底水火山岩油藏水平井优化设计

2021-12-08滕卫卫

特种油气藏 2021年5期

滕卫卫，李想

(中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

0 引言

新疆底水火山岩油藏开发潜力大，但其成藏规律复杂，储层受岩性、储集空间影响，具有储层物性差、厚度大、天然裂缝发育、开发难度大的特点。开发中存在油井产量递减快、含水上升快、采出程度低、开发效果差等问题。因此，在前人对该类特低渗透底水油藏研究和实践的基础上[1-6]，实施了水平井体积压裂技术，生产数据显示，体积压裂技术在该类油藏中具有较好的适应性。由于水平井的主要技术参数各不相同，水平井开发效果存在较大差异，定量评价各项主要技术参数对提高水平井开发效果十分重要。为此，以新疆准噶尔盆地金龙油田底水火山岩油藏J10井区为例，通过数值模拟方法定量分析评价影响水平井开发效果的各类因素，优化水平井技术参数，为进一步提高水平井开发效果提供技术支持。

1 工区概况

J10井区位于新疆油田西部，开发目的层为石炭系火山岩储层，储层平均厚度为303.6 m。整体构造为一向东倾的单斜，井区内断层发育，天然裂缝发育，裂缝以高角度裂缝为主；储集空间主要为原生孔隙、次生孔隙和裂缝，油层平均孔隙度为6.6%，平均渗透率为0.3 mD，属于低孔特低渗底水油藏。采用直井+水平井开发方式，井距为300 m。生产井投产后普遍含水上升速度较快，无水采油期短，同时，由于储层物性较差，生产井自然投产后无产能，需压裂改造后生产，部分井压裂效果不显著。因此，针对上述问题，以J10井区为基准，建立底水火山岩油藏水平井数值模型，开展了水平井开发参数的研究，提高该类油藏水平井开发效果。

2 模型建立

火山岩储集层具有特低渗透的特点，开采过程中普遍需要通过压裂进行人工造缝；同时，火山岩天然裂缝也发育。因此，在数值模拟过程中，要精确表征储层中的人工裂缝与天然裂缝构成的复杂缝网。针对储集层天然裂缝，采用Warrant-Root双重介质模型，将裂缝型储层简化为一个正交连接的“糖块状”基质-裂缝系统，裂缝连续分布于基质块之间；对于人工裂缝，采用局部网格加密技术，表征裂缝的非均匀性以及裂缝半长的不对称性，以便更精确地模拟各项属性在裂缝中的分布。以J10井区为基准，建立水平井单井均质地质模型。地质模型中基质平均孔隙度为6.60%，裂缝平均孔隙度为0.36%；基质平均渗透率为0.056 mD，裂缝平均渗透率为100.000 mD；基质平均含油饱和度为0.56，裂缝平均含油饱和度为0.80。裂缝网格步长为50 m，纵向模拟层数为10层，单层平均厚度为30 m，网格节点为55×55×10共87 822个。模型石油地质储量为695.35×104m3(拟合误差为0.84%)。利用水平井均质地质模型分别对J10井的累计产油量、累计产水量进行了拟合，累计产油量拟合误差为3.21%，累计产水量拟合误差为3.56%，说明该模型能够满足油藏数值模拟需要。

3 水平井参数优化

3.1 井距优选

设置水平段长度为450 m，水平井井距为180、240、300、360、420 m，并部署2口虚拟井，模拟计算水平井井距对水平井生产效果的影响(图1)。由图1可知：总体上井距越大，单井累计产油量和采出程度越高，当井距超过300 m后，单井累计产油量和采出程度的增幅明显减小。从数值模拟结果可以看出，井距为300 m左右较为合理，同时，类比中国部分同类油藏水平井井距(表1)可知：中国同类油藏采用的井距主要在300 m左右。综上分析，认为该断块合理井距为300～350 m。

图1 J10井区不同井距累计产油量和采出程度曲线

表1 同类油藏水平井井距统计Table 1 The well spacing statistics for horizontal wells in similar reservoirs

3.2 水平段长度

设置水平井水平段长度分别为450、540、630、720、810 m，模拟计算水平段长度对水平井生产效果的影响(图2)。由图2可知：水平段长度越长，累计产油量相对越高，但当水平段长度超过630 m时，累计产油量增幅开始减缓。但实际上水平段长度并不是越长越好，对某一特定油藏，水平段过长会加大钻井难度和风险，钻井周期也随之延长，容易造成更大程度的储层污染，影响水平井开发效果[7-10]。在技术可行的前提下，保证水平段油层的钻遇率，水平段长度在630 m左右最好。

图2 J10井区不同水平段长度累计产油量和采出程度曲线Fig.2 The curves of cumulative oil production and recoverypercent for different horizontal interval length in Well Block J10

3.3 避水高度

研究区油层底部存在大量底水，而水平井水平段在底水油藏中存在一个较为合理的位置，此时水平井产量较高，见水时间较长，相应的无水采油期长，开采效果好[10-16]。为了研究J10井区避水高度对水平井产量的影响，水平井距离底水的位置分别设置为5、85、155、225、295 m，模拟计算避水高度对水平井生产效果的影响(图3、4)。由图3可知：避水高度为155～225 m时，累计采油量和采出程度达到最大。由图4可知：当避水高度为5～85 m时，底水突破快，突破时间在30 d左右，水平段附近含油饱和度迅速降至0.16左右(图4a、b)，此时产量相对较低；当避水高度为155～225 m时，有效控制了底水突破速度，水平段附近含油饱和度仍然保持在0.38左右(图4c、d)，此时产量相对较高；当避水高度增至295 m时，射孔段过于靠近油层顶部，水平段动用程度低，生产效果也比较差。从模拟计算结果看，避水高度为155～225 m时，水平段动用程度高，油藏累计产油量也相对较高。因此，避水高度为155～225 m较为合适。

图3 不同避水高度累计产油量和采出程度曲线

图4 J10井区水侵场图

3.4 体积压裂参数优化

新疆火山岩油藏为低孔特低渗油藏，多数井开采过程中需要压裂。近年来，部分水平井体积压裂也取得了一定成效，但合理的压裂技术参数研究较少。因此，开展了裂缝间距、裂缝半长和裂缝导流能力等相关开发参数的优化研究，为进一步提高油藏的开发效果提供技术支持。

3.4.1 裂缝间距优化

考虑裂缝间距对水平井产量的影响，裂缝间距分别设置为30、60、90、120、150 m，对比不同裂缝间距下水平井累计采油量和采出程度(图5)。图5可知：单井累计产油量随裂缝间距的增大而增加，但当裂缝间距超过90 m时，产油量增幅逐渐变小。这是由于裂缝间距较小时，相邻2段的泄油面积重叠部分较大，储量动用程度低，随着裂缝间距增大，相邻2段的泄油面积重叠部分变小，总泄油面积变大，表现为累计产油量快速增加；但随着段间距持续增大，人工造缝数量也随之减少，累计产油量增加幅度也变小[17-20]。因此，J10井区裂缝间距为90m左右较为合适。

图5 不同裂缝间距累计产油和采出程度曲线

3.4.2 裂缝半长优化

对J10井区裂缝半长进行优化，分别设置裂缝半长为45、75、105、135、165 m，对比不同裂缝半长条件下的累计采油量和采出程度(图6)。由图6可知：裂缝半长越长，稳产期越长，产量相对越高。这是因为随着裂缝半长增加，水平井体积压裂改造区域面积和泄油面积增大，产量增加。但当裂缝半长超过105 m时，累计产油量增幅减缓。因此，建议

图6 不同裂缝半长累计产油和采出程度曲线

J10井区最优裂缝半长为105 m左右。

3.4.3 裂缝导流能力优化

对J10井区裂缝导流能力进行优化，分别设置裂缝导流能力为30、60、90、120 D·cm，对比不同裂缝导流能力条件下水平井的累计产油量和采出程度(图7)。由图7可知：累计产油量随导流能力增大而增加。这是由于人工裂缝导流能力越强，其控制的泄油面积越大；当导流能力超过60 D·cm时，单井累计产油量增幅变小。因此，建议J10井区最优裂缝导流能力为60 D·cm。

图7 不同裂缝导流能力累计产油和采出程度曲线

4 应用效果

J10井区有7口水平井，井距为300～400 m，水平段长度为400～700 m，目前已有5口井产油量不足1.0 t/d，且累计产油不足1 000 t。生产过程中发现，早期完钻产量较低的井普遍底水突破快，目前含水高达90%以上，分析认为主要是避水高度不够，底水锥进过快，导致油井过早水淹。而J107、J119井的避水高度较高，分别为240、260 m，与上述模拟的合理避水高度结果较为接近，总体生产效果较好(表2)。

表2 J10断块水平井生产情况统计Table 2 The production statistics of horizontal wells in Fault Block J10

J10井区有4口井(J107、J119、J105、J104)实施过体积压裂措施，压裂后初期平均单井日产油为23.0 t/d。其中，J107井在压裂过程中，以模拟指标为依据，采用8级压裂，水平段裂缝长度为94 m，裂缝间距80 m，人工导流能力达到70 D·cm，压裂后初期日产液为39.4 t/d，日产油为28.0 t/d，含水为28.9%，目前含水仍较低，日产油为25.2 t/d，生产稳定，累计产油为2.77×104t，取得了较好的压裂效果。