陳林(新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引言

致密礫巖油藏屬于非常規(guī)油氣藏，具有低孔隙度、低滲透率的特征，儲層的滲流能力較差，從而導(dǎo)致致密礫巖油藏的效益化開發(fā)成為一項難題。伴隨近些年水平井技術(shù)和水力壓裂技術(shù)的快速發(fā)展，使得非常規(guī)油氣藏的商業(yè)開發(fā)成為現(xiàn)實[1]。然而，壓裂水平井的液體流動特征要比直井更加復(fù)雜，會導(dǎo)致不同的開發(fā)動態(tài)特征，因而有效描述壓裂水平井動態(tài)特征成為油田生產(chǎn)過程中一項迫切的任務(wù)?，F(xiàn)基于油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)、動態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)、開發(fā)參數(shù)等資料，對M131井區(qū)三疊系百口泉組油藏投產(chǎn)水平井的生產(chǎn)特征及其影響因素進(jìn)行詳細(xì)研究。

1 油藏概況

M131井區(qū)b三疊系百口泉組(T1b)油藏位于準(zhǔn)噶爾盆地中央凹陷瑪北斜坡區(qū)，目的層百口組自上而下分為百口泉組一段(T1b1)、百口泉組二段一砂組(T1b21)、百口泉組二段二砂組(T1b22)及百口泉組三段(T1b3)，其中T1b21、T1b3為本區(qū)的主要儲層段。三疊系百口泉組巖性主要以灰色、褐色砂礫巖為主，局部夾灰褐色、褐色泥巖及砂質(zhì)泥巖。研究區(qū)發(fā)育油層的孔隙度為5.00%～16.60%，平均8.35%，油層滲透率為0.01～83.90 mD，平均1.37 mD，為特低孔特低滲儲層。根據(jù)壓汞資料分析，百口泉組儲層孔隙結(jié)構(gòu)整體表現(xiàn)為中-低孔、微-細(xì)喉特征，滲流條件整體偏差。截至2020年12月，M131井區(qū)已部署直井11口，水平井79口，所有水平井均采用體積壓裂技術(shù)開發(fā)。

2 生產(chǎn)動態(tài)特征

2.1 壓力和產(chǎn)量運(yùn)行特征

油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)常用于動態(tài)分析、擬合歷史數(shù)據(jù)、預(yù)測未來開發(fā)效果，其中油壓和產(chǎn)量數(shù)據(jù)是最重要的兩個數(shù)據(jù)，油壓反映這地層能量是否充足，產(chǎn)量反映地下油氣資源的豐富程度。通過對比直井與水平井的壓力數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，水平井的井口壓力要遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于直井。水平井的井口峰值壓力可以達(dá)到約19 MPa，而直井的峰值壓力僅為8.4 MPa。水平井的高井口壓力一方面是由于壓裂過程中注入大量壓裂液，研究區(qū)平均單井壓裂液注入量超過20 000 m3，起到補(bǔ)充地層能量的作用；另一方面，大量壓裂液的注入會造成井筒周圍巖石破裂，儲集在巖石中原油通過天然裂縫和后期人工改造裂縫大量流入井筒附近，也造成了井口壓力的提高。

通過對產(chǎn)量數(shù)據(jù)的分析也可以發(fā)現(xiàn)，水平井的生產(chǎn)效果遠(yuǎn)遠(yuǎn)好于直井。M131井區(qū)2015年投產(chǎn)水平井的平均單井月產(chǎn)油最高可以達(dá)到約856 t，同期投產(chǎn)的直井峰值月產(chǎn)量約為112 t，相差7.7倍。這說明“水平井+體積壓裂”的開采技術(shù)已經(jīng)成為提高低滲致密礫巖油藏單井月產(chǎn)量、采收率、改善開發(fā)效果的關(guān)鍵路徑，同時也使得原本不具備開發(fā)效益的非常規(guī)油藏具備商業(yè)開采價值[2]。

再對全區(qū)每一口水平井的產(chǎn)量數(shù)據(jù)逐一分析后發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)水平井生產(chǎn)進(jìn)入遞減其后，普遍會呈現(xiàn)“前期遞減大、后期遞減小”的兩段式遞減特征。例如，MH1327(T1b21)初期生產(chǎn)半年的年遞減率高達(dá)65.7%，后期遞減率降為27.5%；MH1329(T1b3)初期生產(chǎn)半年的年遞減率為77.2%，后期遞減率降為20.5%。在利用ARPS遞減理論進(jìn)行最終可采儲量(EUR)預(yù)測時，應(yīng)該準(zhǔn)確判斷采油井所處的生產(chǎn)階段。當(dāng)采油井處于遞減前期時，應(yīng)當(dāng)采取兩段式遞減法來預(yù)測該井的最終可采儲量(EUR)，這才符合本區(qū)低滲致密礫巖油藏的開發(fā)生產(chǎn)實際。

2.2 示蹤劑測試資料分析

示蹤劑測試技術(shù)的發(fā)展已經(jīng)有60年的歷史，距離國內(nèi)首次引進(jìn)該項技術(shù)也已經(jīng)過去了50年。示蹤劑測試的方法是選擇一口井作為注入井，注入在極低濃度下仍可被監(jiān)測的示蹤劑流體，然后在鄰井中監(jiān)測示蹤劑的產(chǎn)出情況，以此來指示注入流體的去向，反映井間或?qū)娱g裂縫的存在[3-4]。目前，研究區(qū)共有2口井注入了示蹤劑，周圍10口生產(chǎn)水平井作為監(jiān)測井。通過定期對鄰井的示蹤劑濃度檢發(fā)現(xiàn)，鄰井均檢測到了示蹤劑。其中，MH1243井(T1b21)水相示蹤劑在鄰井濃度在9月7日達(dá)到峰值，檢測數(shù)值為10.97 μg/kg(T1b21)和1.7 μg/kg(T1b3)，35天后鄰井已檢測不到示蹤劑； MH1248井(T1b3)水相示蹤劑在鄰井濃度在9月9日達(dá)到峰值，檢測數(shù)值為4.15 μg/kg(T1b21)和4.08(T1b3)，36天后鄰井已檢測不到示蹤劑。分析后發(fā)現(xiàn)，MH1243井和MH1248井跨層干擾見劑濃度高于同層干擾濃度，裂縫縱向上溝通能力更強(qiáng)。而且，初期百二段、百三段的鄰井均能檢測出MH1243、MH1248井的示蹤劑，一個月后示蹤劑取樣濃度逐漸減少至零，指示井間溝通裂縫逐漸閉合，井間流體通道閉合，生產(chǎn)干擾逐漸減少。

3 影響因素分析

水平井開發(fā)動態(tài)是地質(zhì)、工程、開發(fā)參數(shù)多因素共同作用的最終體現(xiàn)。但研究區(qū)局限于M131井區(qū)，地質(zhì)特征相對比較均一，本文只研究工程(壓裂規(guī)模)、開發(fā)參數(shù)(生產(chǎn)制度、井距)等因素對生產(chǎn)動態(tài)的影響。

3.1 生產(chǎn)制度

生產(chǎn)制度即油嘴尺寸的大小，起到控制生產(chǎn)壓差的作用。油嘴大小的選擇和儲層巖性、物性、壓裂參數(shù)、開發(fā)方式有著密切的關(guān)系，匹配合適的生產(chǎn)制度對油井生產(chǎn)至關(guān)重要。分析后發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)峰值月產(chǎn)油與油嘴大小呈正相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為0.72，相關(guān)程度較高，這表明油嘴越大，峰值月產(chǎn)油就越高。然而，油嘴尺寸并不是越大越好。雖然油嘴尺寸變大，短期內(nèi)會造成產(chǎn)量的提升，井筒流體流速變快，過快的流速會對儲層和壓裂支撐劑過度沖刷，使得原本張開的裂縫閉合，從而導(dǎo)致產(chǎn)量的迅速下降。例如MH1250井在6月將生產(chǎn)制度由3.5 mm提高至4.5 m，月產(chǎn)量迅速從532 t提高至757 t，但是油壓卻從17.3 MPa迅速降至9.5 MPa，產(chǎn)量的提升也僅維持了4個月，之后迅速下降。

3.2 開發(fā)井距

從將“水平井+體積壓裂”作為主體開發(fā)工藝開始，研究開展過多輪次的井距實驗，從開發(fā)先導(dǎo)實驗的400 m到整體開發(fā)方案中的300 m，再到最新實驗的200 m、150 m、100 m，目的就是找到合理的開發(fā)井距。從不同井距的生產(chǎn)情況對比來看，100 m和150 m的小井距水平井的峰值日產(chǎn)量可以接近40 t，明顯高于較大井距的水平井。雖然小井距生產(chǎn)井進(jìn)入峰值期后，會進(jìn)入快速遞減期，但一年期產(chǎn)量仍高與400 m、300 m、200 m的大井距水平井。這說明在壓裂過程中，較小的井距更容易形成復(fù)雜的人工縫網(wǎng)，對井筒周圍儲層改造的更加完善，從而導(dǎo)致更多的石油資源被開采出來。雖然小井距提高了采收率，但是由于成本很高，其產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益是否高于其他井距的水平井還有待下一步的研究。

3.3 壓裂規(guī)模

由于研究區(qū)油藏屬于低孔低滲的致密礫巖油藏，所以一般采用體積壓裂技術(shù)使井筒周圍的巖石破裂，制造人工裂縫，增加儲層滲透性，從而實現(xiàn)油藏的效益開發(fā)[5]。體積壓裂規(guī)模通常用加砂強(qiáng)度和用液強(qiáng)度來表征，加砂強(qiáng)度指的是單位水平段長的加砂量，用液強(qiáng)度指的是單位水平段長的壓裂液注入量。理論上，越大的壓裂規(guī)模，越容易形成復(fù)雜的人工縫網(wǎng)，但考慮到經(jīng)濟(jì)因素，加砂量和壓裂液用量不能無限增大。通過研究發(fā)現(xiàn)，加砂強(qiáng)度在1.6 m3/m以下，加砂強(qiáng)度與單位水平段長的最終可采儲量(EUR)呈現(xiàn)較強(qiáng)的正相關(guān)關(guān)系；用液強(qiáng)度在22 m3/m以下，用液強(qiáng)度與單位水平段長的最終可采儲量(EUR)也呈現(xiàn)較強(qiáng)的正相關(guān)關(guān)系。在加砂強(qiáng)度高于1.6 m3/m、用液強(qiáng)度高于22 m3/m的情況，單井水平段長的最終可采儲量(EUR)反而變低。這表明在致密礫巖油藏開發(fā)過程中，需要匹配合適的壓裂規(guī)模，制造足夠的人工縫網(wǎng)，才能從油藏中開采出更多的原油，過大的壓裂規(guī)?？赡軙?dǎo)致生產(chǎn)過程中產(chǎn)生嚴(yán)重的井間干擾。

4 結(jié)語

(1)低滲致密礫巖油藏采取“水平井+體積壓裂”的開發(fā)方式，初期油壓和峰值產(chǎn)量相比有大幅提高，效果較好，“水平井+體積壓裂”技術(shù)使得致密礫巖油藏效益開發(fā)成為可能。研究區(qū)生產(chǎn)水平井產(chǎn)量運(yùn)行呈現(xiàn)“前期遞減大，后期遞減小”的兩段式遞減特征，在利用ARPS遞減理論進(jìn)行遞減預(yù)測時，應(yīng)準(zhǔn)確判斷所處遞減階段，才能保證后續(xù)可采儲量標(biāo)定更加接近油藏開發(fā)實際。通過對示蹤劑資料的分析，在水平井生產(chǎn)初期的1～2個月會出現(xiàn)生產(chǎn)干擾，但后期裂縫逐漸閉合，生產(chǎn)干擾逐漸減少。

(2)水平井峰值日產(chǎn)量與生產(chǎn)制度(油嘴)呈現(xiàn)一定正相關(guān)關(guān)系，但是不同的水平井應(yīng)匹配合適的生產(chǎn)制度，過大的油嘴只能短期的提高產(chǎn)量，有破壞儲層的風(fēng)險。通過對比發(fā)現(xiàn)100 m和150 m井距的小井距生產(chǎn)井峰值日產(chǎn)量高于井距為200 m和300 m，但是后期遞減較大。雖然小井距水平井體積壓裂后更容易形成復(fù)雜縫網(wǎng)，但在后期生產(chǎn)過程中容易形成干擾。在加砂強(qiáng)度低于1.6 m3/m、用液強(qiáng)度低于22 m3/m，兩者均與單位水平段長EUR有明顯的正相關(guān)關(guān)系。超過上述閾值后，產(chǎn)量并沒有明顯提升，這說明在致密礫巖油藏開發(fā)過程中，應(yīng)匹配合適的壓裂規(guī)模。