示。

圖6 研究區流壓等值圖

5.3 合理采液強度優化

水平井產能可根據考慮低滲透油藏非達西滲流、油藏非均質性的Joshi公式預測，計算出水平井單井產能3.2 t·d-1，結合當前投產初期的超短水平井單井產能2.5～4.75 t·d-1，有效水平段長為130 m的水平井單井產能為3.5 t·d-1。

5.4 短水平井待加密區綜合調整預測

為進一步預測開發調整效果，結合前面的開發動態分析，將三維油藏模型進行了分區，共分為了3個區（I、II、III區）。根據不同方案設計的開發調整方式，進行調整前后指標預測對比，結果如 表2所示。

表2 南北區油層參數統計表

按照短水平井井網的加密方式（圖7），在II區低產低效區開展加密，部署水平段長160 m短水平井36口、補充注水井18口，設計水平井日產液8 m3，注水井日注水量18 m3，開展加密效果預測。

圖 7 超低滲油藏短水平井加密方式示意圖

依據二次解釋成果，總結出油層下部水淹比例遠高于上層。后期建議水平井主要穿越頂部油層，設計短水平井水平段160 m左右。

通過優化注水、短水平井加密、合理調整生產參數等多種方式，研究區單井日產油得到大幅度提升，預測生產時間10年，加密調整后全區采收率預計可以提高4.46%。

6 結論及認識

1）數值模擬結果表明，平面上主力層含油飽和度較高，連片分布好，呈條帶狀分布，剩余油分布集中在油藏采油井井排之間。

2）S160區長6油藏適合采用短水平井加密。通過優化，水平井與最大主應力最佳角度為 30°～45°，兩端距離水線合理距離為120～140 m，合理的水平段長度為120～200 m。

3）S160區長6油藏合理的改造參數為壓裂段數4～6段，單段加砂30～35 m3，入地液1150～1350 m3。

4）研究區水平井加密后，合理的注水強度在1.4～1.6 m3·d-1·m-1之間，對應單井日注15～20 m3，合理地層壓力水平為105%～110%，合理流壓為2.5～3.5 MPa之間，合理采液速度為1.1%左右。

5）通過優化注水、短水平井加密、合理調整生產參數等多種方式，預測生產時間10年，加密調整后全區采收率預計可以提高4.46%。