胡尖山油田安83區長7致密油藏定向井提高單井產量方法研究

王平平，張翠萍，李秋德，胡剛，陳章順，羅棟，楊博

中國石油長慶油田分公司第六采油廠地質研究所(陜西西安710200)

胡尖山油田安83區長7致密油藏定向井提高單井產量方法研究

王平平，張翠萍，李秋德，胡剛，陳章順，羅棟，楊博

中國石油長慶油田分公司第六采油廠地質研究所(陜西西安710200)

胡尖山油田安83區長7致密油藏由于儲層致密，啟動壓力梯度高，常規注水開發壓力傳遞較慢，有效驅替系統難建立，加之存在裂縫等優勢滲流通道，整體表現出注水不見效、見效即見水的水驅矛盾;定向井開發遞減大，單井產量低，開發效果差。近年來對安83區定向井重點開展體積壓裂改造儲層，探索了周期注水、空氣泡沫驅油有效注入、補充地層能量的方式，達到了提高油井產量的目的。總體來說，體積壓裂改造儲層提高單井產量效果顯著，特別是增大滯留液量、不返排悶井擴壓工藝，與同改造強度體積壓裂井對比具有穩產時間長、增油效果好的特點;注水井體積壓裂后變抽油井累計注水量與日產油相關性較好，分析認為體積壓裂結合注水悶井擴壓能有效補充地層能量，且形成的人工改造縫網系統能為油水置換提供有利條件，有利于油井穩產，后期可持續擴大實施，對致密油藏突破常規注水開發、采用不斷重復壓裂改造具有指導性意義。

致密油藏;體積壓裂;空氣泡沫驅;周期注水

中國石油長慶油田第六采油廠安83區長7油藏位于胡尖山油田中部區域，為致密砂巖油藏，屬低、特低孔超低滲儲層[1]，主力含油層系為三疊系延長組長72小層。安83區長7油藏屬三角洲前緣-半深湖亞相沉積，以水下分流河道微相為主，成藏模式為自生自儲，油藏主要受巖性、物性變化控制，屬于典型的巖性油藏。長72砂層平面分布穩定，厚度15～20m，層內夾層發育，平面上油層連片性好。儲層砂巖平均孔隙度8.9%，滲透率0.17×10-3μm2。儲層巖石類型為巖屑長石砂巖和長石碎屑砂巖，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，次生溶蝕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。儲層總體上表現為弱親水-親水性，地層原油黏度1.01mPa·s，地層原油密度為0.708g/cm3，原始氣油比75.7m3/t，地面原油比重0.845g/cm3，黏度6.5mPa·s，地層水總礦化度51g/L，水型為CaCl2型。長7層隔夾層發育，縱向上多油層疊加，累計厚度大，平均每口井大于1m的隔夾層3～4條。分層系數5.1，層間非均質性強。

安83長7致密油開發經歷了定向井開發試驗和水平井開發試驗2個階段;從2010年起共歷時5年;試驗了5套定向井井網和4套水平井井網;儲層初次改造使用了常規壓裂、體積壓裂;目前全區共有油井512口，開井476口，注水井131口，開井96口。其中油井定向井目前開井數312口，單井產量0.97t/d(體積壓裂改造前僅0.54t/d)，綜合含水65.3%，共試驗了5套井網、2種改造方式，開發特征表現為單井產量低，遞減大，注水不見效、見效即見水，井網適應性差。其中4套井網初期采用常規壓裂改造，單井產量低(初期1.6t，滿一年0.7t，一年半后僅0.5t);常規壓裂、混合水壓裂開采滿一年井遞減分別為56.6%、68.2%，遞減大。5種井網均存在油井見水，且呈現多方向性，主要見水優勢方向為北東方向。

1 水驅特征

注采壓力對比柱狀圖反映：注采壓差達到28.5MPa，整體上油藏壓力傳遞較慢(圖1)。長7儲層平均滲透率0.17×10-3μm2，計算啟動壓力梯度0.41MPa/m，目前注采井間最小壓力梯度0.24MPa/m，低于啟動壓力梯度，有效驅替系統難建立(圖2)。

從6口井的電成像測井裂縫分析看，裂縫主要發育于非儲層或儲層與非儲層界面處。水驅前緣監測顯示：原生裂縫中等發育，優勢滲流明顯，注水不均勻(表1)。恒流速水驅和恒壓差水驅研究說明超低滲水驅過程中由于油水兩相流的存在導致水驅油滲流阻力直線增加，并且當巖心出口端見水后，產油量不再變化，累計產水量基本線性增加，含水達到100%。因此油井見效即見水，見水后不再產油。

2 提高單井產量方法評價

針對致密油藏有效注水驅替系統難建立等水驅問題導致產量遞減大的難題，近年來對定向井區重點開展體積壓裂、周期注水、空氣泡沫驅油改善水驅狀況等工作提高單井產量，取得一定效果及認識。

2.1 定向井體積壓裂

體積壓裂的作用機理是通過水力壓裂對儲層實施改造，在形成一條或者多條主裂縫的同時，使天然裂縫不斷擴張和脆性巖石產生剪切滑移，實現對天然裂縫、巖石層理的溝通，以及在主裂縫的側向強制形成次生裂縫，并在次生裂縫上繼續分支形成二級次生裂縫，以此類推，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網絡。從而將可以進行滲流的有效儲層打碎，實現長、寬、高三維方向的全面改造，增大滲流面積及導流能力，提高初始產量和最終采收率[2]。

2014年結合對安83區長7致密油的進一步認識，提出利用體積壓裂手段，采用前置酸、大液量、暫堵、常規、支撐劑5項不同工藝方式，試驗105口井，其中77口低產油井重復改造、26口注水井實施轉采，平均加砂85m3、排量6.0～8.0m3/min、入地液1 049m3，初期平均單井日增油2.22t，實施后定向井整體單井日產量由0.5t上升至0.9t，效果較好，有效破解了致密油藏長期低產的瓶頸。

5項工藝中前置酸、大液量、暫堵壓裂效果較好平均日增油2.2t以上，支撐劑選用陶粒砂由于大小均勻、圓度好、硬度強，能更好地增強儲層滲透率，因而產量高于石英砂支撐劑(圖3)。

注水井實施體積壓裂轉采效果較油井實施體積壓裂效果好。當累計注水量大于8 000m3時，產量高于2.0t，累計注水量與效果成正相關性且穩產時間長(圖4、圖5)。其實質在于注水井轉抽前注入了大量的流體，提高了油層的壓力。由于致密油砂巖基質驅替難度大，在水力的滲透破壞作用下，注水沿層理縫和天然縫等高滲透層突進，造成高滲帶段進水多，升壓快，壓力比低滲透段(或基質)高，部分油、水在這個附加壓差的作用下流入低滲透層段。當注水井停注而使油藏降壓時，高滲透層段降壓也快，其壓力將低于低滲透層段的壓力，這時低滲透層段中的部分油、水在這個附加壓差的作用下流回高滲透層，這些原油將在體積壓裂改造后(又一次升壓降壓過程)再采出[3]。

借鑒壓差機理和注水井混合水壓裂轉抽后排液期短、穩產時間長、增油效果好的特點，實施了增大入地液量(1 100m3，相當于該區1口注水井73天的注水量、1口油井3年的產液量)。壓裂后悶井擴壓不返排來擴大滯留液量試驗，實施51口，初期平均單井日增油2.65t，與同改造強度體積壓裂井對比具有穩產時間長、增油效果好的特點(表2)。分析認為該種方式能有效補充地層能量，壓裂后悶井擴壓能有效完成油水置換，且形成的人工改造縫網系統能為油水置換提供有利條件，有利于油井穩產，可連片擴大實施。對致密油突破常規注水開發、采用不斷重復壓裂改造的衰竭法開發具有開創性意義。據此，也可考慮對定向井在實施體積壓裂前先進行注水培養，提高地層壓力后再實施措施以提高增油效果。

2.2 定向井周期注水

為控制油井含水，探索有效的注入方式，2013年4月開始對區塊西部220m×220m定向井井網(4個井組)整體實施周期注水試驗，停注后油井含水下降不明顯、地層能量下降快，未探索出合理注水周期，16個月后實施了體積壓裂措施。西部區定向井初期采用常規壓裂改造，縫網系統不發育，不利于油水滲吸置換，周期性注水適應性較差。

2.3 空氣泡沫驅

為緩解水驅矛盾，采取先調后驅的理念，調剖體系選用凝膠體系對大孔道和高滲段進行封堵，以此改善滲流方向。空氣泡沫驅注入量設計在合理的注采比下提高氣液比，以達到有效注入、補充地層能量的目的[4]。2013年4月在區塊北部350m×150m井網對安231-45井組開展泡沫驅試驗，累計注入泡沫3 631m3，空氣7 824m3，井組整體單井產量由0.55t上升至0.88t，相對于其他井組單井產能0.39t有明顯提高，對應5口油井均不同程度見效，2014年12月改為正常注水后含水上升。說明空氣泡沫驅“先調后驅”的實施思路能有效控制油井含水，解決了水驅矛盾，在定向井區具有較好的適應性，后期可擴大實施[5]。

3 結論與認識

安83長7致密油藏定向井常規壓裂改造單井產量低，遞減大，常規水驅有效驅替系統難建立，見效即見水，制約該區高效開發。近年來通過不斷攻關試驗認為：體積壓裂技術能有效解放儲層，提高單井產量效果顯著;采用增大滯留液量、不返排悶井擴壓工藝技術，與體積壓裂后直接抽汲返排對比，具有穩產時間長、增油效果好的特點;體積壓裂結合注水悶井擴壓能有效補充地層能量，且形成的人工改造縫網系統能為油水置換提供有利條件，有利于油井穩產，后期可持續擴大實施。該項工藝還對致密油突破常規注水開發、采用不斷重復壓裂改造的衰竭開發具有開創性意義;空氣泡沫驅油探索有效注入、補充地層能量的方式在該區適應性較好，后期可擴大實施。

建議在持續擴大實施上述方法的同時，在實施體積壓裂前先進行注水培養，提高地層壓力后再實施措施;在體積壓裂連片區域實施吞吐采油試驗，探索吞吐采油在定向井井網的適應性;開展不同介質(CO2、N2等)驅油試驗及適應性研究。

[1]馮勝斌，牛小兵，劉飛，等.鄂爾多斯盆地長7致密油儲層儲集空間特征及其意義探討[J].中南大學學報：自然科學版，2013，44(11)：4574-4580.

[2]王海慶，王勤.體積壓裂在超低滲油藏的開發應用[J].中國石油和化工標準與質量，2014(2):143.

[3]龔姚進，李清春.非均質多油層砂巖油藏異步注采的可行性[J].特種油氣藏，2005，12(增1)：63-65.

[4]吳信榮，林偉民，姜春河，等.空氣泡沫調驅提高采收率技術[M].北京：石油工業出版社，2010.

[5]梁濤，常毓文，郭曉飛，等.巴肯致密油藏單井產能參數影響程度排序[J].石油勘探與開發，2013，40(3)：357-362.

The Chang-7 tight reservoir in An-83 area of Hujianshan Oilfield is of high starting pressure gradient，so the pressure transmission in conventional water flooding development is slow.In addition，there are preferential seepage channels in the reservoir，so the phenomena of invalid water injection and water breakthrough often occurred.Therefore，the single-well production of the directional wells is low and of great production decline，and the waterflooding development result is poor.In recent years，the volume fracturing technology，is implemented to the directional wells，and then the cyclic water injection and the air foam flooding are carried out to increase formation energy and thus to increase oil well production.On the whole，the volume fracturing measures has a significant effect on increasing the single-well production，and especially the measures of increasing retention fluid volume and closing well to pressurize can prolong the stable production period of the volume fracturing wells and have good oil production increasing effect. There is good correlation between daily oil production and accumulative water injection amount of the water injection wells which are changed into oil pumping wells.It is held that the measures of combining volume fracturing with closing well to pressurize can effectively increase formation energy and is favorable to the production stability of oil wells.The measures should be popularized in the oilfield，and it is of guiding significance to the repeated fracturing of the oil wells in tight reservoirs in conventional water flooding development process.

tight reservoir;volume fracturing;air foam flooding;cyclic water injection

左學敏

2015-03-24

攝影/徐志武

國家示范工程“鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開發”(編號：2011ZX05044)

王平平(1981-)，男，工程師，現主要從事油田開發管理工作。