胡尖山油田A83長7致密油加密可行性分析

臘丹萍，張翠萍，藺明陽，李 輝，賀晨剛，李龍龍，劉 喆，楊興海，范敬敬

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

陜北長7 致密油是長慶油田非常規油氣的重要領域之一，屬于典型的砂巖致密油藏。已開發的A83 區致密油開發經歷了三個階段：傳統直井常規壓裂注水開發階段（2010-2012 年）；水平井體積壓裂注水開發階段（2012-2014 年）；長水平段+大井距體積壓裂自然能量開發階段（2014-目前）。長水平段多段壓裂技術也成為致密油開發技術的關鍵，但如何更高效動用剩余油、提高采油速度，技術相對匱乏，根據近年A83 區不斷開發認識，分析認為老區加密再動用可行性較高。

1 地質概況

1.1 地質特征

A83 區位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部，多支北東向物源的三角洲前緣水下分流河道交匯于區域中部，形成了厚度較大的半深湖-深湖相的連片砂體。長7 油層組沉積環境為湖相-三角洲前緣亞相，以水下分流河道微相為主，屬“自生自儲”型，主要受巖性、物性變化控制[1]。

主力含油層系三疊系延長組長72小層，屬低孔-特低孔超低滲儲層，砂體分布穩定，厚度15 m～20 m，層內夾層發育，平面上油層連片性好。探明含油面積425 km2，探明地質儲量1.5×108t，截至2018 年底動用地質儲量7 533×104t，剩余儲量7 400×104t。

1.2 儲層特征

長7 油藏儲層砂巖平均孔隙度8.9 %，滲透率0.17×10-3μm2。巖性為長石砂巖、巖屑質長石砂巖和長石質巖屑砂巖，成分成熟度低，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。儲層排驅壓力和中值壓力均偏高，中值半徑偏小，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[2]。巖石脆性指數為54.2 %，適合于大型體積壓裂措施的實施。總體上表現為弱親水-親水性，地層原油黏度1.01 mPa·s。成像測井、巖心觀察、三維CT 圖均顯示該區長7 層天然裂縫發育[3，4]。

1.3 滲流特征

與國內外同類儲層對比（見表1），A83 長7 致密油儲層物性差、壓力系數低、溶解氣少，天然彈性能量不足。

1.4 開發簡況

截至2018 年12 月，投產水平井203 口，開井192口，投產初期單井產能11.9 t，目前單井產能1.4 t，地層壓力保持水平51.3 %，自然遞減持續大于30 %，采油速度0.25 %，采出程度2.18 %，呈現初期單井產量高、地層能量下降快、遞減大、剩余油豐富等特點。

2 開發試驗認識

2.1 長水平段是油井穩產的物質基礎

開發初期水平段長500 m～600 m，后期逐漸延長至1 500 m，不同水平段投產初期單井產能基本相當（見圖1），但水平段越長，平均單井產量越高（見圖2），穩產時間更長，長水平段是油井開發穩產的物質基礎，同時結合長慶隴東開發經驗，水平段長的優勢因細分切割而增強。

2.2 改造強度與初期單井產量成正相關

初期單段加砂量單段加砂65 m3以上（見圖3）、單段入地液600 m3～800 m3以上（見圖4）的水平井，初期產量相對較高。

2.3 充足的入地液可延長穩產期

表1 致密油儲層物性對比一覽表

圖1 不同水平段長度初期單井產能柱狀圖

圖2 不同水平段長穩產效果曲線

圖3 單段加砂量與初期單產散點圖

圖4 單段入地液與初期單產散點圖

2018 年通過檢查井開展剩余油監測，入地液680 m3，鄰井定向井入地液802 m3，投產12 個月后，檢查井較原井組開發效果好，穩產時間較長。

2.4 注水開發效果差

啟動壓力高，注水不見效，微裂縫發育，見效即見水[3]。A83 區采用七點井網、交錯七點和五點井網注水開發，見水比例達50 %以上，改為周期注水。隨著見水周期逐漸縮短，近裂縫地帶含油飽和度逐漸降低，周期注水效果逐漸變差。

2.5 區內剩余油豐富

檢查井距原壓裂井排距80 m，取心未見明顯壓裂縫，無水洗跡象，投產含水低；加密水平井生產動態穩定，結合數值模擬進一步顯示了區內剩余油豐富。

3 加密可行性研究及建議

在注水等補能效果均較差的前提下，采取衰竭式進行開發。

檢查井取心顯示A239-24 井壓裂半縫長近80 m，定向井體積壓裂、水平井初期平均單段入地液量650 m3～800 m3，改造規模與A239-24 相近，有效半縫長較短。根據取心對壓裂半縫長認識，開展加密試驗。

3.1 定向井區加密

根據動態顯示裂縫特征，建立矩形井網下的非結構化網格的離散裂縫模型，精確模擬沿著最大主應力方向裂縫的強導流效應[6]，精細描述裂縫水驅特征，剩余油主要富集于油井井間，呈條帶狀分布。

通過數值模擬優化了水平段長度（120 m～130 m），水平井與主應力方向夾角（45°～60°）等參數，優選方案二采用短水平井+細分切割密集短縫加密。

區塊壓力保持水平低，結合檢查井開發效果及鄰井遞減情況，建議單段加砂70 m3以上，單段入地液800 m3以上。

3.2 水平井區加密

前期水平井主體井距為400 m～600 m，局部井距1 200 m，根據取心對壓裂半縫長認識，結合已加密井AP119 單產保持6 t 以上，要求開展加密試驗，動用井間剩余油，開展井距200 m～300 m 小井距加密試驗，水平段長大于1 500 m，單段加砂量65 m3～70 m3以上，單段入地液800 m3以上。

鑒于開發過程中水平井作業井間干擾大，將加密井和相近老井作為一個開發單元，要求加密與老井改造同步進行，對開發單元進行整體改造，重構滲流系統，重建壓力系統。