韓小琴，石立華，，柳朝陽，趙思遠，周 昕，馮婷婷

(1陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院2中國石油大學·北京3延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術研究中心)

水平井開發(fā)超低滲透油藏已成為提高油田儲量動用程度和改善開發(fā)效果的重要技術手段，而水平井分段壓裂參數(shù)的制定及優(yōu)化決定著水平井開發(fā)效果的好壞［1－3］，影響水平井壓裂開發(fā)效果的主要參數(shù)有水平段長度、裂縫方位、裂縫形態(tài)、裂縫條數(shù)、裂縫導流能力，注采井網(wǎng)等［4－6］。

延長油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡和渭北隆起帶，是一大型細—粉砂巖、巖性油藏，與盆地主體油田相比，該類儲層微觀結構配置更加多樣，孔喉更加細小，滲透率更低，非均質性更強，開發(fā)難度大，平均單井日產(chǎn)油0．3 t，常規(guī)直井無法有效動用，必須依靠水平井開發(fā)。截止2017年12月底，延長油田累計投產(chǎn)水平井800余口，可提高油田采收率7%～10%，使超低滲、致密油等低效儲量得到高效開發(fā)。

本文立足油藏實際特征，通過大型物理平板模型，建立超低滲透油藏水平井分段壓裂實物模型，最大限度的表征其壓裂過程中的非線性滲流特點和規(guī)律，借助油藏數(shù)值模擬方法，分別進行水平井注水開發(fā)和水平井+直井立體聯(lián)合開發(fā)方式下的參數(shù)優(yōu)化研究，為延長油田超低滲透致密油藏水平井開發(fā)提供重要的理論依據(jù)。

一、水平井分段壓裂物理模擬實驗研究

實驗裝置主要由注入系統(tǒng)、露頭平板模型、流速測量系統(tǒng)、流場測量系統(tǒng)、壓力場測量系統(tǒng)五部分組成。

理論研究和礦場實踐表明［7］，超低滲透大型物理模擬采用天然露頭巖樣在孔隙結構和滲流特征上能夠最大限度的接近真實的油藏儲層，基于相似理論，模擬水平井+直井聯(lián)合布井條件下，半縫長為100 m時，針對不同壓裂規(guī)模、不同驅替壓力條件下的對滲流規(guī)律研究。

實驗模擬表明，當水平井壓裂半縫長為100 m時，將注水壓力和壓力規(guī)模由0.05 MPa提高到0.08 MPa，隨著驅替壓差的增加，模型的壓力梯度值普遍上升，壓力梯度高值范圍增加(如圖1所示);隨著裂縫長度的增加，相同驅替壓差下模型的壓力梯度值較高，通過適當增加壓裂規(guī)模可提高儲層動用。

圖1不同驅替壓力、壓裂規(guī)模下飽和度場分布圖

二、水平井開采參數(shù)優(yōu)化研究

選取延長油田吳倉堡油區(qū)長9儲層物性及水平井施工參數(shù)進行模擬研究，參數(shù)如表1所示，模型網(wǎng)格步長設置為20 m，模型采用塊中心網(wǎng)格，水力壓裂裂縫采用局部網(wǎng)格加密的方法實現(xiàn)，模擬計算時間步長為30 d，模擬時間為20年。

1．井距與裂縫長度優(yōu)化研究

不同裂縫長度與不同井距匹配關系復雜，采用不同裂縫半長與井距比值方式進行對比研究(0．2/0．4/0．6/0．8)。研究結果表明，裂縫長度過短，儲量控制程度差，注水時油井難以見效;裂縫長度過長，則容易造成水淹速度快，當裂縫半長為0．6倍井距時，累產(chǎn)油最高且含水率增長幅度不大(如圖2所示)，此時開發(fā)效果最好。

表1模型參數(shù)表

圖2不同裂縫半長下開發(fā)效果對比

2．裂縫形態(tài)優(yōu)化研究

不同水力裂縫形態(tài)直接影響水平井壓裂后的產(chǎn)能，水力裂縫形態(tài)直接影響水平井壓裂后的產(chǎn)能大?。?］。當水平井采用多段分簇壓裂時，裂縫形態(tài)更加復雜，在注水補充能量的同時，需要研究不同簇的形態(tài)位置分布對注水的影響。本文設計四種多段分簇壓裂裂縫形態(tài)的方案，有均勻型、啞鈴型、連續(xù)型紡錘形、間斷型紡錘形。

圖3不同方案下開發(fā)效果對比

通過對比不同方案下開發(fā)效果可以看出，方案4在獲得相同采出程度情況下，含水率最低，最終采出程度最高，且整體日產(chǎn)油水平較高(如圖3所示)，方案4有效動用和能量補充較其他方案效果較好，因此間斷型紡錘形裂縫形態(tài)為最優(yōu)分布形態(tài)。

3．裂縫條數(shù)優(yōu)選

裂縫是連通油藏與井筒的主要滲流通道，而裂縫條數(shù)是制約油井產(chǎn)能的重要因素［9］。為了得出裂縫條數(shù)對開發(fā)效果影響，設計裂縫條數(shù)為1～9條，裂縫間采用等間距分布，分析不同裂縫條數(shù)下對產(chǎn)油的影響，從而優(yōu)選合理的水平井裂縫條數(shù)。

圖4不同裂縫條數(shù)的累產(chǎn)油關系曲線

模擬研究表明，壓裂水平井隨著裂縫條數(shù)的增加，累產(chǎn)油逐漸增加，但增幅隨著裂縫條數(shù)的增加逐漸減小(如圖4所示)，主要原因是由于隨著裂縫條數(shù)的增加，造成裂縫間干擾加重，單條裂縫產(chǎn)量減小，使得壓裂水平井的累產(chǎn)油增幅變緩，因此選取最佳裂縫條數(shù)為6～7條。

4．裂縫導流能力優(yōu)化

裂縫導流能力是影響壓裂水平井產(chǎn)能的重要影響因素。對于某一具體油藏，裂縫導流能力并非越大越好，隨著裂縫導流能力的增大，壓裂工藝難度和成本也增高，分別取裂縫導流能力為10，15，……50 D·cm 9種模型方案，計算不同裂縫導流能力下的水平井產(chǎn)量變化規(guī)律。模擬結果顯示，隨著裂縫導流能力的增加，水平井總產(chǎn)量隨之增加并呈現(xiàn)“黏滯”增長(如圖5所示)，當裂縫導流能力超過30 D·cm后，其增量對產(chǎn)量貢獻不大，因此，建議合理的裂縫導流能力為30 D·cm。

圖5不同裂縫導流能力下水平井產(chǎn)量對比圖

5．水平段長度優(yōu)化研究

水平段長度優(yōu)化中，水平井產(chǎn)量是重點考慮的因素，影響水平井產(chǎn)量的因素有砂體規(guī)模、控制儲量、物性、含油性、鉆井工藝水平、井網(wǎng)及水平段長度與經(jīng)濟效益。本次設計了500 m、600 m、700 m、800 m、900 m、1 000 m6種水平段長度方案，模擬對比了不同水平段長度下的水平井開發(fā)效果。

模擬結果如圖6所示，水平段長度與累計產(chǎn)油量呈正相關，累產(chǎn)油量隨著水平井段增長而增加，但是增加的幅度越來越小，采出程度與水平段長度呈向下彎曲的曲線，當水平段長度達到800 m時出現(xiàn)了明顯的拐點，結合砂體規(guī)模、鉆井風險、經(jīng)濟效益、產(chǎn)量等因素綜合考慮，優(yōu)選800 m為最佳水平段長度。

圖6不同水平段長度下累產(chǎn)油對比圖

三、差異化注水政策優(yōu)化研究

根據(jù)模擬區(qū)油田實際情況，結合水平井滲流特征，設計4種方案進行注采井網(wǎng)優(yōu)化研究:①水平井+水平井交錯井網(wǎng);②水平井+直井交錯井網(wǎng);③水平井+水平井正對井網(wǎng);④水平井+直井正對井網(wǎng)。為了模擬壓裂縫效果，采用局部加密網(wǎng)格，對射孔段壓裂處進行加密，將原來的30 m×40 m的網(wǎng)格進行加密，采用加密后裂縫處網(wǎng)格變?yōu)? m×40 m，將壓裂縫處網(wǎng)格滲透率調整為周圍介質的15～30倍。模擬結果如圖7所示，從采出程度和含水率變化關系曲線可知，方案②的日產(chǎn)油量、采出程度最高，且含水上升速度小，水平井采油+直井注水+裂縫交錯排列方案最優(yōu)。

圖7含水率與采出程度變化曲線

四、礦場試驗應用

MP－3井是延長油田第一口分段壓裂水平井，生產(chǎn)層位為長9油層，2014年7月投產(chǎn)，通過優(yōu)化注采參數(shù)，進行了14段分段壓裂改造，初期產(chǎn)量30 t/d，目前產(chǎn)油13 t/d(如圖8油井生產(chǎn)曲線)，初周月產(chǎn)量是周邊常規(guī)井產(chǎn)量的10．2倍 ，增油效果非常顯著。通過在礦場應用水平井開采參數(shù)實踐以來，延長油田長9油藏投產(chǎn)115口多段壓裂水平井，截止2015年底累計產(chǎn)油13×104t，平均單井日產(chǎn)油5 t，含水40%，為周圍同區(qū)域常規(guī)油井產(chǎn)量的5．6倍，同期遞減率大大低于常規(guī)井，預測水平井可提高終采收率7個百分點，取得了顯著的開發(fā)效果。

圖8延長油田MP－3井產(chǎn)量圖

五、結論

基于大型物理平板模型模擬方法，對超低滲透油藏水平井分段壓裂滲流規(guī)律進行了研究，在此基礎上對注水開采的水平段長度、水平段方位、裂縫形態(tài)、裂縫條數(shù)、裂縫長度、裂縫導流能力進行了優(yōu)化，定量表征了開采參數(shù)對開發(fā)指標的影響程度。在此基礎上，針對直井與水平井聯(lián)合開采井網(wǎng)，對井網(wǎng)形式、水平井長度、裂縫分布形態(tài)等參數(shù)進行了優(yōu)化，并研究了差異化的穩(wěn)油控水政策，通過現(xiàn)場應用后效果顯著，可為該類儲層水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化提供借鑒。