引言

从国内外调研的情况来看，水平井具有大幅度提高单井产量、采收率和经济效益的优势，在油气田开发中的应用越来越广泛。截至2010年年底，国外水平井已超过40 000口，主要集中在美国和加拿大等国，国内水平井的推广近年来也迅速升温。

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏是指空气渗透率小于1.00 mD的储层，与已规模开发的特低渗透(渗透率1.00~10.00 mD)油藏相比，它具有岩性更致密、孔喉更细微、物性更差、非均质性强等特征，直井大幅度提高单井产量难度较大，迫切需要形成超低渗透油藏水平井开发技术^[1-4]。但是目前超低渗透油藏应用水平井开发仍面临诸多难题，如井网选择、水平段长度、压裂改造段数、压裂缝如何匹配注采井网及注水政策^[5-9]。本文就是针对以上存在的难题，以建立水平井开发有效驱替压力系统为目标，探索超低渗透油藏水平井井网优化技术。

1 储层特征

从沉积背景看，超低渗透油藏主要分布在半深湖-深湖区，储层以远源三角洲前缘和前三角洲浊积体为主，其中半深湖-深湖区超低渗透储层最为发育，沉积类型以砂质碎屑流、浊流沉积为主，受沉积相类型的控制，砂体以复合叠置砂体为主，平面展布规律与有利储集区预测难度大^[10-13]；整体为低孔、低渗(岩芯平均孔隙度11.4%，渗透率0.39 mD)，具体表现为颗粒细小、胶结物含量高、面孔率低、孔喉细微^[14-16]。

1.1 颗粒细小

通过储层图像、粒度资料的对比分析，认为超低渗透储层较特低渗透储层碎屑粒度偏细，以细砂岩为主，含量一般大于80%。大量薄片统计结果表明，沉积物颗粒大小对储层物性也有较大影响，渗透率与平均粒径呈正相关性，粒度越粗，渗透率越高，储层物性越好。

1.2 胶结物含量高

超低渗透储层胶结物含量10.65%~17.59%，平均为13.33%。胶结物含量高导致其孔隙明显下降，物性变差。但黏土类水敏矿物含量较低，有利于注水开发。

1.3 面孔率低、孔喉细微

超低渗透油藏储层面孔率低(2.73%~3.86%)，平均排驱压力为0.49~1.46 MPa，中值半径小(平均中值半径0.10~0.22 μm)，表现为小孔细喉特征。孔隙类型主要为原生粒间孔、次生溶蚀孔隙、晶间孔与微裂缝。其中粒间孔占总面孔率的43.6%~85.3%，溶蚀孔占总面孔率的13.9%~46.5%。

1.4 储层非均质性强

超低渗透储层受沉积地形的控制，在陡坡地带发生二次沉积作用，浊积体为阵发式的远距离沉积，水体较深，受波浪影响小，分选差，导致非均质性强。某井区长8₂储层主要以远源三角洲前缘水下分流河道为主，渗透率仅为0.43 mD，根据11#水平井岩性钻遇情况，储层横向隔夹层较发育，横向隔夹层最大宽度大于20 m，从而导致储层横向连通性差，不同段砂体的含油性差别也较大；结合某井区井-地ERT水驱前缘成果图分析(图 1)，该井区储层非均质性强，含油性变化大。

2 水平井井网优化技术

水平井井网优化要以天然裂缝的储层精细地质建模和超低渗致密油藏非达西渗流理论为基础。本文以长6油藏为例对井网优化技术进行阐述。长6油藏储层孔隙度主要分布在6.0%~16.0%(图 2)，平均10.8%；渗透率主要分布在0.04~0.60 mD (图 3)，为典型的超低渗致密储层。

针对该区块储层地质特征，建立了三维精细地质模型，地质模型网格大小10.0 m×10.0 m×5.0 m，近井地带网格采用局部加密10.0 m×0.5 m×5.0 m，总网格约为60万个，水平井井网优化模型的基本参数见表 1(K_x，K_y，K_z-x，y，z向的渗透率，mD)。

考虑启动压力梯度的影响，依据裂缝主向和侧向油井见效、见水速度确定K_x/K_y。通过对现场见水速度和见效井的情况进行分析，最后确定出区块主侧向渗透率比值为2.3。

2.1 井排方向优化

井排方向的确定与直井井排方向的确定相同，结合不同方位水平井开发效果对比表来看，水平井段方位应垂直于最大主应力方向，保证在压裂工艺上对水平井实现最佳的压裂效果，有利于提高水平井单井产量(表 2)。

2.2 井网形式优化

在分析总结历年不同水平井井网实施效果的基础上，针对某油田长6油藏的储层特征，设计4种井网形式进行油藏数值模拟论证。4种井网形式如图 4所示：方案1为水平采油井、水平注水井交错布井；方案2为水平采油井、水平注水井排状布井；方案3为水平采油井、直井注水井排状布井；方案4为水平采油井、直井注水交错布井。井网参数：水平段长度600 m；井距700 m；排距160 m；裂缝半缝长140 m。

从不同方案单井产量变化曲线、含水变化曲线、采出程度变化曲线和不同方案采出程度和含水的关系曲线对比来看，方案3，即水平采油井、直井注水联合布井方式开发效果最好：相同时间内，采出程度最高，单井产量整体较高；相同采出程度下，含水较低(图 5)。

2.3 压裂缝密度及水平段长度优化

超低渗致密油藏提高单井产量的核心是实现井网和储层改造的有效匹配，在井网优化时必须考虑压裂缝的分布对井网优化的影响。

2.3.1 矿场分析

(1) 水平段长度对单井产量的影响

统计特低渗油藏W420井区同一层系中水平段长度和单井产量的关系如图 6所示。从图 6可知，水平段长度对单井产量的影响较大，水平段长度越长，水平井的单井产量越大。

(2) 压裂改造段数对单井产量的影响

统计特低渗油藏同一层系水平段压裂改造段数和单井产量的关系如图 7所示。从图 7可知，压裂改造段数多的单井产量较高。

2.3.2 油藏数值模拟结果

对低渗透油藏进行数值模拟，得到水平井参数优化结果为：水平段长度一定时，裂缝密度为2条/100 m开发效果最好(图 8)；裂缝密度一定时，水平段长度700~800 m时开发效果较好(图 9)。

2.4 裂缝组合优化 2.4.1 设计方案

从长庆油田低渗透和特低渗透油藏水平井开发实践来看，在有效补充能量的同时，避免水平井裂缝性水淹是超低渗透油藏水平井开发必须面对的问题。为了解决压裂改造后的井网如何与能量补充有效匹配，在本次数值模拟计算中以优选的交错排状井网型式为基础，考虑能量补充与裂缝类型组合的相互关系，设计了4种方案。4种不同方案裂缝组合如图 10所示。

4种方案中裂缝条数均为12条，不同方案裂缝参数组合分别为：方案1裂缝半缝长均为140 m；方案2裂缝半缝长分别为140，120，100，80，60，60，60，60，80，100，120和140 m；方案3裂缝半缝长分别为100，120，140，140，120，100，100，120，140，140，120和100 m。方案4与方案3的裂缝缝长、组合相同，但裂缝位置有所差别。

2.4.2 计算结果对比

不同方案单井产量变化曲线如图 11所示，在4种方案中，不同方案的单井产能相近，但相同采出程度下的含水相差较大。其中，方案4虽然在初期单井产量较低，但中后期产量最高，且产量较为稳定。不同方案采出程度和含水的关系曲线对比来看如图 12所示。

由图 12可见，在相同采出程度下，方案4含水最低。综合图 11和图 12，认为方案4中不同裂缝组合的开发效果相对较好。

2.5 井距和排距优化 2.5.1 井距优化

在生产过程中，井网井距小，能量补充充足，初期单井产量高，但同时含水上升快；井距大，虽然含水上升慢，但由于井距过大，能量得不到及时补充，产量较低。数值模拟结果表明：在裂缝密度、注水井和油井工作制度相同时，井网井距700~800 m时开发效果较好(图 13)。

2.5.2 排距优化

平井注采参数的确定要保证水平井段与注水井最大距离能够建立有效驱替系统，即该注采井距下驱替压力梯度等于启动压力梯度，可以确定这个最大距离为极限注采井距，即单井控制储量最大的合理井距，合理注采井距是在建立有效驱替系统的基础上选择最有效益的井网。

水平井排距示意图见图 14(a, b-井网中直井注水井与水平采油井间的井距和排距，m；L-水平井水平段长度，m；L_f -裂缝长度，m)。等产量的一源一汇稳定径向流的水动力场中，所有各条流线中主流线上的渗流速度最大，而在主流线上中点处渗流速度最小，该点的压力梯度值也最小，其值为

$ \dfrac{{{\rm{d}}p}}{{{\rm{d}}r}}\left| {_{r = R/2}} \right. = \dfrac{{2\left( {{p_{{\rm{inj}}}} - {p_{{\rm{wf}}}}} \right)}}{{R\ln \dfrac{R}{{{r_{\rm{w}}}}}}} $

(1)

式中：p-压力，MPa；r-主流线上任意一点到注水井的距离，m；R-边角处注水井到水平采油井中点的距离，m；p_inj-注水井底压力，MPa；p_wf -生产井井底流压，MPa；r_w-井筒半径，m。

若要该点处的油流动，此处的压力梯度必须不小于启动压力梯度

$ \dfrac{{{\rm{d}}p}}{{{\rm{d}}r}}\left| {_{r = R/2}} \right. \geqslant G_0 $

(2)

式中：G0-启动压力梯度，MPa/m。

由式(2)可以求出给定生产压差下不同主侧向渗透率比值下对应的极限注采井距。设x向为主应力方向，y向为垂直主应力方向，则在极限注采井距条件下，x，y向的启动压力梯度回归公式应满足

$ G_{0x} = 0.0608{K_x}^{ - 1.1522} = \dfrac{{2\left( {{p_{{\rm{inj}}}} - {p_{{\rm{wf}}}}} \right)}}{{a\ln \dfrac{a}{{{r_{\rm{w}}}}}}} $

(3)

$ G_{0y} = 0.0608{K_y}^{ - 1.1522} = \dfrac{{2\left( {{p_{{\rm{inj}}}} - {p_{{\rm{wf}}}}} \right)}}{{b\ln \dfrac{b}{{{r_{\rm{w}}}}}}} $

(4)

式中：G_0x，G_0y-x向，y向的启动压力梯度，MPa/m。

在油藏条件(a=350 m，p_inf-p_wf=10 MPa，r_w=0.1 m，K_x/K_y=2.3)下，得到排距b=150 m。

3 应用效果

2010年，采用均匀布缝方式，H油田长6油藏投产6口水平井，其中3口见注入水，动态验证和示踪剂法判断来水方向为腰部水井，开发效果不理想。2011年以来，应用本文的水平井井网优化的研究成果，建立了有效压力驱替系统，该区目前投产水平井56口，平均单井日产油8.0 t，达到直井平均单井产量的4倍左右，且有效规避了见水风险，取得了良好的开发效果。

4 结论

(1) 以建立有效驱替压力系统为目标，利用矿场实践、油藏工程和数值模拟综合方法，优化确定了超低渗致密储层水平井井网关键参数，取得了较好的开发效果。

(2) 水平井井排方向垂直于最大主应力方向有利于实现水平井最佳的压裂效果，提高单井产量。

(3) 水平井井网优化结果：布井方式为直井与水平井联合布井的哑铃型布缝、交错排状七点井网，人工压裂缝密度优化为2条(/ 100 m)，水平段长度700~800 m，注采井距700~800 m，排距150 m。