慶城油田西區(qū)長7 油藏差異性及穩(wěn)產(chǎn)對策研究

馮立勇，郭晨光，馮三勇

（1.中國石油長慶油田頁巖油開發(fā)分公司，甘肅慶陽 745000；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

慶城油田處于伊陜斜坡的西南部，延長組下部長7 段沉積期為湖盆發(fā)展的全盛時(shí)期，屬半深湖-深湖相沉積環(huán)境，形成以黑色頁巖、暗色泥巖為主的大型生烴坳陷，是主要生油巖層系。主要含油層為湖泛期沉積的三疊系延長組長71、長72油層。儲層物性差，地面空氣孔隙度平均8.2%，地面空氣滲透率平均0.10 mD，原始含油飽和度為72.4%。地層原油性質(zhì)較好，具有低密度、低黏度和高油氣比的特點(diǎn)，密度0.75 g/cm3，黏度1.21～1.96 mPa·s，氣油比94.8～107.6 m3/t，水型均為CaCl2型，原始地層壓力15.8 MPa。

1 開發(fā)概況

2011 年以來，借鑒北美頁巖油開發(fā)理念，開展長7油藏攻關(guān)研究與試驗(yàn)，經(jīng)過12 年的地質(zhì)理論創(chuàng)新和關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，經(jīng)歷了“先導(dǎo)試驗(yàn)、擴(kuò)大試驗(yàn)、規(guī)模開發(fā)”三個(gè)開發(fā)階段，建成了國內(nèi)首個(gè)百萬噸頁巖油效益開發(fā)示范區(qū)。隨著開發(fā)規(guī)模的擴(kuò)大，油藏儲層平面上和剖面上的差異性研究、水平井主體開發(fā)技術(shù)政策尚不明確，無法滿足生產(chǎn)的需求[1-3]。

目前，研究區(qū)內(nèi)油井總井?dāng)?shù)501 口，開井480 口，日產(chǎn)液6 849 m3，日產(chǎn)油3 463 t，單井日產(chǎn)油7.2 t，含水率40.5%，動液面1 076 m，采油速度0.82%，采出程度2.0%，自然遞減16.4%。

2 頁巖油合理開發(fā)技術(shù)政策探索

2.1 油藏區(qū)域差異性研究

2.1.1 平面上儲層差異性展布 西區(qū)長7 頁巖油2018 年規(guī)模開發(fā)以來，平面上和剖面上儲層均存在差異性；平面上儲層差異性較大，對比油層厚度、儲層特性等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，結(jié)合砂體平面展布特征，轄區(qū)內(nèi)差異較明顯的開發(fā)單元可以劃分為7 個(gè)，通過儲層單因素分布特征研究[4-6]，明確了水云母、碳酸鹽巖等區(qū)域差異（圖1、圖2）。

圖1 不同單元油層厚度、孔隙度柱狀圖

圖2 不同單元電阻、聲波時(shí)差柱狀圖

2.1.2 剖面上多層系疊加差異性展布 轄區(qū)屬于長7期盆地西南沉積體系，以重力流沉積為主，湖盆中部發(fā)育多期疊加儲層，不同開發(fā)單元連續(xù)性較差，砂體厚度變化大，油層呈不連續(xù)條帶狀分布。長7 油藏多層系疊合發(fā)育，通過細(xì)分小層，不同小層間儲量動用程度不均，層間接替潛力大；長721小層儲量動用程度58.7%、長712小層儲量動用程度35.2%；長711、長722儲量動用程度均較低，不足20.0%。

2.2 頁巖油水平井單井產(chǎn)能主控因素分析[7]

2.2.1 地質(zhì)條件是產(chǎn)能控制的基礎(chǔ) 西區(qū)長7 頁巖油水平井鉆遇油層對產(chǎn)量影響較大的地層參數(shù)為氣測全烴值、孔隙度和泥質(zhì)含量。鉆遇Ⅰ類油層長度與產(chǎn)量呈正相關(guān)關(guān)系，Ⅰ類油層越長，初期單井產(chǎn)量、階段累計(jì)產(chǎn)油越高；水平井產(chǎn)液剖面測試結(jié)果顯示，水平段不同油層段產(chǎn)出不均，Ⅰ類油層是水平井單井產(chǎn)量的主控因素，產(chǎn)量貢獻(xiàn)率90%。水平井井距（單井控制儲量）與單井產(chǎn)能呈正相關(guān)，通過分析華H6、華H15 平臺不同井距水平井對比表明：大井距單井控制儲量高，單井產(chǎn)量高，累計(jì)產(chǎn)量高，開發(fā)形勢好。華H15 平臺200 m 井距平均單井儲量17.4×104t，初期產(chǎn)量16.7 t，1.5 年累計(jì)采油6 102 t；華H15 平臺400 m 井距平均單井儲量29.7×104t，初期產(chǎn)量22.7 t，1.5 年累計(jì)采油8 734 t。

2.2.2 初期改造強(qiáng)度是產(chǎn)能控制的途徑 單井產(chǎn)能與改造強(qiáng)度呈正相關(guān)，改造段數(shù)、改造簇?cái)?shù)、百米油層入地液、百米油層加砂量越大，相同時(shí)間段內(nèi)單井累產(chǎn)量越高。

2.2.3 開發(fā)初期技術(shù)政策是產(chǎn)能控制的保障 開發(fā)實(shí)踐表明：燜井周期、放噴排液強(qiáng)度、放噴現(xiàn)場管理、合理流飽比等不同階段的技術(shù)政策，影響單井產(chǎn)能的發(fā)揮；合理的開發(fā)技術(shù)政策能保障單井產(chǎn)能的最大化。

綜合以上分析研究，形成了頁巖油水平井單井產(chǎn)能主控因素分析圖版。地質(zhì)條件和Ⅰ類油層長度是單井產(chǎn)能主控因素的基礎(chǔ)，改造強(qiáng)度是提高單井產(chǎn)能的途徑，合理的開發(fā)技術(shù)政策是提高單井產(chǎn)能的保障；通過定量化的參數(shù)進(jìn)行主控因素分析，為精準(zhǔn)水平井管理建立標(biāo)準(zhǔn)（表1）。

表1 不同累產(chǎn)水平井油層、壓裂及生產(chǎn)參數(shù)圖版

2.3 優(yōu)化開發(fā)初期燜排采開發(fā)技術(shù)政策

利用生產(chǎn)氣油比對地層能量表征作用，將頁巖油開發(fā)過程分為低生產(chǎn)氣油比、中高生產(chǎn)氣油比、高生產(chǎn)氣油比、高-低生產(chǎn)氣油比四個(gè)階段。結(jié)合生產(chǎn)實(shí)際，按照生產(chǎn)過程及含水率的下降趨勢把低生產(chǎn)氣油比階段細(xì)化為三個(gè)階段：燜井階段、排液階段（放噴、返排）、穩(wěn)定采油階段；實(shí)現(xiàn)了開發(fā)建設(shè)期向生產(chǎn)管理期技術(shù)政策的連續(xù)。

2.3.1 燜井階段技術(shù)政策 數(shù)值模擬顯示，隨燜井時(shí)間的延長，壓裂液侵入距離變化平緩，地層壓力逐漸平緩，滲吸置換作用減弱，燜井時(shí)間40 d 后滲吸效果微弱。礦場實(shí)踐統(tǒng)計(jì)顯示：隨著燜井時(shí)間的延長，含水率下降較快、見油時(shí)間較短，長時(shí)間燜井利于含水率下降，但驅(qū)替作用強(qiáng)度和范圍增大，不利于提高累產(chǎn)油；數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示燜井時(shí)間在30～60 d 更有利于早見油、提高累產(chǎn)油。綜合數(shù)值模擬以及礦場實(shí)踐統(tǒng)計(jì)，確定合理燜井時(shí)間為40 d 左右（圖3、圖4）。

圖3 水平井燜井時(shí)間與見油時(shí)間關(guān)系圖

圖4 不同燜井時(shí)間每百米累產(chǎn)油對比圖

2.3.2 排液階段技術(shù)政策 生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析顯示，快速返排有利于早見油，但易造成地層出砂，水平井返排強(qiáng)度越大，見油時(shí)間相對較快，但隨著返排強(qiáng)度的加大，降低了人工裂縫導(dǎo)流能力，水平井出砂嚴(yán)重。數(shù)值模擬顯示：均衡放噴返排泄壓更有利于提高采收率，實(shí)現(xiàn)EUR 最大化。均衡放噴返排泄壓有利于建立穩(wěn)定的壓力分布場，實(shí)現(xiàn)壓力均衡傳導(dǎo)，建立穩(wěn)定的滲流場，累產(chǎn)液較高；非均衡放噴返排泄壓無法建立穩(wěn)定的壓力傳導(dǎo)系統(tǒng)，壓力下降較慢，累產(chǎn)液較低。

按照“連續(xù)、平穩(wěn)、按量”的放噴返排要求，分不同含水率階段制定排液制度。含水率≥90%，百米返排強(qiáng)度為4.0～5.0 m3，1 500 m 水平井排液量60～75 m3/d；含水率60%～90%，百米返排強(qiáng)度為2.0～4.0 m3，1 500 m 水平井排液量30～60 m3/d；含水率40%～60%，按照穩(wěn)定采油期合理流飽比執(zhí)行，百米返排強(qiáng)度為1.0～2.0 m3。

2.3.3 穩(wěn)定采油階段技術(shù)政策 研究表明合理流飽比是穩(wěn)定采油階段的關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)。低于飽和壓力后，產(chǎn)生游離氣體，形成賈敏效應(yīng)，流體阻力增加。數(shù)值模擬表明：不同階段堅(jiān)持不同流飽比更有利于提高采收率。與控壓生產(chǎn)相比，放壓生產(chǎn)初期產(chǎn)量高，但遞減大，流壓保持在飽和壓力附近，采出程度較高。按照水平井不同含水率階段，堅(jiān)持分階段合理流飽比，高含水率階段合理流飽比為1.2～1.6；初期生產(chǎn)階段合理流飽比為0.8～1.5；穩(wěn)定生產(chǎn)階段合理流飽比為0.8～1.0（表2）。

表2 頁巖油開發(fā)分公司水平井分階段技術(shù)政策表

2.4 遞減含水氣油比動液面開發(fā)規(guī)律研究

2.4.1 自然遞減隨開發(fā)時(shí)間呈指數(shù)-雙曲-指數(shù)階梯式變化 數(shù)據(jù)擬合及開發(fā)現(xiàn)狀顯示：頁巖油水平井遞減第一年30%、第二年25%、第三年20%以下，進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段；初期月度遞減率1.7%～2.2%，隨著開發(fā)時(shí)間延長呈下降趨勢。

2.4.2 含水率下降至穩(wěn)定的周期約10 個(gè)月且存在區(qū)域差異 數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示：水平井投產(chǎn)后含水率下降至90%，見油期55 d（1.8 個(gè)月）、含水率下降至60%，排液中期131 d（4.3 個(gè)月）、含水率下降至40%，排液后期246 d（8.2 個(gè)月）；10 個(gè)月后進(jìn)入含水率穩(wěn)定期（35%）。區(qū)域差異表現(xiàn)：悅60 和板32 區(qū)受不穩(wěn)定放噴和井筒出砂結(jié)垢的影響，該區(qū)域見油周期78 d 高于平均值55 d；西325、慶城南含水率下降較快，投產(chǎn)第1 個(gè)月見油，6～7 個(gè)月進(jìn)入含水率穩(wěn)定階段。

通過對含水率下降規(guī)律和遞減規(guī)律的研究，建立含水率與累產(chǎn)油關(guān)系圖版。根據(jù)含水率與累產(chǎn)油關(guān)系的變化趨勢判斷油井生產(chǎn)是否正常，曲線向上偏移，生產(chǎn)動態(tài)變差；曲線向下偏移或延預(yù)測線，生產(chǎn)動態(tài)變好或穩(wěn)定。篩查運(yùn)行異常井、預(yù)測堵塞井。

2.4.3 維持高動液面控壓生產(chǎn)可確保較好的穩(wěn)產(chǎn)效果 單井分類分析顯示：高產(chǎn)井動液面維持較好（一年后動液面607 m），流壓在飽和壓力以上穩(wěn)定生產(chǎn)；低產(chǎn)井動液面下降較快（一年后動液面1 087 m），10 個(gè)月流壓即下降至飽和壓力之下，呈現(xiàn)供液不足的特征。建立水平井動液面與累產(chǎn)液關(guān)系圖版，高產(chǎn)井年度動液面降幅小，1.5 年累產(chǎn)液1.6×104m3；低產(chǎn)井年度動液面降幅大，1.5 年累產(chǎn)液0.9×104m3；從高產(chǎn)到低產(chǎn)，動液面降幅加大、累產(chǎn)液下降。根據(jù)表3，依據(jù)當(dāng)前動液面與累產(chǎn)液關(guān)系對單井進(jìn)行分類，對標(biāo)分類管理，實(shí)現(xiàn)技術(shù)政策執(zhí)行的精細(xì)化。

表3 頁巖油水平井動液面與累產(chǎn)液關(guān)系

2.4.4 生產(chǎn)氣油比呈三段式變化快速上升、快速下降、穩(wěn)定階段 根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合結(jié)果（圖5、圖6）：預(yù)測前三年生產(chǎn)氣油比分別為216、147、99 m3/t；對標(biāo)目前現(xiàn)狀，2018 年投產(chǎn)井生產(chǎn)至第4 年，生產(chǎn)氣油比高于預(yù)測（45 m3/t），存在脫氣現(xiàn)象；2019-2021 年投產(chǎn)井生產(chǎn)氣油比符合預(yù)測。生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示，當(dāng)流壓低于飽和壓力時(shí)，生產(chǎn)氣油比隨著流壓下降開始上升；當(dāng)流壓低于80%飽和壓力時(shí)，生產(chǎn)氣油比上升的幅度變大。動液面和氣油比存在線性關(guān)系，即隨著氣油比的增加動液面下降加快，單井日產(chǎn)油能力也呈下降趨勢。

圖5 頁巖油水平井生產(chǎn)氣油比預(yù)測曲線

圖6 不同投產(chǎn)年水平井生產(chǎn)氣油比現(xiàn)狀圖

3 結(jié)論

按照油藏特征分析與地質(zhì)工程一體化相結(jié)合的思路，通過分析研究頁巖油水平井儲層物性、測井?dāng)?shù)據(jù)、巖心資料以及開發(fā)動態(tài)，總結(jié)燜排采不同階段開發(fā)規(guī)律，形成了頁巖油水平井高效開發(fā)的穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)政策。

油層剖面及平面展布特征研究表明，長7 油藏油層對應(yīng)性及連通性存在明確區(qū)域差異，研究區(qū)內(nèi)差異較明顯的開發(fā)單元可以劃分為7 個(gè)。

頁巖油水平井單井產(chǎn)能主控因素有地質(zhì)基礎(chǔ)水平井鉆遇Ⅰ類油層長度、單井控制儲量、初期改造強(qiáng)度、合理的開發(fā)技術(shù)政策等，通過定量化的參數(shù)進(jìn)行主控因素分析，為精準(zhǔn)建立水平井管理對策提供了依據(jù)。

頁巖油投產(chǎn)初期按照“連續(xù)、平穩(wěn)、按量”的放噴返排要求，分不同含水率階段制定排液制度，含水率≥90%，百米返排強(qiáng)度為4.0～5.0 m3，1 500 m 水平井排液量60～75 m3/d；含水率60%～90%，百米返排強(qiáng)度為2.0～4.0 m3，1 500 m 水平井排液量30～60 m3/d；含水率40%～60%，按照穩(wěn)定采油期合理流飽比執(zhí)行，百米返排強(qiáng)度為1.0～2.0 m3。穩(wěn)定的采液階段按照水平井不同含水率階段，堅(jiān)持分階段合理流飽比，高含水率階段合理流飽比為1.2～1.6；初期生產(chǎn)階段合理流飽比為0.8～1.5；穩(wěn)定生產(chǎn)階段合理流飽比為0.8～1.0。

固化形成的遞減、含水率、氣油比、動液面四項(xiàng)開發(fā)規(guī)律認(rèn)識對深入了解頁巖油開發(fā)規(guī)律，指導(dǎo)頁巖油高效開發(fā)具有建設(shè)性的指導(dǎo)意義。