低渗透油藏有效开发技术研究——以苏德尔特油田为例

刘 利，高明晶

（大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部，内蒙古海拉尔021000）

海拉尔油田低渗透储层地质储量超过5000×104t，占总地质储量的55.4%，且低渗透储量在新探明石油地质储量中所占比例且呈明显增加趋势[1-2]。影响低渗透油田开发效果的主要因素有孔隙喉道狭窄、物性差[3-4]；渗流规律为非达西定律，具启动压力；岩芯应力敏感性非常强，且不可逆性；边界层厚度影响流体渗流规律[5-8]。目前大部分研究成果主要是研究低渗透油藏的开发特点及影响因素，缺乏对各类开发技术的总结和归纳，因此，有必要总结和归纳一下各类开发技术的适用性，以研究区苏德尔特兴安岭低渗透砂岩油藏为例，通过分析目前开发特征，对缩小井距技术、提压注水技术、大规模压裂技术和注气技术在该油田的应用状况进行总结归纳，分析这几类技术的适用性和有效性。

1 开发特征

1.1 基础地质特征

苏德尔特兴安岭油层主要沉积相带为近岸水下扇沉积[9-10]，单砂体分布规模复杂，储集体岩相及物性横向相变快，物性差、非均质性强；该区块为油干系统；储集砂体类型较多，主要包括辫状沟道砂体、辫状沟堤砂体、沟间微相砂体、中心微相砂体、末梢微相砂体等。其中，辫状沟道砂岩、辫状沟堤砂岩及沟间典型浊积岩体为本区兴安岭群主要储集砂体类型。储集层岩石物性属中低孔、特低渗透型，孔隙度分布在11.6%～28.8%；平均值16.84%；渗透率分布在（0.01～15.2）×10-3μm2，平均值0.76×10-3μm2。储集层岩石凝灰含量较高，属于强水敏储层。

1.2 受效特征分析

苏德尔特兴安岭油层受效前，全区处于较低含水水平，综合含水小于10%，注水受效后，全区含水出现差别，13个井组北东向综合含水上升超过20%，受效的主要方向为北东向，与压裂井人工裂缝方位一致，并且井组低部位受效后会出现含水上升的情况。

2010年对贝14兴安岭油层采取加密后油水井储层动用得到改善。统计31口注水井历年吸水剖面，主要吸水层位兴安岭Ⅰ油组5、9号小层和Ⅱ油组12、13、14号小层。综合单井吸水剖面及区块整体物性情况分析后认为加密后，发育较好的主力层已经实现有效注入，已建立驱动体系。

2 有效开发技术

2.1 缩小井距技术

自2010年起，苏德尔特油田兴安岭油层开展了不同规模的加密调整工作，分别将井距加密至141m×141m、100m×100m、80m×80m三种不同井距。

（1）缩小井距可以提高开发效果。加密后，整体特征表现为吸水能力增强，由2009年平均单井注水压力为12.8MPa，日注水10m3上升至日注水20m3；吸水厚度比例增加，其中2m的吸水厚度比例由原来的57.7%上升到66.2%；比吸水指数增大，受效井逐年增多，地层压力得到恢复，加密取得较好的效果，具体效果对比见表1。

表1 苏德尔特油田兴安岭油层不同井距下生产情况对比

（2）非人工裂缝方位，100m无法建立驱动体系。2012年在外扩区开展了井距为100m行列注水试验，水井排和油井排方向与人工裂缝方位一致。投产2年后，同井号对比，日产液18.6t，日产油18.1t，含水2.5%，沉没度19m，产量递减幅度达到14.7%，高于全区平均水平，产油井不受效，可见，非人工裂缝方位，100m无法建立驱动体系。

（3）井距80m可以建立驱动体系，但人工裂缝方位见水过快。2014年在外扩区开展了井距为80m反九点法注水开发试验，油井出现了不同的受效情况，人工裂缝方位油井贝14-X701井撬装注水6个月后出现了暴性水淹，含水从4.3%迅速上升至100%，非人工裂缝方位油井贝14-X702井撬装后则表现为注水受效，产液稳定，流压上升。由此可见，80m×141m矩形井网是苏德尔特兴安岭油层有效开发井网。

2.2 提压注水技术

提压注水技术是通过增压的方式增大注采压差，提高驱替压力梯度。自2012年起开展了全面提压注水试验，油层破裂压力由1.69MPa/100m提高至1.86MPa/100m，破裂压力由26.7MPa提高至29.4MPa，提压井数由2012年的18口，日增注92m3，上升至2014年120口，日增注208m3，增注效果明显。

根据何聪鸽等对低渗透油藏各相异性油藏平面波及系数的算法（图1），结合本区的实际情况，进行演变推导研究，设定渗透率为2×10-3μm2，kx/ky=3，孔隙度为 0.12，粘度为 2.0mPa·s，注采压差为 25MPa，井距141m，启动压力梯度越大，注入水向生产井推进的速度越慢，导致“注不进，采不出”的现象。在实际应用中启动压力梯度为0.05MPa适合本区实际情况，这种情况下注水24个月受效，主方向受效时累计注入量为14600m3，次方向受效时累计注入量为21900m3，波及长宽比约为3∶2。

图1 不同启动压力梯度条件下生产30个月五点法1/4部分波及面积

2.3 大规模压裂技术

为突破特低渗透难采储量动用提高单井产能，苏德尔特油田兴安岭油层共开展了15口井，分3批开展大规模压裂试验，初步形成大规模压裂与注水一体化技术。3批井均达到了设计要求，顺利完成施工，具体效果见表2。

（1）累计注采比高井区增有效果好。对比分析不同批次压裂效果，可以看出压裂初期油井供液能力与压裂前累计注采比具有较好的相关性，累计注采比越高，压裂后投产初期产量越高，沉没度越大（表3）。同时，压后单井增油强度随着压裂后注水能量的不断补充将会不断变化。

（2）水井吸水能力大幅提高，实现有效注入。开展大规模压裂试验后，井区水井的吸水能力都有不同程度的提高。从3批大规模压裂井注水效果统计表看，3批井压裂前平均单井注水压力为15.3MPa，日注水18m3，压裂后注水压力为 15.6MPa，日注水 56m3，目前注水压力为16.8MPa，日注水49m3，累计注水33.8×104m3，累计增注12.9×104m3（表4）。

表2 苏德尔特油田兴安岭油层大规模压裂效果统计表

表3 苏德尔特油田兴安岭油层大规模压裂效果统计表

表4 苏德尔特油田兴安岭油层大规模压裂井区注水效果统计表

2.4 注气技术

贝14区块兴安岭油层为二氧化碳注入试验区，先导试验为2期，9注31采，先导性一期累计注入二氧化碳6.18×104t，注入PV数为0.036，注入后地层压力逐步恢复，从2011年的2.7MPa恢复至目前的4.3MPa。通过单井试井解释成果分析，注气前表现出明显的特低渗透曲线特征，属早期变井储特征，注气14个月后，表现出渗透性变好、探测范围变大、续流影响时间缩短的特征表明油井已明显见到注气效果，油井近井地带渗透性已明显改善。

（1）小层吸气特征与吸水特征基本一致。由于气体密度低，具有较好的流动性，在特低渗透油藏中可以增大波及面积。贝14区块兴安岭油层渗透率低，对比分析2口井的吸气吸水剖面，该区块的主力吸水层与主力吸气层基本相符，同时部分非吸水层也能够吸气，相对于水驱有效增大驱替体积。

（2）受效方位性强。受气体性质影响，人工裂缝方位渗透率大，并易产生气窜，统计注气一气人工裂缝方位受效的4口井，受效前日产油1.4t，受效后日产油5.1t，受效时平均单井注入时间为16个月，注入体积为0.016PV。非人工裂缝方位受构造高差影响，气体密度低，易于向高部位运移，高部位受效较快，受效前日产油2.8t，受效后日产油5.6t，受效时平均单井注入时间为12个月，注入体积为0.007PV。同部位受效次之，受效前日产油0.4t，受效后日产油2.2t，受效时平均单井 注入时间为21个月，注入体积为0.023PV（表5）。

表5 苏德尔特油田兴安岭油层注气受效情况统计表

3 结论与认识

（1）低渗透油田开发特点是油井见注水效果缓慢，人工裂缝方向油水井易见效。

（2）缩小井距技术是特低渗透油藏开发中行之有效的技术之一，但井距大于100m非人工裂缝方位油井难以建立有效驱替，小于80井距可以建立有效驱替，人工裂缝方位油井易注水突进，因此，该方法需要配合常规压裂建立矩形井网实现井网最优组合。

（3）提压注水技术是一个缩短“量变”到“质变”时间的有效技术，常规井区注入压力每升高1MPa注入量增加11m3，大规模压裂井区注入压力每升高1MPa注入量增加17m3；理想模拟结果低渗透油田存在启动压力较大，提压注水技术能够提高注水井吸水能力，建立有效驱替，成本较低。

（4）大规模压裂技术能够有效改善特低渗透油藏储层渗流条件，全面实现各小层动用，获得较高产能，但地层能量是保障大规模压裂井高产稳产的关键，且单井成本费用高。

（5）CO2注气技术能够改善注入剖面，提高地层压力；采出井刚见气时含水上升，见气一段时间后产量上升含水下降，气窜。从模拟结果来看，气水以1∶2体积注入时最终采出程度最高，缺点是成本高，需要更换区域油井的管柱注入设施。

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