致密油藏水平井有效開發技術研究及應用

2020-07-04 00:49:18岳文成沈煥文陳弓啟

石油化工應用 2020年6期

岳文成，張鵬，沈煥文，劉安，王鵬，蔡濤，陳弓啟，楊敏

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

吳C 區長7 油藏位于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡西南部,長7 油層組為鄂爾多斯三疊紀湖盆發育鼎盛期的沉積物，主要沉積相類型為三角洲相和湖泊相沉積，以三角洲前緣亞相水下分流河道微相為主，受沉積初期古地貌及沉積成巖差異壓實作用影響，發育近東西向不規則鼻狀隆起[1]。油藏儲層物性差、非均質性強、天然裂縫發育，屬于典型的“ 三低”油藏，油藏埋深2 100 m，有效厚度10.4 m，平均滲透率0.18 mD，平均孔隙度9.4 %，為典型的難動用儲層。儲層孔隙類型以粒間孔和長石溶孔為主，面孔率低（見表1）。

該區塊2013 年開始水平井開發試驗，試驗初期井網采用“ 七點法”，水平井水平段走向與主應力方位垂直，長度：700 m～1 050 m，平均950 m，水平井間距：450 m～700 m，水平井改造方式采用水力噴砂環空加砂分段多簇壓裂，開始每段2 簇，每井7～13 段，發展到每段3～4 簇，每井5～8 段；由于天然裂縫發育，人工裂縫與天然裂縫溝通造成注水開發后水平井含水不斷上升，后期開發井網調整為準天然能量開發，局部采用“ 五點法”井網，壓裂改造方式發展為水平井泵送速鉆橋塞體積壓裂，每段3～4 簇，每井7～11 段。

目前該區塊水平井開井44 口，單井產量2.2 t/d，綜合含水47.6 %，定向井開井11 口，單井產能0.5 t/d，綜合含水13.9 %，采油速度0.25 %，采出程度1.25 %，注水井開井6 口，單井日注15 m3，注水方式均為周期注水，整體開發水平較低。

1 吳C 區開發難點

1.1 天然裂縫發育，井間干擾大，初期遞減大

從野外露頭、巖心剖面、側向測井資料、鑄體薄片等宏觀及微觀資料表明長7 致密油儲層高角度天然裂縫較為發育，油藏裂縫走向以北東-南西向為主，主要優勢方位為70°～85°與105°方向。

表1 吳C 區長7 油藏儲層物性統計表

由于天然裂縫發育，水平井壓裂過程中[2，3]，人造裂縫與天然裂縫溝通，壓裂液沿裂縫突進，造成鄰近采油井含水上升速度快，且產能難恢復或恢復期較長。

1.2 井網適配性差，注水開發風險大，驅替系統難以建立

由于天然裂縫發育、后期改造強度大，注入水沿裂縫高滲帶竄入油井，油井見水后生產動態為液量、液面及含水大幅度上升，日產油下降；對應注水井停注驗證后含水下降迅速。

2 提高開發水平主要做法

2.1 開展長短周期注水試驗

周期注水機理：周期注水也稱間隙注水或不穩定注水，是周期性的改變注水量和注水壓力，在油層中形成不穩定壓力狀態，引起不同滲透層間或裂縫間流體相互交換，有效解決非常規注水對高含水期開發的需求，從而提高水驅油采收率。

周期注水驅油過程：當注水量增加，高滲層升壓快，在壓差的作用下，部分流體由高滲層流入低滲層段；當注水井停注，高滲層降壓快，在反向壓差的作用下，部分流體從低滲層流回高滲層被采出[4]。

2.1.1 注水周期的確定

式中：T-周期，d；L-注水井到生產井的平均距離，m；C-綜合壓縮系數；K-滲透率，mD；φ-孔隙度，%；μ-黏度，mPa·s。

周期延續時間反映了注水量的波動頻率。若以某一交滲流量值作為關井時間下限，以生產井某一含水率值作為關井時間上限，在中高含水期開展的周期注水，其合理周期延續時間應該是逐漸縮短的。因當高滲層含水達到一定程度后，生產井很快見水，再注水高滲層波及程度不再增加，這時高低滲層的交滲流動面積達到最大值，之后這一面積將隨著低滲層注水波及程度的增加而減小，結合公式計算，該區注水周期暫定為90 d。

2.1.2 注水量的確定

式中：B-注水量波動幅度；q1-加強注水時的注水量，m3/d；q2-控制注水時的注水量，m3/d；q-常規注水時的注水量，m3/d。

借鑒其他油田周期注水經驗，最好使注水量的波動幅度值保持1，即在增大注水量的半個周期內，將注水量增大一倍，降低注水量半個周期內停注。根據目前該區平均日注20 m3，代入公式得出，q1為40 m3，考慮實際生產情況，要求q1為30 m3，q2為0 m3。

2.1.3 試驗過程及試驗效果在前期試注過程當中，仍表現出油井動態響應劇烈的情況，注水井注水30 m3，開注3 d 后，油井含水上升至100 %，后停注，4 d～5 d后含水下降，在經過1 個月左右的從注7 停7，注5 停5，注3 停3 等方式摸索，后對動態響應劇烈的北部區域定為注3 停3 的注水方式，對注水動態響應不太劇烈的部位定為注1 月停半月的注水方式（見圖1）。

2.2 開展長短周期吞吐試驗

注水吞吐試驗是在同一口井進行注水、采油的開發方式，它利用油層的親水性，在毛管力吸水排油的作用下，注入水進入并駐留在低滲孔道，將原油排到高滲區。裂縫越發育，油水接觸面積越大，越有利于基質與裂縫間流體的置換滲吸，滲吸采收率越高，注水吞吐效果越好。

2.2.1 長周期吞吐試驗

選井原則：（1）油層穩定、含油性好；（2）壓裂改造效果好，初期單井產量高；（3）目前動液面低、液量低，液量出現大幅遞減，表現出明顯的能量不足的特征；（4）試驗井盡量連片；（5）鉆井、試油工程質量好，鉆井過程中未出現溢流、井漏等現象。

圖1 吳C 區長7 油藏周期注水參數設計圖

2.2.1.1 累計注水量的確定根據前期研究結果，隨著累計注水量的增加，壓力保持水平增加，試驗井階段累計產油量先增加后減小，認為當注水期末壓力保持水平為100 %時，累計產油量最高，開發效果最好。因此，設計注水期末合理壓力保持水平為100 %。前期試驗結果表明鄰井見效或者見水比例高，考慮鄰井液量較低，也需要補充能量。設計吳平462-11、吳平463-10井注水波及面積為單井控制面積的1.2 倍，對應單井累計注水量為4 620 m3和5 490 m3。

2.2.1.2 單井日注的確定前期注水吞吐試驗顯示，為避免注入水擴大天然裂縫，結合安平19 和安平21井注水動態特征，單段日注水量應為10 m3～20 m3。設計吳平462-11、吳平463-10 井單段日注水量10 m3，單井日注水量為80 m3，分別注水58 d 和69 d。

由于體積壓裂形成的縫網較復雜，注水過程中注入水易突破至鄰井，使得波及體積增大，為保證地層壓力達到設計要求，根據周圍鄰井見水情況適當延長注水時間，增加注水量計算如下：

增加注水量=（設計累計注水量-已注入水量）×見水井數×0.5。

2.2.1.3 燜井時間的確定長7 致密油室內長巖心試驗表明，隨著燜井時間的增加，注水吞吐最終采收率呈現先上升后下降的趨勢，當燜井時間為120 min 時，最終采收率最高。出現此類規律是由于燜井時間過短，滲吸置換作用不完全，而燜井時間過長，壓力波傳播到較遠的地方，導致生產壓差下降，采收率降低。

根據室內試驗巖心長度及現場實際井距的大小，等比例折算可得到各吞吐井的最優燜井時間：吳平462-11、吳平463-10 井最優燜井時間分別為62 d、67 d。注水過程中密切關注鄰井吳平462-10、吳平462-12、吳平463-9、吳平463-11 井產量、含水、含鹽、動液面變化，如見水，即刻關井，待試驗井燜井20 d 后開井恢復生產。

2.2.1.4 試驗過程及效果根據以上選井原則并結合本次吞吐試驗內容及吳C 區水平井生產實際，優選吳平463-10、吳平462-11 井開展第一輪注水吞吐試驗。

準備階段（2016.8.3-2016.9.4）：在準備階段，對吳平463-10 井實施沖砂洗井，并井下關井測壓，測得壓力6.79 MPa；

注入階段（2016.9.4-2016.11.13）：注入階段配注80 m3/d，累計注入天數58 d，累計注入量5 550 m3，在注入過程中，該井油套壓持續上升，最高點油套壓為10.2/9.8 MPa，周圍油井動態基本保持平穩；

燜井階段（2016.11.14-2017.1.13）：燜井階段共持續58 d，在燜井過程中測得地層壓力11.68 MPa，油套壓持續下降，燜井階段后期，下降至0.2/0.1 MPa，周圍油井無明顯動態反應；

采出階段（2017.1.13-目前）：該井開抽初期，液量達到20 m3/d，含水100 %，并持續20 d 左右，之后含水下降，液量下降，2017 年2 月4 日見油，與該井吞吐試驗之前相比，日產液量由3.06 m3上升到10.39 m3再下降到8.23 m3，含水由17.4 %上升到50.2 %再下降到34.9%，日產油量由2.15 t 上升到4.40 t 再上升到4.55 t，液面較開抽初期相比下降明顯由224 m 下降到802 m再下降到1 203 m。

吳平463-10 井自2016 年8 月開始實施吞吐試驗（見圖2），經過準備階段，注入階段，燜井階段共計186 d，損失油量401 t，開井后累計凈增油478 t（遞減法計算并扣除停井損失油量），在2018 年8 月底失效，有效期595 d。

2.3 開展短周期吞吐試驗

針對氣體影響嚴重，間歇性出液情況，2018 年1月以來共嘗試開展了47 井次灌水試驗，每次套管灌清水130 m3左右，燜井1 d 左右，灌水后功圖充滿程度變好，通過對比大部分油井灌水后第2 d 開始見油，第3 d 含水降至正常，液量第13 d～15 d 降至灌水前水平，單井累計恢復產能10 t～15 t。