白 遠(yuǎn)，云彥舒，田 豐，米乃哲.

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延安職業(yè)技術(shù)學(xué)院石油工程系，陜西延安 716000)

定邊長7致密油水平井合理開發(fā)參數(shù)探索與實(shí)踐

白 遠(yuǎn)1，云彥舒2，田 豐1，米乃哲1.*

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延安職業(yè)技術(shù)學(xué)院石油工程系，陜西延安 716000)

為了探索和研究鄂爾多斯盆地斜坡西北緣定邊地區(qū)長7致密油水平井合理開發(fā)參數(shù)對(duì)開發(fā)效果的影響，本文利用統(tǒng)計(jì)學(xué)以及油藏工程的方法，分析水平井地質(zhì)參數(shù)中的方位、壓裂參數(shù)中的加砂量和存地液量以及壓裂方式對(duì)于含水率及產(chǎn)量的影響，同時(shí)根據(jù)3口水淹的水平井的生產(chǎn)狀況，分析注水方式對(duì)于水平井開發(fā)效果的影響。研究認(rèn)為，水平井方位和含水率存在一定關(guān)系，同時(shí)壓裂加砂量和存地液量具有合理范圍和值；注水方式應(yīng)選擇腰部溫和注水，控制住水量。本文得出的結(jié)論和觀點(diǎn)為研究致密油藏水平井開發(fā)提供了技術(shù)指導(dǎo)。

致密油；水平井；方位；壓裂參數(shù)；注水方式

鄂爾多斯盆地長7致密油開發(fā)始于2008年，目前的研究重點(diǎn)在儲(chǔ)層改造工藝對(duì)于產(chǎn)量的影響上，主要采用的“水平井+體積壓裂”開發(fā)方式導(dǎo)致生產(chǎn)初期液量大、產(chǎn)量高[1]。但是隨著生產(chǎn)時(shí)間延長，出現(xiàn)了含水上升較快、地層能量下降、油井產(chǎn)量遞減快等問題，忽視了水平井地質(zhì)參數(shù)、壓裂參數(shù)和注水開發(fā)對(duì)于開發(fā)效果的影響。針對(duì)上述問題，參考該區(qū)域已形成33口水平井的開發(fā)規(guī)模，初步探索和總結(jié)合理開發(fā)參數(shù)對(duì)致密油水平井開發(fā)的影響。

1 水平段方位對(duì)含水率的影響

定邊地區(qū)地層主應(yīng)力方向約為67°，每口水平井的方位與主應(yīng)力方向之前存在一個(gè)夾角Z，Z在0～90°之間變化。統(tǒng)計(jì)33口井的夾角Z，做夾角Z與其含水率的散點(diǎn)圖，如圖1所示。可以看出，在Z較大的情況下，水平井含水普遍較高。將Z按照10°間距進(jìn)行數(shù)據(jù)抽稀，Z與含水率存在如圖2所示的對(duì)數(shù)關(guān)系，Z越大，其穩(wěn)產(chǎn)后的含水率越偏。主要原因是，長7烴源巖生烴時(shí)產(chǎn)生超壓，泥巖在超壓增長時(shí)產(chǎn)生微裂縫[2]，尤其主應(yīng)力方向受盆地運(yùn)動(dòng)影響，微裂縫更發(fā)育；當(dāng)水平井方位與主應(yīng)力方向接近90°時(shí)，人工裂縫與天然裂縫線性溝通程度越大，注入水沿儲(chǔ)層基質(zhì)驅(qū)替能力下降，裂縫網(wǎng)絡(luò)內(nèi)水驅(qū)油能力變強(qiáng)，水線推進(jìn)速度加快[3]，含水率逐步上升。

圖1 夾角Z與綜合含水率關(guān)系Fig.1 Relationship between the angle Z and comprehensive water cut

圖2 夾角Z與綜合含水率對(duì)數(shù)關(guān)系Fig.2 Logarithmic relationship between the angle Z and comprehensive water cut

2 壓裂參數(shù)對(duì)產(chǎn)量的影響

已知壓裂工藝對(duì)于水平井生產(chǎn)具有直接影響，在統(tǒng)計(jì)分析33口井壓裂施工參數(shù)的基礎(chǔ)上，通過對(duì)加砂量和存地液量兩個(gè)壓裂改造參數(shù)的開發(fā)效果跟蹤評(píng)價(jià)，確定合理的工藝改造參數(shù)[4]。

2.1 壓裂加砂量與產(chǎn)液量關(guān)系

產(chǎn)液量多少主要由壓裂人工裂縫造縫能力決定，加砂量又直接影響人工裂縫的造縫效果，因此用產(chǎn)液量來評(píng)價(jià)加砂量參數(shù)[5]。選擇壓裂投產(chǎn)井中單段加砂量大于30 m3的11口井分析，做平均單段產(chǎn)液量與單段加砂量的散點(diǎn)圖，如圖3所示。圖3中單段產(chǎn)液量在1～3.5 m3范圍，其與單段加砂量呈指數(shù)關(guān)系，產(chǎn)液量越大，需要的加砂量規(guī)模越大。主要原因?yàn)?，加砂量的增大?dǎo)致人工裂縫延伸更長，擴(kuò)張能力增強(qiáng)改善了近井地帶油水的滲流環(huán)境[6]。因此，在壓裂過程中考慮目前現(xiàn)場(chǎng)壓裂設(shè)備的能力，加砂量盡可能控制在35～40 m3，這樣能保證有較高的產(chǎn)液量。

圖3 單段加砂量與單段產(chǎn)液量關(guān)系Fig.3 Relationship between the amount of single piece of adding sand and produced fluid volume

2.2 壓裂存地液量與累產(chǎn)油關(guān)系

壓裂施工中入地液量往往上千立方米，長水平段能達(dá)到萬立方米的規(guī)模。入地液量和返排液量存在差值，叫作存地液量，其主要的作用一方面是滯留在儲(chǔ)層的壓裂液充當(dāng)壓裂施工重要材料，進(jìn)入地層后增大了儲(chǔ)層的有效改造范圍，另一方面起到了補(bǔ)充地層能量的作用[7]。通過選取生產(chǎn)時(shí)間和水平井段長度相同情況的水平井，做存地液量與累產(chǎn)油的散點(diǎn)圖(這里選擇累產(chǎn)油來分析評(píng)價(jià)壓裂參數(shù)的原因是，相對(duì)于單井平均產(chǎn)量，它更能反映壓裂施工的改造作用[8])。由圖4可以看出，隨著累產(chǎn)油的增加，存地液量以對(duì)數(shù)關(guān)系上升，其存在一個(gè)合理值為1400 m3。

圖4 累產(chǎn)油與存地液量關(guān)系Fig.4 Relationship between the amount of cumulative oil output and remaining fluid volume

2.3 常規(guī)壓裂與體積壓裂方式比較

與常規(guī)壓裂改造工藝不同，體積壓裂改造工藝技術(shù)的主要特點(diǎn)是“排量大、液量大”，壓裂液為新型的低黏滑溜水，易進(jìn)入天然裂縫，且具低摩阻、較高攜砂能力的特點(diǎn)，更易促使天然微裂縫張開[9]。對(duì)比壓裂段數(shù)分別為6段、7段、8段的共11口致密油水平井投產(chǎn)效果，可以看出3種壓裂段數(shù)中平均初周日產(chǎn)液和日產(chǎn)油以及穩(wěn)產(chǎn)日產(chǎn)液和日產(chǎn)油，體積壓裂效果均好于常規(guī)壓裂[10](圖5、圖6、圖7)，其中壓8段的L-平2井初周日產(chǎn)液為28.9 m3、日產(chǎn)油為20 t，是L-平5井初產(chǎn)液的5.5倍、初產(chǎn)油的8.7倍。

圖5 壓6段初產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)比較Fig.5 Comparison of the early production with stable production in six fracturing section

圖6 壓7段初產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)比較Fig.6 Comparison of the early production with stable production in seven fracturing section

3 注水方式對(duì)開發(fā)效果的影響

超低滲—致密油藏的開發(fā)實(shí)踐表明，與依靠天然能量開發(fā)相比，注水開發(fā)能夠獲得更好的開發(fā)效果。注采井網(wǎng)的部署目前主要采取直井注水+水平井采油的模式[11]。井網(wǎng)類型和注水方式對(duì)于產(chǎn)量的影響，目前國內(nèi)存在諸多理論研究成果，同時(shí)也開展了礦場(chǎng)實(shí)踐探索[12]。

在最初的東仁溝區(qū)域部署的D-平1、D-平2和D-平3三口井(圖8)嘗試采取了近似于菱形反九點(diǎn)轉(zhuǎn)變而來的“水平井+直井”的七點(diǎn)法的注采井網(wǎng)(圖9)，注水井平均日注水量為12 m3/d。這種井網(wǎng)水平段與主應(yīng)力方向幾近垂直，注水井開注后，注水水線與人工裂縫溝通，注入水沿通道迅速到井筒[13]，水平井出現(xiàn)了暴性水淹(圖10、圖11)。

圖7 壓8段初產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)比較Fig.7 Comparison of the early production with stable production in eight fracturing section

圖8 D平水平井井位圖Fig.8 The horizontal wells figure for D-ping

圖9 七點(diǎn)法注采井網(wǎng)Fig.9 Seven method injection-production well spacing

圖10 D-平2井生產(chǎn)曲線Fig.10 The production curves for D-ping2

圖11 D-平3井生產(chǎn)曲線Fig.11 The production curves for D-ping3

根據(jù)此次水平井的水淹情況，有針對(duì)性地對(duì)周邊注水井進(jìn)行了技術(shù)停注。水平井采取停抽2到3個(gè)月后開始生產(chǎn)，恢復(fù)了一定的生產(chǎn)能力；但是相對(duì)水淹前效果較差，主要是因?yàn)橥Ｗ⒑蟮貙幽芰肯陆?，?dǎo)致產(chǎn)液量下降[14]。因此，建議進(jìn)行水平井腰部溫和注水，采用數(shù)值模擬尋找腰部注水的合理值，做5個(gè)注水量(均為見水前等比為2)進(jìn)行分析(圖12、圖13)。

當(dāng)腰部注水井的注水量改為見水前的0.4～0.8時(shí)，預(yù)測(cè)單井日產(chǎn)油下降幅度低；同時(shí)預(yù)測(cè)相對(duì)目前注水情況，含水率上升緩慢。因此，選擇腰部注水井溫和注水，這樣能延緩水平井產(chǎn)量遞減，控制含水率上升速度，注水量控制在4.8～9.6 m3/d之間[15]。

圖12 不同注入量時(shí)單井日產(chǎn)油曲線Fig.12 Daily oil production curves of single well with different waists water injection volume

圖13 不同注入量時(shí)含水率曲線Fig.13 Comprehensive water cut of single well with different waists water injection volume

4 結(jié)論

(1)含水率隨夾角Z增大呈對(duì)數(shù)關(guān)系上升。當(dāng)Z等于90°時(shí)，人工裂縫與天然裂縫線性溝通，水線推進(jìn)速度加快，含水率逐步上升。

(2)加砂量盡可能控制在35～40 m3，這樣能保證有較高的產(chǎn)液量；存地液量隨累產(chǎn)油增加呈對(duì)數(shù)上升，其合理值為1400 m3；對(duì)比體積壓裂和常規(guī)壓裂方式，從初產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)分析，體積壓裂效果均好于常規(guī)壓裂。

(3)根據(jù)水淹井水淹分析，提出腰部注水井應(yīng)采取溫和注水方式，注水量控制在4.8 ～9.6 m3/d之間。

(4)本次研究主要針對(duì)33口致密油水平井開展，因此成果和結(jié)論存在一定的局限性，有待于進(jìn)一步的實(shí)踐和論證[16]；而對(duì)于合理開發(fā)參數(shù)的研究，應(yīng)隨著開發(fā)規(guī)模的不斷擴(kuò)大，深入結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐和數(shù)值模擬技術(shù)，以此得到更加科學(xué)合理的認(rèn)識(shí)。

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ExplorationandPracticeofChang-7TightOilHorizontalWellsLogicalProductionParametersinDingbianArea,OrdosBasin

Bai Yuan1, Yun Yanshu2, Tian Feng1, Mi Naizhe1

(1.ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi＇an，Shaanxi710075,China； 2.Yan＇anVocational&TechnicalCollege,Yan＇an,Shaanxi716000,China)

In order to explore and research the development effect of the reasonable development parameters of chang-7 tight oil horizontal wells in Dingbian area, northwestern slope Ordos basin, this article has analyzed the direction in geologic parameters and adding amounts of sand and remaining fluid volume in fracturing parameters that influenced of moisture content and production. The results showed that there was a certain relationship between the horizontal well orientation and the water cut, and the fracturing sand and liquid storage had reasonable range and value. The conclusions and viewpoints of this paper provide technical guidance for the development of horizontal wells in tight reservoirs.

tight oil; horizontal well; direction; fracturing parameter; water injection way

白遠(yuǎn)(1985—)，男，碩士，工程師，主要從事油田水平井開發(fā)工作。郵箱：baiyuan_changan@163.com.

TE34

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