AS油田特低滲油藏超短水平井加密攻關(guān)與實踐

徐 志 王 芳 李 丹 張曉丹 馬 浩

(①中國石油長慶油田分公司第一采油廠；②中國石油長慶油田分公司第六采氣廠)

0 引 言

AS油田是國內(nèi)陸上第一個億噸級整裝開發(fā)的特低滲油田，主力油藏自20世紀(jì)80年代末全面投入注水開發(fā)，歷經(jīng)近40年的持續(xù)開發(fā)，主力油藏相繼進(jìn)入開發(fā)中后期，含水上升加快、產(chǎn)能遞減加大、多井低產(chǎn)等矛盾凸顯，部分區(qū)塊已進(jìn)入高含水期，水驅(qū)狀況和剩余油分布日益復(fù)雜。多年開發(fā)經(jīng)驗顯示，動用程度與開發(fā)效果受天然裂縫與井網(wǎng)形式的雙重影響。由于天然裂縫發(fā)育，隨著注水開發(fā)的延長，水線溝通，使主向井水淹[1]，形成67°方向的水線，導(dǎo)致部分剩余油在水驅(qū)裂縫兩側(cè)富集，而在基礎(chǔ)井網(wǎng)條件下儲層動用程度有限，局部井網(wǎng)適應(yīng)性差，影響了采收率的提高[2]。面對老區(qū)內(nèi)勘探程度高、外圍可建產(chǎn)儲量不足的狀況，為實現(xiàn)AS油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，老油田加密調(diào)整是實現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的重要途徑之一。

2009年以來，重點加大剩余油的精細(xì)刻畫，形成了以“油藏工程+數(shù)值模擬+精細(xì)測試+檢查井驗證”為核心的四結(jié)合剩余油綜合預(yù)測技術(shù)；在剩余油精細(xì)刻畫的基礎(chǔ)上，通過實施“早期探索-先導(dǎo)試驗”，論證特低滲油藏井網(wǎng)加密調(diào)整的可行性，并形成了適應(yīng)AS油田三種基礎(chǔ)井網(wǎng)條件下的加密調(diào)整技術(shù)，推廣實施加密油水井3211口，井網(wǎng)適應(yīng)性變好，采收率提高了6.0%左右。

近幾年實施井網(wǎng)加密調(diào)整，由于儲層物性變差，定向井加密后，井網(wǎng)適應(yīng)性差，儲層難以建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)，單井產(chǎn)能低且遞減大，采收率僅提高1.0%。目前，國內(nèi)油田水平井加密只在高滲油田開展過研究[3]，本文結(jié)合特低滲油藏前期水平井加密先導(dǎo)性試驗的實施效果，通過優(yōu)化井網(wǎng)井型，改變開發(fā)方式，采用不穿水線、斜交最大主應(yīng)力的超短水平井加密調(diào)整，同時配套精細(xì)儲層改造技術(shù)，取得了較好的開發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)效益，可以為同類油藏井網(wǎng)加密調(diào)整提供技術(shù)參考。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

AS油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中東部，構(gòu)造活動十分微弱，地層產(chǎn)狀平緩，構(gòu)造為一平緩的西傾單斜，地層傾角0.5°左右，平均地層坡降為6～8 m/km，無斷層，在單斜背景上由于差異壓實作用，在局部形成起伏較小軸向近東西或北東-南西向的鼻狀隆起。這些鼻狀隆起與三角洲砂體匹配，對油氣富集有一定的控制作用。油層處于上三疊系延長組，以淡水湖泊三角洲相為主,主要儲層為延長組長6油層，為水下分流河道沉積微相，油藏埋深范圍1 000～1 300 m，巖性為細(xì)-中粒長石質(zhì)石英砂巖，儲層空間為溶蝕孔、粒間孔和微孔混合型。長6油層油氣水分布主要受巖性控制，有效滲透率0.49 mD，屬于特低滲厚層狀彈性溶解氣驅(qū)動油藏。油井常規(guī)鉆井后無初產(chǎn)，經(jīng)壓裂才能獲得工業(yè)油流，屬于典型的低滲、低壓、低產(chǎn)油藏。

2 AS油田剩余油分布規(guī)律

剩余油分布規(guī)律是影響油田井網(wǎng)加密調(diào)整效果的基礎(chǔ)。通過運用加密調(diào)整、檢查井取心、剩余油飽和度測試、水驅(qū)前緣監(jiān)測等手段和精細(xì)油藏描述方法，建立并完善了“油藏工程+數(shù)值模擬+精細(xì)測試+檢查井驗證”四結(jié)合剩余油綜合預(yù)測技術(shù)，明確了剩余油分布規(guī)律及受控因素，實現(xiàn)了描述由定性化向定量化轉(zhuǎn)變，對特低滲油藏平面、剖面水驅(qū)及剩余油分布規(guī)律取得重要認(rèn)識，為單井剩余油精細(xì)刻畫奠定了基礎(chǔ)，為加密井的實施及油田采收率的提高提供了支撐。

2.1 平面剩余油分布規(guī)律

水驅(qū)動態(tài)縫是影響剩余油分布的關(guān)鍵因素。上三疊系長6油層80%儲量區(qū)塊均表現(xiàn)為裂縫型滲流特征，注水開發(fā)30多年后，在目前含水及采出程度條件下，剩余油總體上呈條帶狀分布在裂縫側(cè)向。一是歷年7口加密水平井資料顯示，注水開發(fā)20年后，裂縫兩側(cè)強(qiáng)水洗帶寬度為60～80 m，100 m以上為剩余油富集區(qū)。二是檢查井取心資料表明，距水線垂直距離越遠(yuǎn)，強(qiáng)水洗厚度越小，驅(qū)油效率越低，剩余油越多，試采含水越低，累積產(chǎn)油越多。三是水驅(qū)波及系數(shù)總體較低，超低滲、較特低滲波及系數(shù)更低：特低滲儲層注水開發(fā)6年水線側(cè)向130 m以上未水洗，注水開發(fā)13年水線側(cè)向135 m以上未水洗，注水開發(fā)20年水線側(cè)向70 m內(nèi)強(qiáng)水洗比例僅25%，距水線110 m內(nèi)強(qiáng)水洗比例20%；超低滲儲層注水開發(fā)4年水線側(cè)向90 m以上未水洗，注水開發(fā)20年水線側(cè)向85 m以內(nèi)強(qiáng)水洗比例不足10%，170 m內(nèi)無強(qiáng)水洗。

2.2 剖面剩余油分布規(guī)律

剖面上受儲層物性影響，高水淹段與低水洗段相間分布。儲層物性較好、滲透率較高的層段為主要水洗層段，注水開發(fā)25年左右，強(qiáng)水洗段占比僅30%左右。即使測井曲線解釋為異常高阻的數(shù)米水洗段，通過巖心觀察，縱向上并非全段都水洗，而是3～5 cm強(qiáng)水洗段與弱-未水洗段交互存在；Ⅰ+Ⅱ類儲層剩余油仍相對富集，仍然是提高采收率的主要目標(biāo)，儲量占77.1%，低滲段含油飽和度下降20.6%，剩余油飽和度39.6%；超低滲段含油飽和度下降14.2%，剩余油飽和度34.9%；Ⅲ類儲層儲量占22.9%，含油飽和度僅下降4.1%，但現(xiàn)有井網(wǎng)、注采壓力、驅(qū)替介質(zhì)條件難以動用(表1)。

表1 單砂體內(nèi)儲量劃分標(biāo)準(zhǔn)及比例

3 超短水平井加密研究

3.1 前期水平井加密先導(dǎo)性試驗

2013-2014年以三種方式在老區(qū)內(nèi)部實施水平井加密先導(dǎo)性試驗7口(圖1)，加密水平井首次在特低滲儲層實施，不以獲得高產(chǎn)為目的，而是以礦場試驗為主，旨在布井方式、儲層改造方面積累經(jīng)驗，為后期規(guī)模實施提供依據(jù)。7口水平井均采取水力噴射分段環(huán)空加砂的混合水體積壓裂方式改造，平均改造4段，平均改造長度399 m，水平段平均利用率74.4%，單段平均加砂17 m3，初期平均產(chǎn)液9.97 m3/d，平均產(chǎn)油3.74 t/d，平均含水55.4%，為周圍老井的2.5倍(表2)，取得了以下幾方面認(rèn)識。

圖1 不同方式加密水平井示意

表2 不同方式加密水平井效果統(tǒng)計

(1)穿水線加密水平井，不避開水線改造易水淹。未避開水線改造1口井，即WJP 2井，水平段長度432 m，測井曲線顯示穿水線部位水平段電阻異常明顯，呈中強(qiáng)水洗特征，強(qiáng)水洗寬度60～80 m，向兩側(cè)水洗程度趨于降低。改造7段，投產(chǎn)初期即高含水，綜合含水72.7%(周圍老井平均含水71%)，初期投產(chǎn)后產(chǎn)液16.5 m3/d，產(chǎn)油3.79 t/d，目前單井產(chǎn)油僅0.93 t/d，累計產(chǎn)油2 873 t。

(2)穿水線加密水平井，避開水線改造能避免高含水，可獲得較高產(chǎn)量，但造成水平段的浪費。避開水線改造3口井，即WJP 3、WJP 7、WJP 10井，平均水平段長度664 m，測井曲線顯示穿水線部位水平段電阻異常明顯，呈中強(qiáng)水洗特征，水平段平均利用率僅55.9%，初期平均產(chǎn)液7.94 m3/d，平均產(chǎn)油3.12 t/d，平均含水53.2%(周圍老井平均含水43.9%)，目前平均產(chǎn)液7.90 m3/d，平均產(chǎn)油2.45 t/d，平均含水63.0%，累計產(chǎn)油12 458 t。

(3)不穿水線加密水平井，與主應(yīng)力斜交，效果相對較好。不穿水線、與主應(yīng)力斜交加密水平井2口，即WJP 1、WJP 4井，平均水平段長度527 m，平均改造4段，初期平均產(chǎn)液9.90 m3/d，平均產(chǎn)油21.8 t/d，平均含水12.4%(周圍老井平均含水20.3%)，目前平均產(chǎn)液5.05 m3/d，平均產(chǎn)油2.99 t/d，含水29.4%，累計產(chǎn)油12 394 t。

(4)不穿水線加密水平井，與最大主應(yīng)力平行，效果最差。不穿水線、平行最大主應(yīng)力加密水平井1口，即PJP 4井，水平段長度283 m，平均改造3段，投產(chǎn)后含水一直是100%，目前已關(guān)井。

3.2 超短水平井加密布井方式及水平段設(shè)計

在上述剩余油分布規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合前期水平井加密先導(dǎo)性試驗成果，決定超短水平井加密采取不穿水線、與最大主應(yīng)力斜交的加密方式，分層動用多油層發(fā)育區(qū)。目前長4+5、長6油藏開發(fā)井網(wǎng)均為排狀注水井網(wǎng)，超短水平井的水平段位于兩條水線的油井排上。因此，井距的大小決定能否實施水平井，排距大小決定水平段長短。

3.2.1 井網(wǎng)密度及井距、排距的確定

井網(wǎng)密度是指平均單位含油面積內(nèi)的井?dāng)?shù)(單位：口/km2)。井距與井網(wǎng)密度之間有一定的換算關(guān)系，其換算關(guān)系與開發(fā)井網(wǎng)的部署方式有關(guān)，隨著井距的增加井網(wǎng)密度變小。井網(wǎng)密度直接關(guān)系到開發(fā)井網(wǎng)對 油藏水驅(qū)控制程度和油藏水驅(qū)采收率的影響，直接影響油藏的開發(fā)效果，油藏開發(fā)中后期的合理井網(wǎng)密度、加密參數(shù)、最大注水開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益必須根據(jù)開發(fā)階段的水驅(qū)采出程度及經(jīng)濟(jì)評價獲取[4-5]。對于低滲油藏，無論是開發(fā)前還是開發(fā)后，都必須對井網(wǎng)密度進(jìn)行論證。長期以來，國內(nèi)外不少學(xué)者和油田開發(fā)科技工作者提出了各種評價合理井網(wǎng)密度的方法，總結(jié)出許多經(jīng)驗，一般來說，井網(wǎng)密度越大，水驅(qū)采收率越高。井網(wǎng)密度也直接關(guān)系到油田的采油速度，然而井網(wǎng)密度同時又是決定油田建設(shè)投資的重要因素之一，因此井網(wǎng)密度的優(yōu)化必須綜合考慮上述多種因素，最后從經(jīng)濟(jì)效益角度綜合評價才能確定。本文運用動態(tài)分析法、采油速度法、經(jīng)濟(jì)效益法，計算出合理的井網(wǎng)密度，進(jìn)而確定合理的井距、排距。

(1)考慮建立有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)的極限最大井距：由于特低滲油藏不符合經(jīng)典的Dracy定律，特低滲油藏滲流時存在啟動壓力梯度，造成注采井之間存在一個不易流動帶，為了克服注采井間不易流動帶，必須在注采井間最小驅(qū)替壓力梯度大于啟動壓力梯度時，有效注采關(guān)系才能建立。注采井間最小驅(qū)替壓力梯度的計算如公式(1)所示，運用公式(1)計算得出極限最大井距為232 m。

(1)

式中：λ為啟動壓力梯度，MPa/m；PH為靜液柱壓力，MPa；Pwf為井底流壓，MPa；d為注采井距，m；rw為注水半徑，m。

(2)滿足一定采油速度的極限最大井距：井網(wǎng)密度是與單井產(chǎn)能和采油速度相關(guān)的函數(shù)[6]，其計算如公式(2)所示。根據(jù)油田生產(chǎn)需滿足一定的單井產(chǎn)能和采油速度可以求得對應(yīng)的井網(wǎng)密度，考慮油藏已進(jìn)入中高含水期，以調(diào)整后采油速度達(dá)到0.8%為界，運用公式(2)計算得出井網(wǎng)密度應(yīng)大于20口/km2，對應(yīng)極限最大井距為224 m。

SPC=NV0/(365q0ηRotA)

(2)

式中：SPC為井網(wǎng)密度，口/km2；N為地質(zhì)儲量,104t；V0為采油率，%；q0為平均單井日產(chǎn)油,t/d；Rot為油井?dāng)?shù)與總井?dāng)?shù)之比；A為含油面積,km2；η為系統(tǒng)效率,%。

(3)考慮密井網(wǎng)下投入產(chǎn)出平衡的極限井網(wǎng)密度，把油田最終采收率通過謝爾卡喬夫公式轉(zhuǎn)化為井網(wǎng)密度的函數(shù)，如公式(3)所示；然后將轉(zhuǎn)化后的謝爾卡喬夫公式與經(jīng)濟(jì)投入產(chǎn)出法相結(jié)合[7]，得出加密井效益分析計算經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度圖板(圖2)和謝氏修正法計算經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度圖板(圖3)，進(jìn)而求得極限最大井網(wǎng)密度60.6口/km2，并計算出極限最小井距為127 m。

(3)

式中：ER為原油最終采收率，%；Ed為驅(qū)油效率,%；R為注采井?dāng)?shù)比；AC為含油面積,km2；SC為井網(wǎng)密度，口/km2；β為謝氏系數(shù)。

(4)從礦場統(tǒng)計資料來看，以WY區(qū)塊為例，該區(qū)塊儲層物性相對較好，滲透率2.29 mD，對WY區(qū)塊460口加密井歷年礦場資料進(jìn)行統(tǒng)計表明，按排距100～140 m實施的140口加密井初期單井產(chǎn)能高，含水低，效果好于其他排距加密井，且穩(wěn)產(chǎn)期長，見水比例低，油藏數(shù)值模擬也顯示出裂縫兩側(cè)100 m以上為剩余油富集區(qū)，因此可以確認(rèn)100～140 m為合理排距(表3)。

圖2 加密井效益分析計算經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度圖板

圖3 謝氏修正法計算經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度圖板

表3 WY區(qū)塊不同排距加密井開發(fā)效果統(tǒng)計

綜上，通過理論研究和礦場統(tǒng)計表明，合理的井距在127～224 m之間。由于合理排距還與基礎(chǔ)井網(wǎng)形式和儲層物性關(guān)系密切，最終認(rèn)為：WY區(qū)塊長6油藏合理排距為100～140 m，PQ區(qū)塊南部合理排距為90 m，NLX區(qū)塊長4+5油藏合理排距為120～150 m。

3.2.2 布井方式及水平段設(shè)計

基于上述剩余油分布規(guī)律、前期水平井加密先導(dǎo)性試驗以及井距和排距的研究，最終決定采用菱形反九點井網(wǎng)和矩形井網(wǎng)實施超短水平井加密，采取不穿水線、斜交最大主應(yīng)力的加密方式， 多層油層疊合區(qū)分層動用。為了便于儲層改造，設(shè)計水平段與最大主應(yīng)力的夾角大于45°，如圖4所示。

(1)菱形反九點井網(wǎng)：S 160區(qū)塊長6油藏基礎(chǔ)井網(wǎng)為500 m×200 m，主向井水淹轉(zhuǎn)注后形成排狀注水井網(wǎng)，排距保持200 m不變，在該區(qū)塊部署超短水平井加密，設(shè)計排距為120 m，水平段長度為200 m；PQ區(qū)塊南部長6油藏基礎(chǔ)井網(wǎng)為520 m×130 m，主向井水淹轉(zhuǎn)注后形成排狀注水井網(wǎng)，排距保持130 m不變，在該區(qū)塊部署超短水平井加密，設(shè)計排距為90 m，水平段長度為90 m。

(2)矩形井網(wǎng)：NLX區(qū)塊長4+5油藏，多油層發(fā)育，基礎(chǔ)井網(wǎng)為480 m×180 m，主向井水淹轉(zhuǎn)注后形成排狀注水井網(wǎng)，排距保持180 m不變，在該區(qū)塊部署超短水平井，設(shè)計排距為120～150 m，水平段長度為76～200 m。

圖4 不同井網(wǎng)條件下超短水平井加密方式示意

4 超短水平井加密效果評價

2018年以來，基于上述研究與認(rèn)識，針對不同井網(wǎng)和滲透特征，在S 160區(qū)塊長6油藏、PQ區(qū)塊南部長6油藏、NLX區(qū)塊長4+5油藏三個區(qū)塊實施超短水平井加密110口，取得了較好的開發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)效益，有利支撐了油田的穩(wěn)產(chǎn)。

(1)超短水平井加密累計實施110口，儲層改造為中間加強(qiáng)、兩端控制，工藝上采取水力噴射分段環(huán)空加砂的混合水體積壓裂方式，改造4～7段，段間距為20～30 m。前端平均加砂量26.1 m3，砂比23.6%；中間平均加砂量36.1 m3，砂比23.5%；未端平均加砂量25.8 m3，砂比23.6%。排量均為3.6 m3/min，初期平均單井產(chǎn)能4.08 t，含水43.8 %(表4)。單井產(chǎn)能高于周圍加密定向井，含水相當(dāng)。運用“石油經(jīng)濟(jì)評價軟件”評價得出：在45美元/桶階梯油價條件下，內(nèi)部收益率11.61%，高于石油行業(yè)8%的基準(zhǔn)值，經(jīng)濟(jì)效益好，同時也驗證了對水驅(qū)與剩余油分布規(guī)律的認(rèn)識以及超短水平井加密的可行性。

(2)超短水平井加密增加了可采儲量，提高了水驅(qū)采收率。評價結(jié)果表明，通過超短水平井加密，NLX區(qū)塊長4+5油藏、PQ區(qū)塊南部長6油藏、S 160區(qū)塊長6油藏整體加密區(qū)含水與采出程度增大，開發(fā)效果變好，預(yù)測采收率可提高5%左右。

表4 超短水平井加密開發(fā)效果統(tǒng)計

5 結(jié) 論

(1)AS油田特低滲儲層水驅(qū)動態(tài)縫是影響剩余油分布的關(guān)鍵因素，注水開發(fā)20年后，裂縫兩側(cè)強(qiáng)水洗帶寬度為60～80 m，100 m以上的為剩余油富集區(qū)，加密調(diào)整的核心就是與裂縫方向匹配。

(2)在水驅(qū)與剩余油分布規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，通過油藏工程理論與礦場實踐相結(jié)合，確定合理的井距在127～224 m之間；合理排距的確定同時要考慮基礎(chǔ)井網(wǎng)形式及儲層物性， WY區(qū)塊長6油藏合理排距為100～140 m，PQ區(qū)塊南部合理排距為90 m，NLX區(qū)塊長4+5油藏合理排距為120～150 m。

(3)對特低滲油藏物性相對較差的儲層，采用不穿水線、斜交最大主力的超短水平井加密，能有效提高單井產(chǎn)能、水驅(qū)控制程度以及最終采收率，并且經(jīng)濟(jì)效益好，為同類儲層增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)方向。