滕衛(wèi)衛(wèi)，李 想

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

新疆底水火山巖油藏開發(fā)潛力大，但其成藏規(guī)律復(fù)雜，儲層受巖性、儲集空間影響，具有儲層物性差、厚度大、天然裂縫發(fā)育、開發(fā)難度大的特點。開發(fā)中存在油井產(chǎn)量遞減快、含水上升快、采出程度低、開發(fā)效果差等問題。因此，在前人對該類特低滲透底水油藏研究和實踐的基礎(chǔ)上[1-6]，實施了水平井體積壓裂技術(shù)，生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示，體積壓裂技術(shù)在該類油藏中具有較好的適應(yīng)性。由于水平井的主要技術(shù)參數(shù)各不相同，水平井開發(fā)效果存在較大差異，定量評價各項主要技術(shù)參數(shù)對提高水平井開發(fā)效果十分重要。為此，以新疆準(zhǔn)噶爾盆地金龍油田底水火山巖油藏J10井區(qū)為例，通過數(shù)值模擬方法定量分析評價影響水平井開發(fā)效果的各類因素，優(yōu)化水平井技術(shù)參數(shù)，為進一步提高水平井開發(fā)效果提供技術(shù)支持。

1 工區(qū)概況

J10井區(qū)位于新疆油田西部，開發(fā)目的層為石炭系火山巖儲層，儲層平均厚度為303.6 m。整體構(gòu)造為一向東傾的單斜，井區(qū)內(nèi)斷層發(fā)育，天然裂縫發(fā)育，裂縫以高角度裂縫為主；儲集空間主要為原生孔隙、次生孔隙和裂縫，油層平均孔隙度為6.6%，平均滲透率為0.3 mD，屬于低孔特低滲底水油藏。采用直井+水平井開發(fā)方式，井距為300 m。生產(chǎn)井投產(chǎn)后普遍含水上升速度較快，無水采油期短，同時，由于儲層物性較差，生產(chǎn)井自然投產(chǎn)后無產(chǎn)能，需壓裂改造后生產(chǎn)，部分井壓裂效果不顯著。因此，針對上述問題，以J10井區(qū)為基準(zhǔn)，建立底水火山巖油藏水平井?dāng)?shù)值模型，開展了水平井開發(fā)參數(shù)的研究，提高該類油藏水平井開發(fā)效果。

2 模型建立

火山巖儲集層具有特低滲透的特點，開采過程中普遍需要通過壓裂進行人工造縫；同時，火山巖天然裂縫也發(fā)育。因此，在數(shù)值模擬過程中，要精確表征儲層中的人工裂縫與天然裂縫構(gòu)成的復(fù)雜縫網(wǎng)。針對儲集層天然裂縫，采用Warrant-Root雙重介質(zhì)模型，將裂縫型儲層簡化為一個正交連接的“糖塊狀”基質(zhì)-裂縫系統(tǒng)，裂縫連續(xù)分布于基質(zhì)塊之間；對于人工裂縫，采用局部網(wǎng)格加密技術(shù)，表征裂縫的非均勻性以及裂縫半長的不對稱性，以便更精確地模擬各項屬性在裂縫中的分布。以J10井區(qū)為基準(zhǔn)，建立水平井單井均質(zhì)地質(zhì)模型。地質(zhì)模型中基質(zhì)平均孔隙度為6.60%，裂縫平均孔隙度為0.36%；基質(zhì)平均滲透率為0.056 mD，裂縫平均滲透率為100.000 mD；基質(zhì)平均含油飽和度為0.56，裂縫平均含油飽和度為0.80。裂縫網(wǎng)格步長為50 m，縱向模擬層數(shù)為10層，單層平均厚度為30 m，網(wǎng)格節(jié)點為55×55×10共87 822個。模型石油地質(zhì)儲量為695.35×104m3(擬合誤差為0.84%)。利用水平井均質(zhì)地質(zhì)模型分別對J10井的累計產(chǎn)油量、累計產(chǎn)水量進行了擬合，累計產(chǎn)油量擬合誤差為3.21%，累計產(chǎn)水量擬合誤差為3.56%，說明該模型能夠滿足油藏數(shù)值模擬需要。

3 水平井參數(shù)優(yōu)化

3.1 井距優(yōu)選

設(shè)置水平段長度為450 m，水平井井距為180、240、300、360、420 m，并部署2口虛擬井，模擬計算水平井井距對水平井生產(chǎn)效果的影響(圖1)。由圖1可知：總體上井距越大，單井累計產(chǎn)油量和采出程度越高，當(dāng)井距超過300 m后，單井累計產(chǎn)油量和采出程度的增幅明顯減小。從數(shù)值模擬結(jié)果可以看出，井距為300 m左右較為合理，同時，類比中國部分同類油藏水平井井距(表1)可知：中國同類油藏采用的井距主要在300 m左右。綜上分析，認(rèn)為該斷塊合理井距為300～350 m。

圖1 J10井區(qū)不同井距累計產(chǎn)油量和采出程度曲線

表1 同類油藏水平井井距統(tǒng)計Table 1 The well spacing statistics for horizontal wells in similar reservoirs

3.2 水平段長度

設(shè)置水平井水平段長度分別為450、540、630、720、810 m，模擬計算水平段長度對水平井生產(chǎn)效果的影響(圖2)。由圖2可知：水平段長度越長，累計產(chǎn)油量相對越高，但當(dāng)水平段長度超過630 m時，累計產(chǎn)油量增幅開始減緩。但實際上水平段長度并不是越長越好，對某一特定油藏，水平段過長會加大鉆井難度和風(fēng)險，鉆井周期也隨之延長，容易造成更大程度的儲層污染，影響水平井開發(fā)效果[7-10]。在技術(shù)可行的前提下，保證水平段油層的鉆遇率，水平段長度在630 m左右最好。

圖2 J10井區(qū)不同水平段長度累計產(chǎn)油量和采出程度曲線Fig.2 The curves of cumulative oil production and recoverypercent for different horizontal interval length in Well Block J10

3.3 避水高度

研究區(qū)油層底部存在大量底水，而水平井水平段在底水油藏中存在一個較為合理的位置，此時水平井產(chǎn)量較高，見水時間較長，相應(yīng)的無水采油期長，開采效果好[10-16]。為了研究J10井區(qū)避水高度對水平井產(chǎn)量的影響，水平井距離底水的位置分別設(shè)置為5、85、155、225、295 m，模擬計算避水高度對水平井生產(chǎn)效果的影響(圖3、4)。由圖3可知：避水高度為155～225 m時，累計采油量和采出程度達(dá)到最大。由圖4可知：當(dāng)避水高度為5～85 m時，底水突破快，突破時間在30 d左右，水平段附近含油飽和度迅速降至0.16左右(圖4a、b)，此時產(chǎn)量相對較低；當(dāng)避水高度為155～225 m時，有效控制了底水突破速度，水平段附近含油飽和度仍然保持在0.38左右(圖4c、d)，此時產(chǎn)量相對較高；當(dāng)避水高度增至295 m時，射孔段過于靠近油層頂部，水平段動用程度低，生產(chǎn)效果也比較差。從模擬計算結(jié)果看，避水高度為155～225 m時，水平段動用程度高，油藏累計產(chǎn)油量也相對較高。因此，避水高度為155～225 m較為合適。

圖3 不同避水高度累計產(chǎn)油量和采出程度曲線

圖4 J10井區(qū)水侵場圖

3.4 體積壓裂參數(shù)優(yōu)化

新疆火山巖油藏為低孔特低滲油藏，多數(shù)井開采過程中需要壓裂。近年來，部分水平井體積壓裂也取得了一定成效，但合理的壓裂技術(shù)參數(shù)研究較少。因此，開展了裂縫間距、裂縫半長和裂縫導(dǎo)流能力等相關(guān)開發(fā)參數(shù)的優(yōu)化研究，為進一步提高油藏的開發(fā)效果提供技術(shù)支持。

3.4.1 裂縫間距優(yōu)化

考慮裂縫間距對水平井產(chǎn)量的影響，裂縫間距分別設(shè)置為30、60、90、120、150 m，對比不同裂縫間距下水平井累計采油量和采出程度(圖5)。圖5可知：單井累計產(chǎn)油量隨裂縫間距的增大而增加，但當(dāng)裂縫間距超過90 m時，產(chǎn)油量增幅逐漸變小。這是由于裂縫間距較小時，相鄰2段的泄油面積重疊部分較大，儲量動用程度低，隨著裂縫間距增大，相鄰2段的泄油面積重疊部分變小，總泄油面積變大，表現(xiàn)為累計產(chǎn)油量快速增加；但隨著段間距持續(xù)增大，人工造縫數(shù)量也隨之減少，累計產(chǎn)油量增加幅度也變小[17-20]。因此，J10井區(qū)裂縫間距為90m左右較為合適。

圖5 不同裂縫間距累計產(chǎn)油和采出程度曲線

3.4.2 裂縫半長優(yōu)化

對J10井區(qū)裂縫半長進行優(yōu)化，分別設(shè)置裂縫半長為45、75、105、135、165 m，對比不同裂縫半長條件下的累計采油量和采出程度(圖6)。由圖6可知：裂縫半長越長，穩(wěn)產(chǎn)期越長，產(chǎn)量相對越高。這是因為隨著裂縫半長增加，水平井體積壓裂改造區(qū)域面積和泄油面積增大，產(chǎn)量增加。但當(dāng)裂縫半長超過105 m時，累計產(chǎn)油量增幅減緩。因此，建議

圖6 不同裂縫半長累計產(chǎn)油和采出程度曲線

J10井區(qū)最優(yōu)裂縫半長為105 m左右。

3.4.3 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

對J10井區(qū)裂縫導(dǎo)流能力進行優(yōu)化，分別設(shè)置裂縫導(dǎo)流能力為30、60、90、120 D·cm，對比不同裂縫導(dǎo)流能力條件下水平井的累計產(chǎn)油量和采出程度(圖7)。由圖7可知：累計產(chǎn)油量隨導(dǎo)流能力增大而增加。這是由于人工裂縫導(dǎo)流能力越強，其控制的泄油面積越大；當(dāng)導(dǎo)流能力超過60 D·cm時，單井累計產(chǎn)油量增幅變小。因此，建議J10井區(qū)最優(yōu)裂縫導(dǎo)流能力為60 D·cm。

圖7 不同裂縫導(dǎo)流能力累計產(chǎn)油和采出程度曲線

4 應(yīng)用效果

J10井區(qū)有7口水平井，井距為300～400 m，水平段長度為400～700 m，目前已有5口井產(chǎn)油量不足1.0 t/d，且累計產(chǎn)油不足1 000 t。生產(chǎn)過程中發(fā)現(xiàn)，早期完鉆產(chǎn)量較低的井普遍底水突破快，目前含水高達(dá)90%以上，分析認(rèn)為主要是避水高度不夠，底水錐進過快，導(dǎo)致油井過早水淹。而J107、J119井的避水高度較高，分別為240、260 m，與上述模擬的合理避水高度結(jié)果較為接近，總體生產(chǎn)效果較好(表2)。

表2 J10斷塊水平井生產(chǎn)情況統(tǒng)計Table 2 The production statistics of horizontal wells in Fault Block J10

J10井區(qū)有4口井(J107、J119、J105、J104)實施過體積壓裂措施，壓裂后初期平均單井日產(chǎn)油為23.0 t/d。其中，J107井在壓裂過程中，以模擬指標(biāo)為依據(jù)，采用8級壓裂，水平段裂縫長度為94 m，裂縫間距80 m，人工導(dǎo)流能力達(dá)到70 D·cm，壓裂后初期日產(chǎn)液為39.4 t/d，日產(chǎn)油為28.0 t/d，含水為28.9%，目前含水仍較低，日產(chǎn)油為25.2 t/d，生產(chǎn)穩(wěn)定，累計產(chǎn)油為2.77×104t，取得了較好的壓裂效果。

5 結(jié)論與建議

(1) 研究確定了新疆底水火山巖油藏采用350 m井距水平井開發(fā)較為合理；在保證水平段油層鉆遇率的情況下，水平段長度控制在600 m左右最好；水平段垂向位置設(shè)計在油層中上部，避水高度為225 m較為合理，同時配合使用水平井體積壓裂改造充分動用油藏。

(2) 體積壓裂改造過程中，裂縫間距、裂縫導(dǎo)流能力以及裂縫半長均存在一個合理取值。當(dāng)裂縫間距為90 m，裂縫導(dǎo)流能力為60 D·cm，裂縫半長為105 m時，壓裂效果顯著，初期產(chǎn)能可增加5～10 t/d。

(3) 目前金龍10井區(qū)仍有部分水平井壓裂效果較差，此次研究尚未考慮水平井、人工裂縫和天然裂縫三者的相互匹配性，同時，不同的布縫方式也對水平井的產(chǎn)量有一定的影響，可以進一步開展相關(guān)方面的深化研究。