臘丹萍，張翠萍，藺明陽，李 輝，賀晨剛，李龍龍，劉 喆，楊興海，范敬敬

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

陜北長7 致密油是長慶油田非常規(guī)油氣的重要領(lǐng)域之一，屬于典型的砂巖致密油藏。已開發(fā)的A83 區(qū)致密油開發(fā)經(jīng)歷了三個(gè)階段：傳統(tǒng)直井常規(guī)壓裂注水開發(fā)階段（2010-2012 年）；水平井體積壓裂注水開發(fā)階段（2012-2014 年）；長水平段+大井距體積壓裂自然能量開發(fā)階段（2014-目前）。長水平段多段壓裂技術(shù)也成為致密油開發(fā)技術(shù)的關(guān)鍵，但如何更高效動(dòng)用剩余油、提高采油速度，技術(shù)相對匱乏，根據(jù)近年A83 區(qū)不斷開發(fā)認(rèn)識(shí)，分析認(rèn)為老區(qū)加密再動(dòng)用可行性較高。

1 地質(zhì)概況

1.1 地質(zhì)特征

A83 區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部，多支北東向物源的三角洲前緣水下分流河道交匯于區(qū)域中部，形成了厚度較大的半深湖-深湖相的連片砂體。長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，屬“自生自儲(chǔ)”型，主要受巖性、物性變化控制[1]。

主力含油層系三疊系延長組長72小層，屬低孔-特低孔超低滲儲(chǔ)層，砂體分布穩(wěn)定，厚度15 m～20 m，層內(nèi)夾層發(fā)育，平面上油層連片性好。探明含油面積425 km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量1.5×108t，截至2018 年底動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量7 533×104t，剩余儲(chǔ)量7 400×104t。

1.2 儲(chǔ)層特征

長7 油藏儲(chǔ)層砂巖平均孔隙度8.9 %，滲透率0.17×10-3μm2。巖性為長石砂巖、巖屑質(zhì)長石砂巖和長石質(zhì)巖屑砂巖，成分成熟度低，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)層排驅(qū)壓力和中值壓力均偏高，中值半徑偏小，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[2]。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?？傮w上表現(xiàn)為弱親水-親水性，地層原油黏度1.01 mPa·s。成像測井、巖心觀察、三維CT 圖均顯示該區(qū)長7 層天然裂縫發(fā)育[3，4]。

1.3 滲流特征

與國內(nèi)外同類儲(chǔ)層對比（見表1），A83 長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。

1.4 開發(fā)簡況

截至2018 年12 月，投產(chǎn)水平井203 口，開井192口，投產(chǎn)初期單井產(chǎn)能11.9 t，目前單井產(chǎn)能1.4 t，地層壓力保持水平51.3 %，自然遞減持續(xù)大于30 %，采油速度0.25 %，采出程度2.18 %，呈現(xiàn)初期單井產(chǎn)量高、地層能量下降快、遞減大、剩余油豐富等特點(diǎn)。

2 開發(fā)試驗(yàn)認(rèn)識(shí)

2.1 長水平段是油井穩(wěn)產(chǎn)的物質(zhì)基礎(chǔ)

開發(fā)初期水平段長500 m～600 m，后期逐漸延長至1 500 m，不同水平段投產(chǎn)初期單井產(chǎn)能基本相當(dāng)（見圖1），但水平段越長，平均單井產(chǎn)量越高（見圖2），穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間更長，長水平段是油井開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)的物質(zhì)基礎(chǔ)，同時(shí)結(jié)合長慶隴東開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，水平段長的優(yōu)勢因細(xì)分切割而增強(qiáng)。

2.2 改造強(qiáng)度與初期單井產(chǎn)量成正相關(guān)

初期單段加砂量單段加砂65 m3以上（見圖3）、單段入地液600 m3～800 m3以上（見圖4）的水平井，初期產(chǎn)量相對較高。

2.3 充足的入地液可延長穩(wěn)產(chǎn)期

表1 致密油儲(chǔ)層物性對比一覽表

圖1 不同水平段長度初期單井產(chǎn)能柱狀圖

圖2 不同水平段長穩(wěn)產(chǎn)效果曲線

圖3 單段加砂量與初期單產(chǎn)散點(diǎn)圖

圖4 單段入地液與初期單產(chǎn)散點(diǎn)圖

2018 年通過檢查井開展剩余油監(jiān)測，入地液680 m3，鄰井定向井入地液802 m3，投產(chǎn)12 個(gè)月后，檢查井較原井組開發(fā)效果好，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較長。

2.4 注水開發(fā)效果差

啟動(dòng)壓力高，注水不見效，微裂縫發(fā)育，見效即見水[3]。A83 區(qū)采用七點(diǎn)井網(wǎng)、交錯(cuò)七點(diǎn)和五點(diǎn)井網(wǎng)注水開發(fā)，見水比例達(dá)50 %以上，改為周期注水。隨著見水周期逐漸縮短，近裂縫地帶含油飽和度逐漸降低，周期注水效果逐漸變差。

2.5 區(qū)內(nèi)剩余油豐富

檢查井距原壓裂井排距80 m，取心未見明顯壓裂縫，無水洗跡象，投產(chǎn)含水低；加密水平井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)穩(wěn)定，結(jié)合數(shù)值模擬進(jìn)一步顯示了區(qū)內(nèi)剩余油豐富。

3 加密可行性研究及建議

在注水等補(bǔ)能效果均較差的前提下，采取衰竭式進(jìn)行開發(fā)。

檢查井取心顯示A239-24 井壓裂半縫長近80 m，定向井體積壓裂、水平井初期平均單段入地液量650 m3～800 m3，改造規(guī)模與A239-24 相近，有效半縫長較短。根據(jù)取心對壓裂半縫長認(rèn)識(shí)，開展加密試驗(yàn)。

3.1 定向井區(qū)加密

根據(jù)動(dòng)態(tài)顯示裂縫特征，建立矩形井網(wǎng)下的非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格的離散裂縫模型，精確模擬沿著最大主應(yīng)力方向裂縫的強(qiáng)導(dǎo)流效應(yīng)[6]，精細(xì)描述裂縫水驅(qū)特征，剩余油主要富集于油井井間，呈條帶狀分布。

通過數(shù)值模擬優(yōu)化了水平段長度（120 m～130 m），水平井與主應(yīng)力方向夾角（45°～60°）等參數(shù)，優(yōu)選方案二采用短水平井+細(xì)分切割密集短縫加密。

區(qū)塊壓力保持水平低，結(jié)合檢查井開發(fā)效果及鄰井遞減情況，建議單段加砂70 m3以上，單段入地液800 m3以上。

3.2 水平井區(qū)加密

前期水平井主體井距為400 m～600 m，局部井距1 200 m，根據(jù)取心對壓裂半縫長認(rèn)識(shí)，結(jié)合已加密井AP119 單產(chǎn)保持6 t 以上，要求開展加密試驗(yàn)，動(dòng)用井間剩余油，開展井距200 m～300 m 小井距加密試驗(yàn)，水平段長大于1 500 m，單段加砂量65 m3～70 m3以上，單段入地液800 m3以上。

鑒于開發(fā)過程中水平井作業(yè)井間干擾大，將加密井和相近老井作為一個(gè)開發(fā)單元，要求加密與老井改造同步進(jìn)行，對開發(fā)單元進(jìn)行整體改造，重構(gòu)滲流系統(tǒng)，重建壓力系統(tǒng)。