胡尖山油田AP區(qū)塊長7致密油吞吐效果評價

李龍龍，張 揚，曹純潔，賈寶全，楊興海，肖 彬，劉 喆，胡文超，楊凱瀾，盧美娟，張智博

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

胡尖山油田AP區(qū)塊長7致密油吞吐效果評價

李龍龍，張 揚，曹純潔，賈寶全，楊興海，肖 彬，劉 喆，胡文超，楊凱瀾，盧美娟，張智博

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

胡尖山油田AP區(qū)塊長7致密油自2010年投入開發(fā)以來，定向井表現(xiàn)為單產(chǎn)低，注水見效即見水；水平井雖初期單產(chǎn)高，但存在自然能量開發(fā)遞減大，注水后多向見水，嚴重制約著致密油的高效開發(fā)。2014年以來該區(qū)開展了吞吐采油試驗，地層能量得到了有效補充、油井遞減得到了減緩，取得了初步成效。論文通過吞吐效果評價及認識，為該區(qū)后期擴大開展吞吐采油范圍、確保油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供了科學(xué)依據(jù)。

致密油；注水見效；高效開發(fā)；吞吐采油；持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)

1 AP區(qū)塊長7致密油地質(zhì)概況

1.1 基本概況

AP區(qū)塊位于陜西省定邊縣黃灣鄉(xiāng)-武峁子鄉(xiāng)，構(gòu)造位于伊陜斜坡西南部，主力層長722砂體厚度大、分布穩(wěn)定，平均砂體厚度達17.0 m，砂體寬度約14 km，平均油層厚度10 m，儲層物性差，平均孔隙度9.7%，滲透率0.17 mD。2010年起采用定向井開發(fā)，2011年起采用水平井開發(fā)，開發(fā)中表現(xiàn)為定向井單產(chǎn)低，注水見效即見水；水平井雖初期單產(chǎn)高，但存在自然能量開發(fā)遞減大，注水后多向見水，嚴重制約著致密油的高效開發(fā)。2014年以來為了探索有效的能量補充方式，開展了定向井、水平井注水吞吐試驗，取得了一定的效果及認識[1-5]。

1.2 注水吞吐采油機理

注水吞吐是在同一口井進行注水、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，注入水進入并駐留在低滲孔道，將原油排到高滲區(qū)（見圖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。

圖1 注水吞吐采油示意圖

1.3 選井依據(jù)及原則

致密油注水吞吐試驗井選井原則為：采用體積壓裂改造，便于吞吐后壓力擴散和滲吸置換；油層穩(wěn)定、含油性好；壓裂改造效果好，初期單井產(chǎn)量高；目前動液面低、液量低，液量出現(xiàn)大幅遞減，表現(xiàn)出明顯的能量不足的特征；生產(chǎn)時間較長、盡量選擇采出液量大于滯留液量的井。

1.4 注入?yún)?shù)的確定

為評價不同壓力保持水平的注水吞吐效果，開展不同壓力保持水平試驗，AP-1、AP-2井設(shè)計壓力保持水平為120%，考慮鄰井液量較低，也需要補充能量，設(shè)計注水波及面積為單井控制面積的1.2倍，對應(yīng)單井累計注水量為 8 900 m3、8 800 m3；AP-3、AP-4、AP-5、AP-6、AP-7壓力保持水平設(shè)計為100%，對應(yīng)單井累計注水量為3 450 m3～6 300 m3；AP-8采用大排量注水，易形成裂縫，設(shè)計注水波及面積為單井控制面積的1.2倍，單井累計注水量為5 240 m3；AP-9井將鄰井整體考慮，面積擴大到單井控制面積的1.4倍，設(shè)計壓力保持水平為100%，注水量為6 600 m3。

前期注水吞吐試驗顯示，AP-10井注水強度較大，平均單段日注水量30 m3，4 d～5 d注入水突進到鄰井，不能形成有效憋壓，影響油水置換效果；AP-11井注水強度較小，平均單段日注水量8.9 m3，鄰井27 d后才見水，壓力保持水平較高（92.3%）。為避免注入水?dāng)U散[6-8]，結(jié)合AP-10和AP-11井注水動態(tài)特征，單段日注水量應(yīng)為 10 m3～20 m3，因此設(shè)計單段日注水量 15 m3，單井日注水量為 105 m3～150 m3。

2 注水吞吐實施效果評價及存在的問題

2.1 定向井吞吐效果評價

2017年在AP區(qū)塊實施定向井快速吞吐29口（平均加活性水1 200 m3，排量6.0 m3/min），平均生產(chǎn)66 d，見效22口，排液6口。單井產(chǎn)量由0.53 t上升到1.24 t，凈累計增油803t。典型井：A228-48井加活性水1500 m3，排量6.0 m3/min，單井日增油3.0 t，效果顯著（見圖2）。

圖2 定向井注水吞吐效果對比

2.2 水平井快速吞吐效果評價

2014年起開展水平井注水吞吐試驗，平均有效期250 d，井組增油 305 t～2 450 t，平均井組增油 580 t，采出程度提高0.14%～0.67%，遞減率較吞吐前下降19%，注水吞吐能起到提高階段累產(chǎn)和延緩遞減的作用（見圖 3）。

圖3 水平井注水吞吐日產(chǎn)油及累產(chǎn)油曲線

典型井：AP122井2015年9月措施，施工參數(shù)：每段解堵劑 10 m3，活性水 100 m3，滑溜水 900 m3，合計入地液5 000 m3，施工排量4.0 m3/min。本井日產(chǎn)油由1.4 t上升到6.6 t又下降到2.45 t，本井累增油470 t，失效因AP121注水吞吐見水燜井。鄰井AP123受效，日產(chǎn)油由1.6 t上升到3.1 t又下降到1.8 t，加深泵掛前增油106 t，鄰井累增油149 t。預(yù)計井組累增油1 000 t。

2.3 注水吞吐中存在的主要問題

（1）水平井井筒復(fù)雜，快速吞吐、注水吞吐等措施周期長（平均單井占井時間123 d，影響油量241 t）。

（2）隨著水平井見水周期逐漸縮短，且呈現(xiàn)多方向性，近裂縫地帶含油飽和度逐漸降低，后期周期注水難度越來越大。

（3）措施過程中鄰井受干擾大，平均3～4口井見水。2017年AP144重復(fù)壓裂導(dǎo)致周圍6口井見水，影響產(chǎn)量較高，當(dāng)年增油貢獻小。

（4）水平井措施配套技術(shù)仍需持續(xù)改進。水平井大規(guī)模壓裂后，套管變形嚴重，井筒處理費用高，水平井分段吞吐、清防蠟/砂、井下防落物等配套工藝措施、工具設(shè)備仍需持續(xù)完善與改進。

2.4 下步水平井注水吞吐思路

結(jié)合2014年以來注水吞吐效果，下步主要探索兩種水平井吞吐模式（水平井同排連片隔井吞吐模式、分段快速注水吞吐技術(shù)模式）。

（1）試驗水平井同排連片隔井吞吐模式。適用于初期產(chǎn)量高；以裂縫溝通的三口井為一個試驗單元；注水量根據(jù)三口井的波及面積來計算；僅中間井注水；鄰井待水淹后關(guān)井；第二輪時，更換注入井。

（2）試驗分段快速注水吞吐模式。奇數(shù)段（偶數(shù)段）大排量注水，實現(xiàn)向偶數(shù)段（奇數(shù)段）滲吸及驅(qū)替，補充區(qū)域地層能量，并消除段間干擾，恢復(fù)單井產(chǎn)能。

例如對AP122井利用“雙封單卡”管柱，通過對奇數(shù)壓裂段注入驅(qū)油型壓裂液，向相鄰偶數(shù)壓裂段驅(qū)油，提高偶數(shù)壓裂段的產(chǎn)能，同時借鑒吞吐采油原理對奇

圖4 AP122分段快速吞吐設(shè)計參數(shù)及示意圖

數(shù)段實施快速吞吐，達到增產(chǎn)目的。施工參數(shù)：每段解堵劑10 m3，活性水100 m3，滑溜水900 m3，合計入地液5 000 m3，施工排量 4.0 m3/min（見圖 4）。

3 取得的結(jié)論與認識

（1）經(jīng)過近幾年不斷的開發(fā)探索試驗，AP區(qū)塊長7致密油目前有效的能量補充方式仍然是注水吞吐為主，其他能量補充方式適應(yīng)性較差。

（2）水平井注水吞吐后產(chǎn)能恢復(fù)率高，遞減較小。2015年實施注水吞吐9口，對應(yīng)鄰井9口，17口井恢復(fù)至吞吐前產(chǎn)能，產(chǎn)能恢復(fù)率94.4%。做標(biāo)定遞減歸一對比，未措施井滿半年標(biāo)定遞減6.5%，滿一年遞減14.9%。吞吐本井滿半年遞減-7.2%，滿一年遞減3.2%。

（3）水平井吞吐占井時間長，處理井筒難度大、處理費用高，清防蠟/砂、井下防落物等配套工藝措施、工具設(shè)備仍需持續(xù)完善與改進。

（4）定向井吞吐成本小、井筒處理難度小，整體效益評價優(yōu)于水平井，可以擴大連片吞吐試驗。

［1］李忠興，李健，屈雪峰，等.鄂爾多斯盆地長7致密油開發(fā)試驗及認識［J］.天然氣地球科學(xué)，2015，（10）：1932-1940.

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［3］王志鵬.注吞吐水開發(fā)低滲透裂縫油藏探討［J］.特種油氣藏，2006，13（2）:46-47+55.

［4］李龍龍，周創(chuàng)飛，劉梅，等.胡尖山油田長7油藏井網(wǎng)適應(yīng)性分析［J］.特殊類油藏開發(fā)技術(shù)文集，2012，9（1）：77-81.

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Effect evaluation of Chang 7 tight oil huff and puff in block AP of Hujianshan oilfield

LI Longlong，ZHANG Yang，CAO Chunjie，JIA Baoquan，YANG Xinghai，XIAO Bin，LIU Zhe，HU Wenchao，YANG Kailan，LU Meijuan，ZHANG Zhibo
（Oil Production Plant 6 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Dingbian Shanxi 718606，China）

The AP block of Hujianshan oilfield Chang 7 tight oil since 2010 in the development of directional wells is low yield,water flooding,namely water.Horizontal well although early high yield,but the existence of natural energy development decreases,after water injection more see water,seriously restricts the efficient development of tight oil.Since 2014,the production test of huff and puff has been carried out in this area,the formation energy has been effectively supplemented,and the decline of oil wells has been slowed down,and the initial results have been achieved.By evaluating and understanding the effect of huff and puff,the paper provides a scientific basis for expanding the scope of oil production and ensuring sustained and stable oil production in the later stage of this area.

tight oil；effective water injection；high efficiency development；huff and puff production；continuous stable production

TE357.61

A

1673-5285（2017）11-0066-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.016

2017-10-09

李龍龍，男（1984-），工程師，2008年畢業(yè)于西安科技大學(xué)地質(zhì)工程專業(yè)，現(xiàn)在中國石油長慶油田分公司第六采油廠工作，郵箱：lll01_cq@petrochina.com.cn。