慶城油田西區長7 油藏差異性及穩產對策研究

馮立勇，郭晨光，馮三勇

（1.中國石油長慶油田頁巖油開發分公司，甘肅慶陽 745000；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

慶城油田處于伊陜斜坡的西南部，延長組下部長7 段沉積期為湖盆發展的全盛時期，屬半深湖-深湖相沉積環境，形成以黑色頁巖、暗色泥巖為主的大型生烴坳陷，是主要生油巖層系。主要含油層為湖泛期沉積的三疊系延長組長71、長72油層。儲層物性差，地面空氣孔隙度平均8.2%，地面空氣滲透率平均0.10 mD，原始含油飽和度為72.4%。地層原油性質較好，具有低密度、低黏度和高油氣比的特點，密度0.75 g/cm3，黏度1.21～1.96 mPa·s，氣油比94.8～107.6 m3/t，水型均為CaCl2型，原始地層壓力15.8 MPa。

1 開發概況

2011 年以來，借鑒北美頁巖油開發理念，開展長7油藏攻關研究與試驗，經過12 年的地質理論創新和關鍵技術攻關，經歷了“先導試驗、擴大試驗、規模開發”三個開發階段，建成了國內首個百萬噸頁巖油效益開發示范區。隨著開發規模的擴大，油藏儲層平面上和剖面上的差異性研究、水平井主體開發技術政策尚不明確，無法滿足生產的需求[1-3]。

目前，研究區內油井總井數501 口，開井480 口，日產液6 849 m3，日產油3 463 t，單井日產油7.2 t，含水率40.5%，動液面1 076 m，采油速度0.82%，采出程度2.0%，自然遞減16.4%。

2 頁巖油合理開發技術政策探索

2.1 油藏區域差異性研究

2.1.1 平面上儲層差異性展布 西區長7 頁巖油2018 年規模開發以來，平面上和剖面上儲層均存在差異性；平面上儲層差異性較大，對比油層厚度、儲層特性等基礎數據，結合砂體平面展布特征，轄區內差異較明顯的開發單元可以劃分為7 個，通過儲層單因素分布特征研究[4-6]，明確了水云母、碳酸鹽巖等區域差異（圖1、圖2）。

圖1 不同單元油層厚度、孔隙度柱狀圖

圖2 不同單元電阻、聲波時差柱狀圖

2.1.2 剖面上多層系疊加差異性展布 轄區屬于長7期盆地西南沉積體系，以重力流沉積為主，湖盆中部發育多期疊加儲層，不同開發單元連續性較差，砂體厚度變化大，油層呈不連續條帶狀分布。長7 油藏多層系疊合發育，通過細分小層，不同小層間儲量動用程度不均，層間接替潛力大；長721小層儲量動用程度58.7%、長712小層儲量動用程度35.2%；長711、長722儲量動用程度均較低，不足20.0%。

2.2 頁巖油水平井單井產能主控因素分析[7]

2.2.1 地質條件是產能控制的基礎 西區長7 頁巖油水平井鉆遇油層對產量影響較大的地層參數為氣測全烴值、孔隙度和泥質含量。鉆遇Ⅰ類油層長度與產量呈正相關關系，Ⅰ類油層越長，初期單井產量、階段累計產油越高；水平井產液剖面測試結果顯示，水平段不同油層段產出不均，Ⅰ類油層是水平井單井產量的主控因素，產量貢獻率90%。水平井井距（單井控制儲量）與單井產能呈正相關，通過分析華H6、華H15 平臺不同井距水平井對比表明：大井距單井控制儲量高，單井產量高，累計產量高，開發形勢好。華H15 平臺200 m 井距平均單井儲量17.4×104t，初期產量16.7 t，1.5 年累計采油6 102 t；華H15 平臺400 m 井距平均單井儲量29.7×104t，初期產量22.7 t，1.5 年累計采油8 734 t。

2.2.2 初期改造強度是產能控制的途徑 單井產能與改造強度呈正相關，改造段數、改造簇數、百米油層入地液、百米油層加砂量越大，相同時間段內單井累產量越高。

2.2.3 開發初期技術政策是產能控制的保障 開發實踐表明：燜井周期、放噴排液強度、放噴現場管理、合理流飽比等不同階段的技術政策，影響單井產能的發揮；合理的開發技術政策能保障單井產能的最大化。

綜合以上分析研究，形成了頁巖油水平井單井產能主控因素分析圖版。地質條件和Ⅰ類油層長度是單井產能主控因素的基礎，改造強度是提高單井產能的途徑，合理的開發技術政策是提高單井產能的保障；通過定量化的參數進行主控因素分析，為精準水平井管理建立標準（表1）。

表1 不同累產水平井油層、壓裂及生產參數圖版

2.3 優化開發初期燜排采開發技術政策

利用生產氣油比對地層能量表征作用，將頁巖油開發過程分為低生產氣油比、中高生產氣油比、高生產氣油比、高-低生產氣油比四個階段。結合生產實際，按照生產過程及含水率的下降趨勢把低生產氣油比階段細化為三個階段：燜井階段、排液階段（放噴、返排）、穩定采油階段；實現了開發建設期向生產管理期技術政策的連續。

2.3.1 燜井階段技術政策 數值模擬顯示，隨燜井時間的延長，壓裂液侵入距離變化平緩，地層壓力逐漸平緩，滲吸置換作用減弱，燜井時間40 d 后滲吸效果微弱。礦場實踐統計顯示：隨著燜井時間的延長，含水率下降較快、見油時間較短，長時間燜井利于含水率下降，但驅替作用強度和范圍增大，不利于提高累產油；數據統計顯示燜井時間在30～60 d 更有利于早見油、提高累產油。綜合數值模擬以及礦場實踐統計，確定合理燜井時間為40 d 左右（圖3、圖4）。

圖3 水平井燜井時間與見油時間關系圖

圖4 不同燜井時間每百米累產油對比圖

2.3.2 排液階段技術政策 生產數據統計分析顯示，快速返排有利于早見油，但易造成地層出砂，水平井返排強度越大，見油時間相對較快，但隨著返排強度的加大，降低了人工裂縫導流能力，水平井出砂嚴重。數值模擬顯示：均衡放噴返排泄壓更有利于提高采收率，實現EUR 最大化。均衡放噴返排泄壓有利于建立穩定的壓力分布場，實現壓力均衡傳導，建立穩定的滲流場，累產液較高；非均衡放噴返排泄壓無法建立穩定的壓力傳導系統，壓力下降較慢，累產液較低。

按照“連續、平穩、按量”的放噴返排要求，分不同含水率階段制定排液制度。含水率≥90%，百米返排強度為4.0～5.0 m3，1 500 m 水平井排液量60～75 m3/d；含水率60%～90%，百米返排強度為2.0～4.0 m3，1 500 m 水平井排液量30～60 m3/d；含水率40%～60%，按照穩定采油期合理流飽比執行，百米返排強度為1.0～2.0 m3。

2.3.3 穩定采油階段技術政策 研究表明合理流飽比是穩定采油階段的關鍵技術參數。低于飽和壓力后，產生游離氣體，形成賈敏效應，流體阻力增加。數值模擬表明：不同階段堅持不同流飽比更有利于提高采收率。與控壓生產相比，放壓生產初期產量高，但遞減大，流壓保持在飽和壓力附近，采出程度較高。按照水平井不同含水率階段，堅持分階段合理流飽比，高含水率階段合理流飽比為1.2～1.6；初期生產階段合理流飽比為0.8～1.5；穩定生產階段合理流飽比為0.8～1.0（表2）。

表2 頁巖油開發分公司水平井分階段技術政策表

2.4 遞減含水氣油比動液面開發規律研究

2.4.1 自然遞減隨開發時間呈指數-雙曲-指數階梯式變化 數據擬合及開發現狀顯示：頁巖油水平井遞減第一年30%、第二年25%、第三年20%以下，進入穩產階段；初期月度遞減率1.7%～2.2%，隨著開發時間延長呈下降趨勢。

2.4.2 含水率下降至穩定的周期約10 個月且存在區域差異 數據統計顯示：水平井投產后含水率下降至90%，見油期55 d（1.8 個月）、含水率下降至60%，排液中期131 d（4.3 個月）、含水率下降至40%，排液后期246 d（8.2 個月）；10 個月后進入含水率穩定期（35%）。區域差異表現：悅60 和板32 區受不穩定放噴和井筒出砂結垢的影響，該區域見油周期78 d 高于平均值55 d；西325、慶城南含水率下降較快，投產第1 個月見油，6～7 個月進入含水率穩定階段。

通過對含水率下降規律和遞減規律的研究，建立含水率與累產油關系圖版。根據含水率與累產油關系的變化趨勢判斷油井生產是否正常，曲線向上偏移，生產動態變差；曲線向下偏移或延預測線，生產動態變好或穩定。篩查運行異常井、預測堵塞井。

2.4.3 維持高動液面控壓生產可確保較好的穩產效果 單井分類分析顯示：高產井動液面維持較好（一年后動液面607 m），流壓在飽和壓力以上穩定生產；低產井動液面下降較快（一年后動液面1 087 m），10 個月流壓即下降至飽和壓力之下，呈現供液不足的特征。建立水平井動液面與累產液關系圖版，高產井年度動液面降幅小，1.5 年累產液1.6×104m3；低產井年度動液面降幅大，1.5 年累產液0.9×104m3；從高產到低產，動液面降幅加大、累產液下降。根據表3，依據當前動液面與累產液關系對單井進行分類，對標分類管理，實現技術政策執行的精細化。

表3 頁巖油水平井動液面與累產液關系

2.4.4 生產氣油比呈三段式變化快速上升、快速下降、穩定階段 根據生產數據擬合結果（圖5、圖6）：預測前三年生產氣油比分別為216、147、99 m3/t；對標目前現狀，2018 年投產井生產至第4 年，生產氣油比高于預測（45 m3/t），存在脫氣現象；2019-2021 年投產井生產氣油比符合預測。生產數據顯示，當流壓低于飽和壓力時，生產氣油比隨著流壓下降開始上升；當流壓低于80%飽和壓力時，生產氣油比上升的幅度變大。動液面和氣油比存在線性關系，即隨著氣油比的增加動液面下降加快，單井日產油能力也呈下降趨勢。

圖5 頁巖油水平井生產氣油比預測曲線

圖6 不同投產年水平井生產氣油比現狀圖

3 結論

按照油藏特征分析與地質工程一體化相結合的思路，通過分析研究頁巖油水平井儲層物性、測井數據、巖心資料以及開發動態，總結燜排采不同階段開發規律，形成了頁巖油水平井高效開發的穩產技術政策。

油層剖面及平面展布特征研究表明，長7 油藏油層對應性及連通性存在明確區域差異，研究區內差異較明顯的開發單元可以劃分為7 個。

頁巖油水平井單井產能主控因素有地質基礎水平井鉆遇Ⅰ類油層長度、單井控制儲量、初期改造強度、合理的開發技術政策等，通過定量化的參數進行主控因素分析，為精準建立水平井管理對策提供了依據。

頁巖油投產初期按照“連續、平穩、按量”的放噴返排要求，分不同含水率階段制定排液制度，含水率≥90%，百米返排強度為4.0～5.0 m3，1 500 m 水平井排液量60～75 m3/d；含水率60%～90%，百米返排強度為2.0～4.0 m3，1 500 m 水平井排液量30～60 m3/d；含水率40%～60%，按照穩定采油期合理流飽比執行，百米返排強度為1.0～2.0 m3。穩定的采液階段按照水平井不同含水率階段，堅持分階段合理流飽比，高含水率階段合理流飽比為1.2～1.6；初期生產階段合理流飽比為0.8～1.5；穩定生產階段合理流飽比為0.8～1.0。

固化形成的遞減、含水率、氣油比、動液面四項開發規律認識對深入了解頁巖油開發規律，指導頁巖油高效開發具有建設性的指導意義。