胡尖山油田安83區(qū)長7致密油藏定向井提高單井產(chǎn)量方法研究

王平平，張翠萍，李秋德，胡剛，陳章順，羅棟，楊博

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

胡尖山油田安83區(qū)長7致密油藏定向井提高單井產(chǎn)量方法研究

王平平，張翠萍，李秋德，胡剛，陳章順，羅棟，楊博

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

胡尖山油田安83區(qū)長7致密油藏由于儲(chǔ)層致密，啟動(dòng)壓力梯度高，常規(guī)注水開發(fā)壓力傳遞較慢，有效驅(qū)替系統(tǒng)難建立，加之存在裂縫等優(yōu)勢滲流通道，整體表現(xiàn)出注水不見效、見效即見水的水驅(qū)矛盾;定向井開發(fā)遞減大，單井產(chǎn)量低，開發(fā)效果差。近年來對(duì)安83區(qū)定向井重點(diǎn)開展體積壓裂改造儲(chǔ)層，探索了周期注水、空氣泡沫驅(qū)油有效注入、補(bǔ)充地層能量的方式，達(dá)到了提高油井產(chǎn)量的目的。總體來說，體積壓裂改造儲(chǔ)層提高單井產(chǎn)量效果顯著，特別是增大滯留液量、不返排悶井?dāng)U壓工藝，與同改造強(qiáng)度體積壓裂井對(duì)比具有穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長、增油效果好的特點(diǎn);注水井體積壓裂后變抽油井累計(jì)注水量與日產(chǎn)油相關(guān)性較好，分析認(rèn)為體積壓裂結(jié)合注水悶井?dāng)U壓能有效補(bǔ)充地層能量，且形成的人工改造縫網(wǎng)系統(tǒng)能為油水置換提供有利條件，有利于油井穩(wěn)產(chǎn)，后期可持續(xù)擴(kuò)大實(shí)施，對(duì)致密油藏突破常規(guī)注水開發(fā)、采用不斷重復(fù)壓裂改造具有指導(dǎo)性意義。

致密油藏;體積壓裂;空氣泡沫驅(qū);周期注水

中國石油長慶油田第六采油廠安83區(qū)長7油藏位于胡尖山油田中部區(qū)域，為致密砂巖油藏，屬低、特低孔超低滲儲(chǔ)層[1]，主力含油層系為三疊系延長組長72小層。安83區(qū)長7油藏屬三角洲前緣-半深湖亞相沉積，以水下分流河道微相為主，成藏模式為自生自儲(chǔ)，油藏主要受巖性、物性變化控制，屬于典型的巖性油藏。長72砂層平面分布穩(wěn)定，厚度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)層巖石類型為巖屑長石砂巖和長石碎屑砂巖，細(xì)砂巖為主，分選較好，物性差。填隙物以鐵方解石、綠泥石、高嶺石、水云母和硅質(zhì)為主。儲(chǔ)層原生粒間孔、次生粒間孔及次生溶孔都比較發(fā)育，次生溶蝕孔主要發(fā)育長石溶孔，粒間孔與溶孔含量相當(dāng)，其中粒間孔占總孔隙的48.2%、溶孔占總孔隙的50%，總面孔率2.74%。儲(chǔ)層排驅(qū)壓力和中值壓力均偏高，中值半徑偏小，分選較好，中喉道及粗喉道基本不發(fā)育，孔隙結(jié)構(gòu)組合屬于小孔微細(xì)喉型。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，平均每口井大于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長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5套定向井井網(wǎng)和4套水平井井網(wǎng);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。其中油井定向井目前開井?dāng)?shù)312口，單井產(chǎn)量0.97t/d(體積壓裂改造前僅0.54t/d)，綜合含水65.3%，共試驗(yàn)了5套井網(wǎng)、2種改造方式，開發(fā)特征表現(xiàn)為單井產(chǎn)量低，遞減大，注水不見效、見效即見水，井網(wǎng)適應(yīng)性差。其中4套井網(wǎng)初期采用常規(guī)壓裂改造，單井產(chǎn)量低(初期1.6t，滿一年0.7t，一年半后僅0.5t);常規(guī)壓裂、混合水壓裂開采滿一年井遞減分別為56.6%、68.2%，遞減大。5種井網(wǎng)均存在油井見水，且呈現(xiàn)多方向性，主要見水優(yōu)勢方向?yàn)楸睎|方向。

1 水驅(qū)特征

注采壓力對(duì)比柱狀圖反映：注采壓差達(dá)到28.5MPa，整體上油藏壓力傳遞較慢(圖1)。長7儲(chǔ)層平均滲透率0.17×10-3μm2，計(jì)算啟動(dòng)壓力梯度0.41MPa/m，目前注采井間最小壓力梯度0.24MPa/m，低于啟動(dòng)壓力梯度，有效驅(qū)替系統(tǒng)難建立(圖2)。

從6口井的電成像測井裂縫分析看，裂縫主要發(fā)育于非儲(chǔ)層或儲(chǔ)層與非儲(chǔ)層界面處。水驅(qū)前緣監(jiān)測顯示：原生裂縫中等發(fā)育，優(yōu)勢滲流明顯，注水不均勻(表1)。恒流速水驅(qū)和恒壓差水驅(qū)研究說明超低滲水驅(qū)過程中由于油水兩相流的存在導(dǎo)致水驅(qū)油滲流阻力直線增加，并且當(dāng)巖心出口端見水后，產(chǎn)油量不再變化，累計(jì)產(chǎn)水量基本線性增加，含水達(dá)到100%。因此油井見效即見水，見水后不再產(chǎn)油。

2 提高單井產(chǎn)量方法評(píng)價(jià)

針對(duì)致密油藏有效注水驅(qū)替系統(tǒng)難建立等水驅(qū)問題導(dǎo)致產(chǎn)量遞減大的難題，近年來對(duì)定向井區(qū)重點(diǎn)開展體積壓裂、周期注水、空氣泡沫驅(qū)油改善水驅(qū)狀況等工作提高單井產(chǎn)量，取得一定效果及認(rèn)識(shí)。

2.1 定向井體積壓裂

體積壓裂的作用機(jī)理是通過水力壓裂對(duì)儲(chǔ)層實(shí)施改造，在形成一條或者多條主裂縫的同時(shí)，使天然裂縫不斷擴(kuò)張和脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，實(shí)現(xiàn)對(duì)天然裂縫、巖石層理的溝通，以及在主裂縫的側(cè)向強(qiáng)制形成次生裂縫，并在次生裂縫上繼續(xù)分支形成二級(jí)次生裂縫，以此類推，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯(cuò)的裂縫網(wǎng)絡(luò)。從而將可以進(jìn)行滲流的有效儲(chǔ)層打碎，實(shí)現(xiàn)長、寬、高三維方向的全面改造，增大滲流面積及導(dǎo)流能力，提高初始產(chǎn)量和最終采收率[2]。

2014年結(jié)合對(duì)安83區(qū)長7致密油的進(jìn)一步認(rèn)識(shí)，提出利用體積壓裂手段，采用前置酸、大液量、暫堵、常規(guī)、支撐劑5項(xiàng)不同工藝方式，試驗(yàn)105口井，其中77口低產(chǎn)油井重復(fù)改造、26口注水井實(shí)施轉(zhuǎn)采，平均加砂85m3、排量6.0～8.0m3/min、入地液1 049m3，初期平均單井日增油2.22t，實(shí)施后定向井整體單井日產(chǎn)量由0.5t上升至0.9t，效果較好，有效破解了致密油藏長期低產(chǎn)的瓶頸。

5項(xiàng)工藝中前置酸、大液量、暫堵壓裂效果較好平均日增油2.2t以上，支撐劑選用陶粒砂由于大小均勻、圓度好、硬度強(qiáng)，能更好地增強(qiáng)儲(chǔ)層滲透率，因而產(chǎn)量高于石英砂支撐劑(圖3)。

注水井實(shí)施體積壓裂轉(zhuǎn)采效果較油井實(shí)施體積壓裂效果好。當(dāng)累計(jì)注水量大于8 000m3時(shí)，產(chǎn)量高于2.0t，累計(jì)注水量與效果成正相關(guān)性且穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(圖4、圖5)。其實(shí)質(zhì)在于注水井轉(zhuǎn)抽前注入了大量的流體，提高了油層的壓力。由于致密油砂巖基質(zhì)驅(qū)替難度大，在水力的滲透破壞作用下，注水沿層理縫和天然縫等高滲透層突進(jìn)，造成高滲帶段進(jìn)水多，升壓快，壓力比低滲透段(或基質(zhì))高，部分油、水在這個(gè)附加壓差的作用下流入低滲透層段。當(dāng)注水井停注而使油藏降壓時(shí)，高滲透層段降壓也快，其壓力將低于低滲透層段的壓力，這時(shí)低滲透層段中的部分油、水在這個(gè)附加壓差的作用下流回高滲透層，這些原油將在體積壓裂改造后(又一次升壓降壓過程)再采出[3]。

借鑒壓差機(jī)理和注水井混合水壓裂轉(zhuǎn)抽后排液期短、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長、增油效果好的特點(diǎn)，實(shí)施了增大入地液量(1 100m3，相當(dāng)于該區(qū)1口注水井73天的注水量、1口油井3年的產(chǎn)液量)。壓裂后悶井?dāng)U壓不返排來擴(kuò)大滯留液量試驗(yàn)，實(shí)施51口，初期平均單井日增油2.65t，與同改造強(qiáng)度體積壓裂井對(duì)比具有穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長、增油效果好的特點(diǎn)(表2)。分析認(rèn)為該種方式能有效補(bǔ)充地層能量，壓裂后悶井?dāng)U壓能有效完成油水置換，且形成的人工改造縫網(wǎng)系統(tǒng)能為油水置換提供有利條件，有利于油井穩(wěn)產(chǎn)，可連片擴(kuò)大實(shí)施。對(duì)致密油突破常規(guī)注水開發(fā)、采用不斷重復(fù)壓裂改造的衰竭法開發(fā)具有開創(chuàng)性意義。據(jù)此，也可考慮對(duì)定向井在實(shí)施體積壓裂前先進(jìn)行注水培養(yǎng)，提高地層壓力后再實(shí)施措施以提高增油效果。

2.2 定向井周期注水

為控制油井含水，探索有效的注入方式，2013年4月開始對(duì)區(qū)塊西部220m×220m定向井井網(wǎng)(4個(gè)井組)整體實(shí)施周期注水試驗(yàn)，停注后油井含水下降不明顯、地層能量下降快，未探索出合理注水周期，16個(gè)月后實(shí)施了體積壓裂措施。西部區(qū)定向井初期采用常規(guī)壓裂改造，縫網(wǎng)系統(tǒng)不發(fā)育，不利于油水滲吸置換，周期性注水適應(yīng)性較差。

2.3 空氣泡沫驅(qū)

為緩解水驅(qū)矛盾，采取先調(diào)后驅(qū)的理念，調(diào)剖體系選用凝膠體系對(duì)大孔道和高滲段進(jìn)行封堵，以此改善滲流方向。空氣泡沫驅(qū)注入量設(shè)計(jì)在合理的注采比下提高氣液比，以達(dá)到有效注入、補(bǔ)充地層能量的目的[4]。2013年4月在區(qū)塊北部350m×150m井網(wǎng)對(duì)安231-45井組開展泡沫驅(qū)試驗(yàn)，累計(jì)注入泡沫3 631m3，空氣7 824m3，井組整體單井產(chǎn)量由0.55t上升至0.88t，相對(duì)于其他井組單井產(chǎn)能0.39t有明顯提高，對(duì)應(yīng)5口油井均不同程度見效，2014年12月改為正常注水后含水上升。說明空氣泡沫驅(qū)“先調(diào)后驅(qū)”的實(shí)施思路能有效控制油井含水，解決了水驅(qū)矛盾，在定向井區(qū)具有較好的適應(yīng)性，后期可擴(kuò)大實(shí)施[5]。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

安83長7致密油藏定向井常規(guī)壓裂改造單井產(chǎn)量低，遞減大，常規(guī)水驅(qū)有效驅(qū)替系統(tǒng)難建立，見效即見水，制約該區(qū)高效開發(fā)。近年來通過不斷攻關(guān)試驗(yàn)認(rèn)為：體積壓裂技術(shù)能有效解放儲(chǔ)層，提高單井產(chǎn)量效果顯著;采用增大滯留液量、不返排悶井?dāng)U壓工藝技術(shù)，與體積壓裂后直接抽汲返排對(duì)比，具有穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長、增油效果好的特點(diǎn);體積壓裂結(jié)合注水悶井?dāng)U壓能有效補(bǔ)充地層能量，且形成的人工改造縫網(wǎng)系統(tǒng)能為油水置換提供有利條件，有利于油井穩(wěn)產(chǎn)，后期可持續(xù)擴(kuò)大實(shí)施。該項(xiàng)工藝還對(duì)致密油突破常規(guī)注水開發(fā)、采用不斷重復(fù)壓裂改造的衰竭開發(fā)具有開創(chuàng)性意義;空氣泡沫驅(qū)油探索有效注入、補(bǔ)充地層能量的方式在該區(qū)適應(yīng)性較好，后期可擴(kuò)大實(shí)施。

建議在持續(xù)擴(kuò)大實(shí)施上述方法的同時(shí)，在實(shí)施體積壓裂前先進(jìn)行注水培養(yǎng)，提高地層壓力后再實(shí)施措施;在體積壓裂連片區(qū)域?qū)嵤┩掏虏捎驮囼?yàn)，探索吞吐采油在定向井井網(wǎng)的適應(yīng)性;開展不同介質(zhì)(CO2、N2等)驅(qū)油試驗(yàn)及適應(yīng)性研究。

[1]馮勝斌，牛小兵，劉飛，等.鄂爾多斯盆地長7致密油儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間特征及其意義探討[J].中南大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2013，44(11)：4574-4580.

[2]王海慶，王勤.體積壓裂在超低滲油藏的開發(fā)應(yīng)用[J].中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2014(2):143.

[3]龔姚進(jìn)，李清春.非均質(zhì)多油層砂巖油藏異步注采的可行性[J].特種油氣藏，2005，12(增1)：63-65.

[4]吳信榮，林偉民，姜春河，等.空氣泡沫調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2010.

[5]梁濤，常毓文，郭曉飛，等.巴肯致密油藏單井產(chǎn)能參數(shù)影響程度排序[J].石油勘探與開發(fā)，2013，40(3)：357-362.

The Chang-7 tight reservoir in An-83 area of Hujianshan Oilfield is of high starting pressure gradient，so the pressure transmission in conventional water flooding development is slow.In addition，there are preferential seepage channels in the reservoir，so the phenomena of invalid water injection and water breakthrough often occurred.Therefore，the single-well production of the directional wells is low and of great production decline，and the waterflooding development result is poor.In recent years，the volume fracturing technology，is implemented to the directional wells，and then the cyclic water injection and the air foam flooding are carried out to increase formation energy and thus to increase oil well production.On the whole，the volume fracturing measures has a significant effect on increasing the single-well production，and especially the measures of increasing retention fluid volume and closing well to pressurize can prolong the stable production period of the volume fracturing wells and have good oil production increasing effect. There is good correlation between daily oil production and accumulative water injection amount of the water injection wells which are changed into oil pumping wells.It is held that the measures of combining volume fracturing with closing well to pressurize can effectively increase formation energy and is favorable to the production stability of oil wells.The measures should be popularized in the oilfield，and it is of guiding significance to the repeated fracturing of the oil wells in tight reservoirs in conventional water flooding development process.

tight reservoir;volume fracturing;air foam flooding;cyclic water injection

左學(xué)敏

2015-03-24

攝影/徐志武

國家示范工程“鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開發(fā)”(編號(hào)：2011ZX05044)

王平平(1981-)，男，工程師，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)管理工作。