趙凡溪

（遼河油田勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦124010）

1 區(qū)塊概況

區(qū)塊位于遼河盆地西部凹陷中北部陳家洼陷東北。高升鼻狀隆起的南翼向洼陷的延伸部位，西接緩坡帶，東臨臺安大洼斷裂，為碳酸鹽巖，中孔低滲儲層。油層縱向上呈薄互層狀分布，油層發(fā)育較為集中；平面上分布受優(yōu)勢巖性及物性控制。

該塊所在油田在20 世紀60 年代探井即獲得工業(yè)油流，至90 年代已上報千萬噸級探明儲量。但除個別區(qū)塊外，由于直井開發(fā)產(chǎn)能評價效果差，自然產(chǎn)能日產(chǎn)油不到1 噸，始終未獲得有效動用。至2010 年后，新探井采用了水平井壓裂等新技術(shù)，提高了儲層導流及滲流能力，解放了低品位油藏油氣儲量，新鉆探井初期日產(chǎn)油達到10t 以上，因此水平井體積壓裂方式成為該油田各區(qū)塊的主要開發(fā)方式。

2 水平井體積壓裂優(yōu)化設計

該塊油藏物性極差，既無法進行天然能量開發(fā)，也無法實現(xiàn)有效注水，只能通過水平井體積壓裂進行改造，結(jié)合重復壓裂及注水吞吐等方式進行補能，以實現(xiàn)有效開發(fā)。因此水平井設計必須與壓裂縫系統(tǒng)達到最佳匹配，同時水平井網(wǎng)井距也需進行優(yōu)化，以保證開發(fā)效果。

2.1 水平井方位優(yōu)化。調(diào)研不同區(qū)塊水平井體積壓裂后，其裂縫幾何形態(tài)與最小主應力方向匹配關(guān)系可知，水平井眼軌跡與最小主應力夾角應小于30°，這樣設計的壓裂縫可形成橫切縫，實現(xiàn)改造體積最大化，有效提高單井動用儲量及產(chǎn)能，因此水平井應垂直最大主應力方向部署。

該區(qū)最大主應力方向為北西向，應力差為5MPa，有利于形成復雜縫網(wǎng)。通過該塊內(nèi)兩口水平井壓裂縫監(jiān)測資料可知（圖1），壓裂縫方向為北西向，證實了水平段設計方向的合理性，能夠最大限度做到儲層全動用。因此設計水平井方向為北東向，以實現(xiàn)改造油藏的目的。

圖1 L88-H1 井壓裂縫監(jiān)測結(jié)果

2.2 水平井縱向位置優(yōu)化。采用經(jīng)濟合理的水平井段，改變水平井距油層頂部距離，設計水平井縱向位置分別距油層頂部3m、8m、13m、18m、23m、28m、33m，建立相關(guān)模型，開展數(shù)值模擬研究。根據(jù)數(shù)值模擬研究結(jié)果，可以看出水平井縱向上位于油層中部時，單井累積產(chǎn)油量最高（圖2）。其主要原因是該油藏沒有底水，因此水平井越靠近頂部泄油面積越小，產(chǎn)能越低。

圖2 水平井不同縱向位置累產(chǎn)油

同時依據(jù)L88-DH5 井壓裂縫縫高監(jiān)測結(jié)果，裂縫向上、下延展高度基本相同，因此水平井應部署在優(yōu)勢儲層發(fā)育段的中部，以有利于體積壓裂時壓裂縫的延展，實現(xiàn)儲層的有效動用。

2.3 水平井長度優(yōu)化。設計水平井段長度分別為500m、600m、700m、800m、900m、1000m、1100m、1200m、1300m、1400m的水平井，建立理論模型，開展數(shù)值模擬機理研究。給定相同的單井初期產(chǎn)能及生產(chǎn)時間，計算不同長度水平井的產(chǎn)量。對比分析不同水平井段長度的累積產(chǎn)油量，可以看出，隨著水平井長度的增加，單井累積產(chǎn)油量增加，但增量逐漸減小。結(jié)合經(jīng)濟評價結(jié)果，確定水平井長度在800-1000m 范圍綜合效果最佳（圖3）。隨技術(shù)水平進步，投資可能會降低，單井產(chǎn)量可能會有所提高，水平井長度將有所增加。

圖3 不同水平井段長度累產(chǎn)與投入產(chǎn)出比關(guān)系曲線

2.4 水平井排距優(yōu)化。根據(jù)當前壓裂規(guī)模，設計四種不同的排距，分別為300m、400m、600m 和700m，建立數(shù)模機理模型，開展研究。根據(jù)數(shù)模結(jié)果可見，排距越小，區(qū)塊采出程度越高，開發(fā)效果越好（圖4）。排距過大時，水平井不能夠有效控制油藏；當排距接近縫長，即從400m 降到300m 時，此時水平井井網(wǎng)已可以基本控制油藏，因此采出程度的增量大幅度降低。由此可認為，即使排距進一步降低，也只能小幅度增加采出程度，導致單純增加井數(shù)，浪費投資。綜合考慮產(chǎn)量和經(jīng)濟因素，排距應以略大于壓裂縫半縫長為宜。

水平井壓裂縫監(jiān)測結(jié)果表明，有效監(jiān)測段的平均縫長為220-230m。考慮壓裂縫的不對稱性，適當加大排距，設計排距為300m。

圖4 不同排距采出程度

2.5 水平井井距優(yōu)化

因區(qū)塊內(nèi)不進行注水，因此只需考慮壓裂縫及產(chǎn)量因素。與排距優(yōu)化方法類似，設計五種不同排距，分別為200m、250m、300m、350m 和400m，建立模型，開展數(shù)值模擬研究，可得當井距在200-250m 時開發(fā)效果最好，井距繼續(xù)增大時，區(qū)塊采出程度逐漸降低（圖5）。水平井壓裂縫監(jiān)測結(jié)果表明，壓裂縫縫寬50-143m，當前已實施兩口水平井平均壓裂縫寬分別為60m 和90m，考慮壓裂縫不對稱，適當加大井距，設計井距為200m。

圖5 不同井距采出程度結(jié)果

3 實施效果

2015 年8 月，該塊第一口體積壓裂水平井投產(chǎn)后，在鉆遇率僅為24.7%的條件下，采用定向壓裂取得較好效果，10t 以上產(chǎn)量保持了半年；17 年10 月第二口體積壓裂水平井投產(chǎn)后，初期產(chǎn)量達到30t。

基于以上兩口井的良好效果，18 年底根據(jù)研究結(jié)論在區(qū)塊油層集中發(fā)育區(qū)進行了規(guī)模部署，在油層集中發(fā)育區(qū)域共部署水平井16 口。2019 年底投產(chǎn)L88-H7 井，初期產(chǎn)量達到20t。

4 結(jié)論

4.1 長段水平井體積壓裂已成為低品位油藏有效的開發(fā)方式，為致密油儲量上報提供依據(jù)，帶動了遼河油田致密油地區(qū)勘探開發(fā)步伐。

4.2 依托水平井分段體積壓裂技術(shù)，優(yōu)化水平井設計，形成縫網(wǎng)匹配的井網(wǎng)模式，能夠有效保證實施效果。