超低滲油藏水平井與直井聯合井網參數優化

徐慶巖，蔣文文，王學武，吳向紅，何英

（1.中油勘探開發研究院，北京 100083；2.中國專利信息中心 北京 100088；3.中油勘探開發研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007）

引 言

超低滲油藏滲透率低、孔喉細小，流體在其中的滲流規律呈非線性滲流特征[1-2]。國內外油田開發實踐表明，壓裂水平井技術可以有效地提升超低滲透油藏的開發效果[3-5]。壓裂水平井泄油面積大，可大幅提高超低滲油藏的原油產能，但泄油面積大也會較快地消耗地層能量，使產能快速遞減至較低水平，不利于油田穩產和產能建設。為了解決壓裂水平井衰竭開采壓力下降過快，產油快速遞減的問題，在超低滲油藏的開發過程中，油田現場一般采用直井注水補充能量的方法，改善其開發效果。近年來，國內學者對于水平井壓裂參數優化大多針對壓裂水平井衰竭開采[6-9]，對于水平井與直井聯合開采井網的參數優化研究較少，且未考慮超低滲透油藏的非線性滲流特征。以長慶某超低滲區塊為例，利用非線性滲流數值模擬軟件，研究水平井與直井聯合開采井網的水平井長度、裂縫分布形態、注水井間距離等參數對開發效果的影響。

1 地質模型及參數選取

為了對水平井與直井聯合開采的影響因素進行系統地研究，選取長慶華慶油田元 284區塊超低滲水平井示范區為研究對象。根據研究區塊實際地質資料，地質模型的各項參數選取如表1所示（在具體優化某參數時，會改變其中某一參數的級別水平）。考慮到模型計算結果的收斂性和準確性，網格步長和時間步長不宜過大，網格步長一般為20m，模型采用塊中心網格，水力壓裂裂縫采用局部網格加密的方法實現。模擬計算的時間步長一般為30d，模擬時間一般為20a。考慮超低滲透油藏的非線性滲流特征，采用非線性滲流數值模擬軟件[10-11]進行數值模擬。

表1 地質模型主要參數

對于壓裂水平井與直井聯合開采井網，當采用直井注水補充能量時，聯合注水井網形式有多種。通過文獻和現場調研，選取該區塊最常見的七點法直井與水平井的聯合井網。

2 壓裂水平井與直井聯合開采影響因素研究

2.1 水平井長度

設定水平井長度500、600、700、800、900、1000m，結合表1的數據參數，建立多個不同的七點法直井注水平井采井網模型。由圖1可知，隨著水平井長度的增加，20a的水平井采出程度相應增加，當水平井長度達到800m時，采出程度的增速變緩。當水平井長度為500、600、700、800、900、1000m時，見水時間分別為60、57、53、49、43、37個月，見水時波及系數分別為85%、81%、78%、75%、69%、65%。即隨著水平井井筒長度的增加，水平井見水時間逐漸提前，見水時的波及系數也相應逐漸減小，且水平井長度超過800m后，見水提前和波及系數減小的效果更加明顯。可見，水平井長度并不是越長越好，在直井注水水平井采油的井網中，水平井的長度直接影響水平井的單井產能和見水時間，水平井存在相對最優的長度。綜上所述，對于默認參數的地質模型，最優的水平井長度為800m。

圖1 模型采出程度、見水時間和見水時波及系數與水平井長度的關系

2.2 裂縫分布形態

當采用直井注水補充能量時，需要注意水平井壓裂裂縫的形態位置分布。對于直井與水平井聯合開采井網，裂縫分布形態是影響含水率上升的重要因素。為了研究最佳的裂縫分布形態，根據現場調研，設計4種裂縫形態分布方案，如圖2所示，4個方案的開發指標對比見圖3。

圖2 4種裂縫分布形態

圖3 不同方案的開發指標對比曲線

由圖3可知，方案4（間斷型紡錘形裂縫分布形態）相同采出程度下含水率最低，且總體日產油水平較高，為相對最優裂縫分布形態。

2.3 注水井井間距離

注水井井間距離會影響水平井的采出程度。設定注水井井間距離為450、500、550、600、650m，分別建立理想模型，通過對比不同方案 20a末的有效采出程度等開發指標來優選最佳方案（考慮不同方案的井網密度差異，定義有效采出程度為：有效采出程度=采收率×井網面積/井數）。

由圖4可知，隨著注水井井間距離減小，直井與水平井聯合開采井網的采出程度增加，因為隨著注水井井間距離的減小，注水井與采油井之間的距離也相應縮小，有利于補充地層能量和油井受效。設定的注水井井間距離所對應的有效采出程度分別為0.397、0.406、0.406、0.398、0.394km2/口。可知，注水井井間距離為500～550m時有效采出程度最高。有效采出程度考慮了井網密度對開發效果的影響，在評價有效性上要比采出程度更加準確。因此，最優注水井井間距離為500～550m。

2.4 注水井排與水平井垂直距離

設定注水井排與水平井垂向距離為300、350、400、450、500m，通過對比不同方案的20a末的有效采出程度等開發指標來優選最佳的方案（圖5）。

圖4 不同注水井井間距離的采出程度

圖5 不同注水井排與水平井垂向距離的采出程度

由圖5可知，隨著注水井排與水平井距離減小，直井與水平井聯合開采井網的采出程度增加，因為隨著注水井排與水平井之間距離的減小，注入水達到水平井的時間會縮短，有利于補充地層能量和油井受效。設定的注水井排與水平井距離所對應的有效采出程度分別為0.396、0.406、0.406、0.397、0.393km2/口。可知，注水井排與水平井間距離為 350～400m時有效采出程度最高。因此，最優注水井排與水平井垂向距離為350～400m。

2.5 穩油控水政策

當采用直井注水補充能量時，壓裂與注水存在最佳匹配。當裂縫過長或者注水井（尤其是正對水平井的注水井）注水量過大時，水平井含水易快速上升，造成產油快速遞減。為了研究水平井的控水政策，從減小正對中間裂縫注水井的注水量和適當縮短中間正對注水井裂縫的長度兩個方面研究。

設定中間注水井的裂縫長度為 20、40、60、80、100、120、140、160、180m。設定中間注水井的注水量為常規注水量和注水量減半 2個級別。其他參數采用默認地質模型的參數，建立相應模型進行計算，對比不同模型的開發效果（圖6）。

圖6 穩油控水政策開發指標曲線

由圖6a可知，隨著中間裂縫長度的增加，累計產油先增加后減小，其中裂縫長度為80m是轉折點，可見適當縮短中間裂縫可以取得更好地開發效果；由圖6b可知，將中間注水井的注水量減半后，可以明顯降低含水上升速度。綜上所述，適當的降低中間裂縫的長度和中間注水井的注水量可以起到穩油控水的作用。

3 現場應用

將前面研究成果應用于長慶油田華慶長63超低滲透油藏元284南部區塊。針對該區塊部署的七點法直井與水平井聯合井網，水平井長度由最初設計的600m延長至800m、裂縫分布形態由均勻分布形態改為間斷型紡錘形分布、注水井井間距離由初始設計的600m縮短至500m、注水井排與水平井垂直距離由最初設計的500m減小至400m。目前，區塊累計產油比最初方案設計累計產油增加2895t，平均單井產能由最初設計的4.0t/d增加至6.5t/d。對該區塊之前已部署的高含水水平井（采取的是均勻分布裂縫形態）進行了適當堵縫，將中間位置的裂縫長度由150m縮短為80m，并將其正對的注水井注水量降低50%，高含水井的含水率由50.3%降低至36.3%。截至目前，該區塊水平井單井產量達到附近直井單井產量的4倍以上，初步建成產能30×104t示范區。

4 結 論

（1）針對水平井直井聯合開發井網，考慮井筒摩阻、見水時間和見水時波及系數的影響，最優的水平井長度為800m。

(2)裂縫分布形態對于壓裂水平井與直井聯合開采影響較大，間斷型紡錘形裂縫分布是比較有利的裂縫布置方案，但壓裂此種裂縫分布形態有困難或者已部署均勻裂縫，則可以通過縮短中間裂縫的長度和降低中間注水井注水量提升開發效果。

(3)注水井井間距離最優值為 500～550m，注水井排與水平井垂直距離最優值為 350～400m。通過對水平井直井聯合開采井網參數的研究，不僅在長慶元 284區塊取得了較好的開發效果，還對相鄰類似區塊的開發有很好的指導作用和借鑒意義。

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