高超利，史建國

(延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600)

隨著油氣資源勘探開發(fā)程度的深入，水平井作為油藏開發(fā)已取得了良好的開發(fā)效果。水平井在底水油藏中應用具有油層接觸面積大、產量高、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推廣，伴隨著國內外低滲透油藏水平井開發(fā)的進行，在水平井開發(fā)油藏的優(yōu)選、開發(fā)井網(wǎng)設計、水平井注水研究、產能預測和完井技術等方面的研究已取得了一些成果，為進一步勘探開發(fā)奠定了良好的基礎。通過對該區(qū)水平井實施效果的分析，驗證水平井的最優(yōu)參數(shù)方案，為同類油藏的開發(fā)提供指導[3-4]。

1 區(qū)域地質特征

胡尖山地區(qū)地形復雜，溝谷縱橫，梁峁發(fā)育，屬典型的黃土塬地區(qū)[5-6]。區(qū)域構造屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部，主要開發(fā)層位有三疊系延長組長7、侏羅系延安組延10油層組[7-8]。目前共有各類生產井84口，其中水平井11口，生產層位主要為長7、延10油藏。研究區(qū)延10段為低孔低滲油層，根據(jù)測井物性統(tǒng)計，平均孔隙度約11.17%左右，滲透率差異較大，介于0.01～18.27 mD之間，平均為7.34 mD。長7儲層孔隙度分布范圍在4.10%～9.60%之間，平均值為6.62%，頻率分布主體集中在5%～9%；滲透率分布范圍在0.12～2.16 mD之間，平均值為0.62 mD，頻率分布主體集中在0.20～0.61 mD之間。原油性質較好，具有低密度、低黏度的特點。延10地面原油密度為0.85～0.86 g/cm3，原油黏度為8.95～11.5 mPa·s，初餾點為75～97 ℃，凝固點為7～23 ℃。延10地層水礦化度為14 170.59 mg/L，水型以NaHCO3型為主。長7地層原油密度為0.83 g/cm3，原油黏度為5.2～7.4 mPa.s，初餾點為148～152 ℃，凝固點為22.5～28 ℃。長7地層水礦化度為31 637.69 mg/L，水型以CaCl2型為主，屬典型的油田水性質[8-9]。

2 開發(fā)特征

胡尖山地區(qū)2009年投入開發(fā)，主要開發(fā)層位為延10、長7，截止到2017年2月共投入70口直井生產井(包括19口目前幾乎轉注生產井)，油井開井井數(shù)為34口，水井1口；含油面積內直井65口(包括19口計劃轉注井)，水井1口。全區(qū)直井累計產油為4.27×104t，累計產水為11.88×104t，累計產液為16.15×104t；水平井自2015年8月投入生產，共投入11口水平井，水平井累產油1.13×104t，累計產水0.68×104m3，累計產液1.81×104t。

胡尖山地區(qū)延10油層組原始地層壓力為16 MPa，長7油層組原始地層壓力為21.44 MPa，自2009年投產到目前胡尖山井區(qū)一直處于利用天然能量開發(fā)狀態(tài)(圖1)，無注水井進行地層能量的補充，造成地層能量虧損嚴重，生產壓差降低，生產井產油量遞減率相隨較大；尤其是水平井，年遞減率達到30.25%，月遞減率達到了2.98%。

圖1 胡尖山地區(qū)開發(fā)動態(tài)曲線Fig.1 Curves of developing dynamic in Hujianshan area

根據(jù)胡尖山地區(qū)油井射孔數(shù)據(jù)以及生產數(shù)據(jù)，胡尖山井區(qū)延長組射孔井共有11口，其間部分油井關井，目前研究區(qū)內油井延長組生產井井數(shù)為3口；投產初期含水相對較高，約為50%，開發(fā)過程中含水率波動較大，目前含水率較低，約為30%(圖2)。

圖2 胡尖山地區(qū)延長組開發(fā)階段曲線Fig.2 Curves of development stage of Yanchang formation in Hujianshan area

根據(jù)胡尖山地區(qū)油井射孔數(shù)據(jù)以及生產數(shù)據(jù)，投產初期含水相對較低，開發(fā)過程中含水率波動較大，目前延安組含水率較高，約為60%(圖3)。

圖3 胡尖山地區(qū)延安組開發(fā)階段曲線Fig.3 Curves of development stage of Yan＇an formation in Hujianshan area

生產井之間泄油半徑之外為剩余油富集區(qū)，其原因主要是油藏具有較強的非均質性，流體滲流速度較慢，油藏滲透率較低，井間尤其是原始含油飽和度較高的地區(qū)存在大量剩余油，在投產較晚的生產井之間更加明顯。平面上來說，井網(wǎng)控制差、油井受效差的部位，以及井間分流線附近是剩余油分布較多的區(qū)域。油砂體的分布主要受砂體微相和成巖作用控制，尤其是砂體微相決定了含油砂體的展布、厚度變化、幾何形態(tài)、空間配置和連通性。

3 水平井復雜參數(shù)優(yōu)化

3.1 水平段長度優(yōu)化

在進行水平井開發(fā)設計時，水平井水平段長度不僅影響水平井單井的產量和采收率，還會影響水平井的鉆井成本，即油田的早期投資。從理想情況看，水平段越長，水平井的產能越高。但在實際生產中發(fā)現(xiàn)，由于井網(wǎng)部署、鉆井工藝、油層保護措施、儲層特點、經(jīng)濟效益、井筒摩阻等因素的影響，水平段長度并不是越長越好，存在一個最佳的水平井長度值[10-13]。

3.1.1 現(xiàn)場實際資料對比法

根據(jù)胡尖山目前水平井的生產特征，水平井水平段長度是影響水平井產能的關鍵因素之一(圖4)，水平井產能并不是隨著水平井水平段長度的增加而呈現(xiàn)出單調遞增的形式，最佳水平井水平段長度在720～780 m之間。

圖4 胡尖山地區(qū)水平井水平段長度與月產油量關系Fig.4 Relationship between length of horizontal well section and monthly oil production

3.1.2 油藏工程公式法

利用水平井產能公式以及直井產能公式，作出胡尖山地區(qū)直井與水平井產能比值曲線，繪制相應圖版，可以看出水平井水平段長度存在一個最佳長度值。

根據(jù)胡尖山地區(qū)的地質特征，計算出直井與水平井產能比(圖5)，由圖版可知，在水平井水平段長度為750 m時，曲線趨于平緩。因此，確定胡尖山地區(qū)水平井水平段長度為750 m。

圖5 胡尖山地區(qū)水平井段長度與直井/水平井產能比關系曲線Fig.5 Curves of horizontal well section length and vertical/ horizontal well productivity

3.2 水平段方向優(yōu)化

根據(jù)水平井水平段最佳方位分析可知，水平井水平段應該與沉積物源方向和裂縫延伸方向(地應力方向)相一致或成一定夾角。因此，由胡尖山地區(qū)長7沉積相圖(圖6)可知，胡尖山油藏長7油層組沉積物源方向大致為近南北、北北東方向，因此水平井水平段應與沉積物源方向平行或成一定夾角，從而降低含水率以及含水上升速度。

3.3 水平井—直井聯(lián)合井網(wǎng)井排方向優(yōu)化

由注入水滲流特征可知，注入水首先沿高滲通道滲流，若水平井—直井聯(lián)合井網(wǎng)井排方向沿著沉積物源方向或天然裂縫發(fā)育方向(地應力方向)，注入水會首先進入高滲透帶(沉積物源方向)或天然裂縫驅油從而形成高滲通道，進而迫使地層油首先沿物源方向或裂縫方向滲流，然后注入水再驅替地層油沿垂直物源方向流動，從而增加了注入水的利用率，提高了注入水波及體積和掃油面積，增強了水驅開發(fā)效果。

圖6 胡尖山地區(qū)長7沉積相平面特征Fig.6 Characteristics of Chang-7 sedimentary facies in Hujianshan area

胡尖山井區(qū)水平井—直井聯(lián)合井網(wǎng)井排方向與水平井水平段延伸方向相一致，即沿著物源方向近南北、北北東方向。

3.4 水平井—直井聯(lián)合井網(wǎng)合理井距優(yōu)化

在生產過程中，井網(wǎng)井距小，能量補充充足，初期單井產量高，但同時含水上升快；井距大，雖然含水上升慢，但由于井距過大，能量得不到及時補充，產量較低。

胡尖山地區(qū)水平井水平段最佳長度為750 m，水平段方位大致為近南北、北北東方向，水平井極限厚度下限為2 m。由胡尖山井區(qū)長7有效厚度圖(圖7)可以看出，為提高注水井的水驅控制程度，水平井采油—直井注水聯(lián)合井網(wǎng)的井距也受沉積砂體有效厚度限制，由圖可以看出水平井—直井聯(lián)合井網(wǎng)的井距最大應小于900 m。

圖7 胡尖山地區(qū)長7有效厚度Fig.7 Effective thickness of Chang-7 in Hujianshan area

通過類比法，借鑒與胡尖山地區(qū)相類似的油藏數(shù)值模擬結果(圖8)，由圖可以看出，平均單井產量隨井距的增加呈現(xiàn)出先增后減的趨勢，平均單井最大產量達到最大時水平井采油—直井注水聯(lián)合開發(fā)的井網(wǎng)井距最佳為700 m左右。

圖8 不同井距不同開發(fā)階段單井產量變化趨勢Fig. 8 Change trend in different development stages and well spacings of single well

4 結論

對研究區(qū)地質研究與描述、目前剩余油分布規(guī)律的認識，是部署水平井開發(fā)的前提，搞清油藏的基本特征和儲層特征，才能將水平井鉆到油藏的最高部位，取得好的開發(fā)效果。

通過現(xiàn)場實踐生產數(shù)據(jù)法、油藏工程方法確定胡尖山井區(qū)水平井水平段合理長度為750 m，水平段方位與井排方向與沉積物源方向一致，為近南北、北北東向。

水平井采油—直井注水聯(lián)合井網(wǎng)的井距受沉積砂體有效厚度限制，最大應小于900 m。借鑒與胡尖山地區(qū)相類似的油藏數(shù)值模擬結果，平均單井產量隨井距的增加呈現(xiàn)出先增后減的趨勢，平均單井最大產量達到最大時，水平井采油—直井注水聯(lián)合開發(fā)的井網(wǎng)井距最佳為700 m左右。