胡尖山油田安83區(qū)長(zhǎng)7致密油藏水平井地層能量補(bǔ)充方式研究

王平平，李秋德，張 博，李 超，李忠陽(yáng)，馮松林，李龍龍

中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠地質(zhì)研究所 （陜西 西安 710200）

鄂爾多斯盆地在沉積演化過(guò)程中主要以三角洲沉積為特征，河湖三角洲沉積體系的形成及其發(fā)育，必然受到水系的發(fā)育及受物源區(qū)控制，特別是規(guī)模較大的河湖三角洲的形成必有主水系和賴以穩(wěn)定的物源區(qū)作后盾。該地區(qū)受北部、東北部2個(gè)物源方向控制，以東北物源為主：輕礦物為低石英和高長(zhǎng)石組合，重礦物為高石榴子石和鋯石組合。鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組為一套內(nèi)陸湖泊相沉積，湖盆具有面積大、深度淺、地形平坦和分割性較弱的特點(diǎn)，且物源補(bǔ)給充沛，沉積厚度大。隨著湖盆不斷退縮，三角洲不斷進(jìn)積，形成大規(guī)模復(fù)合連片砂體。

安83區(qū)長(zhǎng)7油藏位于胡尖山油田中部區(qū)域，為致密砂巖油藏，屬低孔-特低孔、超低滲儲(chǔ)層[1]，主力含油層系為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)72小層。長(zhǎng)72砂層平面分布穩(wěn)定，厚度約15～20m，層內(nèi)夾層發(fā)育，平面上油層連片性好。儲(chǔ)層砂巖平均孔隙度8.9%，滲透率0.17×10-3μm2。儲(chǔ)層總體上表現(xiàn)為弱親水-親水性，地層原油黏度1.01mPa·s，地層原油密度為0.708g/cm3,原始?xì)庥捅?5.7m3/t,地面原油比重0.845g/cm3，黏度6.5mPa·s，地層水總礦化度 51g/L，水型為 CaCl2型。長(zhǎng)7層隔夾層發(fā)育，縱向上多油層疊加，累計(jì)厚度大，平均每口井發(fā)育＞1m的隔夾層3～4條。分層系數(shù)5.1，層間非均質(zhì)性強(qiáng)。

安83區(qū)長(zhǎng)7致密油開發(fā)經(jīng)歷了定向井開發(fā)試驗(yàn)和水平井開發(fā)試驗(yàn)2個(gè)階段，從2010年起共歷時(shí)5年，試驗(yàn)了 4套水平井井網(wǎng)（2011～2014年），儲(chǔ)層初次改造使用了常規(guī)壓裂、體積壓裂。目前全區(qū)共有油井512口，開井476口，注水井131口，開井 96口。其中，水平井開井164口，單井產(chǎn)能4.87t/d，綜合含水47.1%，年自然遞減46.3%，共試驗(yàn)了正七點(diǎn)、交錯(cuò)七點(diǎn)、正五點(diǎn)、準(zhǔn)自然能量4套井網(wǎng)，采用常規(guī)壓裂、體積壓裂2種改造方式，開發(fā)特征表現(xiàn)為：常規(guī)注水易見水，不注水地層能量不足，遞減大，合理開發(fā)技術(shù)政策仍不明確，制約長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)。

1 多種地層能量補(bǔ)充方式評(píng)價(jià)

針對(duì)致密油藏水平井開發(fā)矛盾，近年來(lái)重點(diǎn)開展吞吐采油、周期注水、異步注采等工作，均取得了一定效果及認(rèn)識(shí)。

1.1 注水吞吐采油

注水吞吐是在同一口井進(jìn)行注水、采油的開發(fā)方式，它利用油層的親水性，在毛管力吸水排油的作用下，注入水進(jìn)入并駐留在低滲孔道，將原油排到高滲區(qū)[2]（圖1）。裂縫越發(fā)育，油水接觸面積越大，越有利于基質(zhì)與裂縫間流體的置換滲吸，滲吸采收率越高，注水吞吐效果越好。安83區(qū)2012年后投產(chǎn)水平井均采用體積壓裂改造，縫網(wǎng)發(fā)育，因此該區(qū)開展注水吞吐采油具有一定理論基礎(chǔ)。

圖1 吞吐采油各階段示意圖

對(duì)安平26井?dāng)?shù)值模擬：壓裂滯留液3 780m3作為吞吐第1周期，生產(chǎn)485天，累計(jì)產(chǎn)油4 405t；吞吐第2～18周期，周期注入量為8 000m3，日注水量500m3，壓力達(dá)到原始地層壓力的120%，悶井1個(gè)月的條件下，周期采油時(shí)間365天，開采20年后注水吞吐的采出程度達(dá)到19.4%，單井累計(jì)采油量2.95×104t，開發(fā)效果較好（圖 2）。

圖2 數(shù)值模擬安平26井吞吐采油各項(xiàng)參數(shù)情況

2013年，通過(guò)對(duì)3口水平井洗井發(fā)現(xiàn)地層倒吸不返排現(xiàn)象，以安平28井為例：洗井完開抽后，動(dòng)液面由1 392m上升至766m，日產(chǎn)液量由16.8m3上升至18.5m3，日產(chǎn)油量由9.8t上升至11.4t，3天后含水下降至26.2%，鄰井安平27液面上升、產(chǎn)量上升（圖3）。分析認(rèn)為油層局部地層能量虧空，洗井液進(jìn)入虧空層位，間接補(bǔ)充地層能量。

基于理論研究和水平井沖砂洗井效果，在充分結(jié)合改造強(qiáng)度、縫網(wǎng)形態(tài)等參數(shù)情況下，2014年對(duì)該區(qū)7口水平井開展注水吞吐試驗(yàn)，分2批次實(shí)施，第一批次實(shí)施2口（安平19、安平21），在安平19注水階段，其鄰井安平42見效，累增油461t，安平21井情況類似（本井及鄰井安平20井見效明顯，累增油735t）；第二批次實(shí)施5口，采用連片吞吐，注水過(guò)程中，胡平241-5和胡平241-2壓力上升基本保持同步，胡平241-3和胡平241-6保持同步，且產(chǎn)液量、動(dòng)液面變化也具有同步性，證明裂縫相互溝通，井間干擾嚴(yán)重，且連片實(shí)施由于井距小、井間壓力相互干擾，導(dǎo)致波及面積小、不利于滲吸置換，因此油井含水下降慢，效果較差，后期不建議連片實(shí)施。

圖3 安平28、安平27井日生產(chǎn)曲線

1.2 周期注水

針對(duì)致密油水平井常規(guī)注水開發(fā)易見水的矛盾，結(jié)合縫網(wǎng)形態(tài)和見水周期，開展周期注水試驗(yàn)，把注水周期控制在見水周期之內(nèi)，解決該區(qū)注水開發(fā)易見水、不注水地層能量無(wú)法及時(shí)補(bǔ)充的矛盾，通過(guò)不斷摸索、試驗(yàn)，總結(jié)了3種不同間注制度（注3停7、注5停5、注10停10），對(duì)應(yīng)28口水平井遞減明顯減緩，月度遞減由9.6%下降至6.6%。典型井安平44對(duì)應(yīng)3口注水井，前期觀察停注，2014年4月份開始對(duì)其中2口井實(shí)施間注，油井見效明顯，動(dòng)液面上升，含水穩(wěn)定，日產(chǎn)油上升（圖4）。

1.3 異步注采

基于毛管吸吮作用和壓差機(jī)理[3]，對(duì)易見水的水平井開展異步注采試驗(yàn)（注時(shí)不采、采時(shí)不注），進(jìn)一步探索能量補(bǔ)充和控制油井含水的方法[4-5]。試驗(yàn)了2口井，平均單井產(chǎn)量由2.07t上升至3.60t，含水由68.2%下降至44.6%。典型井安平18對(duì)應(yīng)注水井3口，投產(chǎn)即高含水，2014年9月6日開展異步注采試驗(yàn)，在第5周期結(jié)束時(shí)，安平18井含水由第一周期的100%下降至37.2%，日產(chǎn)油由試驗(yàn)之前的3.6t上升至5.4t，冬季由于氣溫低結(jié)束異步注采后，該井含水上升至54.0%，日產(chǎn)油降至3.5t。

圖4 安平44縫網(wǎng)形態(tài)圖及注采反應(yīng)曲線

2 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

安83區(qū)致密油藏水平井地層能量補(bǔ)充方式具有多樣性，吞吐采油、周期注水、異步注采均取得一定效果，但總體來(lái)說(shuō)基于毛管吸吮作用和壓差機(jī)理的按一定注入周期補(bǔ)充能量的滲析采油法對(duì)致密油開發(fā)具有深遠(yuǎn)意義。在充分考慮改造強(qiáng)度、縫網(wǎng)形態(tài)等參數(shù)情況下實(shí)施效果較好。周期注水和異步注采已取得階段性成果，后期可持續(xù)擴(kuò)大實(shí)施；連片吞吐采油由于井距小、井間壓力相互干擾，導(dǎo)致波及面積小、不利于滲吸置換，效果較差，建議后期隔井距實(shí)施。因此，在持續(xù)探索致密油地層能量補(bǔ)充的同時(shí)可考慮：充分結(jié)合吞吐采油、周期注水和異步注采，開展水平井注水試驗(yàn)；開展隔井距吞吐采油試驗(yàn)，降低井間干擾，改善吞吐效果；開展不同介質(zhì)（二氧化碳、氮?dú)獾龋?qū)油試驗(yàn)及適應(yīng)性研究。

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