劉強 ，王志凱 ，王選茹 ，路敏 ，曹仁義

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710000；2.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249）

0 引言

鄂爾多斯盆地三疊系延長組發(fā)育內陸湖泊-三角洲碎屑沉積體系，沿湖相邊緣發(fā)育的三角洲前緣砂體、三角洲分流河道砂體為良好的油氣儲層，輕質油儲量豐富［1-2］。同時，由于縱向沉積的多旋回性和橫向沉積相帶的變化，鄂爾多斯盆地超低滲油藏隔夾層發(fā)育，嚴重影響油井生產動態(tài)及剩余油分布［3-6］。研究表明，影響壓裂井產量的隔夾層類型主要為穩(wěn)定隔夾層［7］，體積壓裂縫網難以有效貫穿此類隔夾層，導致油層分隔成多個互不連通的流動單元［8］。針對此類隔夾層，不少學者提出了混合井網、立體井網等技術方案，將儲層劃分為多個開發(fā)層系進行開發(fā)［9-11］，但此類技術方案往往存在開發(fā)成本高、水淹嚴重等問題，水驅開發(fā)經濟效益不顯著。近年來，為了改善低滲儲層中直井產液能力不足及水平井邊縫見水嚴重等問題［12-14］，大斜度井等新式井型逐漸應用于低滲、超低滲儲層［15-16］，為不同地質模式下開發(fā)方案設計提供了新的選擇。大斜度井井身特征兼具直井與水平井的特點，油田生產動態(tài)及含水率變化特征表明，大斜度井單井產量較高，產量遞減較慢，在一定程度上避免了水平井及直井的缺點，但現(xiàn)階段對大斜度井在不同超低滲儲層的適應性研究較少。

本文利用數(shù)值模擬軟件tNavigator，評價了Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ三類儲層條件下大斜度井對3種地質模式（厚油層、薄互層及薄油層）的適應性，分析了儲層滲透率及層間非均質性對油井生產動態(tài)的影響，為現(xiàn)場開發(fā)方案設計提供一定的理論依據。

1 地質模式劃分及數(shù)值模型建立

受沉積作用影響，長慶油田目標區(qū)塊目標層位隔夾層發(fā)育，儲層和隔夾層厚度差異較大。吳軍來等［17］研究發(fā)現(xiàn)，當隔夾層厚度大于2 m時，壓裂縫難以貫穿隔夾層，實現(xiàn)層間有效連通，此類隔夾層通常稱為穩(wěn)定隔夾層。結合目標區(qū)塊連井剖面及壓裂施工參數(shù)，考慮儲層厚度及穩(wěn)定隔夾層發(fā)育狀況，將目標區(qū)塊儲層劃分為厚油層、薄互層及薄油層3種地質模式。其中，儲層厚度以15 m為界，隔夾層厚度以2 m為界。隔夾層厚度大于2 m時，儲層為薄互層；隔夾層厚度小于2 m時，若油層厚度大于15 m，儲層為厚油層，若油層厚度小于15 m，儲層為薄油層。薄油層及厚油層中穩(wěn)定隔夾層不發(fā)育，裂縫可完全貫穿儲層；薄互層中發(fā)育穩(wěn)定隔夾層，裂縫僅貫穿所在層位。

結合實際區(qū)塊儲層參數(shù)，建立不同地質模式對應的機理模型。模型頂深2 100 m，原始地層壓力14.7 MPa，各向異性系數(shù)為3，模型基礎地質參數(shù)如表1所示，儲層為低孔、超低滲儲層。

受邊界層的影響，低滲、超低滲儲層流體滲流存在不同的啟動壓力梯度，且儲層滲透率越低，啟動壓力梯度越大［18-20］。本文基于目標區(qū)塊所在層位啟動壓力梯度經驗公式，確定模擬過程中X，Y，Z方向啟動壓力梯度［21］，并借助關鍵詞“ARITHMETIC”及“PTHRESHI”實現(xiàn)式（1）在數(shù)值軟件tNavigator中的有效表征。

式中：Δp為啟動壓力梯度，MPa/m；K為儲層滲透率，10-3μm2。

現(xiàn)場應用中，大斜度井、直井均采用菱形反九點井網開發(fā)，水平井采用五點井網開發(fā)。機理模型中模型大小由單個井組外擴半個井組確定，模型采用10 m×5 m×1 m網格。平面上，反九點井網、五點井網網格數(shù)分別為 161×289 和 161×129；剖面上，薄油層、厚油層及薄互層分別對應15層、30層和40層。

結合現(xiàn)場壓裂過程中壓裂井入地液量、加砂量及壓后微地震等數(shù)據，獲得不同井型的壓裂參數(shù)。其中：大斜度井段間距20 m，壓裂5段，半縫長為80 m；直井單段壓裂，半縫長20 m；水平井多段壓裂，段間距20 m，壓裂縫網呈紡錘形，半縫長最大140 m，最小60 m。結合現(xiàn)場實際日產量數(shù)據，確定直井注水量為5 m3/d，大斜度井注水量為10 m3/d，水平井注水量為15 m3/d，注水井均定壓25 MPa。

2 大斜度井適應性評價

根據上述模型開展數(shù)值模擬研究，從剩余油平面、剖面分布，流線分布及采出程度曲線等方面，開展不同地質模式下大斜度井的適應性評價。

2.1 厚油層

厚油層水驅開發(fā)20 a后，剩余油平面及剖面分布如圖1所示（圖1d—1f中黑線為生產井，藍線為注水井，So為含油飽和度，下同）。從剩余油平面分布來看，反九點井網剩余油主要集中在角井與相鄰2個邊井所形成的三角形區(qū)域。其中：大斜度井剩余油范圍更小，平面波及效率更高；水平井剩余油主要集中在水平井腰部，這是水平井邊縫見水阻隔了注水井對中間縫供給所致。從剩余油剖面分布來看，直井主要依靠油水井間較為均勻的驅替作用開采，生產井壓裂縫貢獻較?。凰骄軌毫芽p影響較大，邊縫開發(fā)效果較好；大斜度井縱向動用兼具直井與水平井的特點，注水井間驅替與生產井周壓裂縫網作用均較為明顯。

圖1 厚油層水驅20 a剩余油分布

水驅開發(fā)剩余油分布與流線分布密切相關。從剩余油分布區(qū)域可以看出，直井、大斜度井井網流線主要分布于主向及斜向相鄰2個注水井連線上，水平井井網流線主要分布于注水井與水平井邊縫處，中間區(qū)域難以實現(xiàn)有效驅替。相比于直井，大斜度井流線分布相對較密，也體現(xiàn)了大斜度井具有更高的采液能力。

對3種井型生產20 a后的產量、采出程度及含水率數(shù)據進行了統(tǒng)計，結果表明：與水平井相比，大斜度井及直井初始產量較低，但產量遞減較緩（見圖2）；從井組20 a水驅采出程度來看，大斜度井高于水平井，水平井高于直井，且水驅20 a后大斜度井含水率與水平井相差不大。從采收率及波及效率來看，考慮大斜度井在厚油層的適應性更高。

圖2 厚油層單井產量曲線

2.2 薄互層

與厚油層相比，薄互層較為明顯的區(qū)別在于儲層縱向隔夾層發(fā)育。對于水平井，由于壓裂縫無法實現(xiàn)層間有效連通，單井控制儲量明顯降低。針對薄互層與厚油層儲層在縱向展布上的差異性，重點分析剩余油及流線剖面分布特征（見圖3，圖3a—3c中黑線為生產井，藍線為注水井；圖3d—3f中紅線為生產井，藍線為注水井）。從剩余油分布來看，大斜度井及直井可貫穿多層開采，與厚油層相比，隔夾層影響較小；水平井受隔夾層影響，僅能開發(fā)單一層系，縱向波及效率極低。從流線分布也可看出：大斜度井與直井井間流線分布均勻，各層均可形成較好的井間驅替；水平井流線均集中在單一層系注水井與生產井邊縫之間，流線分布范圍較小。

圖3 薄互層水驅20 a剖面剩余油及流線剖面分布

薄互層3種井型的生產動態(tài)統(tǒng)計表明：雖然水平井對單一層系采出程度較高（18.66%）；但由于其他層系動用困難，其產量遞減早且快，井網采出程度明顯低于大斜度井和直井。與水平井及直井相比，大斜度井水驅采出程度更高，且產量相對穩(wěn)定。結合3種井型剩余油及流線分布特點，考慮大斜度井在薄互層儲層中更為適用。

2.3 薄油層

薄、厚油層均屬于單一層系，主要區(qū)別在于儲層厚度。薄油層的剩余油、流線分布與厚油層相近，存在以下特點：與直井相比，大斜度井流線平面分布范圍廣，密度高，剩余油范圍?。凰骄苛骶€較為稀疏，剩余油飽和度較高。同時受油藏厚度的影響，水平井在薄油層的縱向波及效率高于厚油層，整體驅油效率更高。

大斜度井初始產量較高，但遞減較早，考慮是儲層較薄、單井控制儲量偏低所致；直井產量較穩(wěn)定，但始終較低；水平井由于橫向穿透儲層，與儲層接觸面積受厚度影響較小，穩(wěn)產時間較長，且產量遞減較緩。

從20 a水驅采出程度來看，水平井高于大斜度井，大斜度井高于直井，考慮在薄油層條件下水平井更為適用（見圖4）。

圖4 薄油層井組采出程度曲線

3 大斜度井適應性的敏感性分析

3.1 儲層滲透率的影響

目標區(qū)塊儲層平均滲透率為0.40×10-3μm2，屬于Ⅱ類儲層?；谇拔牟煌偷倪m應性評價可知，此類儲層條件下厚油層及薄互層適宜井型為大斜度井，薄油層適宜井型為水平井。在此基礎上，分析了不同井型在Ⅰ類儲層（滲透率為 0.60×10-3μm2）與Ⅲ類儲層（滲透率為0.20×10-3μm2）中的水驅開發(fā)效果。研究表明，對于厚油層及薄互層，隨著儲層滲透率的升高，大斜度井相對于直井的優(yōu)勢逐漸降低。以薄互層為例，繪制不同滲透率條件下儲層的采出程度柱狀圖（見圖5）。

圖5 不同滲透率條件下直井、大斜度井采出程度對比

當儲層滲透率較低時，大斜度井單井采出程度遠高于直井；隨著儲層滲透率的不斷升高，直井單井采出程度明顯提升，大斜度井相對于直井的優(yōu)勢逐漸降低。

隨著儲層滲透率升高，直井與大斜度井20 a水驅采出程度差值不斷降低。Ⅰ類儲層中，二者差值僅為0.32百分點，采用直井即可取得較好的開發(fā)效果。對于Ⅲ類儲層，大斜度井與直井水驅開發(fā)效果均較差，建議優(yōu)先考慮注N2，CO2等技術開發(fā)而非注水驅替。

不同條件下井網20 a水驅采出程度見表2?？梢钥闯觯簩τ冖耦悆?，薄油層適宜采用大斜度井或水平井開發(fā)，薄互層適宜采用直井或大斜度井開發(fā)，厚油層適宜采用直井或大斜度井開發(fā)；對于Ⅱ類儲層，薄油層適宜采用水平井開發(fā)，薄互層適宜采用大斜度井開發(fā)，厚油層適宜采用大斜度井開發(fā)。

表2 不同條件下井網20 a水驅采出程度 %

3.2 層間非均質性的影響

在薄互層儲層中，不同層系儲量及物性參數(shù)往往不同。當主力層突出時，非主力層對產量的貢獻將明顯降低。為明確主力層發(fā)育條件下油井井型的適應性，對薄互層儲層進行調整，考慮其主力層滲透率為0.20×10-3μm2，非主力層滲透率為 0.05×10-3μm2，建立強非均質性時的薄互層儲層模型。

儲層層間強非均質性時，大斜度井井組采出程度較水平井有所提升，但提升幅度遠小于均質條件下的提升幅度。同時，水平井對于主力層的開發(fā)效果始終高于大斜度井（見圖6）。因此，當儲層層間非均質性強、主力層突出時，可考慮非主力層暫不開發(fā)，優(yōu)先采用水平井開發(fā)主力層。

圖6 層間強非均質性時的井組采出程度

4 結論

1）大斜度井井身特征兼具直井與水平井的特點，既保證了超低滲儲層中單井產量較高，又實現(xiàn)了多層系儲層有效開發(fā)。

2）大斜度井對薄油層Ⅰ類，薄互層Ⅰ類、Ⅱ類及厚油層Ⅰ類、Ⅱ類儲層的開發(fā)效果較好；水平井適用于開發(fā)薄油層Ⅰ類、Ⅱ類儲層；直井適用于開發(fā)薄互層Ⅰ類及厚油層Ⅰ類儲層；Ⅲ類儲層物性差，不宜采用水驅開發(fā)。

3）當薄互層儲層層間非均質性強、主力層突出時，可考慮非主力層暫不開發(fā)，優(yōu)先采用水平井開發(fā)主力層。