鄂爾多斯多含油層系疊合超低滲透油藏水平井立體開發模式研究

楊承偉，陳振波，曹仁義，張　英

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室；3.中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室)

鄂爾多斯多含油層系疊合超低滲透油藏水平井立體開發模式研究

楊承偉1，陳振波1，曹仁義2，張英1

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室；3.中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室)

摘要：針對鄂爾多斯盆地多含油層系疊合超低滲透油藏單層水平井井網開發儲量控制程度低、注采關系不完善、無法實現油層縱向的充分動用的情況，在總結超低滲透油藏儲層隔夾層模式及其對水平井開發影響的基礎上，提出了平面上采用直井完善注采關系，縱向上采用水平井立體開發提高儲量控制程度的立體開發模式，并評價了水平井立體開發井網在不同儲層隔夾層模式的適應性。研究結果表明，水平井立體開發井網適用于穩定隔夾層多含油層系疊合油藏，并確定了平面上五點井網、縱向上水平井重疊布井為合理的井網形式和疊置方式。研究與現場應用表明，水平井立體開發井網可進一步大幅度提高超低滲透油藏采油速度、提高開發效益。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地；超低滲油藏；水平井立體開發；多含油層系

鄂爾多斯盆地超低滲透油藏具有巖性致密、孔喉細微、物性差、天然裂縫發育、非均質性強等特征[1-4]，利用水平井開發超低滲透油藏已經成為開發主要手段之一。目前鄂爾多斯盆地水平井開發主要采用直井與水平井聯合布井單層井網開發方式[5-8]，但針對多含油層系疊合超低滲透油藏，單層水平井井網開發儲量控制程度低、注采關系不完善，無法實現油層縱向的充分動用。

油藏立體開發是以流體三維運移和驅動規律為基礎，同時考慮水平因素和縱向因素對流體滲流的影響，不拘泥于常規，充分利用各種井網井型的優勢，而建立起來的一種開發模式。在巨厚潛山、復雜斷塊、底水塊狀、多含油層系油藏中，利用立體開發模式開發油藏，比一般開發模式具有較大的優勢[9-13]。

1水平井立體井網開發模式的提出

1.1超低滲透油藏特征及其對水平井開發影響

鄂爾多斯盆地超低滲透油藏主要分布在半深湖-深湖區，沉積類型以砂質碎屑流、濁流沉積為主，受沉積相類型的控制，砂體以復合疊置砂體為主，平面展布規律與有利儲集區預測難度大[14-16]。多含油層系疊合油藏在開發上具有復雜性的特點，油藏砂體分布不均勻，各層系間地質因素相互作用，使得縱向和橫向的動用程度呈現不均衡現象。

對于影響水平井產能的開發因素中，很重要的一個因素是注采系統的完善程度及與地質因素的配置關系，其中隔夾層的類型及發育狀況在較大程度上影響水平井開發效果。根據超低滲油藏隔夾層分布特征、厚度特征、與油層的位置關系以及對油層縱向動用的影響程度，可將超低滲油藏隔夾層類型歸為三種模式。①薄層連續型：隔夾層較薄，對開發效果影響不大；②不穩定隔夾層：隔夾層有一定厚度，對縱向動用有一定影響；③穩定隔夾層：隔夾層厚度較大，對開發影響較大。

對于多含油層系而言，隔夾層的存在會對水平井開發產生重要影響。首先，隔夾層的存在會影響儲量的動用程度。目前水平井軌跡控制技術能夠最大限度地鉆穿油層，但是鑒于隔夾層的復雜性以及后期措施工藝的難度，水平井軌跡應盡量以簡單容易操控為主，這勢必影響了部分有效可采儲量的動用。其次，隔夾層會影響水平井縱向壓裂規模，減小裂縫導流能力。另外，隔夾層影響縱向水驅控制程度，減小縱向波及系數，整體上減小波及體積。

1.2水平井立體井網開發模式的提出

目前鄂爾多斯盆地超低滲透油藏水平井開發主要采用直井與水平井聯合布井單層井網開發方式，采用五點水平井井網。從單層水平井井網開發特征來看，對于縱向隔夾層比較多的儲層，縱向注采能量供給不及時，造成產液量較低、產量遞減較快。如何最大程度控制儲量、提高儲層水驅縱向波及體積，是提高多含油層系疊合油藏的主要開發因素。因此提出了以現代油藏精細描述為基礎，以最大限度控制儲量為前提，以“少井高產”為理念，以水平井控制優勢油砂體、直井、定向井完善注采關系為布井方法的立體井網優化控制理論[10]。所謂水平井立體開發模式，就是以油砂體平面空間展布特征、多含油層系縱向疊合方式為基礎，同時平面上考慮滲透率各向異性，縱向上考慮儲層隔夾層模式以及非均質性的一種適應多含油層系疊合復雜油藏的水平井、定向井聯合布井方式。其特征在于，多口水平井被設置在不同含油層系層狀油藏中；每個含油層系有多排平行布置水平井，平面上與直井或者定向注水井形成一定井網的注采系統。

2水平井立體井網適應性評價

針對以上總結的超低滲透油藏三種不同隔夾層模式進行模型簡化，抽提出無隔夾層、可壓穿隔夾層、不可壓穿隔夾層三種隔夾層模式。通過數值模擬方法對單水平井、雙水平井井網對三種隔夾層模式適應性進行了評價。

2.1單水平井井網對三種地層模式適應性評價

通過建立相同井網形式下，不同隔夾層模式下三種數值模型，并對三種模式下縱向波及系數以及波及體積進行了對比(表1)。可以發現，在其他條件相同的情況下，無隔夾層與可壓穿隔夾層兩個模式縱向波及和體積波及規律相差不大；而隔夾層不能壓穿模式縱向波及系數較低，在未壓穿區體積波及系數為零。從開發指標預測看(圖1)，無隔夾層與可壓穿隔夾層兩種模式，在相同時間內采油速度相差不大，在相同含水下采出程度非常接近；而隔夾層不能壓穿模式采油速度明顯偏低，在相同含水下采出程度也偏低。

圖1　不同隔夾層單水平井井網開發指標對比

表1　單水平井井網生產五年波及系數對比

2.2雙水平井井網對三種地層模式適應性評價

從單水平井井網對三種地層模式適應性評價中可以看出，對于隔夾層不能壓穿模式，單水平井井網無法實現縱向上的有效動用，開發效果較差，因此考慮采用雙水平井開發。對雙水平井立體井網在三種模式地層適應性進行了評價(表2)，雙水平井立體井網采用正對模式。可以看出，對于無隔夾層與可壓穿隔夾層兩個模式，雙水平井正對井網與單水平井井網相比，縱向和體積波及系數增幅不大；而隔夾層不能壓穿模式，雙水平井正對井網與單水平井井網相比有明顯增幅，特別是在原未壓穿區，縱向波及系數由零增加到12.3%，原先未動用區得到有效動用。

表2　雙水平井正對井網生產五年波及系數對比

從開發指標預測也可以看出(圖2)，對于無隔夾層與可壓穿隔夾層兩種模式，雙水平井正對井網與單水平井井網相比，在相同時間內采油速度增幅不大，在相同含水率下采出程度未見大幅度上升；而對隔夾層不能壓穿模式，雙水平井正對井網與單水平井井網相比，在相同時間內采油速度明顯增加，在相同含水率下采出程度上升幅度較大。

圖2　不同隔夾層雙水平井井網開發指標對比圖

3水平井立體空間分布優化

針對不可壓穿隔夾層的儲層，設計3種立體井網(圖3、圖4)，圖4中1、2分別表示上下兩層的水平井。雙水平井在空間呈現不同交錯關系，優化水平井間的空間位置，并在三種地層模式中分別進行了油藏數值模擬及評價。針對不可壓穿隔夾層下不同水平井空間位置，與注水井相對位置關系下三種立體井網形式的開發效果進行了對比，提出了水平井立體井網合理的井網形式和疊置方式。

圖3　不可壓穿隔夾層不同井網空間位置側視圖

圖4　不可壓穿隔夾層不同井網平面位置俯視圖

從開發指標可以看出(圖5)，方案2在相同時間內采油速度較高且遞減較為緩慢，在相同采出程度下含水較低，為最優方案。即在整體開發效果上采用雙水平井井網開采效果好于單井網開采，且采用水平井上下重合雙水平井井網開采效果稍好于其他兩種雙水平井方案。

圖5　不可壓穿隔夾層不同井網開發指標對比

4應用效果

為了提高采油速度和儲量動用程度，針對HQ油田厚油層且層間隔夾層穩定發育區，在W區塊開展了水平井立體開發試驗，采用一套注水井分層注水開發。W區塊油層分為上、下兩個小層，油層厚度分別為9.1 m、16.6 m，上、下兩小層隔夾層分布穩定，平均厚度為4.5 m。區內完鉆水平井8口，平均水平段長度624 m，油層鉆遇率94.3%；采用水力噴射環空加砂分段壓裂，平均改造7段，完試水平井8口，平均單井試排日產純油45.9 t，投產水平井8口，初期單井日產油8.5 t，含水20.5%，動液面1218 m。通過計算，立體水平井井網開發初期上、下小層采油速度分別為0.92%、1.23%，經濟評價顯示立體井網經濟效益明顯優于單層井網。

5結論

(1)基于超低滲透油藏儲層地質特征，總結了三種隔夾層分布模式，針對多含油層系疊合超低滲透油藏，提出了水平井立體井網開發模式。

(2)對于無隔夾層或可壓穿隔夾層的儲層，采用單水平井井網開發，縱向上油層基本上能夠得到有效動用；對于不可壓穿隔夾層的儲層，應采用雙水平井立體開發井網，可以大幅度提高采油速率和采出程度。

(3)對于多含油層系、穩定隔夾層且裂縫不能壓穿油層，平面上采用五點井網紡錘形布縫，縱向上采用水平井上下重合井網，為立體開發井網合理的井網形式和疊置方式。

(4)現場應用情況表明，針對穩定隔夾層多含油層系疊合油藏，雙水平井立體開發井網可以大幅度提高采油速度和經濟效益。

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編輯：李金華

文章編號：1673-8217(2016)01-0095-04

收稿日期：2015-08-07

作者簡介：楊承偉，工程師，碩士，1981年生，2007年畢業于中國石油大學(北京)油氣田開發專業，現從事低滲透油藏開發與提高采收率研究工作。

基金項目：國家重大科技專項“大型油氣田及煤層氣開發：超低滲透油藏有效開采技術”(2011ZX05013-004)。

中圖分類號：TE348

文獻標識碼：A