超低滲油藏提高開發水平技術研究及實踐

胥中義，胡方芳，張 維，王文剛，吉子翔，王玉珍，路存存，楊偉華

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

超低滲油藏提高開發水平技術研究及實踐

胥中義，胡方芳，張 維，王文剛，吉子翔，王玉珍，路存存，楊偉華

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

超低滲透油藏是指滲透率低于1.0 mD，油藏埋深2 000 m左右的難開發油藏，采油九廠動用的超低滲地質儲量占比達到80.4%，但產量占比僅64.2%，在開發過程中面臨著油藏三大矛盾突出，單井產量低，采油速度低，難以實現經濟有效開發等諸多問題，因此研究提高開發水平技術是實現油藏持續效益穩產最迫切、最實際的問題。近年來，課題組通過開展精細油藏描述、精細注采調控、精細措施挖潛、提高采收率技術攻關等研究與實踐，取得了較好的效果，有效的提高了油藏開發水平。

超低滲透油藏；提高開發水平技術

超低滲透油藏指滲透率小于1.0 mD，油藏埋深2 000 m左右，單井產量較低，過去難以經濟有效開發的油藏。本廠管理油田中滲透率低于1.0 mD油藏17個，地質儲量占比80.4%，產量占比64.2%，油井開井1 892口，單井產量0.88 t，綜合含水42.7%，采油速度0.36%，地質儲量采出程度2.45%，注水井開井590口，單井日注22 m3，月注采比3.24。

1 儲層及開發特征

1.1 地質特征

與特低滲透油藏相比，超低滲油藏具有五個方面明顯的特征：（1）沉積復雜，以三角洲前緣、淺湖沉積為主，水下分流河道沉積微相，水動力弱，砂巖顆粒細。（2）源儲共生，靠近湖盆中心，緊鄰優質烴源巖，具有自生自儲或近源充注優勢，利于大面積成藏。（3）巖性致密，對比低滲與特低滲，儲層非均質性增強，物性逐漸變差。（4）天然裂縫發育，以高角度構造縫和微裂縫為主，在改善儲層滲流能力的同時，增加了注水開發的復雜性。（5）非達西滲流特征明顯，隨著滲透率的降低，啟動壓力梯度急劇上升，難以建立有效壓力驅替系統。

1.2 開發特征

1.2.1 水驅特征 超低滲透孔喉細小，巖心滲透率小于1.0 mD，基質滲流速度慢，但裂縫、微裂縫較發育，從吸水剖面測試結果分析，油藏水驅動用程度76.8%，整體保持穩定，但較低滲油藏相比，存在兩個方面的差異，一是非均質性對吸水剖面的影響更為嚴重，剖面吸水位置和滲透率分布有明顯的正相關性，滲透率好的部位吸水比例大，注入水易沿剖面高滲段突進，均勻吸水比例僅41.9%，導致實際的水驅儲量少；二是天然微裂縫發育，后期注水壓力上升，動態裂縫開啟，水驅動態更加復雜，裂縫的存在一方面改善了儲層的吸水性能，有利于注水開發，另一方面也導致注入水沿裂縫水竄，加劇平面及剖面的矛盾，增加了開發的難度。

1.2.2 能量特征 超低滲透的能量分布具有三個方面的特征，一是受啟動壓力梯度大影響，整體油藏壓力恢復速度慢，整體壓力保持水平低，目前僅82.7%，統計132口可對比井壓力資料，年均壓力恢復速度僅0.7 MPa/a。二是分油藏分部位壓力差異大，W410南部、G83西部、G271羅52單元等油藏部位壓力保持水平低，僅50%～70%，這些位置注水見效程度較低，這部分單元占總儲量的34.4%，但產量比例僅13.3%。三是受裂縫發育影響，主側向壓力差距大，裂縫主側向注水受效不均，主向油井見效見水快，側向壓力保持水平持續降低，主側向壓差大（見表1）。

表1 超低滲主力油藏地層壓力系數統計表

1.2.3 含水特征 目前油藏整體綜合含水42.7%，處于中含水開發階段，但采油速度僅0.36%，地質儲量采出程度僅為2.45%，高含水與低采出的矛盾突出。不同類型油藏，油井見水后的含水上升規律截然不同。裂縫不發育油藏油井見水后，含水變化曲線為凹型，含水上升緩慢，凹度越大，水驅越均勻，低含水期越長。裂縫發育油藏油井見水后，含水變化曲線為凸型，含水上升快，凸度越大，裂縫水驅特征越明顯，低含水期越短。

見水后不同類型油藏采油采液指數變化特征不一致。隨含水率上升，整體采液采油指數下降，但進入中含水期后，長6和長4+5油藏采液指數有所上升，長8油藏采液指數沒有明顯的上升，采油指數均持續下降。同時低含水期（含水小于20%）采液采油指數下降快。不同類型油藏相同含水階段采液采油指數差異較大，同一含水階段長6油藏采液采油指數最高，其次是長8油藏，長4+5油藏最小，而且早期下降幅度也不盡相同。

1.2.4 遞減特征 超低滲透油藏儲層物性差，初期遞減大，后期受非達西滲流影響，無明顯注水受效過程，油藏持續遞減，遞減類型為典型的雙曲遞減，主力油藏按投產時間拉齊，前六個月遞減32.7%，后期遞減降低但持續下降（見圖1，圖2）。

圖1 超低滲油藏日產油投產拉齊擬合曲線

圖2 超低滲主力油藏投產拉齊曲線

不同油藏遞減特征不一致。一是G83、G104油藏初期遞減大，根據擬合特征，G83、G104油藏遵循雙曲遞減規律，遞減率呈逐漸下降趨勢，油藏開發初期受天然裂縫發育影響，遞減大（初期遞減幅度49.2%），后期遞減呈逐步下降趨勢。二是W410、G271油藏受動裂縫開啟影響產量持續下降，根據擬合特征，G271、W410油藏遵循指數遞減規律，遞減率不變；開發初期遞減大，但對比G83、G104初期遞減幅度較小（初期遞減22.4%），注水開發過程中受動態裂縫影響，見水井不斷增多，油藏持續遞減。

2 超低滲透油藏開發面臨的挑戰和問題

2.1 儲層物性差，有效驅替體系難以建立

本廠超低滲油藏平均滲透率0.36 mD，主力油藏地層壓力系數小于1（介于0.6～0.8），多數靠彈性和溶解氣驅采油，滲流阻力加大，有效驅替體系難以建立，且受黏土礦物及微晶自生礦物發生遷移、堆積堵塞使孔隙喉道流通斷面不斷縮小，滲流能力不斷下降，注水井壓力逐年上升，年均注水壓力上升1 MPa，但主力油藏壓力保持水平僅為82.7%，受其影響油層初期產能遞減快（32.7%），目前全廠超低滲透油藏單井產能僅1.1 t/d。油藏局部長期低壓、低產且連片發育，低壓區占全廠儲量34.4%，產量比例僅為13.3%。

2.2 平面、剖面矛盾突出，水驅治理難度大

平面上水驅優勢方向受控于物源和天然裂縫，注入水易沿孔滲高值方向突進，受裂縫發育影響初期投產即裂縫見水井有177口；同時在目前井網形式及儲層物性下，為了滿足地層壓力需求，必然追求提高注水壓力，但注入壓力上升通常伴隨著微裂縫開啟，歷年來因動態裂縫開啟造成的含水上升井65口；其次是部分油藏高壓欠注井逐年增多，目前有86口，已采取各類消欠措施，但效果較差；同時受控于注水高壓，調剖等各項治理手段無法開展。裂縫性見水井和高壓欠注井增加了水驅治理的難度，減緩了能量恢復速度。

剖面上多種成因砂體在縱向上相互疊置，砂體內部隔夾層發育，非均質性強，吸水剖面以指狀、尖峰狀為主，均勻吸水井比例僅為45.4%，指狀、尖峰狀吸水形態使注入水易沿高滲層段或大孔道突進，低滲段難動用，目前超低滲透油藏含水≥20%油井占開井數的57%，這些采出程度僅為2.45%，剖面上剩余油富集程度大。

2.3 局部井網適應性差，水驅控制程度低

超低滲主要采用480 m×130 m×NE75°菱形反九點的井網布井，統計175口井開發后期試井解釋數據，該類油藏試井解釋的泄油最大半徑在100 m內的油井有144口，占總井數的83%，目前井排距較大，壓力傳導受限，難以保障經濟有效的采油速度和控制更多的儲量，在物性較差的部位一次井網適應性更差。同時受層間干擾影響，合層開發油藏合采井單井產能與單采油井產能相當，采油速度低于單采區，未能有效發揮合層開發優勢（1+1＜2），超低滲油藏井網對儲量的控制程度明顯要差。

3 研究和采用的主要實用技術

在實踐過程中堅持開展“精細油藏描述深化地質認識，堅持注采調整提升能量保持”，形成了支撐穩產的五項主體技術系列，不斷減緩遞減，提高開發生產水平[1-3]。

3.1 應用精細油藏描述技術，不斷深化地質認識

精細的油藏描述技術是實現油田穩產的核心和基礎，該技術的推廣應用有力的匡正了油田開發方向，使油田實現了科學有效的開發。

在油藏開發過程中不斷開展油藏精細描述和地質建模，進行層序地質劃分對比、沉積微相判識、成巖微相分析，進行儲層平面、剖面連通性模型研究等，從而建立精細的儲層地質模型和流動單元，為油藏的精細管理奠定了基礎。動靜結合應用有效孔隙度、主流喉道半徑等參數，通過構建四元分類系數，將超低滲透油藏劃分為三類單元進行管理，分類確定主體技術和技術政策。Ⅰ類油藏物性相對較好，有注水見效，突出注采調整，水驅治理；Ⅱ類油藏物性較差，持續低水平穩產，裂縫發育，突出強化注水補充能量，突出加密調整改善水驅；Ⅲ類油藏物性差，注不進或采不出現象明顯，重點突出技術攻關，實施強化注水、井網調整，油水井雙向治理等措施提高開發水平。

3.2 精細研究注水調控技術，提高開發管理水平

堅持“地層能量就是超低滲油田開發的生命線”思路，以數值模擬技術為指導，結合動態分析結果，不斷深化精細注水，落實“提能量、提水驅”目標，保障單井產量不斷提升。

3.2.1 堅持“先強后弱”先建立有效的驅替系統、后保持溫和注水的格局思路 超低滲透油藏啟動壓力梯度大，滲流阻力大，動態分析結果證明，油藏的產量和壓力具有良好的相關性，因此，在開發初期提升油藏壓力保持水平至關重要，本廠超低滲透油藏均按要求實施超前注水，投產初期采用2.5以上的注采比強化注水，局部油井在24個月以后見效，油藏產量逐步上升，部分油井見效即見水，見效以后及時下調注采比到1.5～2.2，對注水不見效油藏持續實施強化注水，加快能量恢復。

3.2.2 根據不同區域、不同井組的動態反應施行差異化管理 結合油藏地質特征、開發現狀及精細描述成果，對油藏流動單元重新劃分，不斷細化注水單元，增加了精細化管理程度，實現動態與靜態相結合。在細分注水單元基礎上，分單元建立監控曲線，不斷優化注水方式和注采參數。在超低滲透Ⅱ類油藏中建立“基質滲流-裂縫滲流”的有效滲流場，實施周期注水，提升超低滲透油藏水驅效率。

3.2.3 空氣泡沫驅技術 針對儲層物性差，注水壓力難傳導的現狀，改變注入介質，探索其他能量補充方式，利用氣體可以快速補充地層能量及微孔喉注入的特征，選擇適宜的超低滲透Ⅱ類油藏開展空氣泡沫驅試驗，加快能量補充速度。本廠2016年在G271開展了試驗，目前開展5個井組，通過注入井組生產動態的跟蹤分析，已經初步見效，裂縫主向采油井含水下降明顯，部分側向井動液面上升，井組遞減減緩，井組月度遞減由1.56%下降到0.49%，2017年在注氣區測試側向可對比井3口，平均地層壓力由14.7 MPa上升到15.0 MPa，區域壓力恢復速度由0.91 MPa/100 h上升到1.16 MPa/100 h，壓力恢復速度加快。

3.3 積極拓寬水驅治理技術路徑，提高水驅動用

針對“三大”水驅矛盾，強化水驅治理攻關：（1）打造以點、線、面結合，連片調剖為主，微球調驅為輔的主體技術體系；（2）精細分層注水管理，攻關選擇性增注、暫堵酸化等調剖治理技術；（3）積極完善小層注采對應，提高油藏水驅剖面動用程度。

3.3.1 完善小層注采對應技術 受河流擺動影響，單砂體變化快，一次井網對河道砂體控制程度低（G83為86.8%，G104為84.6%，G271為91.8%），開展精細單砂體識別，重新認識油藏，對射開程度低，吸水厚度小的水井實施水井補孔12井次，單砂體水驅控制程度提高10.2%，增油6.5 t。

3.3.2 精細分層注水技術 針對層間，層內隔夾層明顯，層間差異導致吸水差異的水井，按照“分層動用、分層測試、分層管理”的思路，通過小層注采對應研究與注入剖面狀況結合，深入研究小層產注關系，實施分層注水340口，根據歷年吸水剖面測試結果統計，129口可對比井吸水厚度由13.6 m上升至15.7 m，增加2.1 m，水驅儲量動用程度由66.0%上升至73.7%，提升7.7%。針對主力層多段動用，層內吸水不均，剖面上吸水不均勻的水井實施暫堵酸化、選擇性增注等調剖治理技術，2016年實施23井次，水驅儲量動用程度由61.8%上升至70.2%。

3.3.3 實施整體連片堵水調剖，提高局部井網的適應性 針對超低滲透Ⅰ、Ⅱ類油藏儲層非均質性強，局部裂縫發育，平面、剖面水驅差異大，為實現油藏均勻驅替，按照“整體化堵、提前預防、堵調結合”的思路，通過堵水調剖封堵高滲帶和裂縫，提高油藏水驅效率。2016年重點在G271中部、W410、G104北部連片治理62口，注水壓力由14.4 MPa上升到16.3 MPa，16口可對比井吸水厚度由11.4 m上升到12.0 m，G271調剖區域標定遞減由6.0%下降到4.7%，W410調剖區域標定遞減由6.6%下降到4.8%，區塊開發效果得到改善。同時在G271長8油藏和W410長6油藏2個微球示范區，累計共實施31井次，注水壓力由13.3 MPa上升到14.3 MPa，10口可對比井吸水厚度由11.6 m上升到13.8 m，對應油井見效井52口，井均日增油0.16 t，治理區域月度遞減由2.1%下降到0.9%，含水上升率由2.7下降到1.6。

3．4 剩余油挖潛技術

3.4.1 開展低產井連片治理，精細提高單井產出效益平面上在深化低產機理認識的基礎上，采取先加強注水進行潛力井培養，后適時進行措施改造的思路，以油藏為單元對低產井進行連片治理，整體提升了區塊的開發效益。2015-2017年對低產連片區域開展整體治理，共實施347口，單井日產油由0.35 t上升到1.08 t，當年累計增油4.98×104t，其中在G83油藏西部共治理127口，單井產量由0.35 t上升到1.29 t，治理區191口井單井產油由0.66 t上升到0.96 t，低產井比例由37.2%下降到24.1%，治理后降低綜合遞減3.9%。

3.4.2 強化剖面剩余油富集規律認識，挖掘剖面剩余油 剖面上在精細小層對比的基礎上，結合水驅及剩余油分布情況，開展厚油層補孔提高縱向剩余油動用，2016-2017年針對W410長6油藏開展厚油層提高射開程度措施8口，有效7口，單井增油1.01 t，其中補孔下段6口，有效率100%，初期日增油1.2 t。

3.4.3 強化技術攻關，探索難動用儲量有效開發新路徑 針對Ⅲ類油藏低產、注水不見效的特點，加大難動用儲量有效動用攻關，（1）應用體積壓裂理念，對油井實施措施改造，增大泄油半徑，共計實施31井次，措施初期單井日增油1.2 t。（2）對局部實施井網調整，對注水井壓裂后轉采12井次，累計增油3 205 t；其次對水淹井轉注6井次，實施排裝注水，促使水驅側向見效，見效井3口，日增油1.2 t。

3.5 積極推廣井網優化調整技術，改善區塊開發水平

3.5.1 對單層系開發油藏開展加密調整 開發動態證明，受啟動壓力梯度大影響，超低滲油藏一次井網對儲量的控制程度低于預期，井排距不合理，導致注水受效程度低，油井低產低效，對該類油藏實施井網調整是實現穩產的有效途徑。加密調整核心是開展小排距加密調整，合理利用裂縫，促進有效驅替壓力系統的改進。從2014年開始在G271長8油藏裂縫發育區開展整體加密調整，目前投產89口，初期平均單井產能1.84 t，目前單井產能1.07 t。加密后區域內值整體壓力由17.9 MPa上升到18.9 MPa，主側向壓差由15.9 MPa下降到10.4 MPa，平面壓力分布趨于均勻。加密區采油速度由0.68%上升到1.57%，動態預測階段采收率由18.0%上升到21.0%。

3.5.2 對合層開發油藏開展層系調整試驗 合層開發油藏層間矛盾突出，油井產能未發揮，簡化層系開發可充分發揮每一個層的潛力，如G83區西部簡化開發層系單元，措施前合采單元28口井，平均單井日產0.32 t，通過精細注采對應判識單壓長6后平均單井日增油1.21 t，單層開發實現了高效開發；2017年采用五點井網在東西部合采單元實施層系調整試驗，新井單層開發長4+5層，完鉆12口，試油6口，日產純油17.4 m3，投產檢查井初期產能3.0 t/d，目前2.6 t/d，生產情況好。

4 結論及認識

（1）對比特低滲透、常用滲透油藏，超低滲透油藏具有沉積復雜、巖性致密、天然裂縫發育等儲層特征，儲層物性差，壓力系統建立困難；微裂縫發育、側向水驅波及體積有限；非均質性強、平面矛盾突出，是影響超低滲透油藏高效開發的主要因素。

（2）超低滲透油藏儲層物性差，初期遞減大，后期受非達西滲流影響，無明顯注水受效過程，油藏持續遞減，根據油藏精細描述、動態分析結果，把超低滲透油藏分成Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類，分別確定了治理對策，提高了開發效益。

（3）針對超低滲透油藏開發特征，形成了超低滲透油藏穩產技術系列，一是要持續精細注采調控，合理注采參數，加快能量恢復；二是開展不穩定注水，持續分注、堵水調剖、微球調驅，不斷緩解平面、剖面矛盾；三是加強井網適應性、裂縫分布規律研究，適時開展加密調整，不斷優化縫網關系，提高井網適應性；四是及時開展剩余油分布規律研究，挖掘平面，剖面剩余油，不斷的提高油井單井產能。

（4）通過研究應用專項治理技術，開發水平明顯提高，7個超低滲透油藏，Ⅰ類油藏由2個上升到6個，Ⅲ類油藏由2個下降到1個，壓力保持水平由88.0%上升到88.9%，水驅動用程度由74.4%上升到75.2%，水驅控制程度由94.5%上升到95.4%。水驅特征曲線趨于平緩，含水上升率1.2，總體保持Ⅰ類開發水平，調整措施井累計增油9.8×104t，實施效果顯著。

［1］鄧秀芹．鄂爾多斯盆地三疊系延長組超低滲透大型巖性油藏成藏機理研究［D］．西安：西北大學博士學位論文，2011．

［2］熊偉．低滲透油藏有效開發基礎研究［D］．中國科學院研究生院博士學位論文，2010．

［3］張祥吉．超低滲透油藏井網部署及注采參數優化研究［D］．中國石油大學碩士學位論文，2011．

TE327

A

1673-5285（2017）10-0065-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.016

2017-09-26

胥中義，男（1973-），油田開發高級工程師，長慶油田采油九廠地質研究所所長。