王少朋，何學(xué)文，黨文斌

（ 中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450006）

紅河油田位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷南部。 紅河油田延長組長8 儲層砂體屬于辮狀河三角洲前緣水下分流河道沉積，平均有效孔隙度為10.8 %，平均有效滲透率0.4×10-3μm2，為低孔、超低滲、低豐度的致密砂巖巖性油藏。 基質(zhì)物性差，局部天然裂縫發(fā)育，孔吼細小，連通性差，啟動壓力梯度明顯。 2010 年3 月起開展水平井開發(fā)試驗，水平井水平段長度700 m～1 100 m。通過不斷對長8 儲層啟動壓力梯度、 裂縫發(fā)育情況和實際生產(chǎn)進行總結(jié)研究， 逐步建立確定水平井合理井距的方法，指導(dǎo)致密砂巖油藏開發(fā)。

1 啟動壓力梯度

1.1 實驗方法

低滲透油藏的啟動壓力梯度與地層平均滲透率的關(guān)系滿足冪函數(shù)[1]：

式中：λ-啟動壓力梯度，MPa/m；K-地層平均滲透率，mD；α、n-回歸系數(shù)，采用油藏實測巖心啟動壓力梯度實驗數(shù)據(jù)回歸獲得。

1.2 數(shù)據(jù)處理

圖1 啟動壓力梯度與巖心滲透率的關(guān)系Fig.1 Relationships between start-up pressure gradient and permeability

對11 塊長8 儲層巖心進行室內(nèi)單相流體滲流實驗，實驗數(shù)據(jù)（ 見表1）。 實驗時根據(jù)啟動壓力梯度的非線性滲流公式得到啟動壓力梯度。

通過對表1 實驗數(shù)據(jù)回歸分析, 得到啟動壓力梯度與滲透率的關(guān)系曲線（ 見圖1）和回歸關(guān)系式為：

由圖1 及表1 可見，對于低滲透油藏，滲透率對啟動壓力梯度的影響顯著。巖心的滲透率越小，流體流動所需要的啟動壓力梯度越大， 而且當滲透率降低到一定的程度后，其啟動壓力梯度急劇增大。

2 技術(shù)極限井距

在一定技術(shù)極限條件下, 油井周圍處在擬達西流或接近擬達西流狀態(tài)下的徑向距離叫技術(shù)極限生產(chǎn)（ 泄油）半徑。常規(guī)油田開發(fā)中，技術(shù)極限生產(chǎn)（ 泄油）半徑的2 倍看作為技術(shù)極限井距[2]。

技術(shù)極限生產(chǎn)（ 泄油）半徑處的驅(qū)動壓力梯度為：

式中：ΔP-生產(chǎn)壓差，MPa；d-技術(shù)極限生產(chǎn)（ 泄油）半徑，m；rw-井筒半徑，m。

若要實現(xiàn)技術(shù)極限生產(chǎn)（ 泄油）半徑處的油流動，驅(qū)動壓力梯度至少應(yīng)等于該點處的啟動壓力梯度，結(jié)合式（ 2）、（ 3），可以確定技術(shù)極限生產(chǎn)（ 泄油）半徑：

紅河油田長8 儲層平均滲透率為0.4 mD，原始地層壓力為20.0 MPa，初期生產(chǎn)壓差為8.0 MPa～10.0 MPa，根據(jù)式（ 4）計算得技術(shù)極限生產(chǎn)（ 泄油）半徑為38 m～46 m，技術(shù)極限井距為76 m～92 m。

表1 紅河油田長8 儲層巖樣非線性滲流曲線測試結(jié)果Tab.1 The Nonlinear percolation test of Triassic Chang 8 reservoirs rock samples

3 實際生產(chǎn)情況確定合理井距

3.1 受裂縫發(fā)育影響的最小合理井距

紅河油田長8 儲層最大主應(yīng)力方向為NE75°，儲層普遍發(fā)育裂縫，裂縫走向主要以NE-SW 為主，裂縫傾角以大于60°的高角度縫為主。 裂縫發(fā)育區(qū)主要在斷層帶附近分布[3，4]。

紅河油田開展水平井開發(fā)初期， 根據(jù)油藏工程及壓裂工藝，部署水平井井距主要為450 m～500 m。 油井實施壓裂投產(chǎn)后[5]，發(fā)現(xiàn)油井存在井間干擾、被鄰井壓竄的情況。

通過對壓竄井進行統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)由于儲層普遍發(fā)育裂縫，造成井間干擾，壓竄井主要集中在井距小于600 m的水平井中。在后期部署工作中考慮裂縫程度，為了避免油井壓竄，確定井距擴大到600 m～700 m，井間干擾現(xiàn)象明顯減少。

圖2 紅河油田長8 儲層井間干擾井井距統(tǒng)計直方圖Fig.2 Statistical histogram of well spacing of the disturbed well Triassic Chang 8 reservoirs

3.2 經(jīng)濟極限井距

截止2014 年底，紅河油田長8 致密砂巖油藏依據(jù)方案設(shè)計共部署實施水平井341 口。 首先總結(jié)分析水平井生產(chǎn)情況，預(yù)測水平井單井產(chǎn)能及累產(chǎn)情況。利用現(xiàn)金流量法，結(jié)合不同水平段長度下單井投資、單井產(chǎn)能及采出程度，評價經(jīng)濟極限井距[6]。根據(jù)評價結(jié)果，確定水平井單井經(jīng)濟極限控制儲量為20.6×104t～23.2×104t，經(jīng)濟極限井距為500 m～700 m。

紅河油田長8 致密砂巖油藏技術(shù)極限井距僅為76 m～92 m，遠小于經(jīng)濟極限井距，必須進行儲層壓裂,來彌補經(jīng)濟極限井距和技術(shù)極限井距的差值。 綜合考慮紅河油田致密砂巖油藏啟動壓力梯度、 裂縫發(fā)育情況和經(jīng)濟極限井距， 確定水平井合理井距為600 m～700 m。

4 結(jié)論

（ 1）測試了在低滲透儲層流體滲流存在啟動壓力梯度, 滲透率越小, 啟動壓力梯度越大。

（ 2）基于室內(nèi)實驗測試數(shù)據(jù)統(tǒng)計得到的啟動壓力梯度與滲透率的關(guān)系， 計算出致密砂巖油藏一定壓差和油層滲透率相關(guān)條件下的技術(shù)極限井距。

（ 3）由于致密砂巖油藏啟動壓力梯度大、天然裂縫發(fā)育, 油井合理井距應(yīng)綜合考慮技術(shù)極限井距和經(jīng)濟極限井距來確定， 并需要進行儲層壓裂改造來彌補經(jīng)濟極限井距和技術(shù)極限井距的差值。

［ 1］ 賈振岐，趙輝，汶鋒剛.低滲透油藏極限井距的確定［ J］.大慶石油學(xué)院學(xué)報，2006，30（ 1）：104-105.

［ 2］ 何建華.低滲透油藏滲流特征及合理井距分析研究［ J］.石油天然氣學(xué)報（ 江漢石油學(xué)院學(xué)報），2005，（ 5）：621-623.

［ 3］ 顏冠山，李建明，唐民安.紅河油田長8 儲層裂縫發(fā)育特征與油氣滲流規(guī)律研究［ J］.長江大學(xué)學(xué)報（ 自科版），2013，10（ 32）：16-19.

［ 4］ 吳吉元.鄂爾多斯盆地紅河油田長8 油藏裂縫識別及預(yù)測方法［ J］.新疆地質(zhì)，2014，（ 3）：351-355.

［ 5］ 黃守帥，陳現(xiàn)義，張永偉.水平井壓裂技術(shù)在紅河油田應(yīng)用研究［ J］.遼寧化工，2013，（ 6）：664-665+669.

［ 6］ 宋培基，秦保杰，徐霞，等.低滲透油藏滲流機理與合理井距［ J］.科技信息，2010，（ 1）：416-418.