XJ區(qū)塊長7致密油定向井提單產(chǎn)效果評價

劉 喆，曹純潔，李龍龍，張 揚，葉 琪，賈寶全，楊興海，胡文超，何梅朋

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

1 XJ區(qū)塊長7致密油地質(zhì)概況

1.1 區(qū)域地質(zhì)概況

XJ區(qū)塊位于陜西省定邊縣黃灣鄉(xiāng)-武峁子鄉(xiāng)，構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡西部，受沉積初期古地貌及沉積成巖差異壓實作用影響，發(fā)育近東西向不規(guī)則鼻狀隆起。油藏儲層物性差、非均質(zhì)性強、天然裂縫發(fā)育。

1.2 儲層特征

XJ區(qū)塊主力層長722砂體厚度大、油層穩(wěn)定，平均油層厚度14.6 m，孔隙度8.37%，空氣滲透率0.17 mD，含油飽和度55.0%。具有自生自儲的特征，水下分流河道為主要儲集砂體，與國內(nèi)外同類儲層對比，壓力系數(shù)低、溶解氣少，天然彈性能量不足[1-3]。

1.3 XJ區(qū)塊定向井開發(fā)現(xiàn)狀

XJ區(qū)塊定向井油井總井389口，開井346口，日產(chǎn)油269 t，綜合含水59.4% ，平均動液面1 820 m，平均單井日產(chǎn)油0.80 t；注水井總井30口，開注21口，日注水299 m3，平均單井日注水量14 m3，月注采比0.38。

2 制約單井產(chǎn)能的主要因素

2.1 儲層致密，非均質(zhì)性強

該區(qū)長72主砂體以細砂巖為主，平均孔隙度7.9%，平均滲透率0.17 mD，大于0.2 mD的呈條帶狀，物性差，非均質(zhì)性強。與國內(nèi)外同類儲層對比，壓力系數(shù)低、溶解氣少，天然彈性能量不足。

2.2 裂縫發(fā)育，為滲吸創(chuàng)造有利條件，但存在見水風險

該區(qū)長7層天然裂縫發(fā)育（見圖1），易形成水驅(qū)優(yōu)勢通道，為滲吸創(chuàng)造有利條件，但在形成水驅(qū)過程中存在見水風險。

2.3 地層壓力保持水平低

該區(qū)原始地層壓力16.9 MPa，地層壓力逐年下降（見圖2），2017年壓力保持水平64.5%，其中定向井區(qū)74.4%；可對比井8口，其中7口壓力下降，5口均由于鄰井轉(zhuǎn)采導(dǎo)致。目前區(qū)塊整體壓力保持水平低，需進一步探討合理能量補充方式。

2.4 水驅(qū)特征

2.4.1 啟動壓力梯度高，有效驅(qū)替系統(tǒng)難建立 XJ啟動壓力梯度為0.43 MPa/m（見圖3），注水井與油井井間壓差約20 MPa，推算有效驅(qū)替距離為50 m（見圖4），注水開發(fā)驅(qū)替難度較大。

2.4.2 儲層中-弱親水性 XJ區(qū)長7儲層潤濕性總體上表現(xiàn)為中-弱親水性，由于致密油儲層喉道半徑小，毛管力大，滲吸作用強。

3 提高單產(chǎn)技術(shù)試驗

3.1 快速吞吐可提高單井產(chǎn)能，但有效率低，效益增油差

圖1 XJ區(qū)塊LOL井三維CT圖像

圖2 XJ區(qū)歷年地層壓力保持水平柱狀圖

圖3 長7與長6、長8儲層啟動壓力梯度與滲透率關(guān)系曲線

圖4 XJ區(qū)塊長7層注采井間驅(qū)替壓力梯度剖面圖

表1 XJ區(qū)塊不同輪次及吞吐方式措施效果統(tǒng)計

2017年快速吞吐完井為35口（平均加注活性水1 200 m3，排量 6.0 m3/min），有效井 25 口，有效率 71.4%，目前仍有效18口[4]。措施后平均單井產(chǎn)能由0.52 t上升到1.21 t又下降到0.81 t，平均單井日增油0.29 t，平均單井累計增油78 t。其中，二次常規(guī)吞吐3口，均無效；二次加砂吞吐3口，有效3口（見表1）。

本井：35口本井開抽第三個月含水基本恢復(fù)至措施前，平均單井日增油0.65 t，液量下降快，由1.40 m3上升到7.48 m3又下降到3.74 m3，導(dǎo)致整體增油效果差。

鄰井（16口）：壓裂見水后液量快速下降，含水下降緩慢，見水后5個月實現(xiàn)增油（見圖5、圖6）。

典型井：AJ-47井2017年3月31日完井，活性水1 000 m3，排量6.0 m3/min。措施初期日增油 2.16 t，但后期液量遞減大，井組內(nèi)注水井轉(zhuǎn)采，且鄰井措施比例高，壓力保持水平低，入地液小。

3.2 吞吐轉(zhuǎn)換，不斷優(yōu)化長周期吞吐部署

2015-2016年實施體積壓裂后恢復(fù)注水38口[5-8]，因注水適應(yīng)性差，轉(zhuǎn)為注水吞吐19口（目前采油）。目前注水井總井數(shù)19口，開井17口。扣除措施井，可對比油井43口，2017年1-10月動態(tài)穩(wěn)定，單井產(chǎn)能0.69 t，自然能量區(qū)單井產(chǎn)能由1.07 t下降到0.96 t。

圖5 XJ區(qū)塊2017年快速吞吐本井效果拉齊曲線

圖6 XJ區(qū)塊2017年快速吞吐見水鄰井效果拉齊曲線

表2 XJ區(qū)塊2017年轉(zhuǎn)采井效果統(tǒng)計表

2017年對注水見效差、主裂縫方向見水井實施轉(zhuǎn)采12口，平均單井累產(chǎn)油163 t（見表2）。轉(zhuǎn)采后井組含水由74.2%下降到59.7%，單井產(chǎn)能由0.60 t上升到0.74 t。

3.3 體積壓裂能提高單井產(chǎn)能，但穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴峻

2017年實施體積壓裂13口（壓裂轉(zhuǎn)采7口），平均加砂 4.5 m3，砂比 13.0%，排量 5.0 m3/min～6.0 m3/min。措施有效率100%，日產(chǎn)油由0.23 t上升到1.50 t又下降到1.01 t，目前日增油11.71 t，累計增油1 739 t（見表3），目前措施后均無能量補充，后期遞減大。

3.4 堵水調(diào)驅(qū)可見效，但需優(yōu)化參數(shù)延長見效期

針對注水明確見水井，2017年試驗堵水調(diào)驅(qū)3口（定向井區(qū)2口，水平井區(qū)1口），對應(yīng)16口油井初期單井日增油0.27 t，目前由于液量下降明顯，已失效。其中AJ-45井組有效但有效期短（2個月），AJ-41和AJ-9對應(yīng)油井目前正在見效，下步繼續(xù)觀察效果。

典型井：AJ-45井7-8月實施堵水調(diào)剖（1 800 m3+13.2 t），期間井組含水由45.8%下降到40.9%，產(chǎn)能由5.4 t上升到6.9 t，注水壓力由8.0 MPa上升到12.5 MPa。主要見效井位于裂縫方向（AJ-44、AJ-46），但堵水后含水再次上升，剖面吸水變差，堵水有效但有效期短，下步需進一步優(yōu)化參數(shù)。

3.5 二氧化碳吞吐未達到預(yù)期增油效果

AJ-25井2017年7月9日開始注入CO2，注入速率3 t/h，至7月14日，注入CO2氣362 t，第一輪注入工作結(jié)束后燜井30 d，井口壓力由10.0 MPa下降至0 MPa。

表3 XJ區(qū)塊2017年體積壓裂井效果統(tǒng)計表

吞吐本井換油率低：AJ-25井預(yù)測換油率1.13，預(yù)期增油395 t。8月14日開抽12 d含水下降且保持穩(wěn)定，液量持續(xù)下降近期基本穩(wěn)定，141 d累產(chǎn)油75 t，吞吐前油量1.73 t/d，含水13.8%，目前日產(chǎn)油0.55 t，含水55.2%；壓力監(jiān)測顯示下降（由18.9 MPa下降到13.6 MPa），本井未達到預(yù)期增油目標。

4 取得的結(jié)論與認識

（1）XJ區(qū)塊開發(fā)過程中整體表現(xiàn)為有效驅(qū)替系統(tǒng)難建立、壓力保持水平低、單井產(chǎn)能低、注水見水風險大、穩(wěn)產(chǎn)難度大等問題。

（2）快速吞吐可提高單井產(chǎn)能，但液量遞減快，效益增油差。

（3）長周期吞吐過程中根據(jù)注水適應(yīng)性、井組遞減情況，靈活轉(zhuǎn)換“吞”與“吐”，可有效降低區(qū)塊遞減。

（4）體積壓裂可提高單井產(chǎn)能，但后期穩(wěn)產(chǎn)難度大，仍需進一步探索措施后期的能量補充方式。

（5）針對見水方向明確井，實施堵水調(diào)驅(qū)可以有效封堵裂縫，注水壓力明顯上升，對應(yīng)油井含水下降，達到改善水驅(qū)、增油目的。

（6）因該區(qū)二氧化碳吞吐首例，結(jié)合其他油藏選井選層條件，分析本井換油率低主要原因一是裂縫發(fā)育，未能形成封閉性；二是該區(qū)地層壓力整體較低，壓力系數(shù)僅為0.75，吞吐為非混相驅(qū)過程，未達到混相吞吐的目的。鑒于該區(qū)裂縫發(fā)育，建議后期暫堵后進行CO2吞吐，形成人工封閉空間。

［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，2015，26（10）：1932-1940.

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