水平井水平段长度优化设计与实践

赵利军

（中国石化国际石油勘探开发公司，北京100029）

水平井在提高产量和采收率方面较之直井有明显优势，而设计最佳的水平段长度是决定水平井开发效果的关键指标。国内外通常采用数据建模的方式进行理论计算，但其模拟效果往往与实际情况差距较大，其原因是此类模型受限于油藏、采油、地质和工程等诸多因素，很难进行准确系统地分析，得出的结论难免以偏概全［1－4］。为此，笔者在南美D油田综合调研了地质、油藏、采油和钻井工程等各方面的情况，利用Joshi模型对水平段长度进行了优化设计，并通过钻井实践证实，取得初步成果。

1 油藏特征与水平井开发效果

D油田位于南美亚诺斯盆地，储层岩性以石英砂岩为主，属于三角洲水下分流河道和河口坝等沉积储集体。储层砂体岩石松散，受压实作用弱，基本未胶结。砂体横向展布变化快、连通性相对较差，纵向上砂泥岩互层沉积，属于高孔、高渗储层，储层层内和层间非均质性严重。

通过对D油田主储层井壁取心的物性分析，综合地质、井壁取心化验分析及试油、试采资料，对储层物性特征及物性参数进行研究和解释，得出主储层的孔隙度范围在17%～35%，均值约在26%；大多数样品点渗透率集中在（200～3000）×10－3μm2范围内，平均渗透率1 400×10－3μm2左右，总体上属于高孔中渗及高孔高渗储层。

该油田现有井5口，其中直井1口，水平井4口，水平段长度200～300 m（见表1）。其中，C5A井虽是直井，但其采油曲线与泄油规律与水平井具有较高相似性，故在此作为水平井的参照。C4FH井由于水平段钻遇大段泥页岩，其渗透率及孔隙度均较低，采油指数偏低，与其他水平井不具可比性，本文不做分析。从较典型的水平井C4H和C3ASTH井可看出，其采油指数在11～21 BOPD／psi之间，效果明显好于直井，且控制的泄油面积大，故该区块适用于水平井的开发模式。

表1 地层特征及水平井开发情况

从表1可以看出，虽然受渗透率和孔隙度的影响，每口井产液量各不相同，但随着水平段长度的延伸，采油指数有明显的上升趋势。因此，进一步研究水平段的最佳长度具有重要的经济意义。

2 水平段长度敏感性分析［5－8］

水平井产能计算公式很多，根据D油田的油藏特性，本文选择Joshi公式来计算不同长度的水平段产能，并据此进行敏感性分析。计算公式为：

式中：Kh——水平段的渗透率，10－3μm2；h——油层厚度 m，μo——原油粘度，mPa·s；Bo——原油体积因数；L——水平段长度 m，rw——井半径，m。

2．1 渗透率敏感性分析

在渗透率100×10－3μm2的情况下（图1a），水平 井产量随着水平段的延长而提高，但6 0 0 m后采油指数的增长曲率放缓并逐渐趋于稳定。

图1 采油指数与水平段长度关系

在渗透率900×10－3μm2的情况下（图1b），采油指数随着水平段延长而达到12 BOPD／psi，然后会略有下降，在1 220～3 050 m水平段长度采油指数增长趋于稳定，但增长速度明显慢于600 m水平段长度以下。

当地层渗透率是1800×10－3μm2时（图1c），水平段长度在0～600 m时采油指数增长的速度最快，达到15 BOPD／psi，然后随着水平段的延长采油指数增速明显放缓。

从上述3种水平段长度对渗透率敏感性分析图中可以看出，渗透率越高对水平段长度越不敏感，较短的水平段长度即可达到较高产量，而低渗或中渗地层更需要延长水平段长度来获得产量。

2．2 地面原油粘度敏感性分析

通过对不同粘度的原油进行敏感性分析，可见原油粘度越低，采油指数对水平段长度越敏感（图2）。对于低粘度、高渗透性的油藏，通过大幅延长水平段长度获得产量的方法并不经济。而原油粘度较高的情况下，长水平段对提高采油指数值的作用比较明显（图3），此时可综合考虑钻完井成本来延长水平段的长度。

图2 采油指数与水平段长度关系（μo＝1 mPa·s）

2．3 生产效率敏感性分析

由图4可以看出，在高渗透率情况下（＞900×10－3μm2），单位生产压差的效率自300 m水平段后迅速下降，在750 m水平段后生产压差的效率极低；而在低渗透率的情况下（100×10－3μm2）生产效率虽有降低，但并不明显。这说明对于低渗透油藏可以通过延长水平段的方法获得大幅增产，而对于高渗透油藏更应该充分考虑生产效率的影响来优化水平段长度。

图3 采油指数与水平段长度关系（μo＝20 mPa·s）

图4 生产效率与水平段长度关系

3 影响水平段长度的其他因素

3．1 经济效益的约束

由于水平井属于特殊工艺井，其钻井成本会大幅高于相同进尺的直井（例如在D油田钻进的C5H，C4FH和C3ASTH井的成本是钻进传统直井C5A井的1．5倍。），虽然水平段越长，油气产量越高，但同时会带来更大钻井的风险和地质不确定性。只有水平段的油层穿透率达到足够长度，水平井与直井间的油气产量差额足以弥补其钻井生产费用时，水平井所取得的经济效益才优于直井。

3．2 钻井工艺方面的制约

水平段的实际钻进长度要受限于现有的钻井工艺水平。首先是钻机负荷要满足钻进长水平段的要求；其次钻具的屈曲变形与摩阻也限制了水平段长度；且随着水平段的延长，井壁稳定性问题越加突出。由于水平段的垂深基本不变，因此其破裂压力与坍塌压力也基本不变，但随着水平段长度的增加，井眼内的压力波动会对井壁造成较大影响。当水平段超过一定长度，则可能出现由于下钻时波动压力过大而压漏地层，或由于起钻时的抽吸压力造成井壁失稳。因此实际所能钻的水平段长度往往要小于最佳的理论长度。

3．3 油藏及地层的不确定性影响

在底水高渗油藏中，底水的存在对水平段最优长度有相当大的影响，一旦局部底水突破，则整个水平段将很快水淹。因此有底水的水平井水平段最优长度要远小于没有底水或底水很弱、离得很远的井。通常情况下，有底水时水平段的最优长度往往只有无底水情况下的一半左右。而低渗油藏中，底水的存在对水平段最优长度影响不大。

此外，由于地质构造或地层的不确定性，如果在水平段中钻遇泥页岩或砂体物性不好，很可能也会直接影响水平段的有效长度。例如C4FH井钻遇大段泥页岩，渗透率不高，虽然有700ft水平段，但实际的采油指数很低。遇到这种情况，水平段的实钻长度要根据钻进地层情况及时调整。

4 水平段长度优化设计实例

计划在D油田北部新布置一口水平井C7H井，开发C3ASTH井同一层位，以增大泄油面积，提高储量动用程度。根据邻近井资料和所建立的地质模型，预计该井水平段的油层渗透率为（800～2500）×10－3μm2，地层孔隙度30%，地面原油粘度μo为1 mPa·s，故可参照低粘度、高渗透率的模型来设计最佳水平段长度。通过经济技术可行性论证，考虑设备实际生产能力，水平段长度设计为300～400 m，具体长度根据实钻情况确定，预计获得10 BOPD／psi以上的生产能力，采油效率55%。C7H井最终实钻水平段长267 m，由于中间钻遇部分泥页岩互层，在砂体中实际有效长度约230 m，初期投产获得3 200桶液量，综合含水15%，增加控制面积7285 m2，采油指数12 BOPD／psi，与模型预测的产量相当。

5 结论

（1）D油田采用水平井生产采油指数高，控制的泄油面积大，经济效益显著优于直井，适用于水平井的开发模式。

（2）根据理论计算，对D油田此类低粘度、高渗透油层，水平段长度对采油指数并不敏感，且超过某值后生产效率还会下降。

（3）实际的最优水平段长度是多方面因素综合作用的结果，不能一味地追求长度而忽视工程和地质风险。

（4）实践证明，本文建立的生产计算模型符合油田生产实际，可以用来指导水平段的长度设计。

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