張翠萍，居迎軍，王平平，楊亞軍，樊 金，唐志峰

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

致密油是指蘊(yùn)藏在低孔隙度和低滲透率的致密油層中的非常規(guī)油氣資源[1]。鄂爾多斯盆地致密油資源豐富，具有很大的勘探開(kāi)發(fā)潛力，在陜西定邊發(fā)現(xiàn)了中國(guó)第一個(gè)億噸級(jí)大型致密油田—新安邊油田。致密油作為一種重要的非常規(guī)能源已經(jīng)引起國(guó)內(nèi)外石油工作者的關(guān)注[2，3]。2012年開(kāi)始新安邊油田致密油開(kāi)發(fā)研究不斷深入，采用了“水平井+體積壓裂”、吞吐采油等致密油藏開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)，與常規(guī)壓裂相比，體積壓裂增產(chǎn)3 倍以上[3]，造成儲(chǔ)層縫網(wǎng)規(guī)模和數(shù)量增加，增加動(dòng)用儲(chǔ)量。注水吞吐采油則是利用致密儲(chǔ)層的親水性進(jìn)行油水置換，實(shí)現(xiàn)能量補(bǔ)充的一種重要的穩(wěn)產(chǎn)方式，提高最終采收率[4]。

本文以新安邊油田安83 長(zhǎng)7 層致密油藏水平井開(kāi)發(fā)過(guò)程中從儲(chǔ)層改造強(qiáng)度、參數(shù)與初期產(chǎn)能的關(guān)系，以及開(kāi)發(fā)后期能量補(bǔ)充方式研究，為下步水平井開(kāi)發(fā)技術(shù)政策提供依據(jù)，為該區(qū)致密油開(kāi)發(fā)提供借鑒。

1 地質(zhì)概況及開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)況

1.1 地質(zhì)特征

新安邊油田位于陜西省定邊縣，構(gòu)造單元屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部，長(zhǎng)7 油層組沉積環(huán)境為湖相-三角洲前緣亞相，以水下分流河道微相為主，成藏模式為“自生自?xún)?chǔ)”，油藏構(gòu)造簡(jiǎn)單，主要受巖性、物性變化控制屬于典型的巖性油藏。長(zhǎng)7 砂層平面分布穩(wěn)定，油層連片性好，厚度15 m～20 m，層內(nèi)夾層發(fā)育，探明含油面積425 km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量1.8×108t，截至2017年底動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量 1.0×108t，剩余儲(chǔ)量 8 000×104t。

1.2 儲(chǔ)層特征

儲(chǔ)層砂巖平均孔隙度8.9%，滲透率0.17 mD，巖性為長(zhǎng)石砂巖、巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖，成分成熟度偏低。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。巖石脆性指數(shù)為54.2%，適合于大型體積壓裂措施的實(shí)施。原油性質(zhì)好，為低黏度輕質(zhì)油。成像測(cè)井、巖心觀(guān)察、三維CT 圖均顯示該區(qū)長(zhǎng)7 層天然裂縫發(fā)育。

1.3 滲流特征

與國(guó)內(nèi)外同類(lèi)儲(chǔ)層對(duì)比，安83 長(zhǎng)7 致密油儲(chǔ)層物性差、壓力系數(shù)低、溶解氣少，天然彈性能量不足。通過(guò)安83 致密油巖樣、試驗(yàn)分析表明，致密油儲(chǔ)層潤(rùn)濕性為中性-弱親水。儲(chǔ)層發(fā)育微納米孔喉，喉道半徑小，毛管力強(qiáng)，吸水排油（滲吸）作用強(qiáng)。致密儲(chǔ)層孔喉比大，一般為125 μm～200 μm（中高滲儲(chǔ)層為10 μm～50 μm）。隨著水驅(qū)的進(jìn)行，致密儲(chǔ)層前緣容易發(fā)生卡斷現(xiàn)象，使得滲流通道截面減小，阻力增加。

1.4 開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)況

截止2017年12月共投產(chǎn)水平井199 口，目前開(kāi)井193 口，單井日產(chǎn)液 4.35 m3，日產(chǎn)油 1.6 t，含水 58%，動(dòng)液面1 745 m，地層能量保持水平59.8%。致密油水平井第一年階段遞減40%左右，第二年階段遞減30%左右，第三年階段遞減25%，符合雙曲遞減規(guī)律。開(kāi)發(fā)特征具有初期產(chǎn)量高、壓力下降保持水平低、遞減快等特點(diǎn)。

2 水平井體積壓裂研究

體積壓裂是指在水力壓裂過(guò)程中通過(guò)增大加砂量和入地液量，使天然裂縫不斷擴(kuò)張和脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，形成天然裂縫及多級(jí)次生裂縫與人工裂縫相互交錯(cuò)的裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而增加改造體積，提高初始產(chǎn)量和最終采收率。致密油水平井體積壓裂后，通過(guò)在主裂縫上形成多條分裂縫及溝通天然裂縫，最終形成的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)使油氣從巖基沿著裂縫網(wǎng)絡(luò)流向井筒的距離大大縮小，提高了儲(chǔ)集層的有效動(dòng)用[5]。所形成的裂縫縱橫交錯(cuò)，成立體狀分布，油水井基質(zhì)之間距離的變小，使得驅(qū)替啟動(dòng)壓力變小[6]。

2.1 水平井體積壓裂參數(shù)

安83 致密油藏2012年開(kāi)始實(shí)施“水平井+體積壓裂”開(kāi)發(fā)模式進(jìn)行開(kāi)發(fā)，共建成水平井199 口，水平段長(zhǎng) 500 m～1 000 m，排距 150 m，間距 400 m～600 m，采取分段多簇+體積壓裂的初期改造方式，百米入地液量600 m3左右，百米加砂量60 m3左右。體積壓裂對(duì)儲(chǔ)層實(shí)施改造后，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯(cuò)的裂縫網(wǎng)絡(luò)，其縫網(wǎng)單翼可延伸400 m～600 m。通過(guò)對(duì)安平59 體積壓裂過(guò)程中微地震監(jiān)測(cè)改造裂縫長(zhǎng)、寬、高及形態(tài)分布特征顯示（見(jiàn)圖1），儲(chǔ)層改造縫網(wǎng)分布體積大（見(jiàn)表1），有效提高儲(chǔ)層動(dòng)用效率。水平井投產(chǎn)后前三個(gè)月平均產(chǎn)能10.8 t，是定向井開(kāi)發(fā)產(chǎn)能的3～5 倍，取得了較好效果。

圖1 安平59井微地震監(jiān)測(cè)壓裂體積側(cè)視圖

2.2 體積壓裂改造參數(shù)對(duì)開(kāi)發(fā)的影響

通過(guò)統(tǒng)計(jì)分析，在水平井儲(chǔ)層物性相同的條件下，通過(guò)體積壓裂改造方式，改造強(qiáng)度為百米加砂50 m3～60 m3，初期單井產(chǎn)量較高。通過(guò)分析相同水平段長(zhǎng)度條件下百米滯留液與初期產(chǎn)量呈正相關(guān)性，百米滯留液在600 m3以上遞減相對(duì)較小，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)（見(jiàn)圖2）。入地液量能提高周?chē)貙訅毫?，使油井保持較高產(chǎn)能。

2.3 單井控制儲(chǔ)量對(duì)開(kāi)發(fā)的影響

通過(guò)統(tǒng)計(jì)分析水平段長(zhǎng)度與初期遞減呈正相關(guān)，水平段長(zhǎng)度越長(zhǎng)，初期產(chǎn)量越高，當(dāng)水平段長(zhǎng)度達(dá)到800 m 長(zhǎng)度后，單井產(chǎn)量上升的幅度越來(lái)越小。水平段加井距便是水平井的單井控制儲(chǔ)量，井距越大，水平井的單井控制儲(chǔ)量越大，初期產(chǎn)量相對(duì)較高。單井控制儲(chǔ)量對(duì)初期遞減影響，呈正相關(guān)性，單井控制儲(chǔ)量在20×104t 以上時(shí)遞減相對(duì)較?。ㄒ?jiàn)圖3）。

表1 安平59井體積壓裂縫網(wǎng)形態(tài)監(jiān)測(cè)表

圖2 水平井不同百米滯留液量產(chǎn)量運(yùn)行圖

圖3 不同單井控制儲(chǔ)量產(chǎn)量運(yùn)行圖

3 水平井吞吐采油

3.1 注水吞吐適應(yīng)性

對(duì)于致密油藏，注水吞吐采油首先起到補(bǔ)充地層能量的作用，注入水沿著體積壓裂形成的復(fù)雜縫網(wǎng)流入形成新的壓力場(chǎng)，注入水和基質(zhì)內(nèi)流體進(jìn)行驅(qū)替和置換，最后進(jìn)行開(kāi)采。新安邊油田致密油儲(chǔ)層為中性-弱親水，水驅(qū)油核磁共振試驗(yàn)顯示，存在滲吸和驅(qū)替兩種滲流機(jī)理（見(jiàn)圖4）。隨著滲透率降低，滲吸作用逐漸增強(qiáng)（見(jiàn)圖5）。裂縫（壓裂縫）越發(fā)育，油水接觸面積越大，越有利于基質(zhì)與裂縫間流體的滲吸置換，滲吸效果越好。因此注水吞吐采油（滲吸）適用于縫網(wǎng)發(fā)育的安83 致密油體積壓裂的水平井。

3.2 注水吞吐試驗(yàn)效果分析

2015-2017年對(duì)該區(qū)共開(kāi)展水平井注水吞吐采油試驗(yàn)18 口，日注水量100 m3，平均累計(jì)注水量5 100 m3，燜井30 d 后開(kāi)井。表現(xiàn)為地層壓力上升，對(duì)應(yīng)鄰井液量、產(chǎn)量上升。平均單井產(chǎn)量由1.84 t 上升到3.45 t，平均有效期260 d，平均單井增油560 t。吞吐采油能有效的補(bǔ)充致密油儲(chǔ)層能量，改善開(kāi)發(fā)效果。典型井安平83井2015年8月開(kāi)始吞吐采油，累計(jì)注入水量5 400 m3，燜井30 d，對(duì)應(yīng)鄰井安平48 和安平84，由于縫網(wǎng)溝通吞吐過(guò)程中鄰井安平48、安平84 均見(jiàn)水并實(shí)施關(guān)井。吞吐后本井及鄰井日產(chǎn)液、日產(chǎn)油大幅上升，試井結(jié)果顯示地層壓力由11.4 MPa 上升到16.3 MPa，壓力恢復(fù)速度較快，證明地層能量得到有效補(bǔ)充。本井累增油892 t，有效期 528 d（見(jiàn)圖6），鄰井安平 48 累增油1 438 t，有效期928 d，目前仍有效。鄰井安平84 累增油1 675 t，有效期475 d，吞吐效果好。

圖4 典型致密油藏可動(dòng)油分布圖

圖5 致密油儲(chǔ)層氣測(cè)滲透率與可動(dòng)油分布特征關(guān)系圖

圖6 安平83井注水吞吐過(guò)程生產(chǎn)曲線(xiàn)

3.3 注水吞吐參數(shù)優(yōu)化

鑒于吞吐采油在致密油水平井的可行性，對(duì)長(zhǎng)7水平井區(qū)進(jìn)行油藏精細(xì)描述，結(jié)合裂縫改造強(qiáng)度，應(yīng)用理論及數(shù)值模擬方法擬合出最終洗油效率，衰竭開(kāi)發(fā)的洗油效率最低，注水吞吐較衰竭開(kāi)發(fā)較高（見(jiàn)圖7）。注水吞吐模擬中注水階段最佳壓力保持水平為100%，為避免注入水竄流擴(kuò)散，形成有效憋壓，充分油水置換，結(jié)合試驗(yàn)井注水動(dòng)態(tài)，優(yōu)化出合理日注水量/百米為20 m3。模擬過(guò)程中控制單一變量，注入速度，燜井時(shí)間以及生產(chǎn)時(shí)間，改變另外兩個(gè)參數(shù)，通過(guò)換油率和累計(jì)增油量?jī)?yōu)選最佳吞吐參數(shù)。數(shù)值模擬結(jié)果顯示，隨著燜井時(shí)間的增長(zhǎng)，油水置換更充分，注水吞吐的累計(jì)產(chǎn)油量逐漸增加，但增幅較小?？紤]現(xiàn)場(chǎng)采油井的生產(chǎn)時(shí)率，優(yōu)化水平井吞吐注入量為5 500 m3，日注100 m3～120 m3，燜井時(shí)間為30 d，周期采油時(shí)間417 d，其模擬壓力和產(chǎn)量曲線(xiàn)（見(jiàn)圖8），開(kāi)采27年后注水吞吐的采出程度達(dá)到9.8%，單井累計(jì)采油量2.65×104t，相比衰竭開(kāi)發(fā)采收率提高5.3%，吞吐效果較好。

圖7 不同開(kāi)發(fā)方式洗油效率模擬圖

圖8 致密油水平井模擬吞吐采油壓力和生產(chǎn)曲線(xiàn)圖

4 結(jié)論

致密油水平井通過(guò)體積壓裂改造形成復(fù)雜縫網(wǎng)，有效的提高了儲(chǔ)層動(dòng)用程度，提高了單井產(chǎn)量。同時(shí)，儲(chǔ)層改造參數(shù)和能量補(bǔ)充一定程度上影響水平井的后期穩(wěn)產(chǎn)。

（1）致密油水平井開(kāi)發(fā)過(guò)程中由于體積壓裂可以形成龐大復(fù)雜的縫網(wǎng)，水平井的單井控制儲(chǔ)量越大，越有利于穩(wěn)產(chǎn)。

（2）致密油水平井體積壓裂強(qiáng)度越大，滯留液量越多，越有利于水平井提升周?chē)貙幽芰?，延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間。

（3）致密油體積壓裂后造成復(fù)雜裂縫，為吞吐采油提供了基礎(chǔ)，吞吐過(guò)程注入水沿著裂縫與原油之間發(fā)生滲吸置換作用，并具有一定的驅(qū)替作用，能有效提高地層壓力，提高階段單井產(chǎn)量和最終采收率。