鄂爾多斯盆地三疊系長(zhǎng)7致密油藏開發(fā)技術(shù)探討

汪 洋 ，程瀟逸 ，李龍龍 ，柴慧強(qiáng) ，成 建 ，張 希 ，王旻軻

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200；2.西南石油大學(xué)，四川成都 610500）

胡尖山油田位于陜西省定邊縣境內(nèi)，地形復(fù)雜、溝谷縱橫，地面海拔1 400～1 850m，相對(duì)高差450 m左右，風(fēng)多雨少，地表水貧乏，屬黃土塬地貌干旱沙漠草原氣候。區(qū)域構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部邊緣的中部，向西緊鄰天環(huán)坳陷，呈向西傾斜的平緩單斜，平均坡降0.01，傾角小于1°[1]。目前預(yù)測(cè)長(zhǎng)7油藏含油面積 241 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量 1.3×108t，但物性差，開發(fā)難度大。

研究區(qū)長(zhǎng)7段整體處于淺湖-半深湖背景下的三角洲前緣亞相區(qū)，以三角洲前緣水下分流河道微相和半深湖泊濁流沉積砂體發(fā)育為特征。沉積相帶呈從北向南條帶狀展布，在研究區(qū)中部、北部為三角洲前緣亞相沉積，微相以水下分流河道為主，其次為水下分流間灣，局部發(fā)育河口砂壩、席狀砂微相。南部為半深湖亞相，主要發(fā)育濁流沉積砂體和湖泥。主力層位長(zhǎng)72主要發(fā)育四條三角洲前緣水下分流河道沉積微相，區(qū)域內(nèi)中部-河道交匯，水下分流河道砂體連片，為工區(qū)內(nèi)有利的沉積相帶，是下步規(guī)模建產(chǎn)的主要區(qū)塊。

研究區(qū)長(zhǎng)7段總的地勢(shì)為西低東高的斜坡，其地層平緩，構(gòu)造簡(jiǎn)單，構(gòu)造和斷裂不發(fā)育。油藏以分流河道及河口壩、濁流沉積砂體為主要的儲(chǔ)集體，受巖性、物性變化控制，屬于典型的巖性油藏。儲(chǔ)集層上覆的泥巖及其上傾方向與儲(chǔ)集砂體相間分布的分流間灣（洼地）泥質(zhì)巖類構(gòu)成了有效的遮擋，為油藏的形成奠定了有利的儲(chǔ)蓋配置關(guān)系。另外，研究區(qū)發(fā)育的部分近東西向鼻狀隆起對(duì)油氣聚集起到了積極的促進(jìn)作用。

1 油藏開發(fā)的主要矛盾

通過實(shí)施不同注采井網(wǎng)對(duì)比發(fā)現(xiàn)，主要受制于物性差和天然裂縫發(fā)育，定向井單井產(chǎn)量低，穩(wěn)產(chǎn)難度大，開發(fā)效果差。2011年該區(qū)水平井完鉆6口，改造使用“水力噴射+小直徑封隔器”的主體工藝，并實(shí)施了“分段多簇”壓裂試驗(yàn)，試油平均日產(chǎn)純油53.1 t，初期日產(chǎn)油5.75 t，目前平均單井日產(chǎn)油3.89 t。

1.1 儲(chǔ)層物性差，單井產(chǎn)能低

儲(chǔ)集砂體以細(xì)砂巖、細(xì)-粉砂巖為主，主要碎屑組分為高長(zhǎng)石、低石英；孔隙類型為粒間孔、長(zhǎng)石溶孔，屬小孔隙微細(xì)喉型，連通性差，孔隙度介于8%～11%，占56%，局部最高達(dá)12%～13%，其余大部分孔隙度低于8%；滲透率小于1 mD的占85%，且儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，砂體橫向厚度變化大，隔夾層較多。

主力層長(zhǎng)72平均孔隙度7.9%，滲透率0.19 mD，物性差，屬致密油藏。2012年在試驗(yàn)區(qū)開展壓力監(jiān)測(cè)，測(cè)得地層壓力16.6 MPa，壓力保持水平為91.2%，投產(chǎn)后壓力恢復(fù)差，有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)建立困難，油井見效緩慢，見效即見水，定向井單井初期產(chǎn)能1.5 t，目前僅0.8 t。

1.2 裂縫較發(fā)育，多向性見水

成像測(cè)井顯示長(zhǎng)7油藏層內(nèi)層理發(fā)育，層理類型為交錯(cuò)層理和平行層理，傾角為10～20°，局部鉆井誘導(dǎo)縫發(fā)育，根據(jù)誘導(dǎo)縫的方向可判斷最大地應(yīng)力方向?yàn)镹E60～80°。另外通過井下微地震監(jiān)測(cè)顯示裂縫方位為NE75°，實(shí)驗(yàn)井排方向與裂縫方向一致。

各套井網(wǎng)均有見水井，共有見水井57口，見水比為19.5%，通過動(dòng)態(tài)觀察及示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果，顯示該區(qū)存在多方向性見水，見水后動(dòng)態(tài)表現(xiàn)動(dòng)液面上升，含水上升，含鹽穩(wěn)定。多方分析驗(yàn)證認(rèn)為該區(qū)優(yōu)勢(shì)見水方向主要是裂縫方位NE75°，但由于水平井對(duì)應(yīng)注水井較多，見水方向難判斷。

2 開發(fā)技術(shù)探討

2.1 定向井與水平井效果對(duì)比

2010-2011年先后對(duì)工區(qū)內(nèi)主力區(qū)塊安83井區(qū)采用六套不同井網(wǎng)進(jìn)行試驗(yàn)，2010年最先采用450×140的矩形井網(wǎng)，初期日產(chǎn)油1.7 t，含水32.5%，目前平均單井日產(chǎn)油0.7 t，含水36.8%，表現(xiàn)出遞減較大，投產(chǎn)后壓力恢復(fù)速度慢，驅(qū)替系統(tǒng)建立困難。針對(duì)450×140的矩形井網(wǎng)油井見效慢，單井產(chǎn)能低，2011年縮小注采井距改變井網(wǎng)形式，常規(guī)井投產(chǎn)后初期1.8 t，目前0.6 t，水平井初期5.0 t，目前2.3 t。開發(fā)過程中，油井液量下降快且存在多方向見水，水平井由于井排距較小（井距：450～500 m，排距：110～120 m，水平段：400～600 m），投產(chǎn)后導(dǎo)致水淹。

2012年加大水平井井排距試驗(yàn)（600～700 m），效果較好，單井產(chǎn)能遠(yuǎn)高于定向井。綜合對(duì)比分析認(rèn)為（見表1），胡尖山長(zhǎng)7致密油藏由于儲(chǔ)層物性差，非均質(zhì)性嚴(yán)重，油層導(dǎo)流能力差，地層能量較弱，提液困難，定向井產(chǎn)量低，遞減大，難以有效開發(fā)致密油藏；水平井本身對(duì)油層具有很大的穿透度，加上壓裂后形成的多簇裂縫作為油流通道，可以大大提高油井的產(chǎn)能，增產(chǎn)效果明顯，成為類似油藏高效開發(fā)的主要模式。

2.2 水平井井網(wǎng)優(yōu)選

通過實(shí)施效果和數(shù)值模擬結(jié)果，2012年在試驗(yàn)區(qū)優(yōu)化部署交錯(cuò)七點(diǎn)井網(wǎng)（端部注水井間距600 m，腰部注水井間距800 m）、長(zhǎng)水平段五點(diǎn)井網(wǎng)（井距600～700 m）、自然能量開發(fā)體積壓裂井網(wǎng)（井距400 m）三套井網(wǎng)試驗(yàn)。

表1 安83井區(qū)不同井網(wǎng)實(shí)施效果統(tǒng)計(jì)表

（1）交錯(cuò)七點(diǎn)井網(wǎng)：是正對(duì)七點(diǎn)井網(wǎng)的改進(jìn)型，通過擴(kuò)大腰部注水井井距，能有效避免水平井腰部過早見水，使注水井水驅(qū)效果更均勻。初期平均單井日產(chǎn)液23.55 m3,日產(chǎn)油12.89 t，含水34.8%，目前單井日產(chǎn)液19.76 m3,日產(chǎn)油13.13 t，含水20.9%。交錯(cuò)七點(diǎn)井網(wǎng)目前開發(fā)形勢(shì)穩(wěn)定，井網(wǎng)形式完整，開發(fā)過程中的可調(diào)控性高。

（2）長(zhǎng)水平段五點(diǎn)井網(wǎng)：為了避免水平井腰部見水，開展了五點(diǎn)井網(wǎng)試驗(yàn)，去除腰部注水井。初期平均單井日產(chǎn)液19.78 m3，日產(chǎn)油11.69 t，含水29.6%，目前單井日產(chǎn)液16.06 m3，日產(chǎn)油10.90 t，含水19.2%。這套井網(wǎng)相對(duì)交錯(cuò)七點(diǎn)井網(wǎng)形式不完整，儲(chǔ)量動(dòng)用程度低。

（3）體積壓裂井網(wǎng)：采用高強(qiáng)度體積壓裂改造儲(chǔ)層，完全自然能量開采。初期平均單井日產(chǎn)液26.01 m3，日產(chǎn)油13.95 t，含水36.2%，目前單井日產(chǎn)液18.92 m3，日產(chǎn)油11.68 t，含水26.5%。由于無法補(bǔ)充地層能量，液量下降快，需持續(xù)關(guān)注油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，研究遞減規(guī)律。通過開發(fā)效果（見表2）分析認(rèn)為：體積壓裂井網(wǎng)前期不穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量高，但產(chǎn)量下降幅度最大；長(zhǎng)水平段五點(diǎn)井網(wǎng)遞減較為明顯，后期穩(wěn)產(chǎn)壓力較大；交錯(cuò)七點(diǎn)井網(wǎng)產(chǎn)量穩(wěn)定，采收率高，應(yīng)加大試驗(yàn)推廣。

2.3 儲(chǔ)層改造工程優(yōu)化

胡尖山長(zhǎng)7定向井先后開展了多段射孔多縫壓裂技術(shù)、多級(jí)加砂壓裂技術(shù)等試驗(yàn)，多段壓裂、多級(jí)加砂壓裂、多羥基醇?jí)毫岩旱刃鹿に嚰夹g(shù)較常規(guī)改造方法有明顯的改善，混合水體積壓裂的改造效果最為顯著，但受制于致密油層物性和注采井網(wǎng)，開發(fā)未能達(dá)到預(yù)期效果。

2012年全部推廣應(yīng)用水平井分段多簇+體積壓裂工藝，平均單井加砂 646.2 m3，排量 6.0～17.0 m3/min，入地總液6 929.5 m3；試排產(chǎn)量日產(chǎn)純油61.1 m3；第一個(gè)月平均單井日產(chǎn)油10.6 t，第二個(gè)月平均單井日產(chǎn)油12.7 t，目前平均單井日產(chǎn)油10.48 t，水平井體積壓裂技術(shù)突破了致密油藏單井產(chǎn)量低的屏障。

有研究結(jié)果表明[3，4]，對(duì)于特定油藏，水平井的水平段長(zhǎng)度、壓裂縫條數(shù)、裂縫間距等因素存在優(yōu)化配置關(guān)系：壓裂水平井在生產(chǎn)一段時(shí)間后，水平井中的多條裂縫之間將產(chǎn)生干擾以致于影響各裂縫的產(chǎn)能，隨著裂縫數(shù)量的增加，其含水率上升越快；注入水一旦在水平井邊部裂縫突破，油水前緣很難向水平井中部推進(jìn)，導(dǎo)致剩余油飽和度高，所以水平段長(zhǎng)度，壓裂縫條數(shù)等參數(shù)的配置將影響油藏開發(fā)過程中的含水上升率和最終采收率。

表2 安83井區(qū)2012年實(shí)施井網(wǎng)效果統(tǒng)計(jì)表

胡尖山長(zhǎng)7水平井實(shí)施統(tǒng)計(jì)以及油藏?cái)?shù)值模擬成果（見圖1、圖2）表明，當(dāng)水平段長(zhǎng)度超過600 m，裂縫密度超過1.5～2.0條/100m后，單井產(chǎn)量增幅大大降低，同時(shí)穩(wěn)產(chǎn)難度加大。綜合考慮后期穩(wěn)產(chǎn)和采收率，600 m水平段長(zhǎng)度及60 m段間距是優(yōu)選配置方案。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）主力層位長(zhǎng)72主要發(fā)育四條三角洲前緣水下分流河道沉積微相，區(qū)域內(nèi)中部-河道交匯，水下分流河道砂體連片，為工區(qū)內(nèi)有利的沉積相帶，是下步規(guī)模建產(chǎn)的主要區(qū)塊。

（2）定向井投產(chǎn)后有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)建立困難，壓力保持水平低，油井見效緩慢，見效即見水，定向井單井產(chǎn)量低，穩(wěn)產(chǎn)難度大。

（3）水平井本身對(duì)油層具有很大的穿透度，加上壓裂后形成的多簇裂縫作為油流通道，可以大大提高油井的產(chǎn)能，增產(chǎn)效果明顯，成為類似油藏高效開發(fā)的主要模式。

（4）體積壓裂井網(wǎng)前期不穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量最大，但后期穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量最小；長(zhǎng)水平段五點(diǎn)井網(wǎng)遞減快，儲(chǔ)層動(dòng)用程度低；交錯(cuò)七點(diǎn)井網(wǎng)相對(duì)穩(wěn)定，采收率高，注采可調(diào)性高，可加大試驗(yàn)推廣。

（5）當(dāng)水平段長(zhǎng)度超過600 m，裂縫密度超過1.5條/100米后，單井產(chǎn)量增幅大大降低，同時(shí)穩(wěn)產(chǎn)難度加大。綜合考慮后期穩(wěn)產(chǎn)和采收率，600 m水平段長(zhǎng)度及60 m段間距是優(yōu)選配置方案。

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