李功權(quán)，張凌僡，江山（長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢 430100）

特低滲透油藏地層壓力低，能量不足，自然產(chǎn)能低，一般需要壓裂改造才能獲得工業(yè)油流，開發(fā)難度很大。特低滲透油藏的儲(chǔ)層一般具有非均質(zhì)性強(qiáng)，微裂縫發(fā)育的特點(diǎn)。水平井開發(fā)特低滲透砂巖油藏有較大的優(yōu)勢(shì)，可以溝通更多的裂縫，降低井筒周圍的壓降，從而建立有效的驅(qū)替壓差［1］。合理的井網(wǎng)布局是油田成功開發(fā)的關(guān)鍵，對(duì)于水平井井網(wǎng)來講，有著不同于常規(guī)直井井網(wǎng)開發(fā)的特點(diǎn)和規(guī)律，無論是單純的水平井井網(wǎng)還是水平井與直井聯(lián)合井網(wǎng)，以及含有壓裂水平井的水平井井網(wǎng)，都需要對(duì)井網(wǎng)型式以及井網(wǎng)參數(shù)進(jìn)行深入研究，從而了解不同水平井井網(wǎng)型式的開發(fā)特征和井網(wǎng)參數(shù)對(duì)開發(fā)動(dòng)態(tài)的影響規(guī)律。

1 鎮(zhèn)涇油田紅河55井區(qū)油藏基本特征

鎮(zhèn)涇油田紅河55井區(qū)主要位于甘肅省涇川縣境內(nèi)，是目前正在進(jìn)行滾動(dòng)開發(fā)的區(qū)塊之一。主要含油層系為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)9油組，油藏埋深為1850～2150m，是一個(gè)主要受巖性控制的油藏。該區(qū)屬于辮狀河三角洲前緣沉積，可識(shí)別出水下分流河道、河口壩、分流間灣等沉積微相類型，其中水下分流河道微相是長(zhǎng)9儲(chǔ)層的主要沉積微相。多期水下分流河道砂體疊置組合是工區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層最主要的砂體疊置方式，油層厚度8.6～13.7m，平均有效厚度10.7m。長(zhǎng)9油層組的孔隙度主要分布于5%～18%區(qū)間。呈現(xiàn)單峰狀態(tài)，14%～18%區(qū)間上的分布最廣，平均13.4%。滲透率主要分布區(qū)間是0.05～14.9mD，呈現(xiàn)遞減分布，平均為1.37mD。根據(jù)紅河55井、紅河42井和紅河26井的原油分析，紅河55井區(qū)長(zhǎng)9油組地面原油密度0.8524g/cm3，黏度為7.87mPa·s，含蠟量14.3%，凝固點(diǎn)18℃，為低硫輕質(zhì)常規(guī)原油。根據(jù)紅河55井、紅河42井和紅河26井的地層水分析成果，其氯離子含量39752.9mg/L，地層水礦化度63505.5mg/L，水型為中性氯化鈣型。通過對(duì)紅河42井DST（鉆柱測(cè)試）測(cè)試，原始地層壓力為18.25MPa（1783m），壓力系數(shù)為1.02，地層中部深度的溫度為63℃（1783m），溫度梯度2.86℃/100m。

2 開發(fā)技術(shù)界限

根據(jù)對(duì)紅河55井區(qū)的地質(zhì)解剖，油藏構(gòu)造平緩，單層厚度大。鑒于利用水平井開發(fā)油藏能顯著提高采收率，需要研究水平井開采該油藏的技術(shù)界限。

2.1 水平段長(zhǎng)度優(yōu)化

應(yīng)用數(shù)值模擬方法建立水平井單井模型：網(wǎng)格步長(zhǎng)10m×10m，網(wǎng)格總數(shù)為80×200＝16000，縱向厚度10m。模型孔隙度13%，模型滲透率8mD，相滲曲線及地層流體高壓物性采用紅河55井區(qū)實(shí)際資料。采用定井底流壓分別計(jì)算水平段長(zhǎng)度500、600、700、800、900、1000、1100、1200m，計(jì)算時(shí)間2400d。累積產(chǎn)量與水平井段長(zhǎng)度關(guān)系曲線如圖1所示。從圖1可以看出，隨著水平段長(zhǎng)度的增加，單井累產(chǎn)油量增加，但是當(dāng)水平段長(zhǎng)度增加到1000m之后，累產(chǎn)油量增加趨勢(shì)明顯變緩。因此，水平段最優(yōu)長(zhǎng)度應(yīng)控制在800～1000m。

圖1 累積產(chǎn)量與水平井段長(zhǎng)度關(guān)系曲線

2.2 水平段延伸方向

水平井在油藏中的方位是指水平井在油藏中的延伸方向與裂縫發(fā)育方向的匹配問題，特別是對(duì)于低滲透率油藏，其基本采用壓裂開發(fā)，而壓裂縫往往與地應(yīng)力相關(guān)，通常情況下，壓裂縫沿著最大主應(yīng)力方向展開，因此研究水平井方位，主要考慮水平井延伸方向與最大主應(yīng)力發(fā)育方向的匹配問題。水平段的延伸方向與儲(chǔ)層的構(gòu)造形態(tài)、斷層位置、含油砂體的沉積類型和邊界有密切關(guān)系，同時(shí)還應(yīng)該參考地面已有井網(wǎng)等情況。水平段盡量與構(gòu)造線平行，垂直于邊水侵入方向。使邊水均勻推進(jìn)，提高水驅(qū)替效果，有利于防止注入水的舌進(jìn)，有利于提高水平井效果。由于構(gòu)造變化快以及砂體展布變化等原因，如果水平段垂直構(gòu)造線，鉆井過程中水平井的軌跡擺動(dòng)幅度大，控制難度大。實(shí)際統(tǒng)計(jì)資料也表明，水平段垂直構(gòu)造線，軌跡控制難度大，精度低，水平段鉆遇油層少，邊水和注入水容易舌進(jìn)?；谝陨弦蛩?，模型設(shè)計(jì)油藏厚度為10m，設(shè)計(jì)方位為水平井與最大主應(yīng)力方向夾角為30、45、60、75、90°，水平段方位與主應(yīng)力不同夾角開發(fā)效果如圖2所示。從模擬結(jié)果來看，當(dāng)水平井水平段方向與主應(yīng)力方向垂直時(shí)，采出程度最高，且隨著角度的減少，采出程度在逐漸降低，說明水平井的最佳設(shè)計(jì)方位為垂直于主應(yīng)力方向。

2.3 井網(wǎng)型式優(yōu)選

常用的井網(wǎng)型式主要有直線型、五點(diǎn)井網(wǎng)、九點(diǎn)井網(wǎng)和反九點(diǎn)井網(wǎng)等［3－7］。對(duì)水平井的井網(wǎng)型式研究一般采用數(shù)值模擬的方法，根據(jù)油層非均質(zhì)性特點(diǎn)設(shè)計(jì)各種注采井網(wǎng)，通過數(shù)值模擬預(yù)測(cè)開發(fā)指標(biāo)和最終采收率，經(jīng)過綜合評(píng)價(jià)，確定合理的注采井網(wǎng)型式并進(jìn)行相關(guān)的開發(fā)動(dòng)態(tài)影響參數(shù)研究。

當(dāng)直井與水平井聯(lián)合開發(fā)油藏的時(shí)候，由于水平井的生產(chǎn)優(yōu)勢(shì)突出，直井注水較為靈活，容易控制注入水的走向，一般會(huì)在水平井直井開發(fā)井網(wǎng)中以直井作為注水井而水平井作為生產(chǎn)井來開發(fā)，同時(shí)水平井的井?dāng)?shù)一般要小于直井井?dāng)?shù)。為研究水平井作為生產(chǎn)井時(shí)不同井網(wǎng)型式下的井網(wǎng)動(dòng)態(tài)開發(fā)特征，分別設(shè)計(jì)五點(diǎn)井網(wǎng)、九點(diǎn)井網(wǎng)和反九點(diǎn)井網(wǎng)型式。

筆者以紅河55井區(qū)實(shí)際三維地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，選擇局部地區(qū)進(jìn)行粗化，網(wǎng)格步長(zhǎng)50m×50m，網(wǎng)格數(shù)72×78×4＝22464。依據(jù)上述水平井井網(wǎng)設(shè)計(jì)原則以及油藏適應(yīng)性按一定直井和水平井的注采井?dāng)?shù)比設(shè)計(jì)水平井井網(wǎng)。共設(shè)計(jì)了9種方案（見圖3和表1），通過數(shù)值模擬計(jì)算開發(fā)動(dòng)態(tài)，從中優(yōu)選合適的開發(fā)井網(wǎng)模式。

圖2 水平段方位與主應(yīng)力不同夾角開發(fā)效果圖

圖3 井網(wǎng)類型

表1 基礎(chǔ)井網(wǎng)部署方案

對(duì)不同井網(wǎng)的開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行模擬運(yùn)算，結(jié)果顯示（見圖4和圖5）方案6和方案7開發(fā)效果最好，方案6稍稍高于方案7，即九點(diǎn)混合井網(wǎng)，直井注水平井采開發(fā)能取得較好的開發(fā)效果。其次為方案5，即5點(diǎn)混合井網(wǎng)，直井注水平井采也能取得較好的開發(fā)效果，開發(fā)效果最差的為方案9，即5點(diǎn)井網(wǎng)水平井注直井采開發(fā)效果最差。上述結(jié)果表明，采用混合井網(wǎng)直井注水平井采比采用水平井井網(wǎng)開發(fā)能取得更好的開發(fā)效果，而九點(diǎn)混合井網(wǎng)直井注水平井采開發(fā)效果最佳。

2.4 合理井距和排距

確定合理的井距和排距是開發(fā)好特低滲透油田的重要因素之一，如果設(shè)計(jì)不合理，或者導(dǎo)致油井暴性水淹，或者致使注水效果差［8］。以上述井網(wǎng)模擬為基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)9個(gè)方案（見表2），通過數(shù)值模擬計(jì)算開發(fā)動(dòng)態(tài)，從中優(yōu)選合適的井距和排距。

圖4 不同井型累計(jì)產(chǎn)油量曲線圖

對(duì)不同井距的開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行模擬運(yùn)算，結(jié)果顯示方案2累產(chǎn)油最高（見圖6），即600m井距開發(fā)效果最好，方案4累產(chǎn)油最少，即800m開發(fā)效果最差。對(duì)不同井距的開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行模擬運(yùn)算，結(jié)果顯示方案5累產(chǎn)油最高（見圖7），其次為方案2和方案9。隨著排距的減小，累產(chǎn)油逐漸變大，但是當(dāng)排距縮小到120m時(shí)效果反而變差。因此，最佳排距在200～250m。

圖5 不同井型累計(jì)產(chǎn)油量柱狀圖

表2 井、排距方案設(shè)計(jì)表

圖6 不同井距累計(jì)產(chǎn)油量曲線圖

圖7 不同排距累計(jì)產(chǎn)油量曲線圖

3 結(jié)論

1）通過對(duì)水平井開發(fā)技術(shù)研究，認(rèn)為該區(qū)水平井合理水平段長(zhǎng)度在800～1000m；水平段延伸方位為與主應(yīng)力方向垂直，水平井方位為NE向。

2）該區(qū)合適的井網(wǎng)形式為九點(diǎn)混合井網(wǎng)，直井注、水平井采；合理井距600m、合理排距在200～250m左右。

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［編輯］ 洪云飛