陳芳萍，石　彬，李　康，李春生，白耀文

（1.陜西延長石油 （集團）有限責任公司研究院，陜西西安710075；2.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林718600）

延長油田西部邊底水油藏水平井優(yōu)化設(shè)計及效果分析

陳芳萍1，石彬1，李康1，李春生2，白耀文2

（1.陜西延長石油 （集團）有限責任公司研究院，陜西西安710075；2.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林718600）

延長油田利用水平井開發(fā)延安組底水油藏已顯示出巨大潛力，但水平井參數(shù)設(shè)計尚未得到深入研究，其合理程度直接影響水平井的開發(fā)效果。以典型區(qū)塊延安組油藏為例，在油藏地質(zhì)特征研究的基礎(chǔ)上，應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)，確定了不同油藏的水平井井網(wǎng)、水平井水平段方位、長度、垂向位置、井距等參數(shù)。結(jié)果顯示，油藏規(guī)模較大時，優(yōu)先采用錯位半個井距、水平段垂直砂體方向的井網(wǎng)；油藏較小無法形成整體井網(wǎng)時，優(yōu)先在油藏高部位沿構(gòu)造平緩位置布井。水平井合理水平段長度為400m，合理位置應(yīng)在距油層頂1/3以內(nèi)位置，水平井合理井距為250m。用優(yōu)化的參數(shù)對已實施的水平井進行了開發(fā)效果評價，結(jié)果顯示，優(yōu)化后延安組水平井日產(chǎn)油上升，遞減變慢，綜合含水較穩(wěn)定，開發(fā)效果較好。參數(shù)設(shè)計對同類油藏水平井開發(fā)有一定的指導作用。

鄂爾多斯盆地；邊底水油藏；水平井；數(shù)值模擬；參數(shù)優(yōu)化；開發(fā)效果

水平井在底水油藏中應(yīng)用具有油層接觸面積大、產(chǎn)量高、儲量動用程度高、底水錐進慢、最終采收率高等優(yōu)勢，可有效改善常規(guī)井產(chǎn)量遞減快、含水上升快、采出程度低等問題［1-2］。2010年以來，延長油田逐步將水平井技術(shù)推廣應(yīng)用至延安組邊底水油藏，初步實施后取得了較好的效果，顯示出水平井技術(shù)在該類油藏中具有較廣的應(yīng)用前景。但該類油藏中水平井參數(shù)設(shè)計尚未進行深入研究，而水平井開發(fā)效果受水平井參數(shù)直接影響，因此開展水平井參數(shù)優(yōu)化十分必要。本文以6661井區(qū)為例，通過數(shù)值模擬方法，從水平井方位、長度、垂向位置等方面定量評價各類影響水平井開發(fā)效果的因素，優(yōu)化確定水平井設(shè)計參數(shù)。通過對該區(qū)水平井實施效果的分析，驗證水平井最優(yōu)參數(shù)方案，為同類油藏的開發(fā)提供指導。

1　研究區(qū)油藏地質(zhì)特征

6661井區(qū)位于定邊油田胡尖山區(qū)塊，區(qū)域構(gòu)造屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西部。該區(qū)延10地層發(fā)育西傾單斜背景上的近東西向鼻狀構(gòu)造，圈閉南北向為巖性控制，東西向受構(gòu)造控制，圈閉閉合高度12m。延10儲層屬曲流河沉積，以河道滯留沉積、邊灘和河漫灘3種微相為主，河道砂體呈北東—南西向展布，砂體平均厚度為16.5m（圖1），河道寬度為800～1500m。儲層巖性為淺灰色中粒巖屑長石砂巖，孔隙以粒間孔和粒內(nèi)溶孔為主。延10油藏平均埋深為1400m，油層厚度為7.8m （圖 2），孔隙度為15.8%，滲透率為14.6mD，地層原油密度為 0.753g/cm3，黏度為2.51mPa·s，油層溫度為55.46℃，原始地層壓力為12.5MPa，壓力系數(shù)為0.9。油藏主要受構(gòu)造控制，具較明顯的油水界面，油氣主要富集在構(gòu)造高部位，屬巖性—構(gòu)造油藏。

圖1　6661井區(qū)延10砂體厚度等值線圖Fig.1　Contour map of sand thickness of Reservoir Yan 10 in Well-block 6661

圖2　6661井區(qū)延10油層厚度圖Fig.2　Thickness of Reservoir Yan10 in Well-block 6661

2　水平井參數(shù)優(yōu)化

水平井參數(shù)設(shè)計非常重要，水平井的位置、方位、長度、在油層中的位置、井距等是影響水平井產(chǎn)能和開發(fā)效果的重要因素［3-10］。根據(jù)6661井區(qū)延10油藏地質(zhì)特征，在Petrel建模模型的基礎(chǔ)上，用Eclipse數(shù)值模擬軟件建立了三維兩相黑油油藏數(shù)值模擬模型，對以上參數(shù)進行定量優(yōu)化。

2.1井網(wǎng)及方位優(yōu)化

共設(shè)計了4種井網(wǎng) （圖3），井距均為250m，水平段長度為400m，水平井的平均產(chǎn)液量設(shè)為20m3/d，不注水的情況下對不同井網(wǎng)的開采指標進行了預測。預測結(jié)果表明，水平井水平段與砂體延伸方向一致的情況下，初期日產(chǎn)油水平高；而水平段垂直砂體延伸方向時產(chǎn)量遞減幅度??；4種井網(wǎng)形式的累計產(chǎn)油量差異較小，井網(wǎng)4略占優(yōu)勢 （圖4）。綜合考慮，水平段井網(wǎng)和方位對遞減率、累計產(chǎn)油量和含水上升速度等指標影響不大。建議當油藏規(guī)模較大時，優(yōu)先采用井網(wǎng)4（錯位半個井距、水平段垂直砂體方向）來開發(fā)底水油藏；油藏規(guī)模較小，無法形成整體井網(wǎng)時，優(yōu)先考慮沿油藏高部位、構(gòu)造平緩的位置布井，不考慮水平段方位。

圖3　模擬井網(wǎng)形式圖Fig.3　Simulated well patterns

圖4　不同井網(wǎng)區(qū)塊日產(chǎn)油和累計產(chǎn)油與生產(chǎn)時間關(guān)系圖Fig.4　Relationship between the daily oil production and accumulated oil production and the production time in different blocks of well patterns

2.2水平段長度優(yōu)化

理論上，水平段越長，水平井產(chǎn)量也就越高，因為水平段的增加增大了井筒與油層的接觸面積，從而增大了水平井的泄油體積。然而水平井產(chǎn)量與水平段長度并非呈線性關(guān)系，水平段達到一定長度后，產(chǎn)量的增加幅度會越來越小，而水平段長度的增加會提高鉆井成本和地質(zhì)風險，影響水平井開發(fā)效果。本次研究模擬水平段長度分別為250m、300m、350m、400m、450m、500m共6種方案，做出水平井單井日產(chǎn)油隨水平段長度變化曲線。結(jié)果顯示，當水平段長度超過400m后，水平井日產(chǎn)油增加幅度明顯減小 （圖5），因此確定合理水平段長度為400m。

圖5　水平段長度與單井日產(chǎn)油關(guān)系圖Fig.5　Relationship between horizontal length and daily oil production

2.3水平段垂向位置優(yōu)化

在井網(wǎng)4、水平段長度為400m、單井產(chǎn)液量為20m3/d的條件下，模擬了水平段在整個油層中距油層頂1/6、2/6、3/6、4/6、5/6共5個位置，分別預測開采20年的累計產(chǎn)油量及綜合含水變化情況 （圖6）。模擬結(jié)果表明，水平段位置越靠近油層中上部，綜合含水上升越慢，累計產(chǎn)油量越大，尤其是當水平段距離油層頂部大于1/3時，水平井開發(fā)指標明顯變差。因此，對于底水油藏而言，水平段位置應(yīng)靠近油層的中上部，盡量保證在距油層頂1/3以內(nèi)。

2.4水平井井距優(yōu)化

在井網(wǎng)4、水平段長度為400m、單井產(chǎn)液量為20m3/d的條件下，模擬井距分別為 150m、200m、250m、300m、350m，預測了開采20年的累計產(chǎn)油量及綜合含水變化情況 （圖7）。模擬結(jié)果顯示，水平井井距越小，綜合含水上升越快；而井距超過250m后，隨著井網(wǎng)密度的減小可部署井數(shù)也減少，由于是定液生產(chǎn)抑制底水錐進，區(qū)塊日產(chǎn)油偏低。因此，合理的水平井井距應(yīng)為250m。

圖6　水平段不同位置綜合含水和累計產(chǎn)油與生產(chǎn)時間關(guān)系圖Fig.6　Relationship between the comprehensive water cut and accumulated oil production and the time at different positions of horizontal section

圖7　不同井距條件下日產(chǎn)油和綜合含水與生產(chǎn)時間關(guān)系圖Fig.7　Relationship between the daily oil production and comprehensive water cut and the time with different well spacing

3　應(yīng)用效果分析

試驗區(qū)為長2油層開發(fā)區(qū)，僅有6口井投產(chǎn)延10油層，在確定了水平井設(shè)計參數(shù)后，在該區(qū)部署了4口水平井。以常規(guī)井和水平井分類統(tǒng)計，按投產(chǎn)時間為基礎(chǔ)，分別對比了平均單井日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、綜合含水及其隨時間的變化情況。另外對參數(shù)優(yōu)化前后水平井的開發(fā)效果進行對比分析。

3.1常規(guī)井開發(fā)情況

常規(guī)井投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)液13.5m3，日產(chǎn)油8t，綜合含水為30%。投產(chǎn)18個月后，平均日產(chǎn)液12.3m3，日產(chǎn)油降為4.8t，綜合含水呈持續(xù)上升趨勢，已升高到53.8%。

3.2水平井開發(fā)情況

根據(jù)參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，平均井距為238m，平均水平段長度為412m，實鉆水平段在油層中的位置最低的距離油層頂部為2.4m，符合距油層頂1/3以內(nèi)的設(shè)計要求，實鉆數(shù)據(jù)與參數(shù)優(yōu)化結(jié)果基本一致。水平井于2013年7月相繼投產(chǎn)，初期平均日產(chǎn)液22.3m3，日產(chǎn)油17.1t，綜合含水率9.3%。投產(chǎn)18個月后，水平井平均日產(chǎn)液仍可達20.9m3，日產(chǎn)油16t，綜合含水率9.5%，產(chǎn)量遞減較慢且綜合含水基本保持穩(wěn)定 （圖8）。

圖8　水平井平均單井開采曲線圖Fig.8　Average single well production curve of horizontal wells

3.3效果對比

根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比分析可見，水平井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油可達常規(guī)井的2.14倍，隨著時間的推移，水平井的開發(fā)優(yōu)勢更加凸顯，其產(chǎn)量遞減速度慢，綜合含水上升速度慢，有效減緩了底水錐進速度，可提高油藏的最終采收率。

此外，參數(shù)優(yōu)化前實施的水平井與優(yōu)化后實施的水平井其開發(fā)效果也有差異，優(yōu)化后的水平井開發(fā)效果明顯優(yōu)于優(yōu)化前。單井初期日產(chǎn)油提高3.62t，18個月后日產(chǎn)油提高4.93t，同期含水率上升降低了13個百分點 （表1）。

表1　參數(shù)優(yōu)化前后水平井平均單井開發(fā)指標對比表Table 1　Comparison of average single-well development indexes of horizontal wells before and after parameter optimization

4　結(jié)束語

（1）底水油藏規(guī)模較大時，優(yōu)先采用錯位半個井距、水平段垂直砂體方向的井網(wǎng)；油藏較小無法形成整體井網(wǎng)時，優(yōu)先在油藏高部位沿構(gòu)造平緩位置布井。

（2）上述井網(wǎng)條件下，合理的水平段長度為400m，水平井井距為250m，水平段位置應(yīng)靠近油層的中上部，盡量保證在距油層頂1/3以內(nèi)。

（3）按優(yōu)化后的參數(shù)部署的水平井在應(yīng)用中效果較好，具有產(chǎn)量高、遞減慢、有效減緩底水錐進的優(yōu)勢。而且，參數(shù)優(yōu)化后的水平井開發(fā)效果較優(yōu)化前更好。該方案對指導延長油田西部地區(qū)同類油藏水平井開發(fā)有較高的推廣和參考價值。

［1］萬仁溥.中國不同類型油藏水平井開采技術(shù) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997.

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Optimization Design for Horizontal Wells and Its Effect Analysis in Bottom Water Reservoirs of Yanchang Oilfield

Chen Fangping1，Shi Bin1，Li Kang1，Li Chunsheng2，Bai Yaowen2
（1.Research Institute of Yanchang Petroleum（Group）Co.，Ltd.，Xi'an，Shaanxi 710075，China；2.Dingbian Oil Production Plant of Yanchang Oilfield Company Limited，Yulin，Shaanxi 718600，China）

Horizontal well development shows great potential in bottom water reservoir of Yan'an Formation.However，in -depth research has not been conducted on parameters design of horizontal wells.Reasonable degree of the parameter design directly affects the development effect of horizontal wells.Taking a reservoir of Yan'an Formation in a typical block as an example，we determined well pattern，length of horizontal section，vertical location of horizontal section，well spacing and other parameters of different reservoirs by employing the numerical simulation method based on the reservoir geology study of this block.Results showed that the well pattern with dislocation of half well spacing and perpendicular to the direction of sand body at horizontal section was optimized when reservoir was large in scale.When the reservoir was so small that overall pattern could not be formed，the wells would be placed along gently-dipping structures at higher position of reservoirs.Reasonable length of the horizontal section of horizontal wells was 400m，reasonable position should be at a distance of 1/3 within the reservoir top position，and horizontal spacing was 250m.In addition we evaluated the development effect of horizontal wells with optimized parameters.As a result，after parameter optimization，daily oil production of horizontal wells at Yan'an Formation rose，decline got slowly，comprehensive water cut was relatively stable，and development effect was better.It was revealed that parameter design had certain instruction function to horizontal well development in similar reservoirs.

Ordos Basin；bottom water reservoir；horizontal well；numerical simulation；parameter optimization；development effect

TE348

A

陳芳萍 （1979年生），女，碩士，工程師，從事油氣田開發(fā)研究工作。郵箱：13782502@qq.com。