王平平，李秋德，楊博，柴惠強(qiáng)，李龍龍，胡剛，羅棟，卜廣平

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

胡尖山油田安83長(zhǎng)7致密油地層能量補(bǔ)充方式研究

王平平，李秋德，楊博，柴惠強(qiáng)，李龍龍，胡剛，羅棟，卜廣平

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

胡尖山油田安83長(zhǎng)7致密油藏由于儲(chǔ)層致密，啟動(dòng)壓力梯度高，常規(guī)注水開發(fā)壓力傳遞較慢，有效驅(qū)替系統(tǒng)難建立，加之存在裂縫等優(yōu)勢(shì)滲流通道，整體表現(xiàn)出注水不見效、見效即見水的水驅(qū)矛盾，開發(fā)效果差。近年來(lái)因地制宜，對(duì)定向井區(qū)重點(diǎn)開展周期注水、空氣泡沫驅(qū)油、體積壓裂不返排悶井?dāng)U壓等工作，對(duì)水平井重點(diǎn)開展吞吐采油、周期注水、異步注采等工作，不斷探索地層能量補(bǔ)充方式，均取得一定效果及認(rèn)識(shí)，但總體來(lái)說(shuō)基于毛管吸吮作用和壓差機(jī)理的按一定注入周期補(bǔ)充能量的滲析采油法對(duì)該區(qū)致密油開發(fā)具有深遠(yuǎn)意義，在充分結(jié)合改造強(qiáng)度、縫網(wǎng)形態(tài)等參數(shù)情況下實(shí)施效果較好，后期可持續(xù)擴(kuò)大實(shí)施，并探索改善驅(qū)油介質(zhì)等新方法。

安83長(zhǎng)7；致密油；吞吐采油；周期注水；異步注采

安83區(qū)長(zhǎng)7油藏屬三角洲前緣－半深湖亞相沉積，以水下分流河道微相為主，成藏模式為“自生自儲(chǔ)”，油藏主要受巖性、物性變化控制，屬于典型的巖性油藏。長(zhǎng)72砂層平面分布穩(wěn)定，厚度約15 m～20 m，層內(nèi)夾層發(fā)育，平面上油層連片性好。儲(chǔ)層砂巖平均孔隙度8.9%，滲透率0.17×10-3μm2。

儲(chǔ)層巖石類型為巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石碎屑砂巖，細(xì)砂巖為主，分選較好，物性差。填隙物以鐵方解石、綠泥石、高嶺石、水云母和硅質(zhì)為主。儲(chǔ)層原生粒間孔、次生粒間孔及次生溶孔都比較發(fā)育，次生溶蝕孔主要發(fā)育長(zhǎng)石溶孔，粒間孔與溶孔含量相當(dāng)，其中粒間孔占總孔隙的48.2%、溶孔占總孔隙的50%，總面孔率2.74%。儲(chǔ)層排驅(qū)壓力和中值壓力均偏高，中值半徑偏小，分選較好，中喉道及粗喉道基本不發(fā)育，孔隙結(jié)構(gòu)組合屬于小孔微細(xì)喉型。儲(chǔ)層總體上表現(xiàn)為弱親水-親水性，地層原油粘度1.01 mPa·s，地層原油密度為0.708 g/cm3，原始?xì)庥捅?5.7 m3/t，地面原油密度0.845 g/cm3，粘度6.5 Pa·s，地層水總礦化度51 g/L，水型為CaCl2型。長(zhǎng)7層隔夾層發(fā)育，縱向上多油層疊加，累計(jì)厚度大，平均每口井發(fā)育＞1 m的隔夾層3～4條。完鉆井砂巖密度66.7%，分層系數(shù)5.1，層間非均質(zhì)性強(qiáng)。

1　開發(fā)歷程及概況

安83長(zhǎng)7致密油開發(fā)經(jīng)歷了定向井開發(fā)試驗(yàn)和水平井開發(fā)試驗(yàn)兩個(gè)階段；從2010年起共歷時(shí)5年；試驗(yàn)了5套定向井井網(wǎng)和4套水平井井網(wǎng)；儲(chǔ)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。其中油井定向井目前開井?dāng)?shù)312口，單井產(chǎn)能0.97 t/d，綜合含水65.3%，共試驗(yàn)了5套井網(wǎng)、兩種改造方式，開發(fā)特征表現(xiàn)為：?jiǎn)尉a(chǎn)量低，遞減大，注水不見效、見效即見水，井網(wǎng)適應(yīng)性差；水平井目前開井164口，單井產(chǎn)能4.87 t/d，綜合含水47.1%，共試驗(yàn)了4套井網(wǎng)、兩種改造方式，開發(fā)特征表現(xiàn)為：地層能量不足，遞減大；合理開發(fā)技術(shù)政策仍不明確。

2　水驅(qū)特征

注采壓力對(duì)比柱狀圖反映：注采壓差達(dá)到28.5MPa，整體上油藏壓力傳遞較慢（見圖1）。長(zhǎng)7儲(chǔ)層平均滲透率0.17 mD，計(jì)算啟動(dòng)壓力梯度0.41 MPa/m，目前注采井間最小壓力梯度0.24 MPa/m，低于啟動(dòng)壓力梯度，有效驅(qū)替系統(tǒng)難建立（見圖2）。

圖1　長(zhǎng)7油藏注采壓力柱狀對(duì)比圖

圖2　注采井間驅(qū)替壓力梯度剖面圖

油井電成像測(cè)井顯示裂縫主要發(fā)育于非儲(chǔ)層或儲(chǔ)層與非儲(chǔ)層界面處。水驅(qū)前緣監(jiān)測(cè)顯示：原生裂縫中等發(fā)育，優(yōu)勢(shì)滲流明顯，注水不均勻。恒流速水驅(qū)和恒壓差水驅(qū)研究說(shuō)明超低滲水驅(qū)過(guò)程中由于油水兩相流的存在導(dǎo)致水驅(qū)油滲流阻力直線增加，并且當(dāng)巖心出口端見水后，產(chǎn)油量不再變化，累計(jì)產(chǎn)水量基本線性增加，含水達(dá)到100%。因此油井見效即見水，見水后不再產(chǎn)油。

3　多種地層能量補(bǔ)充方式評(píng)價(jià)

針對(duì)致密油藏有效注水驅(qū)替系統(tǒng)難建立等水驅(qū)問(wèn)題導(dǎo)致遞減大的難題，近年來(lái)對(duì)定向井區(qū)重點(diǎn)開展周期注水、空氣泡沫驅(qū)油、體積壓裂悶井不返排試驗(yàn)等工作；對(duì)水平井重點(diǎn)開展吞吐采油、周期注水、異步注采等工作，均取得一定效果及認(rèn)識(shí)。

3.1定向井周期注水

為控制油井含水，2013年4月開始對(duì)區(qū)塊西部220 m×220 m定向井井網(wǎng)（4個(gè)井組）整體實(shí)施周期注水試驗(yàn)，停注后油井含水下降不明顯、地層能量下降快，未探索出合理注水周期，于16個(gè)月后實(shí)施了體積壓裂措施（見圖3）。西部區(qū)定向井初期采用常規(guī)壓裂改造，縫網(wǎng)系統(tǒng)不發(fā)育，不利于油水滲吸置換，周期性注水適應(yīng)性較差。

圖3　220 m×220 m井網(wǎng)開采曲線

3.2空氣泡沫驅(qū)

為緩解水驅(qū)矛盾，采取先調(diào)后驅(qū)的理念，調(diào)剖體系選用凝膠體系對(duì)大孔道和高滲段進(jìn)行封堵，以此改善滲流方向，空氣泡沫驅(qū)注入量設(shè)計(jì)在合理的注采比下提高氣液比，以達(dá)到有效注入、補(bǔ)充地層能量的目的［2］，2013年4月在區(qū)塊北部350 m×150 m井網(wǎng)對(duì)安231-45井組開展泡沫驅(qū)試驗(yàn)，累計(jì)注入泡沫3 631 m3，空氣7 824 m3，井組整體單井產(chǎn)能由0.55 t上升至0.88 t，相對(duì)于其它井組單井產(chǎn)能0.39 t有明顯提高，對(duì)應(yīng)5口油井均不同程度見效，12月改為正常注水后含水上升。說(shuō)明空氣泡沫驅(qū)“先調(diào)后驅(qū)”的實(shí)施思路能有效控制油井含水，解決了水驅(qū)矛盾，在定向井區(qū)具有較好的適應(yīng)性，后期可擴(kuò)大實(shí)施。

3.3體積壓裂不返排悶井?dāng)U壓

借鑒吞吐采油原理和注水井混合水壓裂轉(zhuǎn)抽后排液期短、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)、增油效果好的特點(diǎn)，開展增大入地液量（1 100 m3，相當(dāng)于該區(qū)1口注水井73 d的注水量、1口油井3年的產(chǎn)液量）、壓裂后悶井?dāng)U壓不返排來(lái)擴(kuò)大滯留液量試驗(yàn)，實(shí)施51口，初期平均單井日增油2.65 t，與同改造強(qiáng)度體積壓裂井對(duì)比具有穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)、增油效果好的特點(diǎn)（見表1），分析認(rèn)為該種方式能有效補(bǔ)充地層能量，壓裂后悶井?dāng)U壓能有效完成油水置換，有利于油井穩(wěn)產(chǎn)，可連片擴(kuò)大實(shí)施。

表1　安83長(zhǎng)7致密油藏2014年油井體積壓裂措施效果對(duì)比表

圖4　吞吐采油各階段示意圖

3.4水平井吞吐采油

該區(qū)水平井主要采用體積壓裂改造，基質(zhì)間存在人工改造的裂縫、高滲帶，有利于油水滲吸置換［3］（見圖4）。為進(jìn)一步探索致密油地層能量補(bǔ)充方式，2014年對(duì)該區(qū)7口水平井開展注水吞吐試驗(yàn)，分兩批次實(shí)施，第一批次實(shí)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461 t，安平21井情況類似（本井及鄰井安平20井見效明顯，累增油735 t）；第二批次實(shí)施5口，采用連片吞吐，注水過(guò)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(dòng)液面變化也具有同步性（見圖5），證明裂縫相互溝通，井間干擾嚴(yán)重，且連片實(shí)施由于井距小、井間壓力相互干擾，導(dǎo)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(shí)施。

圖5　水平井連片吞吐過(guò)程鄰井注水壓力上升曲線圖

3.5水平井周期注水

針對(duì)致密油水平井常規(guī)注水開發(fā)易見水的矛盾，結(jié)合縫網(wǎng)形態(tài)和見水周期，開展周期注水試驗(yàn)，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(wú)法及時(shí)補(bǔ)充的矛盾，通過(guò)不斷摸索、試驗(yàn)，總結(jié)了3種不同間注制度（注3停7、注5停5、注10停10），對(duì)應(yīng)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(duì)應(yīng)3口注水井，前期觀察停注，4月開始對(duì)其中2口井實(shí)施間注，油井見效明顯，動(dòng)液面上升，含水穩(wěn)定，日產(chǎn)油上升（見圖6）。

圖6　安平44縫網(wǎng)形態(tài)圖及注采反應(yīng)曲線

3.6異步注采

基于毛管吸吮作用和壓差機(jī)理，對(duì)易見水的水平井開展異步注采試驗(yàn)（注時(shí)不采、采時(shí)不注），進(jìn)一步探索能量補(bǔ)充和控制油井含水的方法［4］。試驗(yàn)了2口井，平均單井產(chǎn)量由2.07 t上升至3.60 t，含水由68.2%下降至44.6%。典型井安平18對(duì)應(yīng)注水井3口，投產(chǎn)即高含水，9月6日開展異步注采試驗(yàn)，在第五周期結(jié)束時(shí)，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(yàn)之前的3.6 t上升至5.4 t，冬季由于氣溫低結(jié)束異步注采后，該井含水上升至54.0%，日產(chǎn)油降至3.5 t（見圖7）。

圖7　安平18縫網(wǎng)形態(tài)圖及注采反應(yīng)曲線

4　結(jié)論與認(rèn)識(shí)

安83長(zhǎng)7致密油常規(guī)注水開發(fā)水驅(qū)矛盾突出，開發(fā)效果差，不能很好的補(bǔ)充地層能量來(lái)維持油藏高效開發(fā)，近年來(lái)通過(guò)不斷攻關(guān)試驗(yàn)認(rèn)為：該區(qū)致密油地層能量補(bǔ)充方式具有多樣性，可實(shí)施空氣泡沫驅(qū)、體積壓裂不返排悶井?dāng)U壓、周期注水、吞吐采油、異步注采等方法，均取得一定效果，但總體來(lái)說(shuō)基于毛管吸吮作用和壓差機(jī)理的按一定注入周期補(bǔ)充能量的滲析采油法對(duì)致密油開發(fā)具有深遠(yuǎn)意義，在充分結(jié)合改造強(qiáng)度、縫網(wǎng)形態(tài)等參數(shù)情況下實(shí)施效果較好。

因此建議在持續(xù)擴(kuò)大實(shí)施上述方法的同時(shí)，可考慮：（1）對(duì)定向井連片體積壓裂后實(shí)施吞吐采油試驗(yàn)，探索吞吐采油在定向井井網(wǎng)的適應(yīng)性；（2）開展不同介質(zhì)（二氧化碳、氮?dú)獾龋?qū)油試驗(yàn)及適應(yīng)性研究；（3）開展水平井注水試驗(yàn)，進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積；（4）開展隔井距吞吐采油試驗(yàn)，降低井間干擾，改善吞吐效果。

［1］馮勝斌.鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7致密油儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間特征及其意義探討［J］.低滲透油氣田，2012，44（11）：4574-4580.

［2］吳信榮，林偉民，姜春河，等.空氣泡沫調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.

［3］吳應(yīng)川，張惠芳，等.利用滲吸法提高低滲油藏采收率技術(shù)［J］.斷塊油氣田，2009，16（2）：80-82.

［4］龔姚進(jìn)，等.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（增刊）：63-65.

Researching on the formation energy supplement of An 83 Chang 7 tight oil reservoir of Hujianshan oilfield

WANG Pingping，LI Qiude，YANG Bo，CHAI Huiqiang，LI Longlong，HU Gang，LUO Dong，BO Guangping
（Oil Production Plant 6 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710200，China）

Because of high starting pressure gradient of An 83 Chang 7 tight oil reservoir of Hujianshan oilfield，pressure pass slowly in conventional water flooding，the effective displacement system difficult to establish，in addition there are cracks preponderance flow path，the whole show non effect of water injection，water flooding effect to see contradictions，poor development effect.In recent years，adjust measures to local conditions，to focus on the development of asynchronous injection in directional well area，air foam flooding，volume fracturing flowback stuffy well diffuser work，focus on the development of horizontal well stimulation，periodic flooding，asynchronous injection production and other work，and continuously explore the formation energy supplement，have made certain effect and understanding，but the overall it is based on the capillary sucking and differential pressure mechanism by dialysis oil extraction method must add energy injection cycle of dense oil development in thisarea has far-reaching significance，fracture network morphology parameters under the condition of the implementation of the effect is good in fully integrated reform intensity and later expanded，sustainable implementation，and explore new methods to improve flooding oil medium etc.

An 83 Chang 7 work area；tight oil reservoir；stimulation；periodic flooding；asynchronous injection

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.015

TE327

A

1673-5285（2015）03-0058-05

2015－01-09

王平平，男（1981-），工程師，現(xiàn)在長(zhǎng)慶油田第六采油廠從事油田開發(fā)管理工作，郵箱：wpp1_cq@petrochina.com.cn。