胡尖山油田安83区长7致密油藏定向井提高单井产量方法研究

王平平，张翠萍，李秋德，胡刚，陈章顺，罗栋，杨博

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)

胡尖山油田安83区长7致密油藏定向井提高单井产量方法研究

王平平，张翠萍，李秋德，胡刚，陈章顺，罗栋，杨博

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)

胡尖山油田安83区长7致密油藏由于储层致密，启动压力梯度高，常规注水开发压力传递较慢，有效驱替系统难建立，加之存在裂缝等优势渗流通道，整体表现出注水不见效、见效即见水的水驱矛盾;定向井开发递减大，单井产量低，开发效果差。近年来对安83区定向井重点开展体积压裂改造储层，探索了周期注水、空气泡沫驱油有效注入、补充地层能量的方式，达到了提高油井产量的目的。总体来说，体积压裂改造储层提高单井产量效果显著，特别是增大滞留液量、不返排闷井扩压工艺，与同改造强度体积压裂井对比具有稳产时间长、增油效果好的特点;注水井体积压裂后变抽油井累计注水量与日产油相关性较好，分析认为体积压裂结合注水闷井扩压能有效补充地层能量，且形成的人工改造缝网系统能为油水置换提供有利条件，有利于油井稳产，后期可持续扩大实施，对致密油藏突破常规注水开发、采用不断重复压裂改造具有指导性意义。

致密油藏;体积压裂;空气泡沫驱;周期注水

中国石油长庆油田第六采油厂安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、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。安83区长7油藏属三角洲前缘-半深湖亚相沉积，以水下分流河道微相为主，成藏模式为自生自储，油藏主要受岩性、物性变化控制，属于典型的岩性油藏。长72砂层平面分布稳定，厚度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。储层岩石类型为岩屑长石砂岩和长石碎屑砂岩，细砂岩为主，分选较好，物性差。填隙物以铁方解石、绿泥石、高岭石、水云母和硅质为主。储层原生粒间孔、次生粒间孔及次生溶孔都比较发育，次生溶蚀孔主要发育长石溶孔，粒间孔与溶孔含量相当，其中粒间孔占总孔隙的48.2%、溶孔占总孔隙的50%，总面孔率2.74%。储层排驱压力和中值压力均偏高，中值半径偏小，分选较好，中喉道及粗喉道基本不发育，孔隙结构组合属于小孔微细喉型。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，平均每口井大于1m的隔夹层3～4条。分层系数5.1，层间非均质性强。

安83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5套定向井井网和4套水平井井网;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。其中油井定向井目前开井数312口，单井产量0.97t/d(体积压裂改造前仅0.54t/d)，综合含水65.3%，共试验了5套井网、2种改造方式，开发特征表现为单井产量低，递减大，注水不见效、见效即见水，井网适应性差。其中4套井网初期采用常规压裂改造，单井产量低(初期1.6t，满一年0.7t，一年半后仅0.5t);常规压裂、混合水压裂开采满一年井递减分别为56.6%、68.2%，递减大。5种井网均存在油井见水，且呈现多方向性，主要见水优势方向为北东方向。

1 水驱特征

注采压力对比柱状图反映：注采压差达到28.5MPa，整体上油藏压力传递较慢(图1)。长7储层平均渗透率0.17×10-3μm2，计算启动压力梯度0.41MPa/m，目前注采井间最小压力梯度0.24MPa/m，低于启动压力梯度，有效驱替系统难建立(图2)。

从6口井的电成像测井裂缝分析看，裂缝主要发育于非储层或储层与非储层界面处。水驱前缘监测显示：原生裂缝中等发育，优势渗流明显，注水不均匀(表1)。恒流速水驱和恒压差水驱研究说明超低渗水驱过程中由于油水两相流的存在导致水驱油渗流阻力直线增加，并且当岩心出口端见水后，产油量不再变化，累计产水量基本线性增加，含水达到100%。因此油井见效即见水，见水后不再产油。

2 提高单井产量方法评价

针对致密油藏有效注水驱替系统难建立等水驱问题导致产量递减大的难题，近年来对定向井区重点开展体积压裂、周期注水、空气泡沫驱油改善水驱状况等工作提高单井产量，取得一定效果及认识。

2.1 定向井体积压裂

体积压裂的作用机理是通过水力压裂对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，以此类推，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络。从而将可以进行渗流的有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率[2]。

2014年结合对安83区长7致密油的进一步认识，提出利用体积压裂手段，采用前置酸、大液量、暂堵、常规、支撑剂5项不同工艺方式，试验105口井，其中77口低产油井重复改造、26口注水井实施转采，平均加砂85m3、排量6.0～8.0m3/min、入地液1 049m3，初期平均单井日增油2.22t，实施后定向井整体单井日产量由0.5t上升至0.9t，效果较好，有效破解了致密油藏长期低产的瓶颈。

5项工艺中前置酸、大液量、暂堵压裂效果较好平均日增油2.2t以上，支撑剂选用陶粒砂由于大小均匀、圆度好、硬度强，能更好地增强储层渗透率，因而产量高于石英砂支撑剂(图3)。

注水井实施体积压裂转采效果较油井实施体积压裂效果好。当累计注水量大于8 000m3时，产量高于2.0t，累计注水量与效果成正相关性且稳产时间长(图4、图5)。其实质在于注水井转抽前注入了大量的流体，提高了油层的压力。由于致密油砂岩基质驱替难度大，在水力的渗透破坏作用下，注水沿层理缝和天然缝等高渗透层突进，造成高渗带段进水多，升压快，压力比低渗透段(或基质)高，部分油、水在这个附加压差的作用下流入低渗透层段。当注水井停注而使油藏降压时，高渗透层段降压也快，其压力将低于低渗透层段的压力，这时低渗透层段中的部分油、水在这个附加压差的作用下流回高渗透层，这些原油将在体积压裂改造后(又一次升压降压过程)再采出[3]。

借鉴压差机理和注水井混合水压裂转抽后排液期短、稳产时间长、增油效果好的特点，实施了增大入地液量(1 100m3，相当于该区1口注水井73天的注水量、1口油井3年的产液量)。压裂后闷井扩压不返排来扩大滞留液量试验，实施51口，初期平均单井日增油2.65t，与同改造强度体积压裂井对比具有稳产时间长、增油效果好的特点(表2)。分析认为该种方式能有效补充地层能量，压裂后闷井扩压能有效完成油水置换，且形成的人工改造缝网系统能为油水置换提供有利条件，有利于油井稳产，可连片扩大实施。对致密油突破常规注水开发、采用不断重复压裂改造的衰竭法开发具有开创性意义。据此，也可考虑对定向井在实施体积压裂前先进行注水培养，提高地层压力后再实施措施以提高增油效果。

2.2 定向井周期注水

为控制油井含水，探索有效的注入方式，2013年4月开始对区块西部220m×220m定向井井网(4个井组)整体实施周期注水试验，停注后油井含水下降不明显、地层能量下降快，未探索出合理注水周期，16个月后实施了体积压裂措施。西部区定向井初期采用常规压裂改造，缝网系统不发育，不利于油水渗吸置换，周期性注水适应性较差。

2.3 空气泡沫驱

为缓解水驱矛盾，采取先调后驱的理念，调剖体系选用凝胶体系对大孔道和高渗段进行封堵，以此改善渗流方向。空气泡沫驱注入量设计在合理的注采比下提高气液比，以达到有效注入、补充地层能量的目的[4]。2013年4月在区块北部350m×150m井网对安231-45井组开展泡沫驱试验，累计注入泡沫3 631m3，空气7 824m3，井组整体单井产量由0.55t上升至0.88t，相对于其他井组单井产能0.39t有明显提高，对应5口油井均不同程度见效，2014年12月改为正常注水后含水上升。说明空气泡沫驱“先调后驱”的实施思路能有效控制油井含水，解决了水驱矛盾，在定向井区具有较好的适应性，后期可扩大实施[5]。

3 结论与认识

安83长7致密油藏定向井常规压裂改造单井产量低，递减大，常规水驱有效驱替系统难建立，见效即见水，制约该区高效开发。近年来通过不断攻关试验认为：体积压裂技术能有效解放储层，提高单井产量效果显著;采用增大滞留液量、不返排闷井扩压工艺技术，与体积压裂后直接抽汲返排对比，具有稳产时间长、增油效果好的特点;体积压裂结合注水闷井扩压能有效补充地层能量，且形成的人工改造缝网系统能为油水置换提供有利条件，有利于油井稳产，后期可持续扩大实施。该项工艺还对致密油突破常规注水开发、采用不断重复压裂改造的衰竭开发具有开创性意义;空气泡沫驱油探索有效注入、补充地层能量的方式在该区适应性较好，后期可扩大实施。

建议在持续扩大实施上述方法的同时，在实施体积压裂前先进行注水培养，提高地层压力后再实施措施;在体积压裂连片区域实施吞吐采油试验，探索吞吐采油在定向井井网的适应性;开展不同介质(CO2、N2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]王海庆，王勤.体积压裂在超低渗油藏的开发应用[J].中国石油和化工标准与质量，2014(2):143.

[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]吴信荣，林伟民，姜春河，等.空气泡沫调驱提高采收率技术[M].北京：石油工业出版社，2010.

[5]梁涛，常毓文，郭晓飞，等.巴肯致密油藏单井产能参数影响程度排序[J].石油勘探与开发，2013，40(3)：357-362.

The Chang-7 tight reservoir in An-83 area of Hujianshan Oilfield is of high starting pressure gradient，so the pressure transmission in conventional water flooding development is slow.In addition，there are preferential seepage channels in the reservoir，so the phenomena of invalid water injection and water breakthrough often occurred.Therefore，the single-well production of the directional wells is low and of great production decline，and the waterflooding development result is poor.In recent years，the volume fracturing technology，is implemented to the directional wells，and then the cyclic water injection and the air foam flooding are carried out to increase formation energy and thus to increase oil well production.On the whole，the volume fracturing measures has a significant effect on increasing the single-well production，and especially the measures of increasing retention fluid volume and closing well to pressurize can prolong the stable production period of the volume fracturing wells and have good oil production increasing effect. There is good correlation between daily oil production and accumulative water injection amount of the water injection wells which are changed into oil pumping wells.It is held that the measures of combining volume fracturing with closing well to pressurize can effectively increase formation energy and is favorable to the production stability of oil wells.The measures should be popularized in the oilfield，and it is of guiding significance to the repeated fracturing of the oil wells in tight reservoirs in conventional water flooding development process.

tight reservoir;volume fracturing;air foam flooding;cyclic water injection

左学敏

2015-03-24

摄影/徐志武

国家示范工程“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发”(编号：2011ZX05044)

王平平(1981-)，男，工程师，现主要从事油田开发管理工作。