徐 志 王 芳 李 丹 張曉丹 馬 浩

(①中國石油長慶油田分公司第一采油廠；②中國石油長慶油田分公司第六采氣廠)

0 引 言

AS油田是國內陸上第一個億噸級整裝開發(fā)的特低滲油田，主力油藏自20世紀80年代末全面投入注水開發(fā)，歷經近40年的持續(xù)開發(fā)，主力油藏相繼進入開發(fā)中后期，含水上升加快、產能遞減加大、多井低產等矛盾凸顯，部分區(qū)塊已進入高含水期，水驅狀況和剩余油分布日益復雜。多年開發(fā)經驗顯示，動用程度與開發(fā)效果受天然裂縫與井網形式的雙重影響。由于天然裂縫發(fā)育，隨著注水開發(fā)的延長，水線溝通，使主向井水淹[1]，形成67°方向的水線，導致部分剩余油在水驅裂縫兩側富集，而在基礎井網條件下儲層動用程度有限，局部井網適應性差，影響了采收率的提高[2]。面對老區(qū)內勘探程度高、外圍可建產儲量不足的狀況，為實現(xiàn)AS油田持續(xù)穩(wěn)產，老油田加密調整是實現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產的重要途徑之一。

2009年以來，重點加大剩余油的精細刻畫，形成了以“油藏工程+數(shù)值模擬+精細測試+檢查井驗證”為核心的四結合剩余油綜合預測技術；在剩余油精細刻畫的基礎上，通過實施“早期探索-先導試驗”，論證特低滲油藏井網加密調整的可行性，并形成了適應AS油田三種基礎井網條件下的加密調整技術，推廣實施加密油水井3211口，井網適應性變好，采收率提高了6.0%左右。

近幾年實施井網加密調整，由于儲層物性變差，定向井加密后，井網適應性差，儲層難以建立有效壓力驅替系統(tǒng)，單井產能低且遞減大，采收率僅提高1.0%。目前，國內油田水平井加密只在高滲油田開展過研究[3]，本文結合特低滲油藏前期水平井加密先導性試驗的實施效果，通過優(yōu)化井網井型，改變開發(fā)方式，采用不穿水線、斜交最大主應力的超短水平井加密調整，同時配套精細儲層改造技術，取得了較好的開發(fā)效果及經濟效益，可以為同類油藏井網加密調整提供技術參考。

1 區(qū)域地質概況

AS油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中東部，構造活動十分微弱，地層產狀平緩，構造為一平緩的西傾單斜，地層傾角0.5°左右，平均地層坡降為6～8 m/km，無斷層，在單斜背景上由于差異壓實作用，在局部形成起伏較小軸向近東西或北東-南西向的鼻狀隆起。這些鼻狀隆起與三角洲砂體匹配，對油氣富集有一定的控制作用。油層處于上三疊系延長組，以淡水湖泊三角洲相為主,主要儲層為延長組長6油層，為水下分流河道沉積微相，油藏埋深范圍1 000～1 300 m，巖性為細-中粒長石質石英砂巖，儲層空間為溶蝕孔、粒間孔和微孔混合型。長6油層油氣水分布主要受巖性控制，有效滲透率0.49 mD，屬于特低滲厚層狀彈性溶解氣驅動油藏。油井常規(guī)鉆井后無初產，經壓裂才能獲得工業(yè)油流，屬于典型的低滲、低壓、低產油藏。

2 AS油田剩余油分布規(guī)律

剩余油分布規(guī)律是影響油田井網加密調整效果的基礎。通過運用加密調整、檢查井取心、剩余油飽和度測試、水驅前緣監(jiān)測等手段和精細油藏描述方法，建立并完善了“油藏工程+數(shù)值模擬+精細測試+檢查井驗證”四結合剩余油綜合預測技術，明確了剩余油分布規(guī)律及受控因素，實現(xiàn)了描述由定性化向定量化轉變，對特低滲油藏平面、剖面水驅及剩余油分布規(guī)律取得重要認識，為單井剩余油精細刻畫奠定了基礎，為加密井的實施及油田采收率的提高提供了支撐。

2.1 平面剩余油分布規(guī)律

水驅動態(tài)縫是影響剩余油分布的關鍵因素。上三疊系長6油層80%儲量區(qū)塊均表現(xiàn)為裂縫型滲流特征，注水開發(fā)30多年后，在目前含水及采出程度條件下，剩余油總體上呈條帶狀分布在裂縫側向。一是歷年7口加密水平井資料顯示，注水開發(fā)20年后，裂縫兩側強水洗帶寬度為60～80 m，100 m以上為剩余油富集區(qū)。二是檢查井取心資料表明，距水線垂直距離越遠，強水洗厚度越小，驅油效率越低，剩余油越多，試采含水越低，累積產油越多。三是水驅波及系數(shù)總體較低，超低滲、較特低滲波及系數(shù)更低：特低滲儲層注水開發(fā)6年水線側向130 m以上未水洗，注水開發(fā)13年水線側向135 m以上未水洗，注水開發(fā)20年水線側向70 m內強水洗比例僅25%，距水線110 m內強水洗比例20%；超低滲儲層注水開發(fā)4年水線側向90 m以上未水洗，注水開發(fā)20年水線側向85 m以內強水洗比例不足10%，170 m內無強水洗。

2.2 剖面剩余油分布規(guī)律

剖面上受儲層物性影響，高水淹段與低水洗段相間分布。儲層物性較好、滲透率較高的層段為主要水洗層段，注水開發(fā)25年左右，強水洗段占比僅30%左右。即使測井曲線解釋為異常高阻的數(shù)米水洗段，通過巖心觀察，縱向上并非全段都水洗，而是3～5 cm強水洗段與弱-未水洗段交互存在；Ⅰ+Ⅱ類儲層剩余油仍相對富集，仍然是提高采收率的主要目標，儲量占77.1%，低滲段含油飽和度下降20.6%，剩余油飽和度39.6%；超低滲段含油飽和度下降14.2%，剩余油飽和度34.9%；Ⅲ類儲層儲量占22.9%，含油飽和度僅下降4.1%，但現(xiàn)有井網、注采壓力、驅替介質條件難以動用(表1)。

表1 單砂體內儲量劃分標準及比例

3 超短水平井加密研究

3.1 前期水平井加密先導性試驗

2013-2014年以三種方式在老區(qū)內部實施水平井加密先導性試驗7口(圖1)，加密水平井首次在特低滲儲層實施，不以獲得高產為目的，而是以礦場試驗為主，旨在布井方式、儲層改造方面積累經驗，為后期規(guī)模實施提供依據(jù)。7口水平井均采取水力噴射分段環(huán)空加砂的混合水體積壓裂方式改造，平均改造4段，平均改造長度399 m，水平段平均利用率74.4%，單段平均加砂17 m3，初期平均產液9.97 m3/d，平均產油3.74 t/d，平均含水55.4%，為周圍老井的2.5倍(表2)，取得了以下幾方面認識。

圖1 不同方式加密水平井示意

表2 不同方式加密水平井效果統(tǒng)計

(1)穿水線加密水平井，不避開水線改造易水淹。未避開水線改造1口井，即WJP 2井，水平段長度432 m，測井曲線顯示穿水線部位水平段電阻異常明顯，呈中強水洗特征，強水洗寬度60～80 m，向兩側水洗程度趨于降低。改造7段，投產初期即高含水，綜合含水72.7%(周圍老井平均含水71%)，初期投產后產液16.5 m3/d，產油3.79 t/d，目前單井產油僅0.93 t/d，累計產油2 873 t。

(2)穿水線加密水平井，避開水線改造能避免高含水，可獲得較高產量，但造成水平段的浪費。避開水線改造3口井，即WJP 3、WJP 7、WJP 10井，平均水平段長度664 m，測井曲線顯示穿水線部位水平段電阻異常明顯，呈中強水洗特征，水平段平均利用率僅55.9%，初期平均產液7.94 m3/d，平均產油3.12 t/d，平均含水53.2%(周圍老井平均含水43.9%)，目前平均產液7.90 m3/d，平均產油2.45 t/d，平均含水63.0%，累計產油12 458 t。

(3)不穿水線加密水平井，與主應力斜交，效果相對較好。不穿水線、與主應力斜交加密水平井2口，即WJP 1、WJP 4井，平均水平段長度527 m，平均改造4段，初期平均產液9.90 m3/d，平均產油21.8 t/d，平均含水12.4%(周圍老井平均含水20.3%)，目前平均產液5.05 m3/d，平均產油2.99 t/d，含水29.4%，累計產油12 394 t。

(4)不穿水線加密水平井，與最大主應力平行，效果最差。不穿水線、平行最大主應力加密水平井1口，即PJP 4井，水平段長度283 m，平均改造3段，投產后含水一直是100%，目前已關井。

3.2 超短水平井加密布井方式及水平段設計

在上述剩余油分布規(guī)律研究的基礎上，結合前期水平井加密先導性試驗成果，決定超短水平井加密采取不穿水線、與最大主應力斜交的加密方式，分層動用多油層發(fā)育區(qū)。目前長4+5、長6油藏開發(fā)井網均為排狀注水井網，超短水平井的水平段位于兩條水線的油井排上。因此，井距的大小決定能否實施水平井，排距大小決定水平段長短。

3.2.1 井網密度及井距、排距的確定

井網密度是指平均單位含油面積內的井數(shù)(單位：口/km2)。井距與井網密度之間有一定的換算關系，其換算關系與開發(fā)井網的部署方式有關，隨著井距的增加井網密度變小。井網密度直接關系到開發(fā)井網對 油藏水驅控制程度和油藏水驅采收率的影響，直接影響油藏的開發(fā)效果，油藏開發(fā)中后期的合理井網密度、加密參數(shù)、最大注水開發(fā)經濟效益必須根據(jù)開發(fā)階段的水驅采出程度及經濟評價獲取[4-5]。對于低滲油藏，無論是開發(fā)前還是開發(fā)后，都必須對井網密度進行論證。長期以來，國內外不少學者和油田開發(fā)科技工作者提出了各種評價合理井網密度的方法，總結出許多經驗，一般來說，井網密度越大，水驅采收率越高。井網密度也直接關系到油田的采油速度，然而井網密度同時又是決定油田建設投資的重要因素之一，因此井網密度的優(yōu)化必須綜合考慮上述多種因素，最后從經濟效益角度綜合評價才能確定。本文運用動態(tài)分析法、采油速度法、經濟效益法，計算出合理的井網密度，進而確定合理的井距、排距。

(1)考慮建立有效驅動壓力系統(tǒng)的極限最大井距：由于特低滲油藏不符合經典的Dracy定律，特低滲油藏滲流時存在啟動壓力梯度，造成注采井之間存在一個不易流動帶，為了克服注采井間不易流動帶，必須在注采井間最小驅替壓力梯度大于啟動壓力梯度時，有效注采關系才能建立。注采井間最小驅替壓力梯度的計算如公式(1)所示，運用公式(1)計算得出極限最大井距為232 m。

(1)

式中：λ為啟動壓力梯度，MPa/m；PH為靜液柱壓力，MPa；Pwf為井底流壓，MPa；d為注采井距，m；rw為注水半徑，m。

(2)滿足一定采油速度的極限最大井距：井網密度是與單井產能和采油速度相關的函數(shù)[6]，其計算如公式(2)所示。根據(jù)油田生產需滿足一定的單井產能和采油速度可以求得對應的井網密度，考慮油藏已進入中高含水期，以調整后采油速度達到0.8%為界，運用公式(2)計算得出井網密度應大于20口/km2，對應極限最大井距為224 m。

SPC=NV0/(365q0ηRotA)

(2)

式中：SPC為井網密度，口/km2；N為地質儲量,104t；V0為采油率，%；q0為平均單井日產油,t/d；Rot為油井數(shù)與總井數(shù)之比；A為含油面積,km2；η為系統(tǒng)效率,%。

(3)考慮密井網下投入產出平衡的極限井網密度，把油田最終采收率通過謝爾卡喬夫公式轉化為井網密度的函數(shù)，如公式(3)所示；然后將轉化后的謝爾卡喬夫公式與經濟投入產出法相結合[7]，得出加密井效益分析計算經濟井網密度圖板(圖2)和謝氏修正法計算經濟井網密度圖板(圖3)，進而求得極限最大井網密度60.6口/km2，并計算出極限最小井距為127 m。

(3)

式中：ER為原油最終采收率，%；Ed為驅油效率,%；R為注采井數(shù)比；AC為含油面積,km2；SC為井網密度，口/km2；β為謝氏系數(shù)。

(4)從礦場統(tǒng)計資料來看，以WY區(qū)塊為例，該區(qū)塊儲層物性相對較好，滲透率2.29 mD，對WY區(qū)塊460口加密井歷年礦場資料進行統(tǒng)計表明，按排距100～140 m實施的140口加密井初期單井產能高，含水低，效果好于其他排距加密井，且穩(wěn)產期長，見水比例低，油藏數(shù)值模擬也顯示出裂縫兩側100 m以上為剩余油富集區(qū)，因此可以確認100～140 m為合理排距(表3)。

圖2 加密井效益分析計算經濟井網密度圖板

圖3 謝氏修正法計算經濟井網密度圖板

表3 WY區(qū)塊不同排距加密井開發(fā)效果統(tǒng)計

綜上，通過理論研究和礦場統(tǒng)計表明，合理的井距在127～224 m之間。由于合理排距還與基礎井網形式和儲層物性關系密切，最終認為：WY區(qū)塊長6油藏合理排距為100～140 m，PQ區(qū)塊南部合理排距為90 m，NLX區(qū)塊長4+5油藏合理排距為120～150 m。

3.2.2 布井方式及水平段設計

基于上述剩余油分布規(guī)律、前期水平井加密先導性試驗以及井距和排距的研究，最終決定采用菱形反九點井網和矩形井網實施超短水平井加密，采取不穿水線、斜交最大主應力的加密方式， 多層油層疊合區(qū)分層動用。為了便于儲層改造，設計水平段與最大主應力的夾角大于45°，如圖4所示。

(1)菱形反九點井網：S 160區(qū)塊長6油藏基礎井網為500 m×200 m，主向井水淹轉注后形成排狀注水井網，排距保持200 m不變，在該區(qū)塊部署超短水平井加密，設計排距為120 m，水平段長度為200 m；PQ區(qū)塊南部長6油藏基礎井網為520 m×130 m，主向井水淹轉注后形成排狀注水井網，排距保持130 m不變，在該區(qū)塊部署超短水平井加密，設計排距為90 m，水平段長度為90 m。

(2)矩形井網：NLX區(qū)塊長4+5油藏，多油層發(fā)育，基礎井網為480 m×180 m，主向井水淹轉注后形成排狀注水井網，排距保持180 m不變，在該區(qū)塊部署超短水平井，設計排距為120～150 m，水平段長度為76～200 m。

圖4 不同井網條件下超短水平井加密方式示意

4 超短水平井加密效果評價

2018年以來，基于上述研究與認識，針對不同井網和滲透特征，在S 160區(qū)塊長6油藏、PQ區(qū)塊南部長6油藏、NLX區(qū)塊長4+5油藏三個區(qū)塊實施超短水平井加密110口，取得了較好的開發(fā)效果及經濟效益，有利支撐了油田的穩(wěn)產。

(1)超短水平井加密累計實施110口，儲層改造為中間加強、兩端控制，工藝上采取水力噴射分段環(huán)空加砂的混合水體積壓裂方式，改造4～7段，段間距為20～30 m。前端平均加砂量26.1 m3，砂比23.6%；中間平均加砂量36.1 m3，砂比23.5%；未端平均加砂量25.8 m3，砂比23.6%。排量均為3.6 m3/min，初期平均單井產能4.08 t，含水43.8 %(表4)。單井產能高于周圍加密定向井，含水相當。運用“石油經濟評價軟件”評價得出：在45美元/桶階梯油價條件下，內部收益率11.61%，高于石油行業(yè)8%的基準值，經濟效益好，同時也驗證了對水驅與剩余油分布規(guī)律的認識以及超短水平井加密的可行性。

(2)超短水平井加密增加了可采儲量，提高了水驅采收率。評價結果表明，通過超短水平井加密，NLX區(qū)塊長4+5油藏、PQ區(qū)塊南部長6油藏、S 160區(qū)塊長6油藏整體加密區(qū)含水與采出程度增大，開發(fā)效果變好，預測采收率可提高5%左右。

表4 超短水平井加密開發(fā)效果統(tǒng)計

5 結 論

(1)AS油田特低滲儲層水驅動態(tài)縫是影響剩余油分布的關鍵因素，注水開發(fā)20年后，裂縫兩側強水洗帶寬度為60～80 m，100 m以上的為剩余油富集區(qū)，加密調整的核心就是與裂縫方向匹配。

(2)在水驅與剩余油分布規(guī)律研究的基礎上，通過油藏工程理論與礦場實踐相結合，確定合理的井距在127～224 m之間；合理排距的確定同時要考慮基礎井網形式及儲層物性， WY區(qū)塊長6油藏合理排距為100～140 m，PQ區(qū)塊南部合理排距為90 m，NLX區(qū)塊長4+5油藏合理排距為120～150 m。

(3)對特低滲油藏物性相對較差的儲層，采用不穿水線、斜交最大主力的超短水平井加密，能有效提高單井產能、水驅控制程度以及最終采收率，并且經濟效益好，為同類儲層增產穩(wěn)產提供技術方向。