胡尖山油田安83長7致密油地層能量補充方式研究

王平平，李秋德，楊博，柴惠強，李龍龍，胡剛，羅棟，卜廣平

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

胡尖山油田安83長7致密油地層能量補充方式研究

王平平，李秋德，楊博，柴惠強，李龍龍，胡剛，羅棟，卜廣平

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

胡尖山油田安83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，開發效果差。近年來因地制宜，對定向井區重點開展周期注水、空氣泡沫驅油、體積壓裂不返排悶井擴壓等工作，對水平井重點開展吞吐采油、周期注水、異步注采等工作，不斷探索地層能量補充方式，均取得一定效果及認識，但總體來說基于毛管吸吮作用和壓差機理的按一定注入周期補充能量的滲析采油法對該區致密油開發具有深遠意義，在充分結合改造強度、縫網形態等參數情況下實施效果較好，后期可持續擴大實施，并探索改善驅油介質等新方法。

安83長7；致密油；吞吐采油；周期注水；異步注采

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，厚度約15 m～20 m，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，地層原油粘度1.01 mPa·s，地層原油密度為0.708 g/cm3，原始氣油比75.7 m3/t，地面原油密度0.845 g/cm3，粘度6.5 Pa·s，地層水總礦化度51 g/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，平均每口井發育＞1 m的隔夾層3～4條。完鉆井砂巖密度66.7%，分層系數5.1，層間非均質性強。

1　開發歷程及概況

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兩個階段；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。其中油井定向井目前開井數312口，單井產能0.97 t/d，綜合含水65.3%，共試驗了5套井網、兩種改造方式，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；水平井目前開井164口，單井產能4.87 t/d，綜合含水47.1%，共試驗了4套井網、兩種改造方式，開發特征表現為：地層能量不足，遞減大；合理開發技術政策仍不明確。

2　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（見圖1）。長7儲層平均滲透率0.17 mD，計算啟動壓力梯度0.41 MPa/m，目前注采井間最小壓力梯度0.24 MPa/m，低于啟動壓力梯度，有效驅替系統難建立（見圖2）。

圖1　長7油藏注采壓力柱狀對比圖

圖2　注采井間驅替壓力梯度剖面圖

油井電成像測井顯示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。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。

3　多種地層能量補充方式評價

針對致密油藏有效注水驅替系統難建立等水驅問題導致遞減大的難題，近年來對定向井區重點開展周期注水、空氣泡沫驅油、體積壓裂悶井不返排試驗等工作；對水平井重點開展吞吐采油、周期注水、異步注采等工作，均取得一定效果及認識。

3.1定向井周期注水

為控制油井含水，2013年4月開始對區塊西部220 m×220 m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，于16個月后實施了體積壓裂措施（見圖3）。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。

圖3　220 m×220 m井網開采曲線

3.2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［2］，2013年4月在區塊北部350 m×150 m井網對安231-45井組開展泡沫驅試驗，累計注入泡沫3 631 m3，空氣7 824 m3，井組整體單井產能由0.55 t上升至0.88 t，相對于其它井組單井產能0.39 t有明顯提高，對應5口油井均不同程度見效，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。

3.3體積壓裂不返排悶井擴壓

借鑒吞吐采油原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，開展增大入地液量（1 100 m3，相當于該區1口注水井73 d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2.65 t，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（見表1），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，有利于油井穩產，可連片擴大實施。

表1　安83長7致密油藏2014年油井體積壓裂措施效果對比表

圖4　吞吐采油各階段示意圖

3.4水平井吞吐采油

該區水平井主要采用體積壓裂改造，基質間存在人工改造的裂縫、高滲帶，有利于油水滲吸置換［3］（見圖4）。為進一步探索致密油地層能量補充方式，2014年對該區7口水平井開展注水吞吐試驗，分兩批次實施，第一批次實施2口（安平19、安平21），在安平19注水階段，其鄰井安平42見效，累增油461 t，安平21井情況類似（本井及鄰井安平20井見效明顯，累增油735 t）；第二批次實施5口，采用連片吞吐，注水過程中，胡平241-5和胡平241-2壓力上升基本保持同步，胡平241-3和胡平241-6保持同步，且產液量、動液面變化也具有同步性（見圖5），證明裂縫相互溝通，井間干擾嚴重，且連片實施由于井距小、井間壓力相互干擾，導致波及面積小、不利于滲吸置換，因此油井含水下降慢，效果較差，后期不建議連片實施。

圖5　水平井連片吞吐過程鄰井注水壓力上升曲線圖

3.5水平井周期注水

針對致密油水平井常規注水開發易見水的矛盾，結合縫網形態和見水周期，開展周期注水試驗，把注水周期控制在見水周期之內，解決該區注水開發易見水、不注水地層能量無法及時補充的矛盾，通過不斷摸索、試驗，總結了3種不同間注制度（注3停7、注5停5、注10停10），對應28口水平井遞減明顯減緩，月度遞減由9.6%下降至6.6%。典型井安平44對應3口注水井，前期觀察停注，4月開始對其中2口井實施間注，油井見效明顯，動液面上升，含水穩定，日產油上升（見圖6）。

圖6　安平44縫網形態圖及注采反應曲線

3.6異步注采

基于毛管吸吮作用和壓差機理，對易見水的水平井開展異步注采試驗（注時不采、采時不注），進一步探索能量補充和控制油井含水的方法［4］。試驗了2口井，平均單井產量由2.07 t上升至3.60 t，含水由68.2%下降至44.6%。典型井安平18對應注水井3口，投產即高含水，9月6日開展異步注采試驗，在第五周期結束時，安平18井含水由第一周期的100%下降至37.2%，日產油由試驗之前的3.6 t上升至5.4 t，冬季由于氣溫低結束異步注采后，該井含水上升至54.0%，日產油降至3.5 t（見圖7）。

圖7　安平18縫網形態圖及注采反應曲線

4　結論與認識

安83長7致密油常規注水開發水驅矛盾突出，開發效果差，不能很好的補充地層能量來維持油藏高效開發，近年來通過不斷攻關試驗認為：該區致密油地層能量補充方式具有多樣性，可實施空氣泡沫驅、體積壓裂不返排悶井擴壓、周期注水、吞吐采油、異步注采等方法，均取得一定效果，但總體來說基于毛管吸吮作用和壓差機理的按一定注入周期補充能量的滲析采油法對致密油開發具有深遠意義，在充分結合改造強度、縫網形態等參數情況下實施效果較好。

因此建議在持續擴大實施上述方法的同時，可考慮：（1）對定向井連片體積壓裂后實施吞吐采油試驗，探索吞吐采油在定向井井網的適應性；（2）開展不同介質（二氧化碳、氮氣等）驅油試驗及適應性研究；（3）開展水平井注水試驗，進一步擴大波及體積；（4）開展隔井距吞吐采油試驗，降低井間干擾，改善吞吐效果。

［1］馮勝斌.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］.低滲透油氣田，2012，44（11）：4574-4580.

［2］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.

［3］吳應川，張惠芳，等.利用滲吸法提高低滲油藏采收率技術［J］.斷塊油氣田，2009，16（2）：80-82.

［4］龔姚進，等.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（增刊）：63-65.

Researching on the formation energy supplement of An 83 Chang 7 tight oil reservoir of Hujianshan oilfield

WANG Pingping，LI Qiude，YANG Bo，CHAI Huiqiang，LI Longlong，HU Gang，LUO Dong，BO Guangping
（Oil Production Plant 6 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710200，China）

Because of high starting pressure gradient of An 83 Chang 7 tight oil reservoir of Hujianshan oilfield，pressure pass slowly in conventional water flooding，the effective displacement system difficult to establish，in addition there are cracks preponderance flow path，the whole show non effect of water injection，water flooding effect to see contradictions，poor development effect.In recent years，adjust measures to local conditions，to focus on the development of asynchronous injection in directional well area，air foam flooding，volume fracturing flowback stuffy well diffuser work，focus on the development of horizontal well stimulation，periodic flooding，asynchronous injection production and other work，and continuously explore the formation energy supplement，have made certain effect and understanding，but the overall it is based on the capillary sucking and differential pressure mechanism by dialysis oil extraction method must add energy injection cycle of dense oil development in thisarea has far-reaching significance，fracture network morphology parameters under the condition of the implementation of the effect is good in fully integrated reform intensity and later expanded，sustainable implementation，and explore new methods to improve flooding oil medium etc.

An 83 Chang 7 work area；tight oil reservoir；stimulation；periodic flooding；asynchronous injection

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.015

TE327

A

1673-5285（2015）03-0058-05

2015－01-09

王平平，男（1981-），工程師，現在長慶油田第六采油廠從事油田開發管理工作，郵箱：wpp1_cq@petrochina.com.cn。