F油田長6超低滲油藏主要開發問題及技術對策

劉軍全

（中國石油長慶油田分公司采油七廠,陜西西安 710200）

F油田長6超低滲油藏主要開發問題及技術對策

劉軍全

（中國石油長慶油田分公司采油七廠,陜西西安 710200）

F油田長6油藏是鄂爾多斯盆地內較早開發并具規模的超低滲油藏。為了提高開發效果,解決開發中的問題和矛盾,通過礦場開發實踐,較為系統地總結了長6油藏開發中所應用的8項技術,并對各項技術的應用效果進行了評價。通過這些技術的礦場應用,油藏的開發達到了較為理想的開發效果。

長6油藏;超低滲;技術對策;

Abstract:Chang 6 reservoir is a low permeability reservoir developed earlier in Ordos Basin.In order to improve the development effect,and solve problems and contradictions in development practice,eight technologies applied in Chang 6 reservoir were systematic summarized and the application effect were analyzed.Key words:Chang 6 reservoir;low permeability;technical countermeasures

F油田長6油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中南部,為近湖盆中心遠源三角洲前緣滑塌濁積扇沉積[1]。受多期沉積及成巖作用的影響,儲層非均質性較強,裂縫較為發育。儲層以微—粉細長石砂巖為主,粒間孔發育,發育微細喉道。油層埋深 2 300 m,平均有效厚度 20.5 m,孔隙度11.4%,巖心滲透率（0.34～0.56） ×10-3μm2,原始地層壓力16.7 MPa,氣油比112 m3/t,屬典型的超低滲巖性油藏。

該油藏于2005年發現,2006年逐步投入開發,年底實現了全面注水開發。由于油藏裂縫發育,非均質性強,注水后三大矛盾突出,導致水驅效率低,剖面動用程度差異較大,2007年開展了以改善水驅波及體積為主的剖面治理,開發效果得到明顯改善[2]。之后在新老區的開發中加強了注水政策研究及早期剖面治理調整,應用了超前注水、分層注水等新技術和工藝,取得遞減控制水平高、單井產量對比及油藏動用程度高等多項成果,起到了長慶油田超低滲開發的先導示范作用,為下步進行大規模的開發積累了寶貴的經驗。

1 開發中面臨的主要問題

1.1 天然裂縫發育,水驅效率低

在油藏開發過程中,受儲層裂縫發育的影響,注入水沿固定方向突進,造成油井水淹,導致油藏含水上升,遞減加大,水驅效率降低。目前 F區共發現裂縫51條,有三種見水類型（圖1）:Ⅰ為投產即為高含水;Ⅱ為見水時間較短,見水后含水上升快,并迅速水淹;Ⅲ為長時間低含水生產（700天以上）,但見水后迅速水淹。

圖1 三種水淹井含水特征曲線Fig.1 Water content characteristics of three kind of water flooded wells

1.2 儲層非均質性強,水驅波及體積小[2]

受多旋回沉積的影響,儲層非均質性較強。主要表征指標滲透率變異系數2.8,滲透率級差1 000～5 700,突進系數42.33（表1）。結果都遠遠超過強非均質的最高界限,這可能就是超低滲的一個獨有的特征。吸水剖面結果顯示,吸水好壞受限于物性、水量、夾層等幾個因素,吸水不均的現象較為突出,有85%的井表現出裂縫吸水的特征。剩余油飽和度測井顯示,反映薄層水淹的特征,水淹厚度僅為1.0～2 m。由此造成油藏整體開發效果不理想,剖面動用程度差,水驅波及體積小。

表1 長6油層非均質評價Tab.1 Heterogeneity of Chang 6 reservoir

1.3 儲層顆粒細小,膠結物含量高,孔喉細微,造成滲透性非常差[3]

長6超低滲顆粒細小,以粉細砂巖為主,細砂組分比特低滲儲層高出13%,膠結物含量高出2%,面孔率僅為特低滲的57%,造成滲透性非常差（表2）。在這樣的物性條件下,基質的裂縫的滲透率為數量級的差別,造成流體的流動和壓力的傳導非常緩慢,建立有效驅替系統的時間很長。

表2 長6儲層特征對比Tab.2 Reservoir characteristics correlation of Chang 6 reservoir

1.4 啟動壓力梯度大,壓力敏感性強[4],造成產量遞減后難以恢復

超低滲透油藏存在啟動壓力梯度,且隨著滲透率的降低,地層流體的啟動壓力梯度急劇增加,兩者之間呈冪函數關系（圖2）。而且,油藏應力敏感性強,隨著儲層流體的采出,有效覆壓的變化,使巖石發生形變,引起孔隙度和滲透率發生變化。這種變化是不可逆的,使油藏在短期內產量遞減很快,遞減率可達到48%～64%,很多低液量、低產井產量很難恢復或提高。

1.5 注水反應慢,壓力水平低

由于油層物性差,孔隙度低、滲流阻力大,導壓系數小,僅為0.466～1.809 cm2/s。經過3年多的高強度注水,累計注采比達到4.0以上,造成在注水井附近局部憋壓,注入水流向采油井困難,地層能量保持水平較低。而且據2008年測壓資料計算,平均地層壓力只有10.39 MPa,壓力保持水平只有62.2%,比油藏飽和壓力低1.69 MPa,地層壓力已經降到最低點。

2 開發技術對策研究

2.1 井網優化技術

采用與儲層相適應的注采井網,是獲得好的開發效果的基礎。在深入分析基礎上,根據前人研究成果及油田開發實踐,結合數值模擬、驅動壓力梯度研究等新成果,積極開展井網優化工作,開發初期全面推廣成熟的菱形反九點井網,確定了注采井距為270～300 m,井距為450～480 m,排距為130～150 m。目前根據超低滲油藏的特征,采用了小井距、高注采井數比的五點法井網進行開發[5]。實踐證明,采用五點法井網注水開發可增加油井的見效,提高單井產量,降低初期遞減。與反九點井網相比,五點井網投產后壓力保持水平高出20%,單井產量高出0.5 t/d。

圖2 啟動壓力梯度與滲透率關系Fig.2 Relationship between start-up pressure gradient and permeability

2.2 超前注水技術

超前注水是提高超低滲油藏開發效果的有效途徑[4]。超前注水可以建立有效壓力驅替系統,避免因壓力下降造成的儲層物性變差,并有利于提高油相相對滲透率使油藏具有較高的驅替壓力,有利于提高最終采收率,還可以避免因壓力下降造成的原油物性變差。

超前注水采用階梯注水技術政策,即單井日注水量按5 m3遞增的方式階梯配注,階梯配注15、20、25 m3,每個階段 30 天 ,且周期縮短到 2～4個月,累積注水量1 200～2 450 m3。通過現場實施,在物性相同條件下,與同步注水相比,超前注水區遞減13%,1年后累計遞減13.2%,而且單井日產油穩定在2.0 t左右,開發效果較好。

2.3 儲層改造技術

2.3.1 前置酸加砂壓裂技術

針對物性差、孔喉小、泥質含量高的特點,采用前置酸加砂壓裂技術,降低壓裂液濾餅傷害,提高壓裂液破膠程度,通過改善地層與裂縫以及裂縫內部的連通性,達到提高單井產量的目的[4]。前期試驗51口井,與以前的常規壓裂井對比,試油產量增加4～5 t,在超低滲透油藏已進行了全面推廣應用,成為老區穩產和新區增產的主要技術措施。

2.3.2 多級加砂壓裂技術[4]

針對超低滲透厚油層的改造采用多級加砂壓裂技術,在保證橫向上深度改造的同時,實現了縱向上有效支撐、充分動用。在超低滲透油藏產建區取得了明顯的增產效果。與傳統壓裂工藝對比試驗井平均單井日增產0.5 t/d以上。

2.3.3 陶粒支撐劑

長6油藏井深2 300 m,地層閉合壓力達到31 MPa,相對長6以上層位增加了5～6 MPa。為了提供更大的導流能力,延長穩產期,大力應用陶粒壓裂技術。與傳統壓裂工藝相比,試驗井平均單井日增產0.5 t/d以上,且產量遞減較緩慢。

2.3.4 變排量壓裂

針對邊部油井底部油水分異較差的情況,采用變排量壓裂,即壓裂初期采用小排量,降低啟動壓力,控制裂縫縱向延伸,支撐劑在裂縫底部沉淀形成有效隔擋,然后進行高砂比施工,限制了裂縫向下延伸而引導裂縫向上和向前延伸,從而起到控制裂縫高度、增加縫長的作用,進而實現控水增油的最終目的。共實施28口井,油井投產后含水相對穩定,與常規井相比含水下降5%。

2.4 合理流壓技術

合理流壓是為了減緩初期遞減,延長油井穩產時間,避免含水快速上升和突進,更是為了避免隨著流壓的降低,超低滲油層脫氣、滲流阻力增大、地層壓力下降速度過快導致儲層滲透率下降,從而造成產能下降后難以恢復的問題。因此,在油井投產時就需要確定合理流壓,使生產初期產量遞減較小。根據超低滲油藏特點,計算不同油藏油井合理流壓圖版,計算不同油藏合理流壓,為制定合理工作制度提供依據。生產初期流壓保持到7～8 MPa,單井產量高,可以穩定在2 t以上,且遞減小（圖3）。

2.5 精細注水調控技術

圖3 長6油藏流壓與產量對應關系Fig.3 Corresponding relation curves of pressure and production flow in Chang 6 reservoir

在長6超低滲開發過程中,積極探索合理的注水開發技術政策。投產初期按照“先強后弱”的思路進行注水,即在初期采取高強度注水,待合理壓力場建立后,再溫和注水。從4年的注水效果來看,在高注采比下,地層壓力、單井產量一直在下降,含水上升率大于5%。主要由于超低滲儲層裂縫發育,大強度注水,易造成注入水沿裂縫竄流,導致裂縫方向的油井不斷水淹,而其它方向油井長期不見效,同時區塊含水上升加快。

針對超低滲油藏特征和開發規律,根據地質特征、滲流規律、開發特征,劃分注水單元,調整注水政策。對于物性、連通性較好的單元,采取溫和注水的思路進行調整,改善平面產液結構,注采比保持在1.0～1.5。對于非均質性強、微裂縫發育、高注采比注水、易造成方向性見水的單元,實施“控水穩油”,老區分階段逐步調小水量,注采比由35下調到2.0左右;新區采取小水量、小強度注水,避免含水上升,注采比控制在1.5。經過注水調整,油藏的含水明顯得到控制。而且對不同含水階段的油井具有如下的規律:對含水在50%以下的油井,及時發現及時進行調整,含水可以得到控制;對含水在50%以上的油井,只能控制含水上升趨勢,實施油水井雙向調控。

2.6 早期水井堵水技術

長6油藏裂縫發育,含水上升快,水驅效率低,剖面水驅動用程度低。由于裂縫與基質滲透率相差幾個數量級,通過控制注水量不能控制裂縫溝通井的含水上升,而且通過對水井進行深部堵水調剖,封堵裂縫和高滲透大孔道,可以降低含水,恢復油井潛能,達到整體改善開發效果,減緩無效注水的目的。針對裂縫見水區進行連片治理,共堵水 10口,對應油井見效 32口,見效率54%,減少產水量1 081 m3,堵水前后吸水剖面對比,單井吸水厚度由11 m增加到20.1 m。

調剖堵水在治理超低滲裂縫方面起到了如下作用:

（1）改善了注采剖面、產液結構和層間矛盾。B205-37和B209-37兩口注水井調剖前后吸水剖面（圖4）對比,一是注水不均（尖峰狀吸水）的問題得到明顯改善,二是吸水厚度大幅增加,由單井平均吸水11.0 m增加到20.1 m。B205-37井堵水前為尖峰狀吸水,吸水段僅2.6 m,相對吸水量為75.5%,吸水強度為7.4 m3/d·m-1,全井總吸水厚度僅7.2 m,堵水后,原尖峰狀吸水消失,全井吸水厚度為17.5 m,吸水強度變為1.1 m3/d·m-1。

圖4 B209-37、B205-37井堵水前后吸水剖面對比Fig.4 Water absorbing profiles before and after water plugging in B209-37 well and B205-37 well

（2）注入地層的調剖劑沿主流方向運移,造成該方向流體運移阻力增加,在一定程度上改善了平面矛盾,能有效控制層內高含水條帶存在,改善井間干擾,并對區塊整體改善開發效果作用較大。

（3）縱向堵水對高滲段起到了封堵作用,使水流方向重新分布,使原來見不到注水效果的低滲段未動用層潛力得到了發揮,層間矛盾得到改善,降低了油井含水,減緩了產量遞減,減少了無效水循環。

（4）通過堵水可以加深對儲層裂縫分布規律的再認識,以前含水上升沒有得到控制的油井,通過堵水見效可以判斷來水方向。

2.7 措施挖潛技術

據研究[6]及生產實踐,長6超低滲油藏堵塞成分大多以有機物為主,占70%～90%,其他物質含量較少,大部分油井堵塞半徑較小,集中在近井帶3～5 m以內,堵塞強度較小。而且,由于裂縫見水的影響,近井地帶相滲變化或水不配伍造成結垢等油井堵塞后含水普遍較高。針對這一情況,在充分認識油藏開發規律的基礎上,確定了先堵水進行水井主要裂縫方向的封堵,造成地下水動力方向的重新調整和改變,待地層壓力恢復后,再對油井進行暫堵酸化解堵的方式。這種水井堵水再油井解堵的做法取得了較好的效果。共對長6油藏實施措施井16口,其中有堵水對應的油井12口,日增油1.7 t,高出無堵水對應的油井1.6 t（表3）。

表3 長6油藏堵、引結合效果統計表Tab.3 Plugging effect of Chang 6 reservoir

2.8 注水剖面治理技術

對油層厚度大、非均質性強的長6油藏,吸水剖面顯示剖面差異性大,表現如下:①籠統注水剖面矛盾突出,注水壓力的高低嚴重影響吸水厚度的大小;②吸水部位受射孔厚度限制,非射孔段不吸水;③吸水程度受物性好差影響明顯;④隔夾層發育,對注入水起到分割作用;⑤部分井存在明顯的裂縫吸水現象。針對剖面差異較大的問題,積極開展剖面治理工作,以提高水驅動用程度和剖面水驅波及體積。

以井組為單元,將水井單井措施方案的制定同單井吸水剖面資料緊密結合,有針對性地開展剖面治理工作。主要做法有[2]:①對多層或分段射孔,吸水剖面顯示有不吸水段的井,且有隔夾層存在,射孔段間距又能滿足座封要求的,對不吸水段實施增注后進行分注;②對厚度大,射孔程度低的井,通過儲層對比,提高射孔程度,實施補孔+增注+分注的方法,改善分層儲量動用狀況;③對連續射孔厚度大,部分層段不吸水的井,實施選擇性暫堵酸化措施,提高吸水厚度。2007年對老區共計39口井實施了剖面治理,措施前后對比,增加射孔厚度177 m,射孔程度提高30.4%,水驅儲量動用程度提高到28.1%,注水壓力下降0.7 MPa,治理后,新增見效井41口,單井日增油0.9 t。更為重要的是,增強了對油層的控制能力,提高了注水系統壓力利用率。而且,在新區的建設中,把注入剖面的改造技術和分層注水結合起來,保證了剖面管理更加科學和合理。

3 開發效果

F油田長6超低滲油藏經過2008～2009年的建設和開發治理,全面推廣超前注水、多級加砂壓裂、控流壓生產、精細注水調整等新工藝、新技術,取得了較好的開發效果。

3.1 水驅狀況好轉,遞減率降低

老區通過水井堵水及油井解堵措施,改善了注采剖面,開發狀況得到根本好轉,主要開發指標逐年變好。水驅動用程度由2009年的66.2%上升至2010年6月的80.2%,自然遞減率由11.2%下降到4.4%,綜合遞減率由10.9%下降到0.5%（表4）。

3.2 能量供給狀況變好

通過精細注水及堵水、分層注水工作,長6油藏壓力從最初的下降,注采壓力加大,到2009年壓力開始逐步上升,表現出能量供給狀況變好的趨勢（圖5）。2008年壓力降低到最低的 10.8 MPa,保持水平64.7%,到2009年壓力開始上升,2010年上半年達到平均地層壓力13.9 MPa,保持水平83.2%,而平面上開始出現高壓區擴大的趨勢。

表4 長6油藏歷年主要指標對比Tab.4 Comparison of main indexes of Chang 6 reservoir in past years

注:2010年僅上半年。

圖5 長6油藏歷年壓力運行曲線Fig.5 Pressure curve of Chang 6 reservoir in past years

3.3 新區單井產量較高,穩產期延長

在開發新區的過程中,為了達到良好的效果,對F3新區采取了五點法井網配合小水量注水,分層注水一次到位,初期控制流壓,全面應用先進的壓裂改造技術。初期生產與老區相比,表現出較明顯優勢,F3區初期單井日產液量、日產油量分別比F1老區同期分別高出2.1 m3和0.8 t。生產一年后,單井產量在2.0 t以上,遞減得到了有效減緩（圖6）。

圖6 長6油藏分區遞減率曲線Fig.6 Decline rate of Chang 6 reservoir

4 結論

（1）超低滲儲層非均質性強,天然裂縫發育,水驅效率低,水驅波及體積小,造成產量遞減后難以恢復。

（2）超低滲透儲層顆粒細小,膠結物含量高,孔喉細微,造成滲透性差,啟動壓力梯度大,壓力敏感性強,注水反應慢,壓力水平低。

（3）在油藏的開發中,共應用了有利區篩選、井網優化、超前注水、儲層改造、合理流壓、精細注水調控、早期堵水、措施挖潛、注水剖面治理9項技術對策,開發指標變好,水驅狀況、能量供給狀況變好,為超低滲下步的規模開發起到了示范作用。

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Major development problems and countermeasures of Chang 6 low permeability reservoir in F oilfield

Liu Junquan

（Seventh Oil Production Plant of ChangQing Oilf ield Branch,PetroChina,Xi’an710200）

TE348

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.04.092

1008-2336（2010）04-0092-07

2010-08-06;改回日期:2010-08-24

劉軍全,男,1973年生,高級工程師,1996年畢業于江漢石油學院開發地質專業,從事油田開發及地質綜合研究工作。E-mail:liujjunq—cq@petrochina.com.cn。