长庆油田第十采油厂，甘肃 庆阳

收稿日期：2022年5月5日；录用日期：2022年6月17日；发布日期：2022年6月24日

摘要

华庆油田元284区块属于超低渗透油藏，具有储层的物性较差，非达西渗流特征明显，存在启动压力梯度等特点；使得油井见水后含水上升速度加快，单井产能较低等问题。为了解决上述问题，对该油藏的水平井的井网参数进行优化。采用油藏数值模拟方法，对研究区的五点水平井网参数进行优化，确定合理的水平井参数，合理井距为400 m，排距为140 m，合理水平段长度为400 m。

关键词

超低渗透油藏，井网优化，数值模拟

Parameter Optimization of Horizontal Well Pattern in Ultra-Low Permeability Reservoir

Wanchun Miao^*, Nana Lyu, Tian Tian, Meng Su, Xiaodong Wei, Lijuan Liu^#

No. 10 Oil Production Plant of Changqing Oilfield, Qingyang Gansu

Received: May 5^th, 2022; accepted: Jun. 17^th, 2022; published: Jun. 24^th, 2022

ABSTRACT

Block Yuan 284 in Huaqing Oilfield is an ultra-low permeability reservoir with poor physical properties, obvious non-Darcy seepage characteristics, and a starting pressure gradient. As a result, the water rise rate of the oil well after seeing water is accelerated, and the production capacity of a single well is low. In order to solve the above problems, the well pattern parameters of the horizontal wells in the reservoir are optimized. Using the reservoir numerical simulation method, the five-point horizontal well pattern parameters in the study area are optimized, and the reasonable horizontal well parameters are determined. The reasonable well spacing is 400 m, the row spacing is 140 m, and the reasonable horizontal section length is 400 m.

Keywords:Ultra-Low Permeability Reservoir, Well Pattern Optimization, Numerical Simulation

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1. 引言

我国低渗透油藏资源储量丰富，但低渗油藏具有低渗、低压、低丰度的特征，同时具有显著的非达西渗流效应 [1]，这些因素加大了低渗油藏的开采难度。在开发过程中，低渗透油藏通常表现为储量动用难度大、可动用程度低、注水沿主渗流方向突进以及平面驱替不均衡的特点，导致了注水开发效果较差 [2]；近年来通过多个非常规油气藏的开发实践证明了压裂水平井是非常规油气藏的主要开发技术 [3]。华庆油田元284区块为典型的低渗–特低渗砂岩油藏，储层非均质性强，物性差且微裂缝较为发育；一般采用压裂投产方式进行开发，但是压裂投产后，开发效果也并不理想，随着后续开发，研究区出现了注水见效差、产能下降快以及油井见效后含水上升快等问题，为了解决上述问题，急要对研究区井网参数进行研究论证；在对水平井网进行优化的关键是要考虑储层的基本的渗流特征 [4] - [9]。

目前对水平井网进行优化的研究主要采用油藏数值模拟方法，凌宗发 [10] 等采用油藏数值模拟方法对水平井注采井网的部署方案进行研究，得出水平井与直井注水相比较，水平井注采井网更有利于线性驱动的形成，提高波及效率，改善油藏开发效果，得到水平井网的井网优化方案。张枫 [11] 等结合目标区块的地质特征建立三维地质模型，采用油藏数值模拟方法，得到目标区块的合理井网参数。根据油藏的地质特征，采用油藏数值模拟方法，结合裂缝系统与井网系统的关系进行参数优化，得到研究区合理的水平井网参数。

2. 研究区概况

华庆油田是在鄂尔多斯盆地内部发现的，在划分盆地类型上，鄂尔多斯盆地是一个地台、台缘坳陷与台内坳陷多期叠置多旋回克拉通盆地；在构造层面上进行划分，主要为伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、天环坳陷、西缘冲断带以及中部伊陕斜坡六个一级构造单元 [12]。研究区元284区块则位于鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡南部，研究区属于三叠系长63油层组，根据沉积旋回与岩相组合又将长63进一步划分为三个小层，分别为长631、长632、长633；主力层为长632小层。前人对华庆油田长6油层组的沉积相研究结果表明：华庆油田延长组长6油组整体属于辫状河三角洲沉积 [13] [14] [15]；但是进一步对华庆油田长63砂层组的岩心观察以及测井资料的分析表明：华庆油田三叠系的延长组长63砂层组属于三角洲前缘快速堆积而成的沉积物由于滑塌所形成的湖底浊积扇沉积体系 [16] [17]，即元284区块沉积体系主要为湖底浊积扇体系，主要沉积微相为浊积水道。天然裂缝较为发育，主要为高角度裂缝；通过室内岩芯测试、井下微地震、5700测井等手段，获取华庆油田长6₃油藏储层水平最大主应力方位平均为N75˚E~N77˚E左右。研究区长6₃油层组平均孔隙度为11.2%，平均渗透率为0.34 mD。该油田开发初期主要采用定向井和水平井进行开发。本文主要研究水平井的井网形式，水平井网形式以五点水平井网和七点水平井网为主。

针对研究区储层物性差，需要对油井进行压裂才能进行投产等特点，考虑天然裂缝的因素，将裂缝系统与井网系统的适配性进行优化，提高油田的开发效益。

3. 井网形式优化

根据收集的华庆油田实际地质资料，利用Ecllipse油藏数值模拟软件，建立油藏数值模型。油藏、流体基本物性参数：油藏中深2165 m，平均有效厚度19.7 m，平均有效孔隙度11.7%，平均渗透率0.34 mD；原油地面粘度6.4 mPa∙s，原油地面密度0.8537 g/m³；地面水密度1000 Kg/m³，原始地层压力15.8 MPa，岩石压缩系数饱和压力10.7 MPa，溶解气油比115.7 m³/t。网格划分为250 × 250 × 1，网格步长dx = dy = 5 m，dz = 20 m。

结合同类超低渗透油藏开发成功的经验：微裂缝的相对发育会导致地层渗透率具有显著的方向性，生产井压裂投产在井底附近会形成明显的人工裂缝。考虑裂缝对注水开发的影响，我们在对后面的开发技术政策进行论证时，对油藏数值模型采取以下处理：a：设计裂缝方向为X方向，该方向的渗透率为Y方向的5倍；b：所有生产井在井底附近形成沿X反向分布、裂缝半长100 m，人工裂缝的渗透率为地层渗透率的100倍。数值模拟研究如下：

井网形式：五点井网形式、七点井网形式。

根据矿场实践和经验，设计了两种水平井井网形式，包括五点水平井网(如图1所示)、七点水平井网(如图2所示)共2种模拟方案，水平井压裂裂缝的设计如图3所示。

图1. 五点水平井网部署图

图2. 七点水平井网部署图

图3. 五点水平井网布缝示意图

针对不同的井网形式即五点井网和七点井网，进行数值模拟研究，开发模拟生产15年，从图4两种井网形式的开发效果对比：五点水平井网开发预测15年后，采收率可达12.18%，且五点水平井网采出程度略高于七点水平井网；从图5两种井网形式的累产油曲线来看：五点水平井网形式的累产油量高于七点水平井网形式；因此建议改区块的水平井网形式选取五点水平井网能够获得较好的开发效果。

图4. 不同井网形式采收率对比

图5. 不同井网形式累产油对比

3.1. 井距优化

根据不同的开发需求，井网制定方案可能会不同，对于低渗透油藏的开发，要建立有效的驱替，在区块中的注采井之间建立有效的驱替，首先要注意的是两井之间的井距不能太大，其次还要考虑到油田在开采过程中的经济效益，即井网密度亦不能太大，根据实际开发过程中存在的矛盾以及油田的经济效益，所以需要对井网井距进行优选。

研究区五点水平井网的井距普遍为400 m左右，结合矿场实际情况，设计不同井距方案4套(见表1)，分别为：320、360、400、440 m。开发模拟生产15年，数值模拟结果表明：从图6可以看出：随着井距的不断增大，日产油量的递减速率在逐渐减小，当井距超过400 m时，日产油量反而降低；从图7可以得出：随着井距的不断增大，采收率也在不断的增大，当井距超过400 m时，采收率反而减小，这是因为井距为440 m时由于井网密度减小，日产油和采收率均较低，同时根据模拟的剩余油饱和度场分布图(图8)可以看出，水平井网井距为400 m时，剩余油饱和度分布面积较大，动用面积大，效果最好；综上所述，研究区合理的井距为400 m。

表1. 水平井网不同井距方案设计

图6. 不同井距区块日产油曲线

图7. 不同井距采收率曲线

图8. 不同井距下含油饱和度对比图

3.2. 排距优化

1) 启动压力梯度法

根据华庆长6₃油藏储层的启动压力测定实验结果如图9所示，考虑启动压力梯度的影响，形成合理排距的理论图版，进行合理排距的优化，如图10所示。现场注水为保证建立起有效的驱替压力系统，要求注采井间任一点的驱替压力梯度均大于启动压力梯度。其中华庆长6₃物性0.34 mD，根据图10的合理排距理论图版，确定华庆长6₃油藏储层合理排距140 m左右。

2) 油藏数值模拟

研究区排距普遍为150 m左右，结合矿场的实际情况，进行水平井排距的优化，定井距400 m，设计不同的排距方案4套(见表2)，分别为100、120、140、160 m，开发模拟生产15年，从图11日产油变化曲线可以看出：随着排距的不断增大，日产油在逐渐减少，但日产油递减速率也在逐渐减缓，当排距超过140 m时，日产油递减速率反而增大；从图12采收率变化曲线可以看出：随着排距的不断增大，采收率也在不断的增大，由于排距为100 m时，井网密度较大，所以采收率偏高，当排距超过140 m时，采收率反而降低；同时根据模拟的剩余油饱和度场分布图(图13)可以看出，水平井网排距为140 m时，剩余油饱和度分布面积较小，动用面积大，效果最好；综上所述：研究区合理排距为140 m。

图9. 真实启动压力梯度与渗透率关系图

图10. 排距与地层压力梯度关系(K = 0.3 mD)

图11. 不同排距区块日产油曲线

图12. 不同排距采收率曲线

图13. 不同排距下含油饱和度对比图

表2. 水平井网不同井距排距方案设计

图14. 不同水平段长度采收率曲线

图15. 不同水平段长度累产油曲线

3.3. 水平段长度优化

研究区五点水平井网的水平段长度为600 m，根据矿场的实际情况，进行水平井水平段长度优化，设计不同的水平段长度方案4套，分别为：200、400、600、800 m，开发模拟生产15年，从图14采收率曲线可以看出：随着水平段的不断增大，采收率也在不断的增大，当水平段长度超过400 m时，采收率反而降低；从图15累产油变化曲线来看，随着水平段长度的不断增加，累产油量也在不断的增加，当水平段长度超过400 m时，累产油量反而降低；综上所述：研究区合理的水平段长度为400 m。

4. 结论

1) 针对研究区开发矛盾，对水平井网形式进行优化，在相同的生产制度情况下，五点井网的采收率为12.18%高于七点井网，累产油量也高于七点井网。采用五点井网进行开发，有利于提高元284区块的开发效益。

2) 根据井网优化结果表明：当井距为400 m、排距为140 m时，五点井网的采收率以及区块日产油量达到最优；水平段长度为400 m时，区块采收率及累产油量均较高；采用优化后的井网参数能够有效提高油藏的采收率。

文章引用

苗万春,吕娜娜,田 甜,苏 萌,魏小东,刘利娟. 超低渗油藏水平井网参数优化
Parameter Optimization of Horizontal Well Pattern in Ultra-Low Permeability Reservoir[J]. 地球科学前沿, 2022, 12(06): 856-866. https://doi.org/10.12677/AG.2022.126083

参考文献