深层特低渗透油藏注气开发必要性分析

董凤龙

摘   要：深层特低渗透油藏一般具有埋藏深、物性差、敏感性强等特征，油井无自然产能或自然产能较低，需压裂改造开发。压裂改造后油井可获得较高产量，但天然能量不足，产量递减较快，需补充能量开发。但注水开发存在启动压力梯度高、驱油效率低等问题。国内外调研表明注气开发可有效改善和提高低、特低渗透油藏开发效果。本文将依托试验区块（w1块），细化论证深层特低渗透油藏注气开发的必要性。

关键词：深层油藏  特低渗油藏  注气必要性

中图分类号：TE357                                文献标识码：A                        文章编号：1674-098X（2020）01（a）-0079-02

1  油井初期产量高、稳产难度大，亟需优选补能方式

（1）油井自然产量低，压裂改造后可获得较高产量。

试验区块探井、评价井试油情况表明，油井的自然产量较低，压裂后可获得较高产量。平面上不同部位油井均可证实，例如w1井压裂前日产油仅有3.1m3/d，压裂后日产油高达52.2m3/d;w2井压裂前日产油仅有1.6m3/d，压裂后日产油达到30.0m3/d;w3井压裂前仅见油花，压裂后日产油高达69.6m3/d;w4井压裂前也仅见油花，压裂后日产油可达到40.8m3/d。

由此可见，压裂缝延伸发展控制着低渗透储层采出状况，依托压裂工艺技术对油层进行改造，是特低渗透油藏有效动用的必经之路。由于试油井平面上分布在不同区域，受储层物性、油层发育状况等因素影响，压裂后产量存在一定差异。

（2）优选与储层特征相适应的压裂改造工艺，可有效提高单井产量。

在区块新井的实施过程中，油藏地质与压裂研究人员紧密结合，因井制宜，实践不同压裂工艺，优化施工参数，探索与储层发育特征相匹配的有效压裂措施。

采用不同压裂工艺油井的初期产量情况，采用常规单层压裂、分层压裂油井产量在4.9～5.5t/d，而高液量、大排量套管缝网压裂油井产量可达10.4～11.7t/d。由此可见，在压裂工艺上，相对常规压裂，高液量、大排量的套管缝网压裂效果更优。在压裂方式上，根据储层发育状况，对于储层发育相对集中的油井，采用单层压裂效果较好，而对于储层发育相对分散的油井，采用分层压裂集中投产的方式效果较好。

另外，室内实验分析表明，该块粘土成分中伊蒙混层所占比例平均达61.3%，水敏程度多为中等偏强，存在水敏性伤害的可能，因此在压裂中应更多考虑低粘压裂液+冻胶加砂的压裂工艺，以达到造复杂缝目的，并且缩短投产时间，提高压裂效果。围绕形成有效网状缝优化施工参数设计、注重质量监控，是压裂必须考虑的基本问题。

（3）油藏边水不活跃，天然能量不足，油井产量递减较快。

目前区块内实施的油井中，探到油水边界2口井，产水强度仅为0.3m3/（d.m），阶段累产水886m3（见表3）。由此来看，油藏边水并不活跃，天然能量不足。

根据北京勘探院研究成果，对于特低渗透油藏，采用衰竭式开发，溶解气油比和地层压力系数是影响采出程度的关键。本块气油比59m3/t，地层压力系数1.1左右，预测天然能量采收率7.5%。另外，从已投产油井生产情况来看，依靠天然能量开发，产量递减较快，平均月递减率10%左右，动液面下降快。

综合以上分析，区块油井自然产能低，实施与储层特征相匹配的压裂改造后可获得较高产量，但依靠天然能量开发产量下降快、动液面下降快，表明该区天然能量不足，一次采收率低，为了提高最终开发效果势必进行补充能量开发。

2  注水启动压力梯度高、驱油效率低，难以实现有效开发

区块为深层特低渗透油藏，同类型油藏开发实践表明，实施规模注水开发难度较大。本次研究主要结合室内实验及矿场试验来综合论证区块实施注水开发可行性。

2.1 室内实验研究

2.1.1 储层水敏程度主要为中等偏强，注水开发需开展全过程防膨处理

X衍射全岩分析粘土含量6.9%，粘土矿物中伊蒙混层含量61.3%，高岭石11.0%。通过阳膨法测得主力层段岩样水敏程度为中等偏强;敏感性评价实验表明，岩样中等偏强水敏，盐敏临界矿化度为7000mg/l。因此，在开展注水开发过程中应严格控制注入水水质，并进行全过程防膨，处理费用较高。

2.1.2 启动压力梯度较高，油层渗流阻力较大

室内实验研究表明，低渗透油藏注水启动压力梯度随渗透率的降低而增大，当渗透率小于2.5md时，启动压力梯度上升幅度大幅抬升。室内实验实测注水启动压力梯度高达1.49MPa/m，可见注水开发难度较大，难以建立有效驱替系统。

2.1.3 注水驱替压力高，驱油效率相对较低

选用区块实际岩样开展了水驱油效率实验，从实验结果来看，尽管所测得的最终驱油效率可达47%～48%，但都是在較大的驱替压差下（6-8MPa）及较高的注入倍数下所测得的，这样条件在实际油藏注水开发过程中是无法实现的，当注入0.5-1.0PV时驱油效率只有35%～40%，实际油藏注水开发驱油效率应相对较低（见表1）。

2.2 现场试注研究

为了进一步论证区块实施注水开发的可行性，优选了注水试验井组开展现场试注。井组位置处于区块构造腰部，具有较好代表性;完钻井较多，可形成相对完善注采井网，连通性也相对较好，连通系数83.4%。

2018年6月7日开始试注水，初期日注水30m3/d，注入压力17MPa，后期因注入压力高间注，平均日注水12.4m3/d，注入压力12～17MPa;7月31日换高压泵复注，注水量有所提升，但注入压力上升较快，后期间注，日注水14.1m3/d，注入压力20～25MPa，9月11日停注，累注水1459m3。试注试验与室内实验研究结果基本一致，因储层物性差、渗流阻力大，注水压力较高，难以达到配注，注水量较低。

综合以上分析，受区块埋藏深、物性差、敏感性强等因素影响，注水难以建立有效驱替系统，驱油效率较低，实施规模注水开发難度较大。要实现区块效益开发，亟待寻求更有效的补充能量方式。

3  气驱开发技术对油田持续发展意义重大

随着油田勘探开发的不断深入，近年来新增探明储量品位逐年变差，主要以低渗透油藏为主，低渗透油藏已逐步成为油田增储稳产的主要领域。而低渗老区的开发实践表明，在无有效补充能量方式的情况下，油田建产后无稳产期，并且快速进入低速低效开发阶段，开发效果较差。因此，探索低渗透油藏有效的开发方式对油田当前和未来的增储、稳产具有重要意义。

4  结语

（1）对于深层特低渗油藏，优选与储层相匹配的压裂改造工艺改造后，油井可获得较高产量，但因天然能量不足，产量递减较快，需补充能量开发;

（2）室内实验及矿场试注表明，受储层埋藏深、物性差、强水敏等因素影响，深层特低渗透储层注水启动压力梯度高、驱油效率低;现场试注压力高、吸水能力差，注水量低，达不到配注要求，难以建立有效驱替系统，实现有效注水开发;

（3）注气开发可有效改善和提高低、特低渗透油藏开发效果，有必要开展进一步的探索与实践。

参考文献

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