深層特低滲油藏氣驅油藏工程設計

楊建朋(大慶油田責任有限公司第一采油廠基建工程管理中心房產部，黑龍江 大慶 163000)

0 引言

油藏工程是以依據油層物理與油氣層滲流為基礎，來進行油田開發設計與工程分析方法的綜合性技術。其主要任務是：研究油藏與氣藏在不斷開發過程中所涉及到的油、氣、水等物質的運動規律與替代的機理。通過對相關工程措施進行模擬，來科學、合理地提高開采時的速度與總體的收集量。

1 油藏簡況

試驗區塊的地勢是東北走向，向西南傾斜，與箕狀類似，東西方向較高，中部與南邊較低，內部還具有多個東西向的斷層，讓整體環境變得復雜。底層傾斜角度較大，約15 ℃。在研究區域內還發育了三角洲的前緣亞相，其水下的河道分支范圍寬廣，呈現巨大的網狀。同時，側向遷移次數較多，是東南向西北呈扇形展開的三角洲前緣沉積體系。水下分流河道為該區域沉積的主要關鍵，伴生相主要有：分河間灣、河口沙壩等，北向有濱湖、半深湖。本區分流河道沉積是以濱淺湖相帶為主要背景，河道經過多次的匯合與分開。儲巖層的土質可以分為細砂、粉砂、泥質砂等種類。通過相應資料分析，孔隙度最小的為3.4%左右，最大的縫隙度是18.6%，剩余大多數是10%～18%，平均為12.7%左右；滲透率最小是0.029 mD，最大是7.57 mD，更多的是0.125～4.000 mD，平均數值是1.62 mD。其中，有效的儲層段孔隙度分布在10%～20%，平均為14.7%。油藏類型的整體構造為構造巖型。與正常的壓力系統相同，原油性質同樣是常規中的稀油[1]。

2 氣驅油藏工程的設計

2.1 開發層劃分

通過層系劃分與組合的原則：1套獨立的開發層系需要具備一定程度的厚度與儲存量，在經濟上擁有生產的能力，滿足當前采油速度與穩產年限的相關要求。同一層系之內，因有著相同的溫度、壓力系統，儲層物質、原油、驅動類型都很相似。各層之間必須要具備優秀的隔層，防止對其進行注水開發時發生層間水竄的情況。考慮到其具備一樣的溫度、壓力系統、原油品質等，目標層原油的分布狀況較為集中等原因，制定完整的層析開發法較為經濟合理些。

2.2 井型的設計

通過將水平井與直井進行對比，并與本地儲層的發育特點進行結合來看，整體上的油層平面疊加連片，變化程度較大，縱向還具備分布薄、分散、深的特征，其層間較多數單一層薄，地域跨度大，較為適合使用直井進行開發。同時，在日常工作中，因其具備良好的生產效果，所以該方式使用較多。

2.3 排距的確定

區塊在屬于典型的特低滲油藏時，相應油井需要進行大規模的壓裂與投產。在部署的過程中，必須要使用到井網、注采、壓裂縫系統等，在最佳位置使用，并對其構造傾向與裂縫方向、儲層連接、開發方式、經濟等因素進行綜合兼顧，注重注采井網與距離之間的優化工作。

2.3.1 注采井網絡優化

通過對國內外的注采井事件進行分析，發現在擁有較大傾角的油藏之內使用構造高部注氣的方式，能夠將重力穩定驅替作用完美地發揮出來。與以往的面積注采井網相比較來看，能夠在防止氣體亂竄、提高氣驅波和其體積方面發揮巨大的作用。通過對相應的機理進行建模，模仿其中的數值，讓注采井網的方式進行改善，逐一設計了面積反五點注氣、反九點注氣、線性高、低部位注氣4種新型的注采井方式，對其進行實驗。通過計算結果表明，其中的線性高部位注氣所帶來的效果非常優秀。從以上可以看出，線性高部位注氣定位在現實中所使用時，還會考慮到在短時間內補充底層的能量，以此提升油井的工作效率，可以將其應用在腰部補充注氣井點，開展相應的輔助[2]。

2.3.2 井距排距的優化

(1)井距。首先應該考慮到儲層連接的情況，再通過對區塊內完鉆井，多種井距連通的情況下，可以分析出在目前位置油層在平面內，同時變化程度會大一些。統計出橫切物源方向400 m的井距，讓其連通系數在40%左右，順著該方向時，520 m的距離連接系數是70%。橫切物源防線與井排走向相同，所以不太適用于過大的距離。同時在相同的試驗開發過程中，表示在線性注采井網之中，過于大的井距會造成動用程度不充分、生產周期較長的情況。相應數據機理的模型方式，對其間的距離進行了優化，在排距300 m的情況下，逐一設計出150、180、210、240、270 m等的寬度。最終結果顯示，隨著距離地不斷縮減，采出的程度不斷變大，在低于210 m時變化的效果并不明顯，所以最終確定了210 m的井距。

(2)排距。要想確定出合理的排距，首先要考慮以下因素：一是在線性注采井網中，其井網波和間隔距離較大的時候，排距同樣應隨著變大；二是在對整體區塊的構造特征進行考慮時，其上方應將排距的寬度適當加大，會有利于開展注氣重力穩定驅替；三是在考慮儲層發育的情況時，排距的設計方式應該要順應著物源的方向，并適當的對其寬度進行加大；四是在排距逐漸變大后井網的形式便會變成矩形，進行兩口井的壓裂縫檢測，并讓其對角線的方向與裂縫方位相似，這樣在一定程度上就擴大了井距離。排距同樣通過數值模擬機理模型，達到了優化的效果，在距離為210 m時，分別設計出340 m、380 m、420 m、460 m等的寬度。在排距低于420 m時，采出的程度不斷減小，所以確定出420 m是科學合理的。從以上敘述中可以看出，要對油藏構造傾向、亞裂縫方位、儲層連接、開發方式等多方面的因素進行綜合考慮。通過設計以頂部注氣為主、腰部為輔的210 m×420 m的矩形注采井網形式，讓其短邊與構建方向相似，長邊、構造、順物源等方向接近。這樣的方式有利于形成注氣重力穩定驅替，減小氣竄的程度，擴大波及的體積，從而提升采收效率。

2.3.3 投產方式確定

區塊內的儲層中礦物含量較高，脆性指數較大，根據全巖分析的方式進行計算，在該性質達到88.8%～94.8%，平均數值為92.3%，對造縫工作非常有利。通過對開采工作的認知，并在儲層發育與井網距離合適的情況下，將大規模的縫網壓裂方式應用其中，對造儲層進行改善，可使單井初期的產量不斷提升。同時，為了盡可能減小氣竄、擴大氣驅波及其體積，注氣井可暫時不壓裂，后期如果發生注氣困難的情況，再進行小規模的改造。

2.3.4 優化選井技術

(1)選井原則。利用開采時的動態資料信息，將其中收效較低、動用程度差、具備一定潛力的儲層作為候選，再進行模擬壓裂層段，選擇出較為優秀的工藝措施。根據當前油田的情況，再將其與近幾年國內外在壓裂選井層的研究數據成果進行融合，以此來確定出適合該區域。并且壓裂井層的特征參數是：跨度要在30～60 m，有效的厚度是10～25 m，含油飽和度為35%～60%，孔隙度14%～20%，含水占10%～50%，地層壓力系數是0.7～1.3，采出程度為10%～30%。通過對其進行壓裂，讓產出效果不斷增加。還要確保所選井的狀況良好，亞層段外沒有竄槽、套變，滿足一定的工藝條件。

(2)把握最佳時機。通過壓裂與油藏模擬器的使用，對增壓后的增產油量和壓前地層壓力系數的關系進行模擬，并得出了在系數為0.7～1.3時，效果是最佳的。在以前儲層作為評估基礎時，要充分考慮多種因素可能會產生的影響，并使用模糊識別原理計算出適合油藏壓裂的模式，并進行定量評估，確保工作的科學與程序化。依據計算所得出的結果，對不同區塊的壓裂時機進行確定。

2.3.5 耐高溫壓裂液體系

(1)壓裂預前置液。針對不同的油氣藏特點，需要研制出不相同的預前置液，以此來對地層進行保護。低傷害壓裂預前置液主要構成是：復合型黏土穩定劑、表面高活性劑、放乳破乳劑等，其平均傷害率為1.38%，空隙喉道還具備一定程度的疏通作用，提高巖芯的滲透性。

(2)耐高溫壓裂液。該壓裂液體系是由復合交聯劑與低殘渣的羥丙基胍膠進行膠連，在160 ℃的環境內剪切120 min，黏度為97 mPa·s。在井內溫度不同的情況下，加入小于0.01%的破膠劑，便能夠讓其黏度低于4 mPa·s。其中的殘渣含量為240～280 mg/L。破膠劑水化液可與地層水隨意融合，不會發生沉淀現象，還可與原油形成穩定的乳化液，在其處于90 ℃的高溫內120 min時，破乳效率能夠達到95%，壓裂液中放入0.3%的液體降濾失劑之后，系數為每分鐘為6.02×10-4m，對巖心造成的傷害減少8.23%。

(3)壓后縫面處理技術。在壓裂施工結束之后進行閉合時，還要在其中每分鐘注入0.3～0.5 m3的縫面處理劑，同時加快破膠過程，降低壓裂液對封面與地層的傷害。壓后封面處理劑的組成是：強氧化劑、有機酸、表面高效活性劑等多種增效劑。其在低溫環境之下，可以用最短的時間內進行破膠，同時還能將其中的粗纖維素、蛋白質、脂肪、灰份等物質有效降解，讓殘渣含量大幅下降。與常規破膠劑在80℃的環境之內對比，殘渣的含量大幅下降73.1%～78.7%。不僅如此，對支撐縫隙滲透性的效果較弱，但是導流能力提升了40%左右[3]。

3 結論

從文中可以得出以下結論：一是整體上的油層平面疊加連片，但變化并不大，縱向上具備薄、分散、深等特點，單層較薄，跨度大，較為適宜直井的開發；二是在地層傾斜程度較大的油藏，可使用頂部注氣的方式來避免氣竄的發生，將氣驅波及其體積進行擴大，從而提高氣驅的采收效率；三是面對特低滲油藏，在開工的過程中，需要在油井進行大規模的壓裂投產，根據井網系統進行部署，還要進行注采與壓裂系統的最佳配置。