低滲致密礫巖油藏開發動態特征及影響因素

陳林(新疆油田公司勘探開發研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引言

致密礫巖油藏屬于非常規油氣藏，具有低孔隙度、低滲透率的特征，儲層的滲流能力較差，從而導致致密礫巖油藏的效益化開發成為一項難題。伴隨近些年水平井技術和水力壓裂技術的快速發展，使得非常規油氣藏的商業開發成為現實[1]。然而，壓裂水平井的液體流動特征要比直井更加復雜，會導致不同的開發動態特征，因而有效描述壓裂水平井動態特征成為油田生產過程中一項迫切的任務。現基于油田生產數據、動態監測數據、開發參數等資料，對M131井區三疊系百口泉組油藏投產水平井的生產特征及其影響因素進行詳細研究。

1 油藏概況

M131井區b三疊系百口泉組(T1b)油藏位于準噶爾盆地中央凹陷瑪北斜坡區，目的層百口組自上而下分為百口泉組一段(T1b1)、百口泉組二段一砂組(T1b21)、百口泉組二段二砂組(T1b22)及百口泉組三段(T1b3)，其中T1b21、T1b3為本區的主要儲層段。三疊系百口泉組巖性主要以灰色、褐色砂礫巖為主，局部夾灰褐色、褐色泥巖及砂質泥巖。研究區發育油層的孔隙度為5.00%～16.60%，平均8.35%，油層滲透率為0.01～83.90 mD，平均1.37 mD，為特低孔特低滲儲層。根據壓汞資料分析，百口泉組儲層孔隙結構整體表現為中-低孔、微-細喉特征，滲流條件整體偏差。截至2020年12月，M131井區已部署直井11口，水平井79口，所有水平井均采用體積壓裂技術開發。

2 生產動態特征

2.1 壓力和產量運行特征

油井生產數據常用于動態分析、擬合歷史數據、預測未來開發效果，其中油壓和產量數據是最重要的兩個數據，油壓反映這地層能量是否充足，產量反映地下油氣資源的豐富程度。通過對比直井與水平井的壓力數據可以發現，水平井的井口壓力要遠遠高于直井。水平井的井口峰值壓力可以達到約19 MPa，而直井的峰值壓力僅為8.4 MPa。水平井的高井口壓力一方面是由于壓裂過程中注入大量壓裂液，研究區平均單井壓裂液注入量超過20 000 m3，起到補充地層能量的作用；另一方面，大量壓裂液的注入會造成井筒周圍巖石破裂，儲集在巖石中原油通過天然裂縫和后期人工改造裂縫大量流入井筒附近，也造成了井口壓力的提高。

通過對產量數據的分析也可以發現，水平井的生產效果遠遠好于直井。M131井區2015年投產水平井的平均單井月產油最高可以達到約856 t，同期投產的直井峰值月產量約為112 t，相差7.7倍。這說明“水平井+體積壓裂”的開采技術已經成為提高低滲致密礫巖油藏單井月產量、采收率、改善開發效果的關鍵路徑，同時也使得原本不具備開發效益的非常規油藏具備商業開采價值[2]。

再對全區每一口水平井的產量數據逐一分析后發現，研究區水平井生產進入遞減其后，普遍會呈現“前期遞減大、后期遞減小”的兩段式遞減特征。例如，MH1327(T1b21)初期生產半年的年遞減率高達65.7%，后期遞減率降為27.5%；MH1329(T1b3)初期生產半年的年遞減率為77.2%，后期遞減率降為20.5%。在利用ARPS遞減理論進行最終可采儲量(EUR)預測時，應該準確判斷采油井所處的生產階段。當采油井處于遞減前期時，應當采取兩段式遞減法來預測該井的最終可采儲量(EUR)，這才符合本區低滲致密礫巖油藏的開發生產實際。

2.2 示蹤劑測試資料分析

示蹤劑測試技術的發展已經有60年的歷史，距離國內首次引進該項技術也已經過去了50年。示蹤劑測試的方法是選擇一口井作為注入井，注入在極低濃度下仍可被監測的示蹤劑流體，然后在鄰井中監測示蹤劑的產出情況，以此來指示注入流體的去向，反映井間或層間裂縫的存在[3-4]。目前，研究區共有2口井注入了示蹤劑，周圍10口生產水平井作為監測井。通過定期對鄰井的示蹤劑濃度檢發現，鄰井均檢測到了示蹤劑。其中，MH1243井(T1b21)水相示蹤劑在鄰井濃度在9月7日達到峰值，檢測數值為10.97 μg/kg(T1b21)和1.7 μg/kg(T1b3)，35天后鄰井已檢測不到示蹤劑； MH1248井(T1b3)水相示蹤劑在鄰井濃度在9月9日達到峰值，檢測數值為4.15 μg/kg(T1b21)和4.08(T1b3)，36天后鄰井已檢測不到示蹤劑。分析后發現，MH1243井和MH1248井跨層干擾見劑濃度高于同層干擾濃度，裂縫縱向上溝通能力更強。而且，初期百二段、百三段的鄰井均能檢測出MH1243、MH1248井的示蹤劑，一個月后示蹤劑取樣濃度逐漸減少至零，指示井間溝通裂縫逐漸閉合，井間流體通道閉合，生產干擾逐漸減少。

3 影響因素分析

水平井開發動態是地質、工程、開發參數多因素共同作用的最終體現。但研究區局限于M131井區，地質特征相對比較均一，本文只研究工程(壓裂規模)、開發參數(生產制度、井距)等因素對生產動態的影響。

3.1 生產制度

生產制度即油嘴尺寸的大小，起到控制生產壓差的作用。油嘴大小的選擇和儲層巖性、物性、壓裂參數、開發方式有著密切的關系，匹配合適的生產制度對油井生產至關重要。分析后發現，研究區峰值月產油與油嘴大小呈正相關關系，相關系數為0.72，相關程度較高，這表明油嘴越大，峰值月產油就越高。然而，油嘴尺寸并不是越大越好。雖然油嘴尺寸變大，短期內會造成產量的提升，井筒流體流速變快，過快的流速會對儲層和壓裂支撐劑過度沖刷，使得原本張開的裂縫閉合，從而導致產量的迅速下降。例如MH1250井在6月將生產制度由3.5 mm提高至4.5 m，月產量迅速從532 t提高至757 t，但是油壓卻從17.3 MPa迅速降至9.5 MPa，產量的提升也僅維持了4個月，之后迅速下降。

3.2 開發井距

從將“水平井+體積壓裂”作為主體開發工藝開始，研究開展過多輪次的井距實驗，從開發先導實驗的400 m到整體開發方案中的300 m，再到最新實驗的200 m、150 m、100 m，目的就是找到合理的開發井距。從不同井距的生產情況對比來看，100 m和150 m的小井距水平井的峰值日產量可以接近40 t，明顯高于較大井距的水平井。雖然小井距生產井進入峰值期后，會進入快速遞減期，但一年期產量仍高與400 m、300 m、200 m的大井距水平井。這說明在壓裂過程中，較小的井距更容易形成復雜的人工縫網，對井筒周圍儲層改造的更加完善，從而導致更多的石油資源被開采出來。雖然小井距提高了采收率，但是由于成本很高，其產生的經濟效益是否高于其他井距的水平井還有待下一步的研究。

3.3 壓裂規模

由于研究區油藏屬于低孔低滲的致密礫巖油藏，所以一般采用體積壓裂技術使井筒周圍的巖石破裂，制造人工裂縫，增加儲層滲透性，從而實現油藏的效益開發[5]。體積壓裂規模通常用加砂強度和用液強度來表征，加砂強度指的是單位水平段長的加砂量，用液強度指的是單位水平段長的壓裂液注入量。理論上，越大的壓裂規模，越容易形成復雜的人工縫網，但考慮到經濟因素，加砂量和壓裂液用量不能無限增大。通過研究發現，加砂強度在1.6 m3/m以下，加砂強度與單位水平段長的最終可采儲量(EUR)呈現較強的正相關關系；用液強度在22 m3/m以下，用液強度與單位水平段長的最終可采儲量(EUR)也呈現較強的正相關關系。在加砂強度高于1.6 m3/m、用液強度高于22 m3/m的情況，單井水平段長的最終可采儲量(EUR)反而變低。這表明在致密礫巖油藏開發過程中，需要匹配合適的壓裂規模，制造足夠的人工縫網，才能從油藏中開采出更多的原油，過大的壓裂規模可能會導致生產過程中產生嚴重的井間干擾。

4 結語

(1)低滲致密礫巖油藏采取“水平井+體積壓裂”的開發方式，初期油壓和峰值產量相比有大幅提高，效果較好，“水平井+體積壓裂”技術使得致密礫巖油藏效益開發成為可能。研究區生產水平井產量運行呈現“前期遞減大，后期遞減小”的兩段式遞減特征，在利用ARPS遞減理論進行遞減預測時，應準確判斷所處遞減階段，才能保證后續可采儲量標定更加接近油藏開發實際。通過對示蹤劑資料的分析，在水平井生產初期的1～2個月會出現生產干擾，但后期裂縫逐漸閉合，生產干擾逐漸減少。

(2)水平井峰值日產量與生產制度(油嘴)呈現一定正相關關系，但是不同的水平井應匹配合適的生產制度，過大的油嘴只能短期的提高產量，有破壞儲層的風險。通過對比發現100 m和150 m井距的小井距生產井峰值日產量高于井距為200 m和300 m，但是后期遞減較大。雖然小井距水平井體積壓裂后更容易形成復雜縫網，但在后期生產過程中容易形成干擾。在加砂強度低于1.6 m3/m、用液強度低于22 m3/m，兩者均與單位水平段長EUR有明顯的正相關關系。超過上述閾值后，產量并沒有明顯提升，這說明在致密礫巖油藏開發過程中，應匹配合適的壓裂規模。