XJ区块长7致密油定向井提单产效果评价

刘 喆，曹纯洁，李龙龙，张 扬，叶 琪，贾宝全，杨兴海，胡文超，何梅朋

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西定边 718606）

1 XJ区块长7致密油地质概况

1.1 区域地质概况

XJ区块位于陕西省定边县黄湾乡-武峁子乡，构造位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡西部，受沉积初期古地貌及沉积成岩差异压实作用影响，发育近东西向不规则鼻状隆起。油藏储层物性差、非均质性强、天然裂缝发育。

1.2 储层特征

XJ区块主力层长722砂体厚度大、油层稳定，平均油层厚度14.6 m，孔隙度8.37%，空气渗透率0.17 mD，含油饱和度55.0%。具有自生自储的特征，水下分流河道为主要储集砂体，与国内外同类储层对比，压力系数低、溶解气少，天然弹性能量不足[1-3]。

1.3 XJ区块定向井开发现状

XJ区块定向井油井总井389口，开井346口，日产油269 t，综合含水59.4% ，平均动液面1 820 m，平均单井日产油0.80 t；注水井总井30口，开注21口，日注水299 m3，平均单井日注水量14 m3，月注采比0.38。

2 制约单井产能的主要因素

2.1 储层致密，非均质性强

该区长72主砂体以细砂岩为主，平均孔隙度7.9%，平均渗透率0.17 mD，大于0.2 mD的呈条带状，物性差，非均质性强。与国内外同类储层对比，压力系数低、溶解气少，天然弹性能量不足。

2.2 裂缝发育，为渗吸创造有利条件，但存在见水风险

该区长7层天然裂缝发育（见图1），易形成水驱优势通道，为渗吸创造有利条件，但在形成水驱过程中存在见水风险。

2.3 地层压力保持水平低

该区原始地层压力16.9 MPa，地层压力逐年下降（见图2），2017年压力保持水平64.5%，其中定向井区74.4%；可对比井8口，其中7口压力下降，5口均由于邻井转采导致。目前区块整体压力保持水平低，需进一步探讨合理能量补充方式。

2.4 水驱特征

2.4.1 启动压力梯度高，有效驱替系统难建立 XJ启动压力梯度为0.43 MPa/m（见图3），注水井与油井井间压差约20 MPa，推算有效驱替距离为50 m（见图4），注水开发驱替难度较大。

2.4.2 储层中-弱亲水性 XJ区长7储层润湿性总体上表现为中-弱亲水性，由于致密油储层喉道半径小，毛管力大，渗吸作用强。

3 提高单产技术试验

3.1 快速吞吐可提高单井产能，但有效率低，效益增油差

图1 XJ区块LOL井三维CT图像

图2 XJ区历年地层压力保持水平柱状图

图3 长7与长6、长8储层启动压力梯度与渗透率关系曲线

图4 XJ区块长7层注采井间驱替压力梯度剖面图

表1 XJ区块不同轮次及吞吐方式措施效果统计

2017年快速吞吐完井为35口（平均加注活性水1 200 m3，排量 6.0 m3/min），有效井 25 口，有效率 71.4%，目前仍有效18口[4]。措施后平均单井产能由0.52 t上升到1.21 t又下降到0.81 t，平均单井日增油0.29 t，平均单井累计增油78 t。其中，二次常规吞吐3口，均无效；二次加砂吞吐3口，有效3口（见表1）。

本井：35口本井开抽第三个月含水基本恢复至措施前，平均单井日增油0.65 t，液量下降快，由1.40 m3上升到7.48 m3又下降到3.74 m3，导致整体增油效果差。

邻井（16口）：压裂见水后液量快速下降，含水下降缓慢，见水后5个月实现增油（见图5、图6）。

典型井：AJ-47井2017年3月31日完井，活性水1 000 m3，排量6.0 m3/min。措施初期日增油 2.16 t，但后期液量递减大，井组内注水井转采，且邻井措施比例高，压力保持水平低，入地液小。

3.2 吞吐转换，不断优化长周期吞吐部署

2015-2016年实施体积压裂后恢复注水38口[5-8]，因注水适应性差，转为注水吞吐19口（目前采油）。目前注水井总井数19口，开井17口。扣除措施井，可对比油井43口，2017年1-10月动态稳定，单井产能0.69 t，自然能量区单井产能由1.07 t下降到0.96 t。

图5 XJ区块2017年快速吞吐本井效果拉齐曲线

图6 XJ区块2017年快速吞吐见水邻井效果拉齐曲线

表2 XJ区块2017年转采井效果统计表

2017年对注水见效差、主裂缝方向见水井实施转采12口，平均单井累产油163 t（见表2）。转采后井组含水由74.2%下降到59.7%，单井产能由0.60 t上升到0.74 t。

3.3 体积压裂能提高单井产能，但稳产形势严峻

2017年实施体积压裂13口（压裂转采7口），平均加砂 4.5 m3，砂比 13.0%，排量 5.0 m3/min～6.0 m3/min。措施有效率100%，日产油由0.23 t上升到1.50 t又下降到1.01 t，目前日增油11.71 t，累计增油1 739 t（见表3），目前措施后均无能量补充，后期递减大。

3.4 堵水调驱可见效，但需优化参数延长见效期

针对注水明确见水井，2017年试验堵水调驱3口（定向井区2口，水平井区1口），对应16口油井初期单井日增油0.27 t，目前由于液量下降明显，已失效。其中AJ-45井组有效但有效期短（2个月），AJ-41和AJ-9对应油井目前正在见效，下步继续观察效果。

典型井：AJ-45井7-8月实施堵水调剖（1 800 m3+13.2 t），期间井组含水由45.8%下降到40.9%，产能由5.4 t上升到6.9 t，注水压力由8.0 MPa上升到12.5 MPa。主要见效井位于裂缝方向（AJ-44、AJ-46），但堵水后含水再次上升，剖面吸水变差，堵水有效但有效期短，下步需进一步优化参数。

3.5 二氧化碳吞吐未达到预期增油效果

AJ-25井2017年7月9日开始注入CO2，注入速率3 t/h，至7月14日，注入CO2气362 t，第一轮注入工作结束后焖井30 d，井口压力由10.0 MPa下降至0 MPa。

表3 XJ区块2017年体积压裂井效果统计表

吞吐本井换油率低：AJ-25井预测换油率1.13，预期增油395 t。8月14日开抽12 d含水下降且保持稳定，液量持续下降近期基本稳定，141 d累产油75 t，吞吐前油量1.73 t/d，含水13.8%，目前日产油0.55 t，含水55.2%；压力监测显示下降（由18.9 MPa下降到13.6 MPa），本井未达到预期增油目标。

4 取得的结论与认识

（1）XJ区块开发过程中整体表现为有效驱替系统难建立、压力保持水平低、单井产能低、注水见水风险大、稳产难度大等问题。

（2）快速吞吐可提高单井产能，但液量递减快，效益增油差。

（3）长周期吞吐过程中根据注水适应性、井组递减情况，灵活转换“吞”与“吐”，可有效降低区块递减。

（4）体积压裂可提高单井产能，但后期稳产难度大，仍需进一步探索措施后期的能量补充方式。

（5）针对见水方向明确井，实施堵水调驱可以有效封堵裂缝，注水压力明显上升，对应油井含水下降，达到改善水驱、增油目的。

（6）因该区二氧化碳吞吐首例，结合其他油藏选井选层条件，分析本井换油率低主要原因一是裂缝发育，未能形成封闭性；二是该区地层压力整体较低，压力系数仅为0.75，吞吐为非混相驱过程，未达到混相吞吐的目的。鉴于该区裂缝发育，建议后期暂堵后进行CO2吞吐，形成人工封闭空间。

［1］李忠兴，李健，屈雪峰，等.鄂尔多斯盆地长7致密油开发试验及认识［J］.天然气地球科学，2015，26（10）：1932-1940.

［2］李龙龙，周创飞，刘梅，等.长7油藏井网适应性分析［J］.特殊类油藏开发技术文集，2012，9（1）：77-81.

［3］张文正，杨华，杨奕华，孔庆芬，吴凯.鄂尔多斯盆地长7优质烃源岩的岩石学、元素地球化学特征及发育环境［J］.地球化学，2008，37（1）：59-64.

［4］李龙龙，张扬，张静，等.鄂尔多斯盆地XY区块提高单产技术对策［J］.石油化工应用，2017，36（12）：31-34.

［5］吉利明，吴涛，李林涛.陇东三叠系延长组主要油源岩发育时期的古气候特征［J］.沉积学报，2006，24（3）：426-431.

［6］李龙龙，王平平，李垚，等.鄂尔多斯盆地安83区块开发效果评价［J］.石油化工应用，2012，31（5）：75-78.

［7］李德生.重新认识鄂尔多斯盆地油气地质学［J］.石油勘探与开发，2004，31（6）：1-7.

［8］李龙龙，张扬，曹纯洁，贾宝全，杨兴海，等.AP区块长7致密油吞吐效果评价［J］.石油化工应用，2017，36（11）：66-68.