新安边油田致密油水平井开发方式及能量补充研究

张翠萍，居迎军，王平平，杨亚军，樊 金，唐志峰

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）

致密油是指蕴藏在低孔隙度和低渗透率的致密油层中的非常规油气资源[1]。鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，具有很大的勘探开发潜力，在陕西定边发现了中国第一个亿吨级大型致密油田—新安边油田。致密油作为一种重要的非常规能源已经引起国内外石油工作者的关注[2，3]。2012年开始新安边油田致密油开发研究不断深入，采用了“水平井+体积压裂”、吞吐采油等致密油藏开发的关键技术，与常规压裂相比，体积压裂增产3 倍以上[3]，造成储层缝网规模和数量增加，增加动用储量。注水吞吐采油则是利用致密储层的亲水性进行油水置换，实现能量补充的一种重要的稳产方式，提高最终采收率[4]。

本文以新安边油田安83 长7 层致密油藏水平井开发过程中从储层改造强度、参数与初期产能的关系，以及开发后期能量补充方式研究，为下步水平井开发技术政策提供依据，为该区致密油开发提供借鉴。

1 地质概况及开发简况

1.1 地质特征

新安边油田位于陕西省定边县，构造单元属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部，长7 油层组沉积环境为湖相-三角洲前缘亚相，以水下分流河道微相为主，成藏模式为“自生自储”，油藏构造简单，主要受岩性、物性变化控制属于典型的岩性油藏。长7 砂层平面分布稳定，油层连片性好，厚度15 m～20 m，层内夹层发育，探明含油面积425 km2，探明地质储量1.8×108t，截至2017年底动用地质储量 1.0×108t，剩余储量 8 000×104t。

1.2 储层特征

储层砂岩平均孔隙度8.9%，渗透率0.17 mD，岩性为长石砂岩、岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩，成分成熟度偏低。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。岩石脆性指数为54.2%，适合于大型体积压裂措施的实施。原油性质好，为低黏度轻质油。成像测井、岩心观察、三维CT 图均显示该区长7 层天然裂缝发育。

1.3 渗流特征

与国内外同类储层对比，安83 长7 致密油储层物性差、压力系数低、溶解气少，天然弹性能量不足。通过安83 致密油岩样、试验分析表明，致密油储层润湿性为中性-弱亲水。储层发育微纳米孔喉，喉道半径小，毛管力强，吸水排油（渗吸）作用强。致密储层孔喉比大，一般为125 μm～200 μm（中高渗储层为10 μm～50 μm）。随着水驱的进行，致密储层前缘容易发生卡断现象，使得渗流通道截面减小，阻力增加。

1.4 开发简况

截止2017年12月共投产水平井199 口，目前开井193 口，单井日产液 4.35 m3，日产油 1.6 t，含水 58%，动液面1 745 m，地层能量保持水平59.8%。致密油水平井第一年阶段递减40%左右，第二年阶段递减30%左右，第三年阶段递减25%，符合双曲递减规律。开发特征具有初期产量高、压力下降保持水平低、递减快等特点。

2 水平井体积压裂研究

体积压裂是指在水力压裂过程中通过增大加砂量和入地液量，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝及多级次生裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。致密油水平井体积压裂后，通过在主裂缝上形成多条分裂缝及沟通天然裂缝，最终形成的复杂裂缝网络使油气从岩基沿着裂缝网络流向井筒的距离大大缩小，提高了储集层的有效动用[5]。所形成的裂缝纵横交错，成立体状分布，油水井基质之间距离的变小，使得驱替启动压力变小[6]。

2.1 水平井体积压裂参数

安83 致密油藏2012年开始实施“水平井+体积压裂”开发模式进行开发，共建成水平井199 口，水平段长 500 m～1 000 m，排距 150 m，间距 400 m～600 m，采取分段多簇+体积压裂的初期改造方式，百米入地液量600 m3左右，百米加砂量60 m3左右。体积压裂对储层实施改造后，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，其缝网单翼可延伸400 m～600 m。通过对安平59 体积压裂过程中微地震监测改造裂缝长、宽、高及形态分布特征显示（见图1），储层改造缝网分布体积大（见表1），有效提高储层动用效率。水平井投产后前三个月平均产能10.8 t，是定向井开发产能的3～5 倍，取得了较好效果。

图1 安平59井微地震监测压裂体积侧视图

2.2 体积压裂改造参数对开发的影响

通过统计分析，在水平井储层物性相同的条件下，通过体积压裂改造方式，改造强度为百米加砂50 m3～60 m3，初期单井产量较高。通过分析相同水平段长度条件下百米滞留液与初期产量呈正相关性，百米滞留液在600 m3以上递减相对较小，稳产时间长（见图2）。入地液量能提高周围地层压力，使油井保持较高产能。

2.3 单井控制储量对开发的影响

通过统计分析水平段长度与初期递减呈正相关，水平段长度越长，初期产量越高，当水平段长度达到800 m 长度后，单井产量上升的幅度越来越小。水平段加井距便是水平井的单井控制储量，井距越大，水平井的单井控制储量越大，初期产量相对较高。单井控制储量对初期递减影响，呈正相关性，单井控制储量在20×104t 以上时递减相对较小（见图3）。

表1 安平59井体积压裂缝网形态监测表

图2 水平井不同百米滞留液量产量运行图

图3 不同单井控制储量产量运行图

3 水平井吞吐采油

3.1 注水吞吐适应性

对于致密油藏，注水吞吐采油首先起到补充地层能量的作用，注入水沿着体积压裂形成的复杂缝网流入形成新的压力场，注入水和基质内流体进行驱替和置换，最后进行开采。新安边油田致密油储层为中性-弱亲水，水驱油核磁共振试验显示，存在渗吸和驱替两种渗流机理（见图4）。随着渗透率降低，渗吸作用逐渐增强（见图5）。裂缝（压裂缝）越发育，油水接触面积越大，越有利于基质与裂缝间流体的渗吸置换，渗吸效果越好。因此注水吞吐采油（渗吸）适用于缝网发育的安83 致密油体积压裂的水平井。

3.2 注水吞吐试验效果分析

2015-2017年对该区共开展水平井注水吞吐采油试验18 口，日注水量100 m3，平均累计注水量5 100 m3，焖井30 d 后开井。表现为地层压力上升，对应邻井液量、产量上升。平均单井产量由1.84 t 上升到3.45 t，平均有效期260 d，平均单井增油560 t。吞吐采油能有效的补充致密油储层能量，改善开发效果。典型井安平83井2015年8月开始吞吐采油，累计注入水量5 400 m3，焖井30 d，对应邻井安平48 和安平84，由于缝网沟通吞吐过程中邻井安平48、安平84 均见水并实施关井。吞吐后本井及邻井日产液、日产油大幅上升，试井结果显示地层压力由11.4 MPa 上升到16.3 MPa，压力恢复速度较快，证明地层能量得到有效补充。本井累增油892 t，有效期 528 d（见图6），邻井安平 48 累增油1 438 t，有效期928 d，目前仍有效。邻井安平84 累增油1 675 t，有效期475 d，吞吐效果好。

图4 典型致密油藏可动油分布图

图5 致密油储层气测渗透率与可动油分布特征关系图

图6 安平83井注水吞吐过程生产曲线

3.3 注水吞吐参数优化

鉴于吞吐采油在致密油水平井的可行性，对长7水平井区进行油藏精细描述，结合裂缝改造强度，应用理论及数值模拟方法拟合出最终洗油效率，衰竭开发的洗油效率最低，注水吞吐较衰竭开发较高（见图7）。注水吞吐模拟中注水阶段最佳压力保持水平为100%，为避免注入水窜流扩散，形成有效憋压，充分油水置换，结合试验井注水动态，优化出合理日注水量/百米为20 m3。模拟过程中控制单一变量，注入速度，焖井时间以及生产时间，改变另外两个参数，通过换油率和累计增油量优选最佳吞吐参数。数值模拟结果显示，随着焖井时间的增长，油水置换更充分，注水吞吐的累计产油量逐渐增加，但增幅较小。考虑现场采油井的生产时率，优化水平井吞吐注入量为5 500 m3，日注100 m3～120 m3，焖井时间为30 d，周期采油时间417 d，其模拟压力和产量曲线（见图8），开采27年后注水吞吐的采出程度达到9.8%，单井累计采油量2.65×104t，相比衰竭开发采收率提高5.3%，吞吐效果较好。

图7 不同开发方式洗油效率模拟图

图8 致密油水平井模拟吞吐采油压力和生产曲线图

4 结论

致密油水平井通过体积压裂改造形成复杂缝网，有效的提高了储层动用程度，提高了单井产量。同时，储层改造参数和能量补充一定程度上影响水平井的后期稳产。

（1）致密油水平井开发过程中由于体积压裂可以形成庞大复杂的缝网，水平井的单井控制储量越大，越有利于稳产。

（2）致密油水平井体积压裂强度越大，滞留液量越多，越有利于水平井提升周围地层能量，延长稳产时间。

（3）致密油体积压裂后造成复杂裂缝，为吞吐采油提供了基础，吞吐过程注入水沿着裂缝与原油之间发生渗吸置换作用，并具有一定的驱替作用，能有效提高地层压力，提高阶段单井产量和最终采收率。