定边长7致密油水平井合理开发参数探索与实践

白 远，云彦舒，田 丰，米乃哲.

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延安职业技术学院石油工程系，陕西延安 716000)

定边长7致密油水平井合理开发参数探索与实践

白 远1，云彦舒2，田 丰1，米乃哲1.*

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延安职业技术学院石油工程系，陕西延安 716000)

为了探索和研究鄂尔多斯盆地斜坡西北缘定边地区长7致密油水平井合理开发参数对开发效果的影响，本文利用统计学以及油藏工程的方法，分析水平井地质参数中的方位、压裂参数中的加砂量和存地液量以及压裂方式对于含水率及产量的影响，同时根据3口水淹的水平井的生产状况，分析注水方式对于水平井开发效果的影响。研究认为，水平井方位和含水率存在一定关系，同时压裂加砂量和存地液量具有合理范围和值；注水方式应选择腰部温和注水，控制住水量。本文得出的结论和观点为研究致密油藏水平井开发提供了技术指导。

致密油；水平井；方位；压裂参数；注水方式

鄂尔多斯盆地长7致密油开发始于2008年，目前的研究重点在储层改造工艺对于产量的影响上，主要采用的“水平井+体积压裂”开发方式导致生产初期液量大、产量高[1]。但是随着生产时间延长，出现了含水上升较快、地层能量下降、油井产量递减快等问题，忽视了水平井地质参数、压裂参数和注水开发对于开发效果的影响。针对上述问题，参考该区域已形成33口水平井的开发规模，初步探索和总结合理开发参数对致密油水平井开发的影响。

1 水平段方位对含水率的影响

定边地区地层主应力方向约为67°，每口水平井的方位与主应力方向之前存在一个夹角Z，Z在0～90°之间变化。统计33口井的夹角Z，做夹角Z与其含水率的散点图，如图1所示。可以看出，在Z较大的情况下，水平井含水普遍较高。将Z按照10°间距进行数据抽稀，Z与含水率存在如图2所示的对数关系，Z越大，其稳产后的含水率越偏。主要原因是，长7烃源岩生烃时产生超压，泥岩在超压增长时产生微裂缝[2]，尤其主应力方向受盆地运动影响，微裂缝更发育；当水平井方位与主应力方向接近90°时，人工裂缝与天然裂缝线性沟通程度越大，注入水沿储层基质驱替能力下降，裂缝网络内水驱油能力变强，水线推进速度加快[3]，含水率逐步上升。

图1 夹角Z与综合含水率关系Fig.1 Relationship between the angle Z and comprehensive water cut

图2 夹角Z与综合含水率对数关系Fig.2 Logarithmic relationship between the angle Z and comprehensive water cut

2 压裂参数对产量的影响

已知压裂工艺对于水平井生产具有直接影响，在统计分析33口井压裂施工参数的基础上，通过对加砂量和存地液量两个压裂改造参数的开发效果跟踪评价，确定合理的工艺改造参数[4]。

2.1 压裂加砂量与产液量关系

产液量多少主要由压裂人工裂缝造缝能力决定，加砂量又直接影响人工裂缝的造缝效果，因此用产液量来评价加砂量参数[5]。选择压裂投产井中单段加砂量大于30 m3的11口井分析，做平均单段产液量与单段加砂量的散点图，如图3所示。图3中单段产液量在1～3.5 m3范围，其与单段加砂量呈指数关系，产液量越大，需要的加砂量规模越大。主要原因为，加砂量的增大导致人工裂缝延伸更长，扩张能力增强改善了近井地带油水的渗流环境[6]。因此，在压裂过程中考虑目前现场压裂设备的能力，加砂量尽可能控制在35～40 m3，这样能保证有较高的产液量。

图3 单段加砂量与单段产液量关系Fig.3 Relationship between the amount of single piece of adding sand and produced fluid volume

2.2 压裂存地液量与累产油关系

压裂施工中入地液量往往上千立方米，长水平段能达到万立方米的规模。入地液量和返排液量存在差值，叫作存地液量，其主要的作用一方面是滞留在储层的压裂液充当压裂施工重要材料，进入地层后增大了储层的有效改造范围，另一方面起到了补充地层能量的作用[7]。通过选取生产时间和水平井段长度相同情况的水平井，做存地液量与累产油的散点图(这里选择累产油来分析评价压裂参数的原因是，相对于单井平均产量，它更能反映压裂施工的改造作用[8])。由图4可以看出，随着累产油的增加，存地液量以对数关系上升，其存在一个合理值为1400 m3。

图4 累产油与存地液量关系Fig.4 Relationship between the amount of cumulative oil output and remaining fluid volume

2.3 常规压裂与体积压裂方式比较

与常规压裂改造工艺不同，体积压裂改造工艺技术的主要特点是“排量大、液量大”，压裂液为新型的低黏滑溜水，易进入天然裂缝，且具低摩阻、较高携砂能力的特点，更易促使天然微裂缝张开[9]。对比压裂段数分别为6段、7段、8段的共11口致密油水平井投产效果，可以看出3种压裂段数中平均初周日产液和日产油以及稳产日产液和日产油，体积压裂效果均好于常规压裂[10](图5、图6、图7)，其中压8段的L-平2井初周日产液为28.9 m3、日产油为20 t，是L-平5井初产液的5.5倍、初产油的8.7倍。

图5 压6段初产和稳产比较Fig.5 Comparison of the early production with stable production in six fracturing section

图6 压7段初产和稳产比较Fig.6 Comparison of the early production with stable production in seven fracturing section

3 注水方式对开发效果的影响

超低渗—致密油藏的开发实践表明，与依靠天然能量开发相比，注水开发能够获得更好的开发效果。注采井网的部署目前主要采取直井注水+水平井采油的模式[11]。井网类型和注水方式对于产量的影响，目前国内存在诸多理论研究成果，同时也开展了矿场实践探索[12]。

在最初的东仁沟区域部署的D-平1、D-平2和D-平3三口井(图8)尝试采取了近似于菱形反九点转变而来的“水平井+直井”的七点法的注采井网(图9)，注水井平均日注水量为12 m3/d。这种井网水平段与主应力方向几近垂直，注水井开注后，注水水线与人工裂缝沟通，注入水沿通道迅速到井筒[13]，水平井出现了暴性水淹(图10、图11)。

图7 压8段初产和稳产比较Fig.7 Comparison of the early production with stable production in eight fracturing section

图8 D平水平井井位图Fig.8 The horizontal wells figure for D-ping

图9 七点法注采井网Fig.9 Seven method injection-production well spacing

图10 D-平2井生产曲线Fig.10 The production curves for D-ping2

图11 D-平3井生产曲线Fig.11 The production curves for D-ping3

根据此次水平井的水淹情况，有针对性地对周边注水井进行了技术停注。水平井采取停抽2到3个月后开始生产，恢复了一定的生产能力；但是相对水淹前效果较差，主要是因为停注后地层能量下降，导致产液量下降[14]。因此，建议进行水平井腰部温和注水，采用数值模拟寻找腰部注水的合理值，做5个注水量(均为见水前等比为2)进行分析(图12、图13)。

当腰部注水井的注水量改为见水前的0.4～0.8时，预测单井日产油下降幅度低；同时预测相对目前注水情况，含水率上升缓慢。因此，选择腰部注水井温和注水，这样能延缓水平井产量递减，控制含水率上升速度，注水量控制在4.8～9.6 m3/d之间[15]。

图12 不同注入量时单井日产油曲线Fig.12 Daily oil production curves of single well with different waists water injection volume

图13 不同注入量时含水率曲线Fig.13 Comprehensive water cut of single well with different waists water injection volume

4 结论

(1)含水率随夹角Z增大呈对数关系上升。当Z等于90°时，人工裂缝与天然裂缝线性沟通，水线推进速度加快，含水率逐步上升。

(2)加砂量尽可能控制在35～40 m3，这样能保证有较高的产液量；存地液量随累产油增加呈对数上升，其合理值为1400 m3；对比体积压裂和常规压裂方式，从初产和稳产分析，体积压裂效果均好于常规压裂。

(3)根据水淹井水淹分析，提出腰部注水井应采取温和注水方式，注水量控制在4.8 ～9.6 m3/d之间。

(4)本次研究主要针对33口致密油水平井开展，因此成果和结论存在一定的局限性，有待于进一步的实践和论证[16]；而对于合理开发参数的研究，应随着开发规模的不断扩大，深入结合现场实践和数值模拟技术，以此得到更加科学合理的认识。

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ExplorationandPracticeofChang-7TightOilHorizontalWellsLogicalProductionParametersinDingbianArea,OrdosBasin

Bai Yuan1, Yun Yanshu2, Tian Feng1, Mi Naizhe1

(1.ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi＇an，Shaanxi710075,China； 2.Yan＇anVocational&TechnicalCollege,Yan＇an,Shaanxi716000,China)

In order to explore and research the development effect of the reasonable development parameters of chang-7 tight oil horizontal wells in Dingbian area, northwestern slope Ordos basin, this article has analyzed the direction in geologic parameters and adding amounts of sand and remaining fluid volume in fracturing parameters that influenced of moisture content and production. The results showed that there was a certain relationship between the horizontal well orientation and the water cut, and the fracturing sand and liquid storage had reasonable range and value. The conclusions and viewpoints of this paper provide technical guidance for the development of horizontal wells in tight reservoirs.

tight oil; horizontal well; direction; fracturing parameter; water injection way

白远(1985—)，男，硕士，工程师，主要从事油田水平井开发工作。邮箱：baiyuan_changan@163.com.

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