黃3長6產建新區提高單井產能研究

陳 華，王博濤，閻 娜，阮金鳳，張志鵬，劉宇羲

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

鄂爾多斯盆地主要油氣產層為中生界三疊系延長組。延長組長6 油藏以巖性油藏為主，孔隙結構復雜，物性差，天然能量匱乏，單井產量低，油藏總體表現為“低滲、低壓、低產”的“三低”特征[1]。姬塬油田黃3 長6油藏從2007 年開始勘探評價，2010 年至今規模開發。黃3 長6 油藏多層系開發、儲層非均質性強、水驅矛盾突出，自然遞減大，單井產能低，整體開發效果不理想。

1 油藏概況

姬塬油田黃3 長6 油藏位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，構造簡單，總體呈東高西低的單斜，平均坡度小于1°。研究區長6 主要發育三角洲前緣亞相沉積，沉積微相以水下分流河道和分流間灣為主。砂體展布受沉積相控制，順物源方向，分流河道連續性較好，砂體延伸較遠；垂直物源方向，分流河道連通性差，砂體呈透鏡狀。沉積過程中伴隨頻繁的河道遷移、改道，導致河道砂體隔夾層極其發育且砂體厚度差異較大。物源方向為西北方向，砂體主要自北西向南東呈條帶狀展布，河道中部及河道交匯處砂體疊加沉積厚砂帶，為主要建產目標區。研究區油藏主要受巖性影響，彈性弱水壓驅動為主。

2 儲層特征

研究認為，黃3 長6 儲層的巖性主要為長石砂巖，其次為巖屑長石砂巖。砂體致密，以粉砂巖為主，部分為細粉砂巖。儲層填隙物主要由碳酸鹽類、高嶺石、綠泥石、伊利石、硅質及其他組成。孔隙類型主要包括原生的粒間殘余孔以及次生的粒內溶蝕孔、粒間溶蝕孔等三種類型，其中粒內溶蝕孔主要是長石粒內溶蝕形成。儲層喉道主要包括孔隙縮小型喉道（孔縮型）、薄紙片型喉道（片狀型）和毛細管型喉道（毛管型）三類。該區長6 儲層孔隙度與滲透率的降低主要是由機械壓實作用、其次為膠結作用等成巖作用造成的，后期溶蝕作用形成的次生溶蝕孔發育及其導致的孔隙之間的連通明顯改善了儲層的物性。通過巖心分析，該區長6 油藏平均孔隙度10.08 %、滲透率0.45 mD，屬于低孔超低滲油藏。

3 提高單井產能技術思路及方法

研究認為，黃3 長6 儲層的巖性主要為長石砂巖，其次單井產能受多方面因素共同影響。其中油層產能本身是根本，單井產能的高低取決于油層產油能力的好壞。超低滲透油藏具有儲層物性差、生產能力差、注水開發所需驅動壓力梯度較大等特點，根據礦場實際經驗，注水開發可有效提高單井產能，合理部署注采井網是開發好油田的關鍵技術。對于超低滲透油藏，采用超前注水，可以建立有效的壓力驅替系統，提高油相相對滲透率，并避免因壓力下降造成的原油性質變差，從而提高單井產量。三疊系延長組油藏連片性好，但儲層物性差，油井無自然產能，必須通過壓裂改造才能獲得有效開發，通過多年的研究與實踐，形成了多項具有長慶特色的儲層改造技術系列，合理選擇儲層壓裂改造技術是提高單井產能的主要技術手段。

3.1 優選優質油層部署井位是提高單井產能的根本

一般情況下，儲層的巖性、物性、含油性越好，單井產能越高。單井產能的高低主要取決于油層的自身性質。在產能建設過程中，如果儲層先天條件不足，后期無論如何注水和各種壓裂改造措施，都不能從根本上解決提高單井產能的問題，因此要提高單井產能，首先要優選儲層好的油氣富集區帶進行井網部署，從源頭上提高單井產能。在本次研究中，結合探井、評價井以及骨架井的實施情況，優選儲層物性好、含油性好、單井產量高的區塊部署井位。從實施效果來看，儲層測井電阻率與聲波時差高的區域單井產能高（見圖1）。

圖1 產建新區長6 層電阻率與聲波時差交匯圖

3.2 合理井網部署是提高單井產能的關鍵技術

對于低滲透油藏，既要考慮單井控制儲量及整個油田開發的經濟合理性，井網不能太密；又要充分考慮注水井和采油井之間的壓力傳遞關系，注采井距不能過大；另外還要最大限度地延緩方向性的水竄以及水淹時間。合理的井排距有助于建立合理的注采壓差，取得較好的注水效果[1]。因此合理部署井網是提高單井產能的關鍵技術。在黃3 長6 開發實踐中，針對油藏地質及開發特征，不斷優化井網形式，有效地提高了單井產能。之前的開發采用了兩種井網形式：水平井五點法井網，井排距500 m×150 m；定向井菱形反九點井網，井排距480 m×150 m。隨著開發的不斷深入和擴大，油藏的物性進一步變差、油水關系更加復雜，為進一步提高單井產能，需探索更加適合該油藏的井網形式。

因此，2018 年產建工作中，在黃3 長6 油藏優選了黃427、黃434 兩個區塊進行新井網試驗。在黃427區塊采用菱形反九點大斜度井網（見圖2），井排距400 m×120 m，目前該區單井產能大幅度提高，取得了較好的開發效果。在黃434 區塊由之前的菱形反九點480 m×150 m 常規井網調整井排距為450 m×100 m 的小井排距井網。與鄰區常規井網對比，小井排距井網開發初期單井產能高、遞減小。

圖2 大斜度井網示意圖

3.3 超前注水補充地層能量是提高單井產能的基礎

根據超前注水理論及要求，結合黃3 長6 油藏特征，在產建過程中，必須充分做好超前注水工作，進一步提高地層能量保持水平，提高油井單井產能。通過對黃434 小井距試驗區實施超前注水工作的開展，在區塊內選取物性相似的鄰近井組進行對比，超前注水井組初期產能高、遞減小（見圖3、圖4），超前注水有效提高了單井產能。

3.4 優化措施改造方案是提高單井產能的主要技術手段

近年來壓裂技術的不斷進步，為油田產量快速增長提供了強有力的技術支撐，長慶油田的壓裂技術作為低滲透油氣藏開發的關鍵技術之一，與“超前注水、井網優化”構成低滲透油藏開發的“三大核心技術”，是提高單井產能的主要技術手段[2]。

黃3 長6 油藏連片性好，但物性差，經過多年的實踐開發已經積累了較多經驗，結合油藏特征和長慶特色的壓裂技術，在黃434 試驗區采用了三種壓裂改造方式：定點多級壓裂、前置酸加砂壓裂和水力壓裂，據目前生產情況來看定點多級壓裂單井產能最高。在黃427 大斜度區采用定點多級壓裂也取得較好效果。

4 結論與認識

（1）優選油氣富集區，優化井位部署是提高單井產能的根本。

（2）合理部署注采井網是提高單井產能的關鍵。

圖3 超前注水井組拉齊曲線

圖4 同步注水井組拉齊曲線

（3）長6 油藏實施超前注水政策，可有效提高地層能量保持水平，是提高單井產能的基礎。

（4）優化措施改造方案可進一步釋放油層潛力，壓裂技術是提高單井產能的主要技術手段。

（5）黃427 大斜度區的開發經驗可為同類油藏開發提供借鑒。