黃興龍，徐 陽，曾彥強(qiáng)，徐尚鴻

(1.長江大學(xué)，湖北 武漢 430100；2.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；3.中國石油西部鉆探工程有限公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

近年來，準(zhǔn)噶爾盆地發(fā)現(xiàn)大量特低滲透砂礫巖油藏，是未來新疆油區(qū)增儲上產(chǎn)的重要油藏類型之一[1-8]。但是，該類油藏自然產(chǎn)能低、動用難度大、經(jīng)濟(jì)效益差，亟待探索新的開發(fā)方式開采這部分儲量[9-14]。水平井+分段壓裂開發(fā)技術(shù)在低滲—特低滲透砂巖油藏已開展了現(xiàn)場試驗(yàn)，并取得一定的應(yīng)用效果，目前已進(jìn)入逐步推廣應(yīng)用階段[15-18]。但該項(xiàng)技術(shù)是否適用于特低滲透砂礫巖油藏，國內(nèi)外均無成功經(jīng)驗(yàn)，相關(guān)研究也鮮有報(bào)道[19-22]。以瑪北油田瑪131井區(qū)典型特低滲透砂礫巖油藏實(shí)際地質(zhì)特征為基礎(chǔ)，利用油藏工程、數(shù)值模擬、經(jīng)濟(jì)評價(jià)等方法，對水平井井網(wǎng)、人工縫網(wǎng)、水平段長度等參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，形成該類油藏水平井分段壓裂開發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)方法，有效地指導(dǎo)了該區(qū)油藏工程方案的編制，對同類油藏的有效動用和經(jīng)濟(jì)開發(fā)具有一定的指導(dǎo)作用。

1 油藏概況

瑪北油田瑪131井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷北斜坡區(qū)，其三疊系百口泉組油藏油層主要分布在T1b3和T1b21。地層整體為一單斜構(gòu)造，地層傾角為3～6 °。瑪131井區(qū)百口泉組主要發(fā)育近源快速堆積的扇三角洲相沉積體系，砂體分布相對集中，為受構(gòu)造控制、局部受巖性、物性變化控制的巖性-構(gòu)造油藏，為正常溫壓系統(tǒng)的未飽和油藏。總含油面積為118.6 km2，石油地質(zhì)儲量為5 577.14×104t。T1b3油層孔隙度平均為9.58%，滲透率平均為0.96×10-3μm2；T1b21油層孔隙度平均為8.84%，滲透率平均為1.44×10-3μm2，為典型的特低滲透砂礫巖油藏。T1b3和T1b21油層物性相近，石油地質(zhì)儲量和含油面積相當(dāng)，隔夾層分布穩(wěn)定，分為2個(gè)層系開發(fā)。

試油、試采資料顯示，瑪131井區(qū)百口泉組油藏具有以下開發(fā)特征：需壓裂投產(chǎn)，壓裂規(guī)模對產(chǎn)量影響較大；油井產(chǎn)量受儲層厚度及儲層物性影響較大；直井普遍低產(chǎn)，開發(fā)效果差；與同層周圍水平井對比，水平井開發(fā)效果好，水平井具有產(chǎn)量高、遞減慢、連續(xù)生產(chǎn)能力強(qiáng)等特點(diǎn)。注水開發(fā)可行性研究表明，該區(qū)宜采用多段壓裂水平井衰竭式開發(fā)方式。因此，水平井開發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)的重點(diǎn)是井排距、水平段長度以及人工縫網(wǎng)等參數(shù)。

2 水平井井網(wǎng)及水平段長度優(yōu)化

2.1 井網(wǎng)形式優(yōu)選

建立瑪131井區(qū)水平井類五點(diǎn)井網(wǎng)和矩形井網(wǎng)水平井衰竭式開采的數(shù)值模型。計(jì)算結(jié)果表明：類五點(diǎn)井網(wǎng)和矩形井網(wǎng)的開發(fā)效果基本一致，類五點(diǎn)井網(wǎng)15 a末累計(jì)產(chǎn)油2.175×104t，矩形井網(wǎng)15 a末累計(jì)產(chǎn)油2.170×104t，類五點(diǎn)井網(wǎng)布井略優(yōu)(圖1)。

圖1不同井網(wǎng)形式日產(chǎn)油與累計(jì)產(chǎn)油量對比

2.2 合理井距論證

根據(jù)瑪131井區(qū)百口泉組油藏4口水平井壓裂監(jiān)測資料分析，裂縫半長為90～210 m，計(jì)算井距為208～328 m(表1)?？紤]相似儲層具有一定的滲流半徑，因此，按照裂縫半長為井距半長的80%計(jì)算，水平井井距為260～410 m。

表1 瑪131井區(qū)百口泉組油藏壓裂監(jiān)測資料統(tǒng)計(jì)

根據(jù)鉆采成本以及油價(jià)測算，當(dāng)水平段長度為1 200～2 000 m時(shí)，其經(jīng)濟(jì)極限累計(jì)產(chǎn)量為2.3×104～2.8×104t?，?31井區(qū)百口泉組T1b3、T1b21油層平均厚度分別為19.6、12.2 m，當(dāng)采收率為10%時(shí)，部署井距為350～400 m時(shí)可動用大部分儲量(表2)。

表2 不同井距和水平段長度條件下經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量與有效厚度下限關(guān)系

2.3 水平段長度優(yōu)化

建立水平段長度分別為1 200、1 600、1 800、2 000 m的水平井衰竭式開采機(jī)理模型。設(shè)計(jì)井控范圍為(1 300 m×400 m)至(2 100 m×400 m)，壓裂縫半長為150 m，壓裂縫間距為80 m。數(shù)值模擬研究結(jié)果表明：水平段長度越長，單井累計(jì)產(chǎn)油量越高，2 000 m水平段單井累計(jì)產(chǎn)油量最高，但隨著水平段長度的增加，單井波及體積降低，單井累計(jì)產(chǎn)油量增幅變緩，采出程度降低(表3)。

從水平段長度與開采凈收益的關(guān)系來看，水平井累計(jì)產(chǎn)油量及鉆采成本均隨水平段長度的增加而增加，但當(dāng)水平段長度大于1 800 m后，水平井開采凈收益增加量出現(xiàn)負(fù)值(表4)。當(dāng)水平段長度為1 600 m時(shí)，水平井凈收益增加量最大。

表3 不同水平段長度水平井單井開發(fā)指標(biāo)對比

表4 不同水平段長度時(shí)水平井單井開發(fā)指標(biāo)及經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對比

根據(jù)以上研究結(jié)果，結(jié)合瑪131井區(qū)百口泉組油藏油層展布特征，合理水平段長度為1 600 m左右。

3 水平井人工縫網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.1 裂縫方向優(yōu)化

分別建立裂縫與水平段平行、裂縫與水平段斜交、裂縫與水平段垂直3種情況下的水平井衰竭式開采機(jī)理模型(圖2)。

圖2不同裂縫方向下單井日產(chǎn)油量與累計(jì)產(chǎn)油量對比

由圖2可以看出，當(dāng)裂縫與水平段平行時(shí)，單井日產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)油量最低，生產(chǎn)效果最差；當(dāng)裂縫與水平段垂直時(shí)，水平井穩(wěn)產(chǎn)能力最強(qiáng)，在整個(gè)生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)，單井日產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)油量最高，生產(chǎn)效果最好。因此，水平段方向應(yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向，這樣可以保證在壓裂施工時(shí)，人工裂縫方向垂直于水平段方向。

3.2 裂縫間距優(yōu)化

建立裂縫間距分別為40、80、120、160、240、320 m的水平井衰竭式開采機(jī)理模型(圖3)。水平井水平段長度為1 600 m，裂縫半長為160 m，裂縫導(dǎo)流能力為20μm2·cm。

圖3 采出程度、平均單縫采出程度與裂縫間距的關(guān)系

由圖3可以看出，隨著裂縫間距的縮小(裂縫條數(shù)增加)，階段采出程度逐漸增加，同時(shí)縫間干擾增強(qiáng)。當(dāng)裂縫間距小于80 m后，隨著裂縫間距的減小，采出程度增幅逐漸減弱，單縫采出程度降低，同時(shí)將增加壓裂施工的成本。因此，確定人工裂縫間距以80～100 m為宜。

3.3 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

建立裂縫導(dǎo)流能力分別為4、8、12、16、20、40、80、160 μm2·cm的水平井衰竭式開采機(jī)理模型(圖4)。水平井水平段長度為1 600 m，裂縫間距為80 m，裂縫半長為160 m。

圖4不同生產(chǎn)時(shí)間采出程度與裂縫導(dǎo)流能力的關(guān)系

由圖4可以看出，隨著裂縫導(dǎo)流能力的增加，階段采出程度逐漸增加，導(dǎo)流能力到達(dá)某一極限值后，采出程度幾乎不再增加，反映出基質(zhì)對裂縫的極限供給能力。結(jié)合該井區(qū)儲層物性條件，確定最優(yōu)導(dǎo)流能力為40μm2·cm左右。

3.4 裂縫分布優(yōu)化

分別建立全短縫、全長縫、內(nèi)部裂縫長、外部裂縫長、外部裂縫更長的水平井衰竭式開采機(jī)理模型(圖5)。各種情形下參數(shù)為：①全短縫時(shí)裂縫半長均為120 m；②全長縫時(shí)裂縫半長均為240 m；③內(nèi)部裂縫長時(shí)，2、4內(nèi)部裂縫半長為240 m，其他為120 m；④外部裂縫長時(shí)，1、5外部裂縫半長為240 m，其他為120 m；⑤外部裂縫更長時(shí)，1、5外部裂縫半長為280 m，2、4裂縫半長為80 m。

圖5 不同壓裂方案采出程度對比

由圖5可以看出，全長縫整個(gè)生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)采出程度最高，外部裂縫長較內(nèi)部裂縫長采出程度稍高。在總裂縫長度一定時(shí)，外部裂縫更長的采出程度最高。在進(jìn)行壓裂施工時(shí)，建議適當(dāng)增大水平井兩端的裂縫長度，以改善開發(fā)效果。

4 結(jié) 論

(1) 根據(jù)瑪131井區(qū)特低滲透砂礫巖油藏特征，優(yōu)化水平井井網(wǎng)、人工縫網(wǎng)、水平段長度等開發(fā)參數(shù)，形成水平井分段壓裂開發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)方法。

(2) 優(yōu)化結(jié)果表明，該區(qū)宜采用類五點(diǎn)井網(wǎng)形式、裂縫穿透比為0.4、主要裂縫半長為140～160 m、合理井距為350～400 m、水平井合理水平段長度為1 600 m左右的參數(shù)開發(fā)。

(3) 人工縫網(wǎng)優(yōu)化結(jié)果表明，人工裂縫方向應(yīng)垂直于水平段方向，合理裂縫間距以80～100 m為宜，最優(yōu)導(dǎo)流能力為40μm2·cm左右；在裂縫總長度一定時(shí)，采用兩端裂縫長、中間裂縫短的不等長裂縫壓裂時(shí)，采出程度相對較高。

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