張鳳東， 黃學(xué)斌， 蘇映宏， 邱 韻， 鄭振恒

(中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院， 北京 100083)

致密油藏儲(chǔ)量難動(dòng)用且產(chǎn)量遞減快，能否實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)是制約該類油藏有效動(dòng)用的核心問題。該類油藏孔喉細(xì)小、滲流阻力大、滲透率低，且地層壓力普遍較低[1]，因而開發(fā)難度較大，通常需要進(jìn)行壓裂改造才能生產(chǎn)。壓后初期產(chǎn)量一般較高，但受應(yīng)力敏感性等非達(dá)西因素的影響，產(chǎn)量遞減很快。一些學(xué)者對(duì)低滲油藏開發(fā)相關(guān)特征進(jìn)行了探討。依據(jù)壓裂水平井不穩(wěn)態(tài)滲流理論、低滲透油藏產(chǎn)量遞減方程及室內(nèi)試驗(yàn)等，文獻(xiàn)[2-5]研究了啟動(dòng)壓力梯度和應(yīng)力敏感性等對(duì)低滲砂巖油藏產(chǎn)能影響的時(shí)機(jī)和規(guī)律。王建民等[6]將鄂爾多斯特低滲透油藏劃分為4個(gè)開發(fā)階段，分析了各階段主要驅(qū)動(dòng)能量及產(chǎn)量遞減特征。為提高超低滲油藏采收率，張本艷等[7]依據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，研究了通過注CO2補(bǔ)充地層能量的方式改善紅河超低滲油藏開發(fā)效果的可行性。

開發(fā)實(shí)踐表明，低滲油藏產(chǎn)能受油藏地質(zhì)因素和壓裂工程等多種因素的影響，胡艾國等[8]將紅河油田投產(chǎn)油藏類型分為3類，得出儲(chǔ)層含油性、儲(chǔ)能系數(shù)、水平段長度等與產(chǎn)量的正相關(guān)性。對(duì)低滲、致密油藏的開發(fā)特征、開發(fā)技術(shù)和遞減規(guī)律，文獻(xiàn)[9-13]進(jìn)行了較為系統(tǒng)的論述。針對(duì)鄂爾多斯盆地致密油藏開發(fā)，文獻(xiàn)[14-18]探討了資源潛力、分布規(guī)律并進(jìn)行了甜點(diǎn)預(yù)測(cè)。對(duì)比中外致密油開發(fā)現(xiàn)狀，文獻(xiàn)[19-20]從成藏條件、分布特征和開發(fā)技術(shù)等方面進(jìn)行了對(duì)比，指出中國陸相沉積地質(zhì)條件更為復(fù)雜，開發(fā)難度更大。

已有研究深化了對(duì)低滲油藏開發(fā)的認(rèn)識(shí)，但對(duì)整體未動(dòng)用的致密油藏開發(fā)，對(duì)其產(chǎn)量遞減規(guī)律的研究目前少見報(bào)道。研究致密油藏產(chǎn)量遞減規(guī)律，有助于估算油田最終可采儲(chǔ)量、合理編制開發(fā)方案以及進(jìn)行項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)。而且，認(rèn)識(shí)致密油藏生產(chǎn)特征及產(chǎn)量遞減規(guī)律，對(duì)預(yù)測(cè)產(chǎn)量變化、采取有效技術(shù)提升單井可采儲(chǔ)量，進(jìn)而促進(jìn)探明儲(chǔ)量的有效動(dòng)用都具有重要意義。

現(xiàn)以紅河油田92井區(qū)實(shí)際生產(chǎn)資料為依據(jù)，通過對(duì)長8整體未動(dòng)用致密油藏試采井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，探討致密油藏在不同生產(chǎn)階段產(chǎn)量遞減規(guī)律，建立了該井區(qū)產(chǎn)量遞減模型，利用模型對(duì)未來生產(chǎn)指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測(cè)，并提出針對(duì)性的開發(fā)策略，以提升井區(qū)采出程度和儲(chǔ)量動(dòng)用率，進(jìn)而提高油藏采收率和整體開發(fā)效益。

1 油田概況

紅河92井區(qū)地處甘肅省，位于鄂爾多斯盆地西南部、紅河油田北部(圖1)，構(gòu)造上位于西緣天環(huán)坳陷南段，為三角洲前緣水下分流河道沉積巖性圈閉油藏，儲(chǔ)層以細(xì)砂巖為主，主要目的層段為延長組長81亞油層組，砂體平面呈北東向條帶狀展布，油藏類型為彈性+弱溶解氣驅(qū)巖性油藏，開發(fā)方式目前主要為天然能量開發(fā)。該區(qū)面積32 km2，探明儲(chǔ)量1 320萬t。但因開發(fā)效益差，目前井區(qū)整體為探明未開發(fā)儲(chǔ)量。

該井區(qū)油層平均埋深2 366 m，孔隙類型以粒間溶孔為主，其次為粒內(nèi)溶孔(圖2)；孔隙結(jié)構(gòu)以小孔-微細(xì)喉組合為主，孔隙度12.6%，屬致密油藏，孔隙度直方圖如圖3所示。長81亞油層組滲透率為0.41 mD，原油密度0.856 g/cm3，地層原油黏度8.17 mPa·s，氣油比介于31～40 m3/m3。原始地層壓力21.3 MPa，飽和壓力4.9～6.6 MPa，地層壓力系數(shù)約為1。為低飽和壓力、低氣油比、地飽壓差大的輕質(zhì)常規(guī)原油。滲透率低、地層能量不足、產(chǎn)量遞減快是制約該區(qū)儲(chǔ)量有效動(dòng)用的主要因素。

圖2 紅河92井區(qū)孔隙類型

圖3 紅河92井區(qū)長81油藏孔隙度直方圖

2 致密油藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析

截至2019年底，紅河油田92井區(qū)已鉆8口直井、12口水平井。直井試油平均產(chǎn)量為0.18 t/d，水平井為8.41 t/d。自2014年起相繼投產(chǎn)水平井10口，初期產(chǎn)量介于70～120 t/月。選擇生產(chǎn)時(shí)間相對(duì)較長且關(guān)停時(shí)間短、能夠連續(xù)生產(chǎn)的油井，分析其投產(chǎn)以來的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)(圖4)。從圖4可以看出，投產(chǎn)后各井產(chǎn)量普遍遞減較快。

圖4 致密油藏單井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

2.1 天然能量驅(qū)產(chǎn)量遞減快

利用天然能量開發(fā)，致密油藏彈性驅(qū)能量不足，井產(chǎn)量遞減較快、累產(chǎn)低，采出程度低。從統(tǒng)計(jì)的8口連續(xù)生產(chǎn)井歸一化曲線來看，生產(chǎn)半年后平均單井產(chǎn)量下降56%，一年后年遞減達(dá)68.5%(圖5)。

圖5 平均單井產(chǎn)量變化

2.2 停產(chǎn)井產(chǎn)能恢復(fù)較好

受致密油藏天然能量開發(fā)產(chǎn)量低、遞減快及低油價(jià)的影響，2016—2017年生產(chǎn)井全面停產(chǎn)，2018年初部分井恢復(fù)生產(chǎn)。考察各井的復(fù)產(chǎn)狀況，如紅河92A5井停產(chǎn)26個(gè)月后恢復(fù)生產(chǎn)，復(fù)產(chǎn)前、后歸一化產(chǎn)量對(duì)比如圖6所示。從圖6可以看出，復(fù)產(chǎn)后油井產(chǎn)量明顯增加，從停產(chǎn)前的44 t/月上升到158 t/月，產(chǎn)能恢復(fù)較好。但持續(xù)時(shí)間短、產(chǎn)量遞減快，在生產(chǎn)6個(gè)月后基本恢復(fù)到停產(chǎn)前水平。由于復(fù)產(chǎn)后部分生產(chǎn)井時(shí)有關(guān)停，致使生產(chǎn)連續(xù)性差，該類井產(chǎn)量的遞減變化規(guī)律有待進(jìn)一步認(rèn)識(shí)。

圖6 紅河92A5井復(fù)產(chǎn)前后產(chǎn)量對(duì)比

2.3 溫和注水減緩遞減

通過在92井區(qū)長8油藏開展注水先導(dǎo)及直井調(diào)剖試驗(yàn)，采用弱凝膠預(yù)交聯(lián)調(diào)剖后注水，以及溫和注水+周期注水的先導(dǎo)試驗(yàn)，實(shí)際效果初步顯現(xiàn)，產(chǎn)量遞減有所減緩。結(jié)合鄂南油田其他已動(dòng)用儲(chǔ)量注水補(bǔ)充能量開發(fā)，如水平井彈性驅(qū)+直井邊外注水、直井超前注水和早期注水，表明對(duì)滲透率小于1 mD的長8油藏，溫和注水能夠減緩產(chǎn)量遞減率，月遞減率下降約11個(gè)百分點(diǎn)(圖7)。

圖7 注水與不注水產(chǎn)量歸一化生產(chǎn)曲線

3 產(chǎn)量遞減規(guī)律

3.1 生產(chǎn)井初期遞減模型

認(rèn)識(shí)致密油藏產(chǎn)量遞減規(guī)律是該類儲(chǔ)層有效動(dòng)用的重要前提。根據(jù)紅河油田92井區(qū)已投產(chǎn)井的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，選取典型生產(chǎn)井的月產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)量進(jìn)行分析。首先依據(jù)線性關(guān)系判斷該區(qū)生產(chǎn)井的遞減類型，將10口井歸一化產(chǎn)量和對(duì)應(yīng)的生產(chǎn)時(shí)間(表1)，表現(xiàn)在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)系中，采用圖解法考察是否存在線性關(guān)系，進(jìn)而確定產(chǎn)量遞減類型。從圖8可以看出，井區(qū)正常生產(chǎn)井月產(chǎn)油與時(shí)間半對(duì)數(shù)關(guān)系近似成一直線，符合Arps典型遞減曲線的判斷標(biāo)準(zhǔn)，表明產(chǎn)量下降為指數(shù)遞減類型。在直角坐標(biāo)系中，典型單井產(chǎn)油和累產(chǎn)量也呈近似線性關(guān)系(圖9)，指數(shù)遞減特征明顯。

表1 井區(qū)生產(chǎn)初期月度產(chǎn)量

圖8 井區(qū)投產(chǎn)井月產(chǎn)油與時(shí)間半對(duì)數(shù)關(guān)系

圖9 典型井月產(chǎn)油-累產(chǎn)油關(guān)系

從實(shí)際生產(chǎn)狀況來看，油井投產(chǎn)后既開始快速遞減，進(jìn)入較快的指數(shù)遞減模式，導(dǎo)致產(chǎn)量迅速下降。計(jì)算可知，典型單井平均月遞減率為8.2%，年遞減率為61.7%；井區(qū)生產(chǎn)井平均月遞減率為8.6%，年遞減率為67%。

確定了油井的遞減類型，進(jìn)而根據(jù)正常生產(chǎn)井的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合得出該井區(qū)生產(chǎn)初期的指數(shù)遞減模型為

q=7 899e-0.091t

(1)

式(1)中：q為井區(qū)目前正常生產(chǎn)井的年產(chǎn)油量，t；t為生產(chǎn)時(shí)間，年。

3.2 復(fù)產(chǎn)井遞減模型

生產(chǎn)井關(guān)井后復(fù)產(chǎn)，選取復(fù)產(chǎn)后典型井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，繪制直角坐標(biāo)下產(chǎn)量遞減率的變化關(guān)系(圖10)。從遞減率變化可以看出，遞減率a倒數(shù)與時(shí)間大致呈直線變化，表明該階段產(chǎn)量遞減已表現(xiàn)為新的形式，遞減規(guī)律表現(xiàn)出雙曲遞減特征。計(jì)算可知，此時(shí)的雙曲遞減平均月遞減率為11.9%，年遞減率為76%。圖11為單井復(fù)產(chǎn)產(chǎn)量隨時(shí)間的變化關(guān)系，隨生產(chǎn)時(shí)間的延長，遞減趨勢(shì)明顯緩和。

a為遞減率，縱坐標(biāo)為遞減率的倒數(shù)

圖11 復(fù)產(chǎn)后單井產(chǎn)量變化

根據(jù)復(fù)產(chǎn)后的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，選取生產(chǎn)時(shí)間相對(duì)較長、生產(chǎn)相對(duì)穩(wěn)定、并排除開關(guān)井及生產(chǎn)時(shí)效影響，確定其遞減類型后，建立復(fù)產(chǎn)后單井雙曲遞減模型為

(2)

運(yùn)用生產(chǎn)井初期及復(fù)產(chǎn)井產(chǎn)量遞減模型，即可對(duì)現(xiàn)有生產(chǎn)井未來的開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測(cè)。以紅河92井區(qū)典型井為例，天然能量開發(fā)第1年遞減率63.1%，第2年遞減率53.92%，第3年遞減率34.5%，第4年遞減率26.1%；預(yù)計(jì)20年單井累產(chǎn)為3 358 t(圖12)。

圖12 單井指標(biāo)預(yù)測(cè)曲線

從生產(chǎn)井的實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)來看，致密油藏的地質(zhì)特征決定了生產(chǎn)井投產(chǎn)后遞減較快。生產(chǎn)初期彈性驅(qū)加上部分溶解氣驅(qū)，表現(xiàn)為較高的單井產(chǎn)能；但隨著地層壓力的下降，溶解氣大量逸出，氣油比不斷下降，氣驅(qū)能量越來越弱，產(chǎn)量快速遞減(表現(xiàn)第一階段的指數(shù)遞減)；該階段彈性能量驅(qū)和弱溶解氣驅(qū)是開采的主要驅(qū)動(dòng)方式。停產(chǎn)后隨能量的恢復(fù)，初期表現(xiàn)為較高產(chǎn)量，但隨著能量的快速釋放，地層又得不到有效的能量補(bǔ)充，生產(chǎn)進(jìn)入以彈性驅(qū)為主的遞減階段(雙曲遞減)。但到生產(chǎn)后期，產(chǎn)量一般表現(xiàn)為指數(shù)遞減，應(yīng)以實(shí)際產(chǎn)量的變化重新確立相符合的遞減模型。

3.3 有效動(dòng)用策略建議

3.3.1 溫和注水提高波及體積和洗油效率

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，紅河92井區(qū)長8儲(chǔ)層巖石為親水潤濕，長8油藏相滲曲線束縛水飽和度50.4%，共滲點(diǎn)飽和度57.8%(圖13)。已有研究表明，喉道>1 μm可實(shí)現(xiàn)水驅(qū)。紅河長8滲透率>0.35 mD時(shí)開始出現(xiàn)1 μm的喉道。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，油藏含水98%時(shí)，驅(qū)油效率可達(dá)到40%～60%，驅(qū)油效果較好；五敏實(shí)驗(yàn)均表現(xiàn)為弱或中偏弱，而探井取心和水平井實(shí)鉆研究結(jié)果也顯示儲(chǔ)層裂縫相對(duì)不發(fā)育，適合注水開發(fā)。

Kro、Krw、Sw分別為油相相對(duì)滲透率、水相相對(duì)滲透率、含水飽和度

和天然能量開發(fā)相比，注水開發(fā)的遞減率明顯減小，前5年遞減率平均減小約10個(gè)百分點(diǎn)。隨著開發(fā)時(shí)間的延長，兩種開發(fā)方式的遞減率都越來越小，開發(fā)后期趨于一致(圖14)。通過溫和注水提高波及系數(shù)，并通過均衡注采、化學(xué)驅(qū)等方式增強(qiáng)洗油效率，以提高單井的采出程度和井區(qū)采收率。

圖14 天然能量開發(fā)與注水開發(fā)遞減率對(duì)比

因此，紅河92井區(qū)開發(fā)需要繼續(xù)開展注水補(bǔ)充能量先導(dǎo)試驗(yàn)，優(yōu)化注采參數(shù)，加強(qiáng)地層壓力、吸水狀況及產(chǎn)能評(píng)價(jià)監(jiān)測(cè)，提高注采效果，形成合理的注采政策，為未復(fù)產(chǎn)井及全井區(qū)未開發(fā)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用提供支撐。

3.3.2 進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場(chǎng)試驗(yàn)

一是加強(qiáng)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，弄清該井區(qū)致密儲(chǔ)層滲流、水驅(qū)等微觀特征；二是進(jìn)行數(shù)值模擬研究，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)礦場(chǎng)長8油藏試驗(yàn)參數(shù)，對(duì)不同條件下的開發(fā)效果進(jìn)行模擬，如通過模擬水平段長和壓裂參數(shù)，增加單井控制面積和泄油體積，以確定能達(dá)到較好開發(fā)效果的工程參數(shù)，為開發(fā)政策的制定提供技術(shù)支撐；三是進(jìn)行水平井注水吞吐采油、水平井體積壓裂改造、超臨界CO2復(fù)合壓裂等礦場(chǎng)試驗(yàn)，如嘗試通過反復(fù)多周期水平井注水吞吐等試驗(yàn)，克服油井生產(chǎn)過程中地層能量不足的制約，提高原油采出程度；四是優(yōu)選甜點(diǎn)，從錄井、氣測(cè)顯示，孔滲物性、電阻率、可動(dòng)流體飽和度及儲(chǔ)層展布等方面，對(duì)致密油富集區(qū)進(jìn)行甜點(diǎn)優(yōu)選。

3.3.3 加強(qiáng)致密油藏開發(fā)針對(duì)性技術(shù)儲(chǔ)備

結(jié)合礦場(chǎng)試驗(yàn)，針對(duì)該區(qū)進(jìn)行如優(yōu)化布井和鉆井軌跡設(shè)計(jì)、水平段長及分段壓裂工藝優(yōu)化、“井工廠”作業(yè)模式、化學(xué)驅(qū)降壓增注以及“壓-采”一體化開發(fā)等技術(shù)研究和攻關(guān)，降低開發(fā)成本、提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，為致密油藏有效動(dòng)用和實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)探索有效途徑。

4 結(jié)論

(1)紅河92井區(qū)長8致密油藏儲(chǔ)層物性差，地層能量不足，天然能量驅(qū)產(chǎn)量遞減快，采出程度低。停產(chǎn)井產(chǎn)能恢復(fù)較好，但持續(xù)時(shí)間短。通過實(shí)施先導(dǎo)溫和注水補(bǔ)充地層能量，產(chǎn)量遞減表現(xiàn)出減緩的趨勢(shì)。

(2)認(rèn)識(shí)油井生產(chǎn)的遞減規(guī)律，是對(duì)單井可采儲(chǔ)量及未來生產(chǎn)趨勢(shì)進(jìn)行合理評(píng)價(jià)和預(yù)測(cè)的前提。從目前投產(chǎn)井的生產(chǎn)狀況來看，產(chǎn)量遞減規(guī)律主要表現(xiàn)為生產(chǎn)初期的指數(shù)遞減及其后的雙曲遞減。指數(shù)-雙曲遞減的產(chǎn)量遞減轉(zhuǎn)變模式，較好地反映了該區(qū)已生產(chǎn)井目前的產(chǎn)量遞減規(guī)律。

(3)降低綜合成本、提高開發(fā)效益是實(shí)現(xiàn)致密油藏有效動(dòng)用的根本途徑。為促進(jìn)儲(chǔ)量的有效開發(fā)，需加強(qiáng)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場(chǎng)試驗(yàn)針對(duì)性研究，如采用“井工廠”作業(yè)模式、“壓-采”一體化等有效技術(shù)降本增效，以提高致密油藏的開發(fā)效益，實(shí)現(xiàn)探明未開發(fā)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用。