胡尖山油田A83长7致密油加密可行性分析

腊丹萍，张翠萍，蔺明阳，李 辉，贺晨刚，李龙龙，刘 喆，杨兴海，范敬敬

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西定边 718606）

陕北长7 致密油是长庆油田非常规油气的重要领域之一，属于典型的砂岩致密油藏。已开发的A83 区致密油开发经历了三个阶段：传统直井常规压裂注水开发阶段（2010-2012 年）；水平井体积压裂注水开发阶段（2012-2014 年）；长水平段+大井距体积压裂自然能量开发阶段（2014-目前）。长水平段多段压裂技术也成为致密油开发技术的关键，但如何更高效动用剩余油、提高采油速度，技术相对匮乏，根据近年A83 区不断开发认识，分析认为老区加密再动用可行性较高。

1 地质概况

1.1 地质特征

A83 区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部，多支北东向物源的三角洲前缘水下分流河道交汇于区域中部，形成了厚度较大的半深湖-深湖相的连片砂体。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，属“自生自储”型，主要受岩性、物性变化控制[1]。

主力含油层系三叠系延长组长72小层，属低孔-特低孔超低渗储层，砂体分布稳定，厚度15 m～20 m，层内夹层发育，平面上油层连片性好。探明含油面积425 km2，探明地质储量1.5×108t，截至2018 年底动用地质储量7 533×104t，剩余储量7 400×104t。

1.2 储层特征

长7 油藏储层砂岩平均孔隙度8.9 %，渗透率0.17×10-3μm2。岩性为长石砂岩、岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩，成分成熟度低，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。储层排驱压力和中值压力均偏高，中值半径偏小，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[2]。岩石脆性指数为54.2 %，适合于大型体积压裂措施的实施。总体上表现为弱亲水-亲水性，地层原油黏度1.01 mPa·s。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[3，4]。

1.3 渗流特征

与国内外同类储层对比（见表1），A83 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。

1.4 开发简况

截至2018 年12 月，投产水平井203 口，开井192口，投产初期单井产能11.9 t，目前单井产能1.4 t，地层压力保持水平51.3 %，自然递减持续大于30 %，采油速度0.25 %，采出程度2.18 %，呈现初期单井产量高、地层能量下降快、递减大、剩余油丰富等特点。

2 开发试验认识

2.1 长水平段是油井稳产的物质基础

开发初期水平段长500 m～600 m，后期逐渐延长至1 500 m，不同水平段投产初期单井产能基本相当（见图1），但水平段越长，平均单井产量越高（见图2），稳产时间更长，长水平段是油井开发稳产的物质基础，同时结合长庆陇东开发经验，水平段长的优势因细分切割而增强。

2.2 改造强度与初期单井产量成正相关

初期单段加砂量单段加砂65 m3以上（见图3）、单段入地液600 m3～800 m3以上（见图4）的水平井，初期产量相对较高。

2.3 充足的入地液可延长稳产期

表1 致密油储层物性对比一览表

图1 不同水平段长度初期单井产能柱状图

图2 不同水平段长稳产效果曲线

图3 单段加砂量与初期单产散点图

图4 单段入地液与初期单产散点图

2018 年通过检查井开展剩余油监测，入地液680 m3，邻井定向井入地液802 m3，投产12 个月后，检查井较原井组开发效果好，稳产时间较长。

2.4 注水开发效果差

启动压力高，注水不见效，微裂缝发育，见效即见水[3]。A83 区采用七点井网、交错七点和五点井网注水开发，见水比例达50 %以上，改为周期注水。随着见水周期逐渐缩短，近裂缝地带含油饱和度逐渐降低，周期注水效果逐渐变差。

2.5 区内剩余油丰富

检查井距原压裂井排距80 m，取心未见明显压裂缝，无水洗迹象，投产含水低；加密水平井生产动态稳定，结合数值模拟进一步显示了区内剩余油丰富。

3 加密可行性研究及建议

在注水等补能效果均较差的前提下，采取衰竭式进行开发。

检查井取心显示A239-24 井压裂半缝长近80 m，定向井体积压裂、水平井初期平均单段入地液量650 m3～800 m3，改造规模与A239-24 相近，有效半缝长较短。根据取心对压裂半缝长认识，开展加密试验。

3.1 定向井区加密

根据动态显示裂缝特征，建立矩形井网下的非结构化网格的离散裂缝模型，精确模拟沿着最大主应力方向裂缝的强导流效应[6]，精细描述裂缝水驱特征，剩余油主要富集于油井井间，呈条带状分布。

通过数值模拟优化了水平段长度（120 m～130 m），水平井与主应力方向夹角（45°～60°）等参数，优选方案二采用短水平井+细分切割密集短缝加密。

区块压力保持水平低，结合检查井开发效果及邻井递减情况，建议单段加砂70 m3以上，单段入地液800 m3以上。

3.2 水平井区加密

前期水平井主体井距为400 m～600 m，局部井距1 200 m，根据取心对压裂半缝长认识，结合已加密井AP119 单产保持6 t 以上，要求开展加密试验，动用井间剩余油，开展井距200 m～300 m 小井距加密试验，水平段长大于1 500 m，单段加砂量65 m3～70 m3以上，单段入地液800 m3以上。

鉴于开发过程中水平井作业井间干扰大，将加密井和相近老井作为一个开发单元，要求加密与老井改造同步进行，对开发单元进行整体改造，重构渗流系统，重建压力系统。