胡尖山油田安83區(qū)長7致密油藏水平井地層能量補充方式研究

王平平，李秋德，張 博，李 超，李忠陽，馮松林，李龍龍

中國石油長慶油田分公司第六采油廠地質(zhì)研究所 （陜西 西安 710200）

鄂爾多斯盆地在沉積演化過程中主要以三角洲沉積為特征，河湖三角洲沉積體系的形成及其發(fā)育，必然受到水系的發(fā)育及受物源區(qū)控制，特別是規(guī)模較大的河湖三角洲的形成必有主水系和賴以穩(wěn)定的物源區(qū)作后盾。該地區(qū)受北部、東北部2個物源方向控制，以東北物源為主：輕礦物為低石英和高長石組合，重礦物為高石榴子石和鋯石組合。鄂爾多斯盆地延長組為一套內(nèi)陸湖泊相沉積，湖盆具有面積大、深度淺、地形平坦和分割性較弱的特點，且物源補給充沛，沉積厚度大。隨著湖盆不斷退縮，三角洲不斷進積，形成大規(guī)模復合連片砂體。

安83區(qū)長7油藏位于胡尖山油田中部區(qū)域，為致密砂巖油藏，屬低孔-特低孔、超低滲儲層[1]，主力含油層系為三疊系延長組長72小層。長72砂層平面分布穩(wěn)定，厚度約15～20m，層內(nèi)夾層發(fā)育，平面上油層連片性好。儲層砂巖平均孔隙度8.9%，滲透率0.17×10-3μm2。儲層總體上表現(xiàn)為弱親水-親水性，地層原油黏度1.01mPa·s，地層原油密度為0.708g/cm3,原始氣油比75.7m3/t,地面原油比重0.845g/cm3，黏度6.5mPa·s，地層水總礦化度 51g/L，水型為 CaCl2型。長7層隔夾層發(fā)育，縱向上多油層疊加，累計厚度大，平均每口井發(fā)育＞1m的隔夾層3～4條。分層系數(shù)5.1，層間非均質(zhì)性強。

安83區(qū)長7致密油開發(fā)經(jīng)歷了定向井開發(fā)試驗和水平井開發(fā)試驗2個階段，從2010年起共歷時5年，試驗了 4套水平井井網(wǎng)（2011～2014年），儲層初次改造使用了常規(guī)壓裂、體積壓裂。目前全區(qū)共有油井512口，開井476口，注水井131口，開井 96口。其中，水平井開井164口，單井產(chǎn)能4.87t/d，綜合含水47.1%，年自然遞減46.3%，共試驗了正七點、交錯七點、正五點、準自然能量4套井網(wǎng)，采用常規(guī)壓裂、體積壓裂2種改造方式，開發(fā)特征表現(xiàn)為：常規(guī)注水易見水，不注水地層能量不足，遞減大，合理開發(fā)技術政策仍不明確，制約長期穩(wěn)產(chǎn)。

1 多種地層能量補充方式評價

針對致密油藏水平井開發(fā)矛盾，近年來重點開展吞吐采油、周期注水、異步注采等工作，均取得了一定效果及認識。

1.1 注水吞吐采油

注水吞吐是在同一口井進行注水、采油的開發(fā)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(qū)[2]（圖1）。裂縫越發(fā)育，油水接觸面積越大，越有利于基質(zhì)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。安83區(qū)2012年后投產(chǎn)水平井均采用體積壓裂改造，縫網(wǎng)發(fā)育，因此該區(qū)開展注水吞吐采油具有一定理論基礎。

圖1 吞吐采油各階段示意圖

對安平26井數(shù)值模擬：壓裂滯留液3 780m3作為吞吐第1周期，生產(chǎn)485天，累計產(chǎn)油4 405t；吞吐第2～18周期，周期注入量為8 000m3，日注水量500m3，壓力達到原始地層壓力的120%，悶井1個月的條件下，周期采油時間365天，開采20年后注水吞吐的采出程度達到19.4%，單井累計采油量2.95×104t，開發(fā)效果較好（圖 2）。

圖2 數(shù)值模擬安平26井吞吐采油各項參數(shù)情況

2013年，通過對3口水平井洗井發(fā)現(xiàn)地層倒吸不返排現(xiàn)象，以安平28井為例：洗井完開抽后，動液面由1 392m上升至766m，日產(chǎn)液量由16.8m3上升至18.5m3，日產(chǎn)油量由9.8t上升至11.4t，3天后含水下降至26.2%，鄰井安平27液面上升、產(chǎn)量上升（圖3）。分析認為油層局部地層能量虧空，洗井液進入虧空層位，間接補充地層能量。

基于理論研究和水平井沖砂洗井效果，在充分結合改造強度、縫網(wǎng)形態(tài)等參數(shù)情況下，2014年對該區(qū)7口水平井開展注水吞吐試驗，分2批次實施，第一批次實施2口（安平19、安平21），在安平19注水階段，其鄰井安平42見效，累增油461t，安平21井情況類似（本井及鄰井安平20井見效明顯，累增油735t）；第二批次實施5口，采用連片吞吐，注水過程中，胡平241-5和胡平241-2壓力上升基本保持同步，胡平241-3和胡平241-6保持同步，且產(chǎn)液量、動液面變化也具有同步性，證明裂縫相互溝通，井間干擾嚴重，且連片實施由于井距小、井間壓力相互干擾，導致波及面積小、不利于滲吸置換，因此油井含水下降慢，效果較差，后期不建議連片實施。

圖3 安平28、安平27井日生產(chǎn)曲線

1.2 周期注水

針對致密油水平井常規(guī)注水開發(fā)易見水的矛盾，結合縫網(wǎng)形態(tài)和見水周期，開展周期注水試驗，把注水周期控制在見水周期之內(nèi)，解決該區(qū)注水開發(fā)易見水、不注水地層能量無法及時補充的矛盾，通過不斷摸索、試驗，總結了3種不同間注制度（注3停7、注5停5、注10停10），對應28口水平井遞減明顯減緩，月度遞減由9.6%下降至6.6%。典型井安平44對應3口注水井，前期觀察停注，2014年4月份開始對其中2口井實施間注，油井見效明顯，動液面上升，含水穩(wěn)定，日產(chǎn)油上升（圖4）。

1.3 異步注采

基于毛管吸吮作用和壓差機理[3]，對易見水的水平井開展異步注采試驗（注時不采、采時不注），進一步探索能量補充和控制油井含水的方法[4-5]。試驗了2口井，平均單井產(chǎn)量由2.07t上升至3.60t，含水由68.2%下降至44.6%。典型井安平18對應注水井3口，投產(chǎn)即高含水，2014年9月6日開展異步注采試驗，在第5周期結束時，安平18井含水由第一周期的100%下降至37.2%，日產(chǎn)油由試驗之前的3.6t上升至5.4t，冬季由于氣溫低結束異步注采后，該井含水上升至54.0%，日產(chǎn)油降至3.5t。

圖4 安平44縫網(wǎng)形態(tài)圖及注采反應曲線

2 結論與認識

安83區(qū)致密油藏水平井地層能量補充方式具有多樣性，吞吐采油、周期注水、異步注采均取得一定效果，但總體來說基于毛管吸吮作用和壓差機理的按一定注入周期補充能量的滲析采油法對致密油開發(fā)具有深遠意義。在充分考慮改造強度、縫網(wǎng)形態(tài)等參數(shù)情況下實施效果較好。周期注水和異步注采已取得階段性成果，后期可持續(xù)擴大實施；連片吞吐采油由于井距小、井間壓力相互干擾，導致波及面積小、不利于滲吸置換，效果較差，建議后期隔井距實施。因此，在持續(xù)探索致密油地層能量補充的同時可考慮：充分結合吞吐采油、周期注水和異步注采，開展水平井注水試驗；開展隔井距吞吐采油試驗，降低井間干擾，改善吞吐效果；開展不同介質(zhì)（二氧化碳、氮氣等）驅油試驗及適應性研究。

[1]馮勝斌，牛小兵，劉飛，等.鄂爾多斯盆地長7致密油儲層儲集空間特征及其意義探討[J].中南大學學報：自然科學版，2013,44（11）：4574-4580.

[2]王志鵬.注吞吐水開發(fā)低滲透裂縫油藏探討[J].特種油氣藏，2006，13（2）：46-47,55.

[3]龔姚進,李清春.非均質(zhì)多油層砂巖油藏異步注采的可行性[J].特種油氣藏，2005,12（增 1）：63-65.

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