李忠興，屈雪峰，劉萬濤，雷啟鴻，孫華嶺，何右安（. 中國石油長慶油田分公司；2. 中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院；3. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室）

鄂爾多斯盆地長7段致密油合理開發(fā)方式探討

李忠興1，屈雪峰2, 3，劉萬濤2, 3，雷啟鴻2, 3，孫華嶺2, 3，何右安2, 3
（1. 中國石油長慶油田分公司；2. 中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院；3. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室）

摘要：鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7致密油儲集層致密，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，孔隙度小，滲透率低，儲集層微裂縫發(fā)育，地層壓力系數(shù)低，采用叢式井網(wǎng)超前注水開發(fā)單井產(chǎn)量低，難以實現(xiàn)有效動用。以鄂爾多斯盆地A井區(qū)長7致密油為例，通過物質(zhì)平衡理論計算、數(shù)值模擬方法研究以及礦場實踐數(shù)據(jù)分析，認(rèn)為水平井體積壓裂后單井產(chǎn)量大幅度提高，但采用直井注水、水平井采油的聯(lián)合井網(wǎng)開發(fā)，水平井見注入水風(fēng)險大，見水比例達(dá)到65%；水平井衰竭式開發(fā)地層能量下降快，前期單井產(chǎn)量平穩(wěn)，生產(chǎn)12個月后單井產(chǎn)量遞減大，4個月單井產(chǎn)量累計下降50.3%。由此提出了水平井體積壓裂后衰竭式開采，待地層能量不足時，運用注水吞吐采油的開發(fā)方式，致密油體積壓裂水平井注水吞吐第1周期單井日產(chǎn)油量比吞吐前增加78.3%，注水吞吐采油取得初步效果。圖5表4參16

關(guān)鍵詞：致密油；體積壓裂；開發(fā)方式；水平井；數(shù)值模擬；注水吞吐

0　引言

致密油在北美地區(qū)得到了商業(yè)性的開發(fā)，給世界油氣勘探開發(fā)帶來了重大變革，正逐漸影響著世界能源供需的格局，也為鄂爾多斯盆地致密油的開發(fā)提供了可靠的借鑒[1]。隨著三維地震、油藏精細(xì)描述、水平井開發(fā)、體積壓裂與監(jiān)測、“工廠化”作業(yè)等關(guān)鍵技術(shù)的進(jìn)步，特別是體積壓裂工藝的突破，國內(nèi)外致密油氣單井產(chǎn)量大幅攀升[2-6]。一個油藏的成功開發(fā)，不僅要考慮初期單井產(chǎn)量，同時要兼顧持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)能力，提高最終采收率。國內(nèi)外學(xué)者對低滲透油藏常規(guī)壓裂油井合理開發(fā)方式已經(jīng)做了很多研究[7-9]，但對水平井體積壓裂工藝下致密油開發(fā)方式的研究仍然較少。筆者以鄂爾多斯盆地A井區(qū)長7致密油為例，對水平井體積壓裂條件下的致密油合理開發(fā)方式進(jìn)行探討。

1　A井區(qū)長7致密油特征

鄂爾多斯盆地A井區(qū)位于伊陜斜坡西南部，長7段沉積期整體呈向西傾斜的平緩單斜構(gòu)造，地層傾角為0.5°，局部發(fā)育微弱鼻狀構(gòu)造，鼻軸長50～60 km，寬5～6 km[10]，主要發(fā)育三角洲前緣水下分流河道微相。A井區(qū)長7致密油儲集層為陸相碎屑巖，巖性復(fù)雜，以細(xì)砂巖為主，儲集層有效厚度平均為10 m左右，儲集層石英含量25.3%，長石含量42.1%，巖屑及其他礦物含量19.9%，碎屑總含量為87.3%，填隙物成分以鐵方解石、綠泥石、高嶺石為主，填隙物總含量為12.7%；儲集層粒度細(xì)，以細(xì)砂為主，分選較好，細(xì)砂含量為81.03%，中砂含量7.98%，粉砂占5.66%，泥質(zhì)占5.20%，粗砂占0.13%；物性差，儲集層主體帶平均孔隙度為8.9%，平均氣測滲透率為0.17×10?3μm2，相對高孔、高滲帶不發(fā)育；孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，長石溶蝕孔發(fā)育，而粒間孔不發(fā)育，總面孔率為2.74%，儲集層排驅(qū)壓力為2.67 MPa，中值壓力大，達(dá)到16.83 MPa，中值半徑0.06 μm。儲集層天然裂縫發(fā)育，巖心和薄片觀察裂縫密度達(dá)0.3條/m。儲集層為中等—弱水敏、中等—弱速敏，儲集層潤濕性整體上表現(xiàn)為弱親水—親水（見表1）。儲集層平均束縛水飽和度為30.6%，束縛水狀態(tài)下油相有效滲透率為0.002×10?3μm2，等滲點含水飽和度為53.4%，油水相對滲透率0.031；殘余油時含水飽和度為59.6%，水相相對滲透率0.169，無水期驅(qū)油效率30.3%，含水95%時驅(qū)油效率37.7%，見水后水驅(qū)油效率提高幅度小。油藏埋深適中，油藏中部深度平均2 190 m，原始地層壓力16.9 MPa，壓力系數(shù)0.77，為異常低壓油藏。

表1　A井區(qū)長7段巖心樣品潤濕性實驗分析結(jié)果

2　A井區(qū)長7致密油開發(fā)概況

A井區(qū)長7致密油早期按照低滲透低壓油藏超前注水開發(fā)的模式，采用叢式井矩形和菱形反九點井網(wǎng)超前注水開發(fā)。第1年平均單井產(chǎn)油1.0 t/d，第2年降為0.47 t/d，年遞減率達(dá)53.0%。含水率1年內(nèi)由35.3%上升至53.5%，1年之內(nèi)水淹井比例達(dá)到37.8%，注水開發(fā)效果較差。隨著體積壓裂改造工藝的成熟，A井區(qū)長7致密油采用2種開發(fā)方式：水平井體積壓裂后衰竭式開發(fā)和水平井采油直井注水的聯(lián)合式井網(wǎng)注水開發(fā)。水平井投產(chǎn)前3個月平均單井產(chǎn)量達(dá)到10.2 t/d，是直井單井產(chǎn)量的10倍左右。但是，投產(chǎn)半年后，注水開發(fā)井網(wǎng)水平井部分水淹，衰竭式開發(fā)水平井投產(chǎn)1年后出現(xiàn)明顯遞減。因此，有必要深入探討體積壓裂條件下致密油合理開發(fā)方式，實現(xiàn)致密油的高效開發(fā)。

3　致密油合理開發(fā)方式探討

3.1 注水開發(fā)

依據(jù)儲集層水敏、速敏、潤濕性及水驅(qū)油效率分析和實驗結(jié)果，A井區(qū)長7致密油適合注水開發(fā)。根據(jù)低滲透低壓油藏超前注水開發(fā)的實踐成果，2012年設(shè)計采用水平井與直井聯(lián)合井網(wǎng)開發(fā)，完鉆水平井20口，注水井36口。采用體積壓裂工藝超前注水開發(fā)，水平井投產(chǎn)前3個月平均單井產(chǎn)量達(dá)到10.2 t/d，但是陸續(xù)出現(xiàn)水平井見注入水的情況，見水井13口，見水比例達(dá)到65%，目前大部分注水井關(guān)停。A井區(qū)A5井的兩次吸水剖面測試結(jié)果顯示（見圖1），注水初期，致密油儲集層呈現(xiàn)均勻吸水，隨著累計注水量的增加，吸水剖面顯示出尖峰狀吸水的特征。對A井區(qū)的A4井投加尿素，周邊井的示蹤劑產(chǎn)出情況跟蹤監(jiān)測結(jié)果顯示，B1、B2井示蹤劑突破時間分別為24 d和28 d，其他油井無尿素產(chǎn)出，示蹤劑擬合結(jié)果表明，2口水平井吸水層存在滲透率較高的條帶，解釋結(jié)論分別為高滲透條帶和微裂縫（見表2）。由吸水剖面測試和示蹤劑監(jiān)測結(jié)果可以推測，隨著累計注入水量的增加，儲集層微裂縫逐步開啟，注入水沿開啟的裂縫快速推進(jìn)，易于形成高滲透條帶，導(dǎo)致對應(yīng)的采油井水淹?？梢姡旅苡腕w積壓裂水平井注水開發(fā)見水風(fēng)險大，不宜采用注水開發(fā)的方式。

3.2 衰竭式開發(fā)

鄂爾多斯盆地低滲透油藏開發(fā)的成功主要得益于基于超前注水理論的有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)的建立。針對低滲透低壓油藏，由于存在啟動壓力梯度和應(yīng)力敏感效應(yīng)，在開發(fā)過程中滲流阻力增大、單井產(chǎn)量降低，遞減速度快，穩(wěn)產(chǎn)難度大，并降低最終采收率。運用超前注水技術(shù)，使地層壓力水平上升至原始地層壓力的110%～130%，在采油井與注水井之間建立有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)，可取得較好的開發(fā)效果，單井產(chǎn)量提高15%～20%。與常規(guī)壓裂改造工藝不同，體積壓裂是采用“大排量、大液量、低砂比”的改造工藝技術(shù)，壓裂液為低黏滑溜水，易進(jìn)入天然裂縫，且摩阻低、壓力損失小，更易促使天然微裂縫張開。根據(jù)B1、B3井微地震監(jiān)測資料，其體積壓裂裂縫帶寬平均值分別為68 m和110 m，裂縫半長平均值分別為273 m和353 m，裂縫高度平均值分別為69 m和96 m（見表3），形成了人工裂縫與儲集層天然裂縫相結(jié)合的復(fù)雜縫網(wǎng)體系，擴(kuò)大了裂縫與油藏基質(zhì)的接觸體積，進(jìn)而提高單井產(chǎn)量。依據(jù)A井區(qū)水平井體積壓裂參數(shù)統(tǒng)計，平均單井入地總液量9 073.2 m3，返排液量3 260.5 m3，返排率低。地層中單井滯留壓裂液量平均達(dá)到5 812.7 m3，滯留液首先起到了補(bǔ)充地層能量的作用（見表4）。經(jīng)過物質(zhì)平衡法計算，滯留的壓裂液使平均地層壓力上升了4.7 MPa，平均地層壓力達(dá)到了21.6 MPa，壓力系數(shù)接近于1.0。因此，此時無需注水補(bǔ)充能量，水平井泄油半徑之內(nèi)已建立了與超前注水效果相同的有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)，理論分析認(rèn)為體積壓裂水平井初期可以采用衰竭式開發(fā)。

圖1　A5井長7致密油儲集層吸水剖面

表2　A4井組示蹤劑對應(yīng)油井動態(tài)監(jiān)測情況及擬合結(jié)果表

表3　A井區(qū)B1、B3井體積壓裂縫微地震監(jiān)測結(jié)果表

表4　A井區(qū)衰竭式開發(fā)水平井壓裂參數(shù)統(tǒng)計表

A井區(qū)實施體積壓裂后衰竭式開發(fā)水平井4口，水平段長度785～835 m，平均813.8 m，井距400 m。于2012年11相繼投產(chǎn)，前3個月平均單井產(chǎn)量達(dá)13.4 t/d，第10至12個月由于受鄰井鉆井壓裂試油的影響，B6井水淹，含水率達(dá)到94%，導(dǎo)致4口井的平均含水上升至58%，第13個月含水開始下降，回落到25.6%，平均單井產(chǎn)液量出現(xiàn)下降趨勢，日產(chǎn)油出現(xiàn)明顯遞減，4個月單井產(chǎn)量累計下降50.3%（見圖2）。由此可見，采用衰竭式開發(fā)，水平井穩(wěn)產(chǎn)期為12個月，平均單井累計產(chǎn)液量為7 090 m3，產(chǎn)油量為4 207 t，采出程度達(dá)到了2.2%，忽略油田伴生氣的產(chǎn)出，根據(jù)物質(zhì)平衡方法計算，此時地層壓力下降了5.8 MPa左右，平均地層壓力為15.8 MPa左右。綜上分析，采用衰竭式開發(fā)，第1年采油速度較高，但1年后液量、油量遞減快，地層能量不足，須及時補(bǔ)充能量。3.3 注水吞吐開發(fā)

圖2　A井區(qū)衰竭式開發(fā)水平井開采曲線

關(guān)于注水吞吐采油的機(jī)理和室內(nèi)實驗，國內(nèi)學(xué)者已

經(jīng)做了許多研究[11-16]。黃大志等[11-12]認(rèn)為注入水優(yōu)先充滿高孔高滲帶、大孔喉或裂縫等有利部位。關(guān)井后，在毛細(xì)管壓力的作用下，注入水與中、小孔喉或基質(zhì)中的油氣產(chǎn)生置換。因此，注水吞吐采出的油量與巖石潤濕性緊密相關(guān)，實驗證明不同潤濕性油藏實施注水吞吐采油均有效，油藏巖石親水性越強(qiáng)，越有利于實施注水吞吐采油。注水吞吐采油技術(shù)已經(jīng)在牛圈湖油田、頭臺油田和塔河油田等礦場實踐中初步取得成功[13-16]。

對于長7致密油這類異常低壓油藏，水平井體積壓裂施工中注入大量低黏滑溜水壓裂液，相當(dāng)于“吞吐”中的“吞水”過程，壓裂液首先起到了補(bǔ)充地層能量的作用。壓裂施工采用分段壓裂技術(shù)，每壓裂一段返排出部分壓裂液后下封隔器再壓裂下一段，整個壓裂施工周期需要30 d左右。已壓裂段被封隔后相當(dāng)于“吞吐”的第2階段，即關(guān)井置換階段。壓裂完工后油井投產(chǎn)采油相當(dāng)于“吞吐”的第3階段，即開井采油階段。從A井區(qū)衰竭式開發(fā)的4口井生產(chǎn)數(shù)據(jù)看，投產(chǎn)7 d之內(nèi)，平均單井日產(chǎn)油由9.9 t升至18.2 t，含水率由50%以上下降至26.7%，生產(chǎn)30 d后單井日產(chǎn)油穩(wěn)定在12.1 t，含水率穩(wěn)定在23%左右（見圖3）。由此可以推測，由于體積壓裂縫導(dǎo)流能力強(qiáng)，在較短的時間內(nèi)，在毛細(xì)管壓力的作用下，原油與注入水之間完成了滲吸置換作用。以A井區(qū)地質(zhì)數(shù)據(jù)為依據(jù)，建立油藏數(shù)值模擬模型，進(jìn)行注水吞吐數(shù)值模擬計算，在模擬完“吞吐”注水階段后關(guān)井48 h內(nèi)，基質(zhì)與裂縫之間發(fā)生油水置換，井筒附近裂縫含油飽和度由20%上升至40%左右，關(guān)井30 d后含油飽和度基本達(dá)到平衡，裂縫系統(tǒng)含油飽和度達(dá)到45.6%（見圖4），與礦場實踐比較符合。

圖3　A井區(qū)衰竭式開發(fā)水平井前60 d開采曲線

圖4　不同關(guān)井時間油藏含油飽和度分布圖

為進(jìn)一步驗證致密油注水吞吐開發(fā)效果，選擇A井區(qū)B8井開展注水吞吐試驗。B8井水平段長度435 m，油層鉆遇率97.2%，采用體積壓裂改造9段18簇，排量4.0 m3/min，砂比15.3%，入地總液量3 510 m3，返排出液量1 607 m3，滯留液量1 903 m3。采用直井注水、水平井采油的五點法水平井-直井聯(lián)合井網(wǎng)超前注水開發(fā)，由于客觀原因，配套注水井只有A6投注，超前注水量809 m3。2012年11月投產(chǎn)，前3個月平均日產(chǎn)油10.6 t，含水率19.2%，動液面1 279 m。吞吐試驗前單井產(chǎn)量4.6 t/d，含水率13.5%，動液面1 497 m，累計生產(chǎn)500 d，累計產(chǎn)液4 730 m3，產(chǎn)油3 242 t，產(chǎn)水915 m3。2014年4月12日至2014年5月13日進(jìn)入注水吞吐的“吞水”階段，共注水22.5 d，平均日注水量80 m3，累計注水1 800 m3，注水后關(guān)井燜井15 d，測得井底壓力穩(wěn)定在15.6 MPa。2014年6月1日開井，前4 d含水率100%，共采出水量35.4 m3，進(jìn)入第5天，含水率迅速下降至24.5%，日產(chǎn)油量達(dá)到12.45 t。截至2014年7月5日，B8井燜井后重新開井30 d，平均單井產(chǎn)量為8.2 t/d，含水15.9%，動液面1 403 m，累計產(chǎn)油量247.4 t，單井日產(chǎn)油量比吞吐前增加了78.3%，注水吞吐采油取得了初步效果（見圖5）。

圖5　B8井注水吞吐前后單井生產(chǎn)曲線

4　結(jié)論

鄂爾多斯盆地A井區(qū)長7致密油儲集層致密，孔隙度小，滲透率低，為異常低壓油藏，儲集層微裂縫發(fā)育，注水開發(fā)見水風(fēng)險大。

致密油水平井體積壓裂后能大幅度提高單井產(chǎn)量，采用衰竭式開發(fā)，第1年開發(fā)效果較好，開采1年后單井產(chǎn)液量、油量遞減大，必須及時補(bǔ)充能量。

致密油水平井注水吞吐開發(fā)第1周期單井產(chǎn)量增幅較大，注水吞吐采油初見成效。

A井區(qū)長7致密油前期最好采用衰竭式開發(fā)，待地層能量不足、產(chǎn)量遞減大時，采用注水吞吐開發(fā)。優(yōu)化注水吞吐時機(jī)、吞吐量、燜井時間等關(guān)鍵參數(shù)，并加強(qiáng)礦場實踐中壓力、油井動液面等動態(tài)參數(shù)監(jiān)測，可進(jìn)一步提高注水吞吐采油開發(fā)效果。

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（編輯 郭海莉）

Development modes of Triassic Yanchang Formation Chang 7 Member tight oil in Ordos Basin, NW China

Li Zhongxing1, Qu Xuefeng2,3, Liu Wantao2,3, Lei Qihong2,3, Sun Hualing2,3, He Youan2,3
(1. PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China; 2. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China; 3. National Engineering Laboratory of Low Permeability Oil and Gas Field Exploration and Development, Xi’an 710018, China)

Abstract:The Triassic Yanchang Formation Chang7 Member tight oil reservoir in Ordos Basin, featuring complex pore-throat structures, low porosity, low permeability, rich micro-fractures and low pressure coefficient, is difficult to produce by advanced water-flooding from cluster vertical wells with low individual-well producing rate. With Block A as an example, the material balance calculation, numerical simulation and field practical analysis showed that the horizontal well production would increase significantly using volumetric fracturing. But the well pattern of water injection in vertical wells and oil production in horizontal wells has high risk of injection water breakthrough in horizontal wells, and the proportion of water breakthrough wells reached 65%. In contrast, the formation energy decreased in depletion development with horizontal wells, in which the oil production kept stable in early period, but decreased quickly after 12 months, the cumulative decline of oil rate in 4 months amounted to 50.3%. Therefore, a development scheme of depletion production from volumetric fracturing horizontal wells at first and then water-flooding huff and puff after producing energy is deficient was proposed. Following this scheme, the daily oil rate of single well increased by 78.3% after the first cycle of water huff-and-puff than before the treatment, marking the initial success of the measure.

Key words:tight oil; volumetric fracturing; development mode; horizontal well; numerical simulation; water-flooding huff and puff

收稿日期：2014-08-07 修回日期：2015-02-25

作者簡介：第一李忠興（1964-），男，陜西大荔人，中國石油長慶油田教授級高級工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究與管理工作。地址：陜西省西安市未央?yún)^(qū)，中國石油長慶油田分公司，郵政編碼：710018。E-mail: lizxcq@petrochina.com.cn

DOI:10.11698/PED.2015.02.11

文章編號：1000-0747(2015)02-0217-05

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

中圖分類號：TE348

基金項目：中國石油天然氣股份有限公司重大科技攻關(guān)項目（2011E-2602）