瑪131井區低滲透砂礫巖油藏水平井優化設計研究

黃興龍，徐 陽，曾彥強，徐尚鴻

(1.長江大學，湖北 武漢 430100；2.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；3.中國石油西部鉆探工程有限公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

近年來，準噶爾盆地發現大量特低滲透砂礫巖油藏，是未來新疆油區增儲上產的重要油藏類型之一[1-8]。但是，該類油藏自然產能低、動用難度大、經濟效益差，亟待探索新的開發方式開采這部分儲量[9-14]。水平井+分段壓裂開發技術在低滲—特低滲透砂巖油藏已開展了現場試驗，并取得一定的應用效果，目前已進入逐步推廣應用階段[15-18]。但該項技術是否適用于特低滲透砂礫巖油藏，國內外均無成功經驗，相關研究也鮮有報道[19-22]。以瑪北油田瑪131井區典型特低滲透砂礫巖油藏實際地質特征為基礎，利用油藏工程、數值模擬、經濟評價等方法，對水平井井網、人工縫網、水平段長度等參數進行了優化，形成該類油藏水平井分段壓裂開發優化設計方法，有效地指導了該區油藏工程方案的編制，對同類油藏的有效動用和經濟開發具有一定的指導作用。

1 油藏概況

瑪北油田瑪131井區位于準噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷北斜坡區，其三疊系百口泉組油藏油層主要分布在T1b3和T1b21。地層整體為一單斜構造，地層傾角為3～6 °。瑪131井區百口泉組主要發育近源快速堆積的扇三角洲相沉積體系，砂體分布相對集中，為受構造控制、局部受巖性、物性變化控制的巖性-構造油藏，為正常溫壓系統的未飽和油藏。總含油面積為118.6 km2，石油地質儲量為5 577.14×104t。T1b3油層孔隙度平均為9.58%，滲透率平均為0.96×10-3μm2；T1b21油層孔隙度平均為8.84%，滲透率平均為1.44×10-3μm2，為典型的特低滲透砂礫巖油藏。T1b3和T1b21油層物性相近，石油地質儲量和含油面積相當，隔夾層分布穩定，分為2個層系開發。

試油、試采資料顯示，瑪131井區百口泉組油藏具有以下開發特征：需壓裂投產，壓裂規模對產量影響較大；油井產量受儲層厚度及儲層物性影響較大；直井普遍低產，開發效果差；與同層周圍水平井對比，水平井開發效果好，水平井具有產量高、遞減慢、連續生產能力強等特點。注水開發可行性研究表明，該區宜采用多段壓裂水平井衰竭式開發方式。因此，水平井開發優化設計的重點是井排距、水平段長度以及人工縫網等參數。

2 水平井井網及水平段長度優化

2.1 井網形式優選

建立瑪131井區水平井類五點井網和矩形井網水平井衰竭式開采的數值模型。計算結果表明：類五點井網和矩形井網的開發效果基本一致，類五點井網15 a末累計產油2.175×104t，矩形井網15 a末累計產油2.170×104t，類五點井網布井略優(圖1)。

圖1不同井網形式日產油與累計產油量對比

2.2 合理井距論證

根據瑪131井區百口泉組油藏4口水平井壓裂監測資料分析，裂縫半長為90～210 m，計算井距為208～328 m(表1)。考慮相似儲層具有一定的滲流半徑，因此，按照裂縫半長為井距半長的80%計算，水平井井距為260～410 m。

表1 瑪131井區百口泉組油藏壓裂監測資料統計

根據鉆采成本以及油價測算，當水平段長度為1 200～2 000 m時，其經濟極限累計產量為2.3×104～2.8×104t。瑪131井區百口泉組T1b3、T1b21油層平均厚度分別為19.6、12.2 m，當采收率為10%時，部署井距為350～400 m時可動用大部分儲量(表2)。

表2 不同井距和水平段長度條件下經濟極限產量與有效厚度下限關系

2.3 水平段長度優化

建立水平段長度分別為1 200、1 600、1 800、2 000 m的水平井衰竭式開采機理模型。設計井控范圍為(1 300 m×400 m)至(2 100 m×400 m)，壓裂縫半長為150 m，壓裂縫間距為80 m。數值模擬研究結果表明：水平段長度越長，單井累計產油量越高，2 000 m水平段單井累計產油量最高，但隨著水平段長度的增加，單井波及體積降低，單井累計產油量增幅變緩，采出程度降低(表3)。

從水平段長度與開采凈收益的關系來看，水平井累計產油量及鉆采成本均隨水平段長度的增加而增加，但當水平段長度大于1 800 m后，水平井開采凈收益增加量出現負值(表4)。當水平段長度為1 600 m時，水平井凈收益增加量最大。

表3 不同水平段長度水平井單井開發指標對比

表4 不同水平段長度時水平井單井開發指標及經濟指標對比

根據以上研究結果，結合瑪131井區百口泉組油藏油層展布特征，合理水平段長度為1 600 m左右。

3 水平井人工縫網優化設計

3.1 裂縫方向優化

分別建立裂縫與水平段平行、裂縫與水平段斜交、裂縫與水平段垂直3種情況下的水平井衰竭式開采機理模型(圖2)。

圖2不同裂縫方向下單井日產油量與累計產油量對比

由圖2可以看出，當裂縫與水平段平行時，單井日產油量和累計產油量最低，生產效果最差；當裂縫與水平段垂直時，水平井穩產能力最強，在整個生產時間內，單井日產油量和累計產油量最高，生產效果最好。因此，水平段方向應垂直于最大主應力方向，這樣可以保證在壓裂施工時，人工裂縫方向垂直于水平段方向。

3.2 裂縫間距優化

建立裂縫間距分別為40、80、120、160、240、320 m的水平井衰竭式開采機理模型(圖3)。水平井水平段長度為1 600 m，裂縫半長為160 m，裂縫導流能力為20μm2·cm。

圖3 采出程度、平均單縫采出程度與裂縫間距的關系

由圖3可以看出，隨著裂縫間距的縮小(裂縫條數增加)，階段采出程度逐漸增加，同時縫間干擾增強。當裂縫間距小于80 m后，隨著裂縫間距的減小，采出程度增幅逐漸減弱，單縫采出程度降低，同時將增加壓裂施工的成本。因此，確定人工裂縫間距以80～100 m為宜。

3.3 裂縫導流能力優化

建立裂縫導流能力分別為4、8、12、16、20、40、80、160 μm2·cm的水平井衰竭式開采機理模型(圖4)。水平井水平段長度為1 600 m，裂縫間距為80 m，裂縫半長為160 m。

圖4不同生產時間采出程度與裂縫導流能力的關系

由圖4可以看出，隨著裂縫導流能力的增加，階段采出程度逐漸增加，導流能力到達某一極限值后，采出程度幾乎不再增加，反映出基質對裂縫的極限供給能力。結合該井區儲層物性條件，確定最優導流能力為40μm2·cm左右。

3.4 裂縫分布優化

分別建立全短縫、全長縫、內部裂縫長、外部裂縫長、外部裂縫更長的水平井衰竭式開采機理模型(圖5)。各種情形下參數為：①全短縫時裂縫半長均為120 m；②全長縫時裂縫半長均為240 m；③內部裂縫長時，2、4內部裂縫半長為240 m，其他為120 m；④外部裂縫長時，1、5外部裂縫半長為240 m，其他為120 m；⑤外部裂縫更長時，1、5外部裂縫半長為280 m，2、4裂縫半長為80 m。

圖5 不同壓裂方案采出程度對比

由圖5可以看出，全長縫整個生產時間內采出程度最高，外部裂縫長較內部裂縫長采出程度稍高。在總裂縫長度一定時，外部裂縫更長的采出程度最高。在進行壓裂施工時，建議適當增大水平井兩端的裂縫長度，以改善開發效果。

4 結 論

(1) 根據瑪131井區特低滲透砂礫巖油藏特征，優化水平井井網、人工縫網、水平段長度等開發參數，形成水平井分段壓裂開發優化設計方法。

(2) 優化結果表明，該區宜采用類五點井網形式、裂縫穿透比為0.4、主要裂縫半長為140～160 m、合理井距為350～400 m、水平井合理水平段長度為1 600 m左右的參數開發。

(3) 人工縫網優化結果表明，人工裂縫方向應垂直于水平段方向，合理裂縫間距以80～100 m為宜，最優導流能力為40μm2·cm左右；在裂縫總長度一定時，采用兩端裂縫長、中間裂縫短的不等長裂縫壓裂時，采出程度相對較高。

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