瑪18井區低滲透砂礫巖油藏水平井優化設計及產能預測

李浩楠，師耀利，姚振華，李曉梅，宋 平，譚 龍

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

低滲透砂礫巖油藏一般埋藏較深、地層壓力高、非均質性強，具有產量遞減快、無穩產期的開發特征[1-4]。而低油價造成該類油藏的經濟有效開發面臨巨大挑戰。多級壓裂水平井開發模式可以有效提高該類油藏開發經濟性，且在頁巖油氣、致密油氣或低滲砂巖油藏中應用較廣，許多學者在參數設計和產能預測方面開展了大量研究[5-10]。參數設計主要基于油藏地質特征篩選出“甜點”區域，通過多方案對比或智能優化算法對多級壓裂水平井參數進行優選[5-8]。產能預測主要有3類方法：一是基于修正Arps遞減曲線的經驗分析法，該方法誤差較大[8]；二是基于物理假設的解析或半解析模型，該方法邏輯嚴密，但假設條件偏于理想化，礦場應用較為困難[9-10]；三是基于油藏數值模擬方法的多級壓裂水平井產能預測研究，該方法可以反映復雜因素的影響，研究結果可靠性較高[10]。但對于強非均質性的低滲透砂礫巖儲層，多級壓裂水平井參數設計和產能預測的相關研究比較少。因此，以艾湖油田瑪18井區為例，綜合油藏數值模擬法、油藏工程方法和礦場試驗法建立了一套低滲透砂礫巖油藏多級壓裂水平井參數設計和產能預測技術，以期為同類油藏的開發提供參考。

1 研究區概況

艾湖油田瑪18井區位于準噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷西斜坡，為典型的低滲透砂礫巖油藏。研究區縱向上劃分為百口泉組T1b1和T1b2共2套儲層。其中，百口泉組T1b1油層平均滲透率為5.48 mD，平均孔隙度為10.38%，百口泉組T2b2油層平均滲透率為2.27 mD，平均孔隙度為9.56%。油田開發初期主要井型為壓裂直井[2]，但單井初期產能不高、產量遞減快、可采儲量低，油田開發經濟效益差。

2 多級壓裂水平井井位優選

參考致密油氣藏和頁巖油氣開發經驗[6-7]，綜合考慮巖性特征、含油性、孔滲特征、天然裂縫發育、脆性指數等因素篩選低滲透砂礫巖油藏“甜點”區域，指導多級壓裂水平井井位優選。

2.1 含油性

目標區儲層為扇三角洲砂礫巖沉積，泥雜基含量變化大，常規補償密度測井解釋含油飽和度偏高。因此，在常規阿爾奇公式[11-12]的基礎上，基于產液剖面資料，采用補償中子、補償密度差值及自然伽馬值對含油飽和度進行校正，得到了適用于砂礫巖的含油飽和度預測方法。

(1)

(2)

式中：So為阿爾奇公式解釋的含油飽和度，%；n為飽和度指數；a、b為巖性指數；Rw為地層水電阻率，Ω·m；φ為孔隙度，%；m為孔隙度指數；Rt為地層電阻率，Ω·m；So校正為修正后的含油飽和度，%；GR為自然伽馬測井值，API；DEN為補償密度測井值，g/cm3；CNL為補償中子測井值，%。

分別采用常規方法和修正后的阿爾奇公式計算單井平均含油飽和度，并建立單井平均含油飽和度與采油強度的關系曲線(圖1)。由圖1可知，利用式(2)計算得到的含油飽和度與采油強度擬合率顯著提高，因此，修正模型更適用于砂礫巖含油飽的預測。

2.2 巖性特征

根據表1中不同巖性含油性統計數據可以看出，不同巖性含油飽和度存在顯著差異。總體上小礫巖油侵占比超過50%，含油性最好，“甜點”區應優選以小礫巖為主的儲層。

2.3 孔滲特征

研究區不同巖性含油飽和度差異大，且不同巖性的滲透率與孔隙度關系存在差異。為明確瑪18井區不同巖性滲透率與孔隙度的關系，依據含油飽和度劃分滲透率流動單元，分類建立孔滲關系曲線，預測砂礫巖油藏滲透率，預測公式見式(3)，計算結果如圖2所示。

(3)

式中：K為滲透率，mD。

由圖2可知，滲透率分類預測模型整體擬合精度較高，整體擬合率大于80%，表明文中方法可較準確預測礫巖儲層滲透率。整體上，研究區屬于低孔低滲油藏，僅少數巖心滲透率大于50.00 mD，屬于中滲巖心。

2.4 天然裂縫發育情況

綜合鑄體薄片分析和成像測井解釋結果可知，研究區主要發育基質孔隙，孔隙類型以粒內溶孔為主，天然裂縫基本不發育，因此，篩選地質“甜點”時不考慮天然裂縫影響。

2.5 脆性指數

根據致密油氣藏及頁巖油氣藏開發經驗，利用脆性指數表征巖石脆性[13-15]。通過偶極聲波測井獲得橫波時差，計算艾湖油田瑪18井區的楊氏模量、泊松比及脆性指數。目標區砂礫巖儲層的楊氏模量為16.328～59.339 GPa，泊松比為0.121～0.339，儲層脆性指數(BI)為17.3～62.4，表明研究區不同區域可壓裂性存在較大差異。

2.6 篩選結果

綜合上述研究，將瑪18井區儲層劃分為4類，如表2所示。由表2可知：Ⅰ、Ⅱ類儲層物性好、可壓裂性強，為“甜點”發育區。依據儲層分類結果，平面上瑪18井區東南區域為“甜點”發育區(圖3)，縱向上瑪18井區3 876～3 881 m深度范圍內屬于“甜點”區(圖4)，為多級壓裂水平井部署優勢區。

圖4 瑪18井區不同深度與孔滲飽關系

3 多級壓裂水平井參數設計

通過地質油藏深度融合，建立艾湖油田瑪18井區精細油藏數值模擬模型。該模型采用Rocktable功能[16-20]表征低滲透油藏應力敏感效應的影響。基于該油藏數值模擬模型，利用油藏工程方法，并結合開發試驗區開發經驗，對多級壓裂水平井參數進行優化設計。

3.1 水平井方向優選

水平井方向設計主要考慮儲量動用情況、鉆井安全2個因素。儲量動用方面，瑪18井區天然裂縫不發育，最大水平主應力方向為東西向，人工裂縫走向也為東西向，為使裂縫控制面積最大，水平井走向應為南北向，利于提高單井動用儲量。數值模擬計算表明，南北向水平井比北西—南東向水平井單井平均增油6 300 t。鉆井安全方面，水平井走向與最小剪應變面垂直有利于井眼穩定，該區垂向最大主應力方向與東西向水平最大主應力方向組成最小剪切應變面，南北向水平井利于保證井眼穩定。因此，水平井優選方向為南北向。

3.2 水平井井距優化

針對水平井井距，在總結區域人工裂縫特征的基礎上，綜合數值模擬法和礦場試驗進行優化。

瑪18井區開發試驗區6口井微地震監測壓裂半縫長統計結果表明，直井半縫長為40～140 m，水平井半縫長為30～170 m，裂縫縫長中值約為100 m。瑪18井區未壓裂井試井分析表明，基質孔隙的泄油半徑為100～180 m，平均為140 m。水力壓裂井的可動用半徑為有效人工裂縫半長與基質空隙泄油半徑之和，約為240 m，考慮區域縫網特征和動用范圍，水平井井距應為480 m。

在數值模擬的基礎上，考慮單井日產油為3 t/d，對比井距分別為300、400、500、600、700、800 m的開發效果(圖5)。由圖5可知：水平井井距越大，單井累計產油量增幅越低，區塊整體采收率降低；當井距增至600 m時，單井累計產油量增幅和采收率顯著降低，因此，井距應為400～500 m，最大不超過600 m。

圖5 單井累計產油量增量與井距關系

在研究區相鄰區塊瑪131井區開發試驗階段，按照400 m井距部署了2口水平井MaHW6004、MaHW6002，MaHW6004井實施壓裂時對正鉆的MaHW6002井產生了明顯的干擾，導致井筒壓力升高，MaHW6002井不能正常鉆井。因此，瑪18井區水平井井距應大于400 m。

綜上所述，水平井推薦井距為500 m。

3.3 水平段長度優化

基于油藏數值模擬模型，設計水平段長度為1 200～2 400 m，以水平段長度為1 200 m作為基礎方案，計算水平井長度增加后的累計產油量增量。在2005 元/t油價下，評價投資增量與累計產油增量比值的變化情況(表3)。由表3可知：隨著水平井長度的增加，單井投資和累計產油量增量均增加，而投資增量與累計產油量增量的比值在水平段長度大于1 600 m時顯著增高，當水平段長度大于1 400 m后累計產油量增量降低。因此，推薦水平段長度為1 200～1 400 m，最長不超過1 600 m。

表3 不同長度水平井投資增量與產量比值

3.4 壓裂參數優化

3.4.1 壓裂縫間距優化

在水平段長度為1 200 m、井距為500 m的條件下，設置裂縫間距分別為25、50、80 m，不同裂縫間距下日產油與累計產油量如圖6所示。由圖6可知，裂縫間距越小，平均單井累計產油量越高，而裂縫間距為50 m與25 m時，日產油及累計產油量差別較小，因此，推薦裂縫間距為50 m。

圖6 不同裂縫間距產量對比

3.4.2 人工裂縫半長優化

在水平段長度為1 200 m、井距為500 m、裂縫間距為50 m、裂縫滲透率為500 mD條件下，模擬計算人工裂縫半長為50～250 m時的開發效果(表4)。由表4可知，人工裂縫越長，累計產油量越高，在半縫長為150 m之后增幅逐漸減小，因此，確定最優裂縫半長為150 m。

表4 瑪18井區多級壓裂水平井不同人工裂縫半長開發指標

綜合上述分析，推薦水平井走向為南北向，優選水平井水平段長度為1 200～1 400 m，井間距為500 m，裂縫間距為50 m，裂縫半長為150 m。

4 多級壓裂水平井產能預測

瑪18井區百口泉組試驗區共試油17井次，其中，T1b1油層日產油為6.0～43.2 t/d，平均單井日產油為19.8 t/d，T1b2油層日產油為5.2 ～13.2 t/d，平均單井日產油為7.2 t/d。通過對已投產井產能進行分析得到以下規律：①隨著生產時間的延長，多級壓裂水平井與壓裂直井產能比不斷增大，說明水平井初期產能高，遞減慢；②水平段動用有效孔隙體積對水平井產能具有顯著影響，與平均累計產油量呈較好線性關系。

在總結瑪18井區開發試驗區產能規律的基礎上，分別采用理論公式法、數值模擬法、區域類比法預測單井產能。

(1) 公式法。采用郞兆新水平井產能計算公式[21-25]，確定水平段長度為1 200 m、井距為500 m時，單井產能為26.0 t/d。

(2) 數值模擬法。根據瑪18井區數值模擬可知，水平段長度為1 200 m的水平井產能為25.0～38.0 t/d，平均為32.5 t/d。

(3) 區域類比法。當水平井水平段長度為1 200 m時，動用有效孔隙體積約為92.6 m3，根據瑪131井區水平井段動用有效孔隙體積與產能關系(圖7)，預測瑪18井區多級壓裂水平井產能為24.7 t/d。

圖7 瑪131井區水平段動用有效孔隙體積與平均日產油量關系

綜合上述方法，確定瑪18井區多級壓裂水平井產能為25.0～33.0 t/d。

5 實例應用

2020年以來，在瑪18井區按照推薦參數設計6口多級壓裂水平井，投產后第1 a單井平均日產油為18.9～29.6 t/d，較試驗區壓裂直井單井產能提高3～4倍，說明研究結果較為可靠，取得了良好的開發效果。

6 結論與認識

(1) 綜合巖性特征、含油性、孔滲特征、天然裂縫發育特征分析，建立了砂礫巖儲層的修正阿爾奇含油飽和度預測方法、滲透率分類預測方法，解決了該類儲層物性預測難題。在此基礎上，結合區塊巖石力學參數分析結果得到了目標井區地質、工程“甜點”為深度3 876～3 881 m的儲層，推薦在該區域內部署多級壓裂水平井。

(2) 通過地質油藏深度融合，建立了艾湖油田瑪18井區精細油藏數值模擬模型。綜合油藏數值模擬法、油藏工程法、經濟極限法和開發試驗區開發經驗，推薦瑪18井區水平井走向為南北向，水平井水平段長度為1 200～1 400 m，井間距為500 m，裂縫半長為150 m，裂縫間距為50 m。

(3) 基于瑪18井區百口泉組試驗區開發井產能規律，利用區域類比法、油藏數值模擬法、理論公式法預測在優化參數下多級壓裂水平井產能為25.0～33.0 t/d，并通過實際生產進行驗證，表明研究成果準確可靠。