胡尖山油田安83区长7致密油藏水平井地层能量补充方式研究

王平平，李秋德，张 博，李 超，李忠阳，冯松林，李龙龙

中国石油长庆油田分公司第六采油厂地质研究所 （陕西 西安 710200）

鄂尔多斯盆地在沉积演化过程中主要以三角洲沉积为特征，河湖三角洲沉积体系的形成及其发育，必然受到水系的发育及受物源区控制，特别是规模较大的河湖三角洲的形成必有主水系和赖以稳定的物源区作后盾。该地区受北部、东北部2个物源方向控制，以东北物源为主：轻矿物为低石英和高长石组合，重矿物为高石榴子石和锆石组合。鄂尔多斯盆地延长组为一套内陆湖泊相沉积，湖盆具有面积大、深度浅、地形平坦和分割性较弱的特点，且物源补给充沛，沉积厚度大。随着湖盆不断退缩，三角洲不断进积，形成大规模复合连片砂体。

安83区长7油藏位于胡尖山油田中部区域，为致密砂岩油藏，属低孔-特低孔、超低渗储层[1]，主力含油层系为三叠系延长组长72小层。长72砂层平面分布稳定，厚度约15～20m，层内夹层发育，平面上油层连片性好。储层砂岩平均孔隙度8.9%，渗透率0.17×10-3μm2。储层总体上表现为弱亲水-亲水性，地层原油黏度1.01mPa·s，地层原油密度为0.708g/cm3,原始气油比75.7m3/t,地面原油比重0.845g/cm3，黏度6.5mPa·s，地层水总矿化度 51g/L，水型为 CaCl2型。长7层隔夹层发育，纵向上多油层叠加，累计厚度大，平均每口井发育＞1m的隔夹层3～4条。分层系数5.1，层间非均质性强。

安83区长7致密油开发经历了定向井开发试验和水平井开发试验2个阶段，从2010年起共历时5年，试验了 4套水平井井网（2011～2014年），储层初次改造使用了常规压裂、体积压裂。目前全区共有油井512口，开井476口，注水井131口，开井 96口。其中，水平井开井164口，单井产能4.87t/d，综合含水47.1%，年自然递减46.3%，共试验了正七点、交错七点、正五点、准自然能量4套井网，采用常规压裂、体积压裂2种改造方式，开发特征表现为：常规注水易见水，不注水地层能量不足，递减大，合理开发技术政策仍不明确，制约长期稳产。

1 多种地层能量补充方式评价

针对致密油藏水平井开发矛盾，近年来重点开展吞吐采油、周期注水、异步注采等工作，均取得了一定效果及认识。

1.1 注水吞吐采油

注水吞吐是在同一口井进行注水、采油的开发方式，它利用油层的亲水性，在毛管力吸水排油的作用下，注入水进入并驻留在低渗孔道，将原油排到高渗区[2]（图1）。裂缝越发育，油水接触面积越大，越有利于基质与裂缝间流体的置换渗吸，渗吸采收率越高，注水吞吐效果越好。安83区2012年后投产水平井均采用体积压裂改造，缝网发育，因此该区开展注水吞吐采油具有一定理论基础。

图1 吞吐采油各阶段示意图

对安平26井数值模拟：压裂滞留液3 780m3作为吞吐第1周期，生产485天，累计产油4 405t；吞吐第2～18周期，周期注入量为8 000m3，日注水量500m3，压力达到原始地层压力的120%，闷井1个月的条件下，周期采油时间365天，开采20年后注水吞吐的采出程度达到19.4%，单井累计采油量2.95×104t，开发效果较好（图 2）。

图2 数值模拟安平26井吞吐采油各项参数情况

2013年，通过对3口水平井洗井发现地层倒吸不返排现象，以安平28井为例：洗井完开抽后，动液面由1 392m上升至766m，日产液量由16.8m3上升至18.5m3，日产油量由9.8t上升至11.4t，3天后含水下降至26.2%，邻井安平27液面上升、产量上升（图3）。分析认为油层局部地层能量亏空，洗井液进入亏空层位，间接补充地层能量。

基于理论研究和水平井冲砂洗井效果，在充分结合改造强度、缝网形态等参数情况下，2014年对该区7口水平井开展注水吞吐试验，分2批次实施，第一批次实施2口（安平19、安平21），在安平19注水阶段，其邻井安平42见效，累增油461t，安平21井情况类似（本井及邻井安平20井见效明显，累增油735t）；第二批次实施5口，采用连片吞吐，注水过程中，胡平241-5和胡平241-2压力上升基本保持同步，胡平241-3和胡平241-6保持同步，且产液量、动液面变化也具有同步性，证明裂缝相互沟通，井间干扰严重，且连片实施由于井距小、井间压力相互干扰，导致波及面积小、不利于渗吸置换，因此油井含水下降慢，效果较差，后期不建议连片实施。

图3 安平28、安平27井日生产曲线

1.2 周期注水

针对致密油水平井常规注水开发易见水的矛盾，结合缝网形态和见水周期，开展周期注水试验，把注水周期控制在见水周期之内，解决该区注水开发易见水、不注水地层能量无法及时补充的矛盾，通过不断摸索、试验，总结了3种不同间注制度（注3停7、注5停5、注10停10），对应28口水平井递减明显减缓，月度递减由9.6%下降至6.6%。典型井安平44对应3口注水井，前期观察停注，2014年4月份开始对其中2口井实施间注，油井见效明显，动液面上升，含水稳定，日产油上升（图4）。

1.3 异步注采

基于毛管吸吮作用和压差机理[3]，对易见水的水平井开展异步注采试验（注时不采、采时不注），进一步探索能量补充和控制油井含水的方法[4-5]。试验了2口井，平均单井产量由2.07t上升至3.60t，含水由68.2%下降至44.6%。典型井安平18对应注水井3口，投产即高含水，2014年9月6日开展异步注采试验，在第5周期结束时，安平18井含水由第一周期的100%下降至37.2%，日产油由试验之前的3.6t上升至5.4t，冬季由于气温低结束异步注采后，该井含水上升至54.0%，日产油降至3.5t。

图4 安平44缝网形态图及注采反应曲线

2 结论与认识

安83区致密油藏水平井地层能量补充方式具有多样性，吞吐采油、周期注水、异步注采均取得一定效果，但总体来说基于毛管吸吮作用和压差机理的按一定注入周期补充能量的渗析采油法对致密油开发具有深远意义。在充分考虑改造强度、缝网形态等参数情况下实施效果较好。周期注水和异步注采已取得阶段性成果，后期可持续扩大实施；连片吞吐采油由于井距小、井间压力相互干扰，导致波及面积小、不利于渗吸置换，效果较差，建议后期隔井距实施。因此，在持续探索致密油地层能量补充的同时可考虑：充分结合吞吐采油、周期注水和异步注采，开展水平井注水试验；开展隔井距吞吐采油试验，降低井间干扰，改善吞吐效果；开展不同介质（二氧化碳、氮气等）驱油试验及适应性研究。

[1]冯胜斌，牛小兵，刘飞，等.鄂尔多斯盆地长7致密油储层储集空间特征及其意义探讨[J].中南大学学报：自然科学版，2013,44（11）：4574-4580.

[2]王志鹏.注吞吐水开发低渗透裂缝油藏探讨[J].特种油气藏，2006，13（2）：46-47,55.

[3]龚姚进,李清春.非均质多油层砂岩油藏异步注采的可行性[J].特种油气藏，2005,12（增 1）：63-65.

[4]崔传智，朱贵良，刘慧卿，等.正韵律厚地层水平井开发能量补充方式优化研究[J].石油钻探技术，2010,38（6）：88-91.

[5]宋洪才.根据地层压力变化规律确定补充地层能量时间[J].钻采工艺，1996,19（3）：39-43.