长庆低渗透油藏开发关键技术与应用

杨杰友，于宏超

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710018）

1 致密油气给开发带来的机遇与挑战

致密油气成功的关键是要有“一体化”的理念和“一体化”的技术，“甜”与“甜”的有机结合，地质评价与工程设计的完美融合。其中，储层质量包括总有机碳（toc）、干酪根类型和成熟度、游离气和吸附气含量（束缚流和可动流含量）、饱和度和非均质性、有效孔隙度、孔喉特征、孔隙压力异常。

2 致密油气开发关键技术

致密油气开发关键技术围绕致密油气开发工作的重点与难点，着力发展5 项关键技术，直接或间接开展了不同程度的研究工作，取得了一定的研究进展。

2.1 化学地层剖面开发技术

元素矿物组成检测与评价是致密油气藏研究的重要内容之一。它在化学地层评价、沉积环境识别、应力环境描述、水平井地质指导、压裂及地层选择等方面发挥着重要作用。元素矿物开发具有全井剖面分析、元素矿物集中、价格低廉等优点。元素矿物转换法是开发行业首次建立的，可用于计算不同黏土矿物含量。主矿物计算精度达到80% 以上，提出了元素矿物转换的软件实现方法。在此基础上，建立了基于元素和矿物的两种脆性评价方法和基于厚度、成熟度、脆性指数、油气相关系数、钻时比和总有机碳的综合评价方法。元素和矿物组成的检测与评价是致密油气藏研究的重要内容之一。它在化学地层评价、沉积环境识别、应力环境描述、水平井地质指导、压裂及地层选择等方面发挥着重要作用。元素矿物开发具有全井剖面分析、元素矿物采集、价格低廉等优点。

2.2 纳米孔储层物性及孔隙结构评价技术

纳米孔储层物性及孔隙结构评价技术[1]，致密油藏孔喉直径为30～400 nm，致密气藏孔喉直径为5～200 nm。核磁共振（n）的孔喉分辨率与cpmg 序列的磁场强度、表面弛豫速率和回波间隔密切相关。孔隙度越大，在小孔中丢失的信息就越多，孔隙度的准确性就越差。通过测开发所及苏州纽迈科技的共同研究，将脉冲频率从目前的2～5 MHz 提高到11 MHz，将TE 从0.6 ms 缩短到0.06 ms，将T2 谱反演从0.1 ms前提到0.01 ms，从而实现了1.5 nm 直径的孔喉检测，将D-T2 谱上的T2 检测信号从国外的20 ms 缩短到2 ms，以满足致密油气藏评价的需要。

3 致密油气开发定量评价与监测技术

3.1 油基钻井液及纳米孔储层油气识别与定量评价技术

油基钻井液是水包油钻井液，水包油钻井液是不同于混合油钻井液的水包油钻井液。油基钻井液中的油气信息远远超出井筒非常规石油信息，隐藏了真实油气的识别，影响了评价的准确性。利用核磁共振技术可以准确地识别和定量评价油基钻井液中的地层含油量，探测含油量和含油量的变化。对于常规储层，核磁共振技术可以测量流体分布，用氯化锰溶液浸泡消除水信号，测量含油饱和度参数。对于特低渗透致密储层，锰离子难以扩散到纳米级孔隙中，这种方法也受到限制。通过优化高分辨率多维核磁共振参数，实现了无机孔隙和微裂缝中流体信息的检测。

3.2 致密水平段孔隙压力随钻预测和监测技术

许多致密油气藏具有异常高压特征，川南志留系已钻探15 口井，井喷、井漏、井涌、气侵等直观反映了致密油气藏的特征。致密油层测试普遍存在异常高压，井底油气显示良好，有溢流伴生硫化氢，提前1 h 井完成。

3.3 致密水平井地质导向随钻评价技术

水平井的成本是直井1.5 倍，但可采储量是直井的3～4 倍。随着非常规石油和天然气需求的快速增长和水平井钻井技术的快速发展，水平井的数量也在不断增加。近年来，北美barnett 钻探的水平井，占每年完成的水平井总数的90% 以上。水平井地质导向是决定钻探成败的关键，是人和技术相结合、相对预期目标进行井轨迹实时优化作业的系统工程。长庆的致密气水平井地质导向随钻评价及应用过程中，着重于三维地质建模及实时优化调整技术、水平井井身轨迹控制及预警技术、随钻测井曲线校正及地层综合对比技术，应用于20 余口井，反馈异常20 井次，大幅度提高了储层钻遇及井身质量。

4 开发试验及效果

低渗透油藏岩石亲水性弱，决定了水驱开发致密油藏的基础，从而实现了裂缝与基质的良好匹配，降低了启动压力和油藏压力敏感伤害，注水条件下有效驱替的确定是油藏合理开发的关键。

4.1 不同井网适应性试验

为探索致密储层有效开发的思路，实现长庆油田的合理有效开发，采用5 套定向井网和4 套水平井网进行了试验开发。2020 年，超前注水采用450～140 m长方形井网，平均超前注水45 d，平均超前注水1.6 t，含水29.2%，在开发过程中暴露出油井效果慢、单井产量低的问题。2021 年则缩小注采井距，改变井网，进行不同井排钻井井网、方井网等试验，初始单井日产量平均为1.5 t，含水39.4%，目前仅为了改变开发方式，提高单井产量，在长7 致密油井进行了七点水平井井网试验单井产能0.3 t，含水47.2%，采用先进的注水开发技术，水平井多方位突水，含水难以控制，目前单井日产油量为1.64 t，含水73%。

4.2 不同工艺措施试验

定向井采用多段加砂压裂、斜井多段压裂和多羟醇压裂水力压裂进行改造。目前，单井日平均产油量为0。在水平井开发初期，采用陶粒208 m3、速度2 m3/min、注入液950 m3和5 t，目前单井日产油1 t，体积压裂单井平均含陶粒600～800 m3，排水量2 m3/min，原位流体5 500～6 500 m3，目前单井日产油8 t 的容积压裂实现了储层中人工裂缝的最大接触面积和最大容积，形成了复杂的裂缝网络，增加了与储层的接触面积，达到了充分释放油气的目的，大大提高了单井产能。

4.3 水驱规律研究

动态观测和示踪剂监测结果表明，该区渗水方向以75 度为主，有64 口井。通过注水剖面测试，该区强非均质水驱程度为71.4%时，随着时间的推移，注水井由相对均匀吸水向强非均匀吸水转变，天然裂缝易于层间发育，注水裂缝开启后吸水强度高。储层中存在高渗透带和厚度较大的微裂缝，注水分布不同，导致驱油效率低，油井易见水。

4.4 探索有效补充能量

针对致密储层、小井眼轰鸣、界面作用明显、低渗透和天然裂缝的存在、超前注水、不同注采比试验、深井调驱、油井堵水等工作，效果不明显。为缓解注水矛盾，提高采收率，在定向井网注水井上进行了泡沫驱试验。产能从0.5 t 上升为0.8 t，含水由61.8%下降为36%。空气泡沫驱比水驱更适合于裂缝性油藏的驱替。

5 结语

长庆致密油气具有独特的非常规性，不能照搬常规的开发技术与方法，需要在充分认识地质特性、工程特性及其需求的基础上，采取非常规的思维和技术，发展关键技术，实现新的突破。开发是实现致密油气地质与工程一体化的纽带，其5 项关键技术对地质、钻井、压裂、环保、降本增效均具有重要的意义，需要加强重视，加大应用与完善力度。