謝利成

（延長油田研究中心，陜西延安 716000）

鄂爾多斯盆地水平井開發(fā)注采參數(shù)優(yōu)化研究

謝利成

（延長油田研究中心，陜西延安 716000）

目前鄂爾多斯水平井開發(fā)已經(jīng)達到一定規(guī)模，但是相應的注采井網(wǎng)及配套設(shè)施有待進一步提高，文章分別從延安組及延長組油藏，現(xiàn)有的各類井網(wǎng)與其對應的投產(chǎn)方式進行論述，認為采用分段壓開，分段注水的投產(chǎn)方式比較合理。其次，從注水時機、生產(chǎn)壓差、注采比等方面對水平井開發(fā)模式進行了論述，認為超前6個月溫和注水開發(fā)效果最好，延安組合理生產(chǎn)壓差為3 MPa，注采比1.12，延長組合理生產(chǎn)壓差4.5 MPa，注采比1.14。并最終匯總給出了鄂爾多斯盆地水平井開發(fā)注采參數(shù)優(yōu)化總結(jié)。

注采比；生產(chǎn)壓差；注水時機；導流能力

鄂爾多斯盆地經(jīng)過近年來水平井的大規(guī)模開發(fā)，取得了較好增油效果。但目前水平井區(qū)開發(fā)存在井型及井網(wǎng)形式單一，注采井網(wǎng)不完善，水平井的設(shè)計沒有完善配套的篩選標準，以至部分水平井開發(fā)效果不理想或快速變差等問題。為了改善水平井區(qū)開發(fā)效果，提高水平井產(chǎn)能與油田采收率，有必要對鄂爾多斯盆地水平井開發(fā)注采參數(shù)優(yōu)化進行研究[1-5]。

1 投產(chǎn)方式研究

1.1 延安組邊底水油藏

1.1.1 水平井五點法井網(wǎng)射孔與壓裂投產(chǎn)方式對比為了對比壓裂與射孔（或篩管）完井投產(chǎn)方式對開發(fā)效果的影響，建立了水平注水井不壓裂的水平井五點井網(wǎng)模型，模擬計算20年的開發(fā)指標（見表1）。

研究結(jié)果表明：壓裂投產(chǎn)10年的采出程度僅比射孔投產(chǎn)高2.5%，但含水卻高出11%，生產(chǎn)20年的采出程度僅比射孔投產(chǎn)高1.2%，含水高4.5%，說明壓裂投產(chǎn)含水上升速度遠高于射孔投產(chǎn)，也就是說壓裂投產(chǎn)產(chǎn)出的原油大部分是在高含水期產(chǎn)出。此外，壓裂投產(chǎn)產(chǎn)液量是射孔投產(chǎn)的2.5倍，注水利用率低，因此，對于延安組邊底水油藏，推薦采用射孔（或篩管）完井方式投產(chǎn)。

表1 延安組水平井五點井網(wǎng)不同投產(chǎn)方式開發(fā)指標對比表

1.1.2 水平井與直井聯(lián)合五點井網(wǎng)射孔與壓裂投產(chǎn)方式對比 為了對比壓裂與射孔（或篩管）完井投產(chǎn)方式對開發(fā)效果的影響，建立了直井注水井不壓裂的水平井五點井網(wǎng)模型，模擬計算20年的開發(fā)指標（見表2）。

研究結(jié)果表明：壓裂投產(chǎn)生產(chǎn)20年的采收率僅比射孔投產(chǎn)高0.31%，而含水卻高出13.42%，因此，推薦采用射孔（或篩管）完井方式投產(chǎn)。

表2 延安組聯(lián)合五點井網(wǎng)不同投產(chǎn)方式開發(fā)指標對比表

1.1.3 水平井與直井聯(lián)合排狀井網(wǎng)射孔與壓裂投產(chǎn)方式對比 為了對比壓裂與射孔（或篩管）完井投產(chǎn)方式對開發(fā)效果的影響，建立了直井注水井不壓裂的水平井排狀井網(wǎng)模型，模擬計算20年的開發(fā)指標（見表3）。

研究結(jié)果表明：壓裂投產(chǎn)生產(chǎn)20年的采收率比射孔投產(chǎn)低4.81%，而含水卻高出3.3%。從結(jié)果可以看出，壓裂投產(chǎn)見水早，含水高，見水后日產(chǎn)量下降明顯，低于射孔投產(chǎn)，因此，水平井與直井聯(lián)合排狀井網(wǎng)推薦采用射孔（或篩管）完井方式投產(chǎn)[6-8]。

表3 延安組聯(lián)合排狀井網(wǎng)不同投產(chǎn)方式開發(fā)指標對比表

1.2 延長組油藏

延長組油藏物性差，不壓裂很難獲得工業(yè)產(chǎn)能，但由于延長組水平井水平段普遍較長，采用直井與水平井聯(lián)合井網(wǎng)模型，分三種情況考慮水平井的投產(chǎn)方式：

整體壓開，全段注水：水平段一次性壓裂投產(chǎn)，對應直井注水井同步注水；

整體壓開，分段注水：水平段一次性壓裂投產(chǎn)，對應直井注水井從根部開始分段逐級注水，注水井未轉(zhuǎn)注前與水平井同步采油；

分段壓裂，分段注水：水平井從根部開始分段壓裂，對應直井注水井分段注水，注水井未轉(zhuǎn)注前與水平井同步采油。

研究結(jié)果表明：三種開發(fā)方式短期的開發(fā)效果整體壓開，全段注水的最好，隨著開發(fā)時間的延長，三種開發(fā)方式的開發(fā)效果差異逐漸減小。從投資回收期方面考慮，推薦采用整體壓開，全段注水的投產(chǎn)方式，如果儲層非均質(zhì)性比較嚴重，且考慮到后期便于水淹治理，推薦采用分段壓開，分段注水的投產(chǎn)方式（見表4）。

表4 延長組不同投產(chǎn)方式開發(fā)指標對比表

2 注水時機優(yōu)化

2.1 延安組邊底水油藏

圖1 延安組轉(zhuǎn)注時間優(yōu)化結(jié)果圖

圖2 延長組轉(zhuǎn)注時間優(yōu)化結(jié)果圖

為了研究轉(zhuǎn)注時機對開發(fā)效果的影響[9，10]，采用水平井與直井聯(lián)合五點井網(wǎng)基礎(chǔ)模型，設(shè)計了超前6/4/2個月注水，同步注水，延遲2/4/6/8/10個月注水共9個方案，對比不同方案模擬計算20年的采收率，優(yōu)化結(jié)果（見圖1），延安組油藏超前注水和同步注水以及延遲2個月注水的采收率相差不大，當延遲注水超過4個月，對采收率有一定的影響，因此，推薦延安組邊底水油藏采用同步注水方式開發(fā)。

2.2 延長組油藏

同樣采用水平井與直井聯(lián)合五點井網(wǎng)基礎(chǔ)模型，設(shè)計了超前12/10/8/6/4/2個月注水，同步注水，延遲2/ 4個月注水共9個方案，對比不同方案模擬計算20年的采收率，優(yōu)化結(jié)果（見圖2），延長組油藏超前注水開發(fā)效果明顯好于同步注水和延遲注水，當超前注水大于6個月時采收率增幅變緩，因此，推薦延長組油藏采用超前注水方式開發(fā)，根據(jù)不同油藏的注入能力和注水設(shè)備限制，盡量滿足超前注水6個月。

3 生產(chǎn)壓差、注采比優(yōu)化

3.1 延安組邊底水油藏

應用水平井與直井聯(lián)合五點井網(wǎng)模型，模擬研究不同生產(chǎn)壓差、不同注采比下的開發(fā)效果。

圖3 延安組生產(chǎn)壓差與采收率關(guān)系圖

計算結(jié)果（見表5、圖3、圖4）。由以上結(jié)果可以看出隨著生產(chǎn)壓差的增大，采收率逐漸增大，當生產(chǎn)壓差大于3 MPa后，采收率增幅變緩，因此，延安組合理生產(chǎn)壓差3 MPa。隨著生產(chǎn)壓差增大，注采比和采油速度同時增大，當注采比大于1.12后，采油速度基本不再增加，因此，延安組合理注采比為1.12。

表5 延安組方案計算結(jié)果

3.2 延長組油藏

同樣應用水平井與直井聯(lián)合五點井網(wǎng)模型，模擬研究不同生產(chǎn)壓差、不同注采比下的開發(fā)效果。

計算結(jié)果（見表6、圖5、圖6）。生產(chǎn)壓差和注采比的變化特征與延安組類似，不同的是延長組油藏滲透率更低，因此其合理生產(chǎn)壓差大于延安組，為4.5 MPa，合理注采比也略大于延安組，為1.14。

圖4 延安組注采比與采油速度關(guān)系圖

圖5 延長組生產(chǎn)壓差與采收率關(guān)系圖

表6 延長組方案計算結(jié)果

4 小結(jié)

本章通過數(shù)值模擬分別優(yōu)化了延安組和延長組油藏水平井投產(chǎn)方式、裂縫參數(shù)、注水時機、生產(chǎn)壓差和注采比，得到以下認識：

（1）延安組邊底水油藏適合射孔或篩管完井，延長組需壓裂投產(chǎn)，推薦采用整體壓開，全段注水的投產(chǎn)方式，如果儲層非均質(zhì)性比較嚴重，且考慮到后期便于水淹治理，推薦采用分段壓開，分段注水的投產(chǎn)方式。

（2）延安組油藏適合同步注水開發(fā)，延長組油藏超前6個月溫和注水開發(fā)效果最好。

圖6 延長組注采比與采油速度關(guān)系圖

（3）延安組合理生產(chǎn)壓差為3 MPa，注采比1.12，延長組合理生產(chǎn)壓差4.5 MPa，注采比1.14。

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Optimization of injection production parameters for horizontal well development in Ordos basin

XIE Licheng
（Research Center of Yanchang Oilfield Limited Company，Yan'an Shanxi 716000，China）

At present,the development of Ordos wells has reached a certain scale,but the corresponding well network and facilities need to be further improved.This article from the Yan'an formation and Yanchang formation,the existing types of wells and the corresponding operation mode are discussed.The authors believe that the segmented sub injection pressure to open the production mode is rational.Secondly,from the time of water injection,production pressure,injection production ratio and other aspects of the development mode of horizontal wells is discussed that is 6 months ahead of moderate waterflood development effect is the best combination of Yan'an production pressure difference is 3 MPa,the injection production ratio of 1.12,and extend the combination of differential pressure 4.5 MPa,injection production ratio of 1.14.Finally,the optimization of injection production parameters of horizontal well in Ordos basin is summarized.

injection production ratio；production pressure difference；time of water injection；conductivity

TE357.62

A

1673-5285（2017）05-0077-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.018

2017－04-10

謝利成，男（1983-），工程師，儲層評價與油藏描述，多年從事水平井地質(zhì)導向工作，郵箱：285753009@qq.com。