深层特低渗油藏气驱油藏工程设计

杨建朋(大庆油田责任有限公司第一采油厂基建工程管理中心房产部，黑龙江 大庆 163000)

0 引言

油藏工程是以依据油层物理与油气层渗流为基础，来进行油田开发设计与工程分析方法的综合性技术。其主要任务是：研究油藏与气藏在不断开发过程中所涉及到的油、气、水等物质的运动规律与替代的机理。通过对相关工程措施进行模拟，来科学、合理地提高开采时的速度与总体的收集量。

1 油藏简况

试验区块的地势是东北走向，向西南倾斜，与箕状类似，东西方向较高，中部与南边较低，内部还具有多个东西向的断层，让整体环境变得复杂。底层倾斜角度较大，约15 ℃。在研究区域内还发育了三角洲的前缘亚相，其水下的河道分支范围宽广，呈现巨大的网状。同时，侧向迁移次数较多，是东南向西北呈扇形展开的三角洲前缘沉积体系。水下分流河道为该区域沉积的主要关键，伴生相主要有：分河间湾、河口沙坝等，北向有滨湖、半深湖。本区分流河道沉积是以滨浅湖相带为主要背景，河道经过多次的汇合与分开。储岩层的土质可以分为细砂、粉砂、泥质砂等种类。通过相应资料分析，孔隙度最小的为3.4%左右，最大的缝隙度是18.6%，剩余大多数是10%～18%，平均为12.7%左右；渗透率最小是0.029 mD，最大是7.57 mD，更多的是0.125～4.000 mD，平均数值是1.62 mD。其中，有效的储层段孔隙度分布在10%～20%，平均为14.7%。油藏类型的整体构造为构造岩型。与正常的压力系统相同，原油性质同样是常规中的稀油[1]。

2 气驱油藏工程的设计

2.1 开发层划分

通过层系划分与组合的原则：1套独立的开发层系需要具备一定程度的厚度与储存量，在经济上拥有生产的能力，满足当前采油速度与稳产年限的相关要求。同一层系之内，因有着相同的温度、压力系统，储层物质、原油、驱动类型都很相似。各层之间必须要具备优秀的隔层，防止对其进行注水开发时发生层间水窜的情况。考虑到其具备一样的温度、压力系统、原油品质等，目标层原油的分布状况较为集中等原因，制定完整的层析开发法较为经济合理些。

2.2 井型的设计

通过将水平井与直井进行对比，并与本地储层的发育特点进行结合来看，整体上的油层平面叠加连片，变化程度较大，纵向还具备分布薄、分散、深的特征，其层间较多数单一层薄，地域跨度大，较为适合使用直井进行开发。同时，在日常工作中，因其具备良好的生产效果，所以该方式使用较多。

2.3 排距的确定

区块在属于典型的特低渗油藏时，相应油井需要进行大规模的压裂与投产。在部署的过程中，必须要使用到井网、注采、压裂缝系统等，在最佳位置使用，并对其构造倾向与裂缝方向、储层连接、开发方式、经济等因素进行综合兼顾，注重注采井网与距离之间的优化工作。

2.3.1 注采井网络优化

通过对国内外的注采井事件进行分析，发现在拥有较大倾角的油藏之内使用构造高部注气的方式，能够将重力稳定驱替作用完美地发挥出来。与以往的面积注采井网相比较来看，能够在防止气体乱窜、提高气驱波和其体积方面发挥巨大的作用。通过对相应的机理进行建模，模仿其中的数值，让注采井网的方式进行改善，逐一设计了面积反五点注气、反九点注气、线性高、低部位注气4种新型的注采井方式，对其进行实验。通过计算结果表明，其中的线性高部位注气所带来的效果非常优秀。从以上可以看出，线性高部位注气定位在现实中所使用时，还会考虑到在短时间内补充底层的能量，以此提升油井的工作效率，可以将其应用在腰部补充注气井点，开展相应的辅助[2]。

2.3.2 井距排距的优化

(1)井距。首先应该考虑到储层连接的情况，再通过对区块内完钻井，多种井距连通的情况下，可以分析出在目前位置油层在平面内，同时变化程度会大一些。统计出横切物源方向400 m的井距，让其连通系数在40%左右，顺着该方向时，520 m的距离连接系数是70%。横切物源防线与井排走向相同，所以不太适用于过大的距离。同时在相同的试验开发过程中，表示在线性注采井网之中，过于大的井距会造成动用程度不充分、生产周期较长的情况。相应数据机理的模型方式，对其间的距离进行了优化，在排距300 m的情况下，逐一设计出150、180、210、240、270 m等的宽度。最终结果显示，随着距离地不断缩减，采出的程度不断变大，在低于210 m时变化的效果并不明显，所以最终确定了210 m的井距。

(2)排距。要想确定出合理的排距，首先要考虑以下因素：一是在线性注采井网中，其井网波和间隔距离较大的时候，排距同样应随着变大；二是在对整体区块的构造特征进行考虑时，其上方应将排距的宽度适当加大，会有利于开展注气重力稳定驱替；三是在考虑储层发育的情况时，排距的设计方式应该要顺应着物源的方向，并适当的对其宽度进行加大；四是在排距逐渐变大后井网的形式便会变成矩形，进行两口井的压裂缝检测，并让其对角线的方向与裂缝方位相似，这样在一定程度上就扩大了井距离。排距同样通过数值模拟机理模型，达到了优化的效果，在距离为210 m时，分别设计出340 m、380 m、420 m、460 m等的宽度。在排距低于420 m时，采出的程度不断减小，所以确定出420 m是科学合理的。从以上叙述中可以看出，要对油藏构造倾向、亚裂缝方位、储层连接、开发方式等多方面的因素进行综合考虑。通过设计以顶部注气为主、腰部为辅的210 m×420 m的矩形注采井网形式，让其短边与构建方向相似，长边、构造、顺物源等方向接近。这样的方式有利于形成注气重力稳定驱替，减小气窜的程度，扩大波及的体积，从而提升采收效率。

2.3.3 投产方式确定

区块内的储层中矿物含量较高，脆性指数较大，根据全岩分析的方式进行计算，在该性质达到88.8%～94.8%，平均数值为92.3%，对造缝工作非常有利。通过对开采工作的认知，并在储层发育与井网距离合适的情况下，将大规模的缝网压裂方式应用其中，对造储层进行改善，可使单井初期的产量不断提升。同时，为了尽可能减小气窜、扩大气驱波及其体积，注气井可暂时不压裂，后期如果发生注气困难的情况，再进行小规模的改造。

2.3.4 优化选井技术

(1)选井原则。利用开采时的动态资料信息，将其中收效较低、动用程度差、具备一定潜力的储层作为候选，再进行模拟压裂层段，选择出较为优秀的工艺措施。根据当前油田的情况，再将其与近几年国内外在压裂选井层的研究数据成果进行融合，以此来确定出适合该区域。并且压裂井层的特征参数是：跨度要在30～60 m，有效的厚度是10～25 m，含油饱和度为35%～60%，孔隙度14%～20%，含水占10%～50%，地层压力系数是0.7～1.3，采出程度为10%～30%。通过对其进行压裂，让产出效果不断增加。还要确保所选井的状况良好，亚层段外没有窜槽、套变，满足一定的工艺条件。

(2)把握最佳时机。通过压裂与油藏模拟器的使用，对增压后的增产油量和压前地层压力系数的关系进行模拟，并得出了在系数为0.7～1.3时，效果是最佳的。在以前储层作为评估基础时，要充分考虑多种因素可能会产生的影响，并使用模糊识别原理计算出适合油藏压裂的模式，并进行定量评估，确保工作的科学与程序化。依据计算所得出的结果，对不同区块的压裂时机进行确定。

2.3.5 耐高温压裂液体系

(1)压裂预前置液。针对不同的油气藏特点，需要研制出不相同的预前置液，以此来对地层进行保护。低伤害压裂预前置液主要构成是：复合型黏土稳定剂、表面高活性剂、放乳破乳剂等，其平均伤害率为1.38%，空隙喉道还具备一定程度的疏通作用，提高岩芯的渗透性。

(2)耐高温压裂液。该压裂液体系是由复合交联剂与低残渣的羟丙基胍胶进行胶连，在160 ℃的环境内剪切120 min，黏度为97 mPa·s。在井内温度不同的情况下，加入小于0.01%的破胶剂，便能够让其黏度低于4 mPa·s。其中的残渣含量为240～280 mg/L。破胶剂水化液可与地层水随意融合，不会发生沉淀现象，还可与原油形成稳定的乳化液，在其处于90 ℃的高温内120 min时，破乳效率能够达到95%，压裂液中放入0.3%的液体降滤失剂之后，系数为每分钟为6.02×10-4m，对岩心造成的伤害减少8.23%。

(3)压后缝面处理技术。在压裂施工结束之后进行闭合时，还要在其中每分钟注入0.3～0.5 m3的缝面处理剂，同时加快破胶过程，降低压裂液对封面与地层的伤害。压后封面处理剂的组成是：强氧化剂、有机酸、表面高效活性剂等多种增效剂。其在低温环境之下，可以用最短的时间内进行破胶，同时还能将其中的粗纤维素、蛋白质、脂肪、灰份等物质有效降解，让残渣含量大幅下降。与常规破胶剂在80℃的环境之内对比，残渣的含量大幅下降73.1%～78.7%。不仅如此，对支撑缝隙渗透性的效果较弱，但是导流能力提升了40%左右[3]。

3 结论

从文中可以得出以下结论：一是整体上的油层平面叠加连片，但变化并不大，纵向上具备薄、分散、深等特点，单层较薄，跨度大，较为适宜直井的开发；二是在地层倾斜程度较大的油藏，可使用顶部注气的方式来避免气窜的发生，将气驱波及其体积进行扩大，从而提高气驱的采收效率；三是面对特低渗油藏，在开工的过程中，需要在油井进行大规模的压裂投产，根据井网系统进行部署，还要进行注采与压裂系统的最佳配置。