新安邊油田致密油水平井開發方式及能量補充研究

張翠萍，居迎軍，王平平，楊亞軍，樊 金，唐志峰

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

致密油是指蘊藏在低孔隙度和低滲透率的致密油層中的非常規油氣資源[1]。鄂爾多斯盆地致密油資源豐富，具有很大的勘探開發潛力，在陜西定邊發現了中國第一個億噸級大型致密油田—新安邊油田。致密油作為一種重要的非常規能源已經引起國內外石油工作者的關注[2，3]。2012年開始新安邊油田致密油開發研究不斷深入，采用了“水平井+體積壓裂”、吞吐采油等致密油藏開發的關鍵技術，與常規壓裂相比，體積壓裂增產3 倍以上[3]，造成儲層縫網規模和數量增加，增加動用儲量。注水吞吐采油則是利用致密儲層的親水性進行油水置換，實現能量補充的一種重要的穩產方式，提高最終采收率[4]。

本文以新安邊油田安83 長7 層致密油藏水平井開發過程中從儲層改造強度、參數與初期產能的關系，以及開發后期能量補充方式研究，為下步水平井開發技術政策提供依據，為該區致密油開發提供借鑒。

1 地質概況及開發簡況

1.1 地質特征

新安邊油田位于陜西省定邊縣，構造單元屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部，長7 油層組沉積環境為湖相-三角洲前緣亞相，以水下分流河道微相為主，成藏模式為“自生自儲”，油藏構造簡單，主要受巖性、物性變化控制屬于典型的巖性油藏。長7 砂層平面分布穩定，油層連片性好，厚度15 m～20 m，層內夾層發育，探明含油面積425 km2，探明地質儲量1.8×108t，截至2017年底動用地質儲量 1.0×108t，剩余儲量 8 000×104t。

1.2 儲層特征

儲層砂巖平均孔隙度8.9%，滲透率0.17 mD，巖性為長石砂巖、巖屑質長石砂巖和長石質巖屑砂巖，成分成熟度偏低。細砂巖為主，分選較好，物性差。填隙物以鐵方解石、綠泥石、高嶺石、水云母和硅質為主。儲層原生粒間孔、次生粒間孔及次生溶孔都比較發育，次生溶孔主要發育長石溶孔，粒間孔與溶孔含量相當，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%。儲層排驅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育，孔隙結構組合屬于小孔微細喉型。巖石脆性指數為54.2%，適合于大型體積壓裂措施的實施。原油性質好，為低黏度輕質油。成像測井、巖心觀察、三維CT 圖均顯示該區長7 層天然裂縫發育。

1.3 滲流特征

與國內外同類儲層對比，安83 長7 致密油儲層物性差、壓力系數低、溶解氣少，天然彈性能量不足。通過安83 致密油巖樣、試驗分析表明，致密油儲層潤濕性為中性-弱親水。儲層發育微納米孔喉，喉道半徑小，毛管力強，吸水排油（滲吸）作用強。致密儲層孔喉比大，一般為125 μm～200 μm（中高滲儲層為10 μm～50 μm）。隨著水驅的進行，致密儲層前緣容易發生卡斷現象，使得滲流通道截面減小，阻力增加。

1.4 開發簡況

截止2017年12月共投產水平井199 口，目前開井193 口，單井日產液 4.35 m3，日產油 1.6 t，含水 58%，動液面1 745 m，地層能量保持水平59.8%。致密油水平井第一年階段遞減40%左右，第二年階段遞減30%左右，第三年階段遞減25%，符合雙曲遞減規律。開發特征具有初期產量高、壓力下降保持水平低、遞減快等特點。

2 水平井體積壓裂研究

體積壓裂是指在水力壓裂過程中通過增大加砂量和入地液量，使天然裂縫不斷擴張和脆性巖石產生剪切滑移，形成天然裂縫及多級次生裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網絡，從而增加改造體積，提高初始產量和最終采收率。致密油水平井體積壓裂后，通過在主裂縫上形成多條分裂縫及溝通天然裂縫，最終形成的復雜裂縫網絡使油氣從巖基沿著裂縫網絡流向井筒的距離大大縮小，提高了儲集層的有效動用[5]。所形成的裂縫縱橫交錯，成立體狀分布，油水井基質之間距離的變小，使得驅替啟動壓力變小[6]。

2.1 水平井體積壓裂參數

安83 致密油藏2012年開始實施“水平井+體積壓裂”開發模式進行開發，共建成水平井199 口，水平段長 500 m～1 000 m，排距 150 m，間距 400 m～600 m，采取分段多簇+體積壓裂的初期改造方式，百米入地液量600 m3左右，百米加砂量60 m3左右。體積壓裂對儲層實施改造后，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網絡，其縫網單翼可延伸400 m～600 m。通過對安平59 體積壓裂過程中微地震監測改造裂縫長、寬、高及形態分布特征顯示（見圖1），儲層改造縫網分布體積大（見表1），有效提高儲層動用效率。水平井投產后前三個月平均產能10.8 t，是定向井開發產能的3～5 倍，取得了較好效果。

圖1 安平59井微地震監測壓裂體積側視圖

2.2 體積壓裂改造參數對開發的影響

通過統計分析，在水平井儲層物性相同的條件下，通過體積壓裂改造方式，改造強度為百米加砂50 m3～60 m3，初期單井產量較高。通過分析相同水平段長度條件下百米滯留液與初期產量呈正相關性，百米滯留液在600 m3以上遞減相對較小，穩產時間長（見圖2）。入地液量能提高周圍地層壓力，使油井保持較高產能。

2.3 單井控制儲量對開發的影響

通過統計分析水平段長度與初期遞減呈正相關，水平段長度越長，初期產量越高，當水平段長度達到800 m 長度后，單井產量上升的幅度越來越小。水平段加井距便是水平井的單井控制儲量，井距越大，水平井的單井控制儲量越大，初期產量相對較高。單井控制儲量對初期遞減影響，呈正相關性，單井控制儲量在20×104t 以上時遞減相對較小（見圖3）。

表1 安平59井體積壓裂縫網形態監測表

圖2 水平井不同百米滯留液量產量運行圖

圖3 不同單井控制儲量產量運行圖

3 水平井吞吐采油

3.1 注水吞吐適應性

對于致密油藏，注水吞吐采油首先起到補充地層能量的作用，注入水沿著體積壓裂形成的復雜縫網流入形成新的壓力場，注入水和基質內流體進行驅替和置換，最后進行開采。新安邊油田致密油儲層為中性-弱親水，水驅油核磁共振試驗顯示，存在滲吸和驅替兩種滲流機理（見圖4）。隨著滲透率降低，滲吸作用逐漸增強（見圖5）。裂縫（壓裂縫）越發育，油水接觸面積越大，越有利于基質與裂縫間流體的滲吸置換，滲吸效果越好。因此注水吞吐采油（滲吸）適用于縫網發育的安83 致密油體積壓裂的水平井。

3.2 注水吞吐試驗效果分析

2015-2017年對該區共開展水平井注水吞吐采油試驗18 口，日注水量100 m3，平均累計注水量5 100 m3，燜井30 d 后開井。表現為地層壓力上升，對應鄰井液量、產量上升。平均單井產量由1.84 t 上升到3.45 t，平均有效期260 d，平均單井增油560 t。吞吐采油能有效的補充致密油儲層能量，改善開發效果。典型井安平83井2015年8月開始吞吐采油，累計注入水量5 400 m3，燜井30 d，對應鄰井安平48 和安平84，由于縫網溝通吞吐過程中鄰井安平48、安平84 均見水并實施關井。吞吐后本井及鄰井日產液、日產油大幅上升，試井結果顯示地層壓力由11.4 MPa 上升到16.3 MPa，壓力恢復速度較快，證明地層能量得到有效補充。本井累增油892 t，有效期 528 d（見圖6），鄰井安平 48 累增油1 438 t，有效期928 d，目前仍有效。鄰井安平84 累增油1 675 t，有效期475 d，吞吐效果好。

圖4 典型致密油藏可動油分布圖

圖5 致密油儲層氣測滲透率與可動油分布特征關系圖

圖6 安平83井注水吞吐過程生產曲線

3.3 注水吞吐參數優化

鑒于吞吐采油在致密油水平井的可行性，對長7水平井區進行油藏精細描述，結合裂縫改造強度，應用理論及數值模擬方法擬合出最終洗油效率，衰竭開發的洗油效率最低，注水吞吐較衰竭開發較高（見圖7）。注水吞吐模擬中注水階段最佳壓力保持水平為100%，為避免注入水竄流擴散，形成有效憋壓，充分油水置換，結合試驗井注水動態，優化出合理日注水量/百米為20 m3。模擬過程中控制單一變量，注入速度，燜井時間以及生產時間，改變另外兩個參數，通過換油率和累計增油量優選最佳吞吐參數。數值模擬結果顯示，隨著燜井時間的增長，油水置換更充分，注水吞吐的累計產油量逐漸增加，但增幅較小。考慮現場采油井的生產時率，優化水平井吞吐注入量為5 500 m3，日注100 m3～120 m3，燜井時間為30 d，周期采油時間417 d，其模擬壓力和產量曲線（見圖8），開采27年后注水吞吐的采出程度達到9.8%，單井累計采油量2.65×104t，相比衰竭開發采收率提高5.3%，吞吐效果較好。

圖7 不同開發方式洗油效率模擬圖

圖8 致密油水平井模擬吞吐采油壓力和生產曲線圖

4 結論

致密油水平井通過體積壓裂改造形成復雜縫網，有效的提高了儲層動用程度，提高了單井產量。同時，儲層改造參數和能量補充一定程度上影響水平井的后期穩產。

（1）致密油水平井開發過程中由于體積壓裂可以形成龐大復雜的縫網，水平井的單井控制儲量越大，越有利于穩產。

（2）致密油水平井體積壓裂強度越大，滯留液量越多，越有利于水平井提升周圍地層能量，延長穩產時間。

（3）致密油體積壓裂后造成復雜裂縫，為吞吐采油提供了基礎，吞吐過程注入水沿著裂縫與原油之間發生滲吸置換作用，并具有一定的驅替作用，能有效提高地層壓力，提高階段單井產量和最終采收率。