黃3 長6 油藏大斜度井初期開發(fā)技術(shù)政策探討

劉澤民，王智偉，潘利利，李 倫，趙世峰

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

1 大斜度區(qū)油藏開發(fā)特征

1.1 地質(zhì)儲層特征

黃3 長6 大斜度區(qū)主力油層為長631，屬于三角洲前緣亞相沉積，該區(qū)構(gòu)造對于油氣圈閉的控制作用較小，油藏主要受巖相變化和物性控制，屬典型巖性油藏。油層發(fā)育穩(wěn)定且厚度較大（平均18.8 m），隔夾層發(fā)育，平均埋深2 790 m，滲透率0.30 mD，平均孔隙度10.2 %，屬于低孔低滲油藏。

1.2 大斜度區(qū)初期開發(fā)特征

截止目前大斜度井區(qū)，投產(chǎn)大斜度井19 口，投產(chǎn)初期平均單井產(chǎn)量6.2 t，含水49.9 %，動液面1 119 m，目前平均單井產(chǎn)量2.9 t，含水55.5 %，動液面1 721 m。投產(chǎn)滿一年的11 口井拉齊遞減曲線看，前三個月階段遞減23.4 %，半年的階段遞減43.4 %，生產(chǎn)滿一年的階段遞減56.1 %[1]。

2 開發(fā)技術(shù)政策研究

2.1 儲層改造評價及井網(wǎng)優(yōu)化研究

19 口井平均大斜度段長度83 m，改造段數(shù)5 段，平均入地液量1 713 m3，改造過程被壓竄井6 口，3 口井采用體積壓裂改造方式（見表1）。

大斜度井區(qū)初期改造規(guī)模大，裂縫發(fā)育（見表2），2018 年大斜度部署區(qū)共有7 口出現(xiàn)井間壓穿現(xiàn)象，其中大斜度井5 口，常規(guī)井2 口，井間距離200 m～600 m。

通過大斜度區(qū)主向井成4-22X 井下微地震測試，裂縫布放模式為啞鈴形，裂縫方向為北偏東66°～68°，裂縫沿主應(yīng)力方向沿伸180 m～300 m。從現(xiàn)場實(shí)際加砂壓裂情況看，大斜度井以均勻和紡錘式造縫為主，其中壓竄井全部為邊井且以紡錘式布縫為主[2]，從裂縫沿伸來看，壓裂縫沿伸在50 m～470 m，壓竄井全部是側(cè)向井。2019 年以壓裂改造增大裂縫帶寬為思路，采用“低黏液體+適度排量”改造模式，逐步控制改造規(guī)模；井網(wǎng)形式由菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)向矩形井網(wǎng)轉(zhuǎn)換。

2.2 合理注水強(qiáng)度及注水周期研究

2018 年大斜度部署區(qū)整體表現(xiàn)為地層能量不足[3]，9 口井產(chǎn)能下降37 t，分析原因：

（1）初期采液強(qiáng)度大，地層能量下降快。

（2）采用同步注水開發(fā)方式，未能及時補(bǔ)充地層能量損失。

治理措施：

（1）通過新井投注+轉(zhuǎn)注的方式，補(bǔ)充能量，計劃5口井投注，目前已完成4 口，1 口待投注。

（2）開展周期注水，補(bǔ)充地層能量，控制含水上升，2019 年2 月開始開展短周期“交互增減注水”試驗4井組（見表3）。初期表現(xiàn)為地層能量不足，液量下降，隨后加強(qiáng)注水，周期不變，表現(xiàn)暴性水淹，因此實(shí)施溫和周期注水效果較好，但考慮到液量下降，能量不足問題，后期計劃逐步加強(qiáng)注水的周期注水試驗。

表2 2018 年大斜度改造參數(shù)與縫網(wǎng)對比表

表3 大斜度區(qū)周期注水調(diào)整過程統(tǒng)計表

（3）針對油井裂縫見水的問題，實(shí)施連片體彭顆粒調(diào)剖堵水試驗，目前完成1 口，正注3 口。油套壓不同程度的上升，目前對應(yīng)油井2 口井見效。

2.3 合理生產(chǎn)參數(shù)研究

2019 年7 月新投3 口大斜度井，生產(chǎn)初期采取控壓生產(chǎn)，理論排量控制在11 m3，目前穩(wěn)定生產(chǎn)5 個月，階段遞減為34.5 %，對比2018 年投產(chǎn)井遞減下降21.6 %。

大斜度19 口井初期采用大砂量水力噴射/水力噴射體積壓裂改造方式，平均砂量194 m3，砂比17 %，投產(chǎn)初期大參數(shù)生產(chǎn)排液，吐砂嚴(yán)重，累計砂埋9 井次。大斜度井投產(chǎn)初期大參數(shù)排液，導(dǎo)致地層吐砂嚴(yán)重，通過井筒凈化跟蹤表分析發(fā)現(xiàn)，參數(shù)在5 次以上的井，井筒凈化周期在4 個月；參數(shù)在3.5 次的井，井筒凈化周期9 個月，下步對大斜度井控壓生產(chǎn)，參數(shù)控制在3.5次（見表4）。

2.4 砂埋井治理措施研究

對砂埋井治理措施研究，常規(guī)沖砂洗井：累計治理大斜度吐砂井7 井次，產(chǎn)能恢復(fù)率78.5 %，但出砂頻繁（成3-24X 砂埋2 次），用水量大，入井漏失量大。氮?dú)馀菽瓫_砂：試驗2 口（成7-23X、成3-23X），成3-23X 沖砂洗井后日增產(chǎn)3.0 t，產(chǎn)能恢復(fù)率100 %。用水量少，產(chǎn)能恢復(fù)率較常規(guī)高，但成本較高。

表4 大斜度吐砂井生產(chǎn)參數(shù)統(tǒng)計表

3 結(jié)論與認(rèn)識

（1）分析姬塬長6 油藏歷年開發(fā)現(xiàn)狀及2018 年開發(fā)效果，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)主應(yīng)力方向井見水風(fēng)險大，水淹井多，儲量損失大，2019 年優(yōu)化長6 油藏大斜度開發(fā)井網(wǎng)為矩形井網(wǎng)。

（2）大斜度區(qū)應(yīng)采用超前注水開發(fā)方式，但超前注水量及超前注水時機(jī)需要進(jìn)一步研究。大斜度區(qū)裂縫發(fā)育，適合溫和注水的周期注水方式，但同時考慮地層能量的問題，下步應(yīng)逐步加強(qiáng)注水強(qiáng)度。

（3）大斜度區(qū)初期遞減大，建議后期投產(chǎn)井控制生產(chǎn)參數(shù)，穩(wěn)定在理論排量11 m3，降遞減的同時防止砂埋。

（4）大斜度井投產(chǎn)初期排液見油后，需控壓生產(chǎn)，沖次參數(shù)保持在3.5 次以內(nèi)平穩(wěn)運(yùn)行。

（5）常規(guī)沖砂洗井用水量大，入井漏失量大，產(chǎn)能恢復(fù)率低；氮?dú)馀菽瓫_砂用水量少，產(chǎn)能恢復(fù)率較常規(guī)高，但成本較高。