三塘湖沉凝灰岩致密油油藏改善开发效果方法研究

于家义，谢 军，吴美娥，刘文锐，刘长地，张 美，徐建红

中石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆 哈密

1. 引言

近年来，致密油已成为全球非常规石油勘探开发的亮点领域。美国开发致密油成功的主体思路是利用水平井加多段改造工艺技术实现体积改造，增加油藏改造体积，从而实现增产。由于基本采用衰竭式开采，储层能量得不到补充，导致压后裂缝导流能力无法稳定，引起油井产量急剧下降[1][2]。我国致密油储集层多为页岩、砂岩和碳酸盐岩，在开发上整体借鉴美国致密油开发思路采用水平井加多段压裂技术，并结合自身储层特点，在工艺参数上进行优化，但基本采用衰竭式开采，其他补充能量的方式也正在探索之中。

三塘湖盆地条湖组马中致密油与国内外已发现的致密油在储集层岩性、生储接触关系、原油密度方面均有不同[3]。在衰竭式开采的过程中面临油井产量递减快的难题。

2. 油藏特征

三塘湖条湖组马中致密油油藏与国内外已发现的其他致密油油藏存在一定差异[3][4][5]。首先烃源岩与储集层不是紧密接触而是源储分离，中二叠统芦草沟组(P2l)二段烃源岩生成的原油沿断层向上运移100～500 m，穿过条湖组一段火山熔岩，在条湖组二段沉凝灰岩中聚集[5]；其次储集层岩性是沉凝灰岩。

该油藏局部构造为一南东向北西倾伏的单斜构造，储集层岩性单一，非均质性较弱。油层厚度15 m左右，平均孔隙度15.5%，平均渗透率0.36 mD，以纳米孔喉为主，属中高孔、特低渗储集层。地层原油密度0.86 g/cm3、黏度58.80 mPa∙s，属于中质高黏原油。

3. 开发中存在的问题

三塘湖条湖组马中致密油油藏于2012年发现，该油藏初期采用准衰竭式开采。投产水平井55口，初期3个月平均单井产量稳定(13.5 t/d)，随后表现出致密油油藏水平井开发的普遍难题，即单井产量递减快[6][7][8]。压力测试发现，致密油地层压力逐年下降，由开发初期的23.0 MPa降至目前的6.8 MPa，31口井产量双曲递减规律分析得到首年递减率为57.5%。

4. 改善开发效果方法研究

4.1. 改善开发效果方法优选

为改善开发效果，前期对油井开展了多种治理措施。其中试验注水吞吐2井次、平均单井初期日增油10.7 t，平均单井累计增油1106 t。试验补能压裂2井次，平均单井初期日增油8.5 t，平均单井累计增油1328 t。证明注水吞吐、补能压裂2种措施改善开发效果好。

在井网二次加密后，为开展水驱创造了有效驱替条件。油藏开发方式完善为：先衰竭式开采；当单井产量降低至3.0 t/d后进行注水吞吐、补能压裂；多轮次吞吐后转水驱开采。目前处于前两个阶段，笔者针对注水吞吐、补能压裂开发阶段进行了研究。

4.2. 注水吞吐增油机理研究

注水吞吐主要的增油机理主要包括提升地层压力、油水重力分异和渗吸排油等3个方面[9]。三塘湖条湖组马中致密油油藏岩心压裂液作用前后润湿性测试结果表明，储集层表现为弱亲水-亲水特征，压裂液作用后润湿性转变为亲水-强亲水特征(图1)。因此，三塘湖条湖组马中致密油油藏单井注水吞吐增油机理是以提升地层压力和发生在裂缝与通过裂缝沟通的基质孔隙中的渗吸排油为主，以油水重力分异为辅。

Figure 1. The core wettability comparison before and after the fracturing fluid used in Mazhong Tight Oil Reservoir图1. 马中致密油岩心压裂液作用前后润湿性对比

4.3. 注水吞吐参数优化设计

运用常规建模技术建立了马中致密油油藏单口水平井地质模型，Eclipse软件模拟油藏衰竭开采1年后开展注水吞吐，对关键施工参数(注入量、注入速度、焖井时间、吞吐轮次)进行了优化设计，模拟过程中采用单一变量原则。

参数优化结果表明：增加累计注水量，吞吐增油量增加但换油率减小，推荐累计注水10,000 m3(图2(a))；注水速度对吞吐增油效果影响不大，推荐注水速度400 m3/d，现场也可根据实际注入能力进行调整(图2(b))；增加焖井时间对吞吐增油效果影响不大，推荐焖井时间30 d (图2(c))；随着吞吐轮次增加，增油效逐渐变差，综合考虑经济效益，推荐开展3轮吞吐(图2(d))。

Figure 2. The oil increment effect of single well soaking under different parameters图2. 不同参数下的单井吞吐增油效果

5. 现场试验应用情况

5.1. 注水吞吐实施情况

马中致密油注水吞吐第1轮次已实施20口井，措施有效率90%。投产时间大于150 d的18口措施井平均单井累计注水9654 m3、吞吐后平均排液3 d、日增油6.6 t，单井平均累计增油724 t，其中23.1%的井仍在受效期，预测单井累计增油可达900 t，提高采收率0.3%。

注水吞吐第2轮次已实施7井次，投产2井次，平均单井累计注水10003 m3，吞吐后平均排液4 d、初期日增油9.2 t、平均已投产116 d，单井平均累计增油600 t。

5.2. 补能压裂实施情况

截止到2018年初，马中致密油补能压裂已实施8井次，措施有效率100%，平均单井累计注入液量13275 m3，措施后平均排液4 d、初期日增油9.7 t、平均已投产175 d，单井平均累计增油1061 t，5口井仍在受效期。预测单井累计增油1500 t，提高采收率0.6%。

6. 结论

1) 对于微裂缝发育或经人工造缝后形成复杂缝网(整体上单井控制范围近似为相对独立封闭式储集体)的致密油油藏，注水吞吐、补能压裂是提高采收率的有效方式。

2) 马中致密油油藏预测单井首轮注水吞吐累计增油为900 t，提高采收率0.3%；预测单井补能压裂累计增油1500 t，提高采收率0.6%。