鄂尔多斯盆地长7段致密油合理开发方式探讨

鄂尔多斯盆地长7段致密油合理开发方式探讨李忠兴;屈雪峰;刘万涛;雷启鸿;孙华岭;何右安【摘要】鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,地层压力系数低,采用丛式井网超前注水开发单井产量低,难以实现有效动用.以鄂尔多斯盆地A井区长7致密油为例,通过物质平衡理论计算、数值模拟方法研究以及矿场实践数据分析,认为水平井体积压裂后单井产量大幅度提高,但采用直井注水、水平井采油的联合井网开发,水平井见注入水风险大,见水比例达到65％;水平井衰竭式开发地层能量下降快,前期单井产量平稳,生产12个月后单井产量递减大,4个月单井产量累计下降50.3％.由此提出了水平井体积压裂后衰竭式开采,待地层能量不足时,运用注水吞吐采油的开发方式,致密油体积压裂水平井注水吞吐第1周期单井日产油量比吞吐前增加78.3％,注水吞吐采油取得初步效果.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2015(042)002【总页数】5页(P217-221)【关键词】致密油;体积压裂;开发方式;水平井;数值模拟;注水吞吐【作者】李忠兴;屈雪峰;刘万涛;雷启鸿;孙华岭;何右安【作者单位】中国石油长庆油田分公司;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室【正文语种】中文【中图分类】TE348致密油在北美地区得到了商业性的开发，给世界油气勘探开发带来了重大变革，正逐渐影响着世界能源供需的格局，也为鄂尔多斯盆地致密油的开发提供了可靠的借鉴[1]。

随着三维地震、油藏精细描述、水平井开发、体积压裂与监测、“工厂化”作业等关键技术的进步，特别是体积压裂工艺的突破，国内外致密油气单井产量大幅攀升[2-6]。

一个油藏的成功开发，不仅要考虑初期单井产量，同时要兼顾持续稳产能力，提高最终采收率。

国内外学者对低渗透油藏常规压裂油井合理开发方式已经做了很多研究[7-9]，但对水平井体积压裂工艺下致密油开发方式的研究仍然较少。

笔者以鄂尔多斯盆地A井区长7致密油为例，对水平井体积压裂条件下的致密油合理开发方式进行探讨。

鄂尔多斯盆地A井区位于伊陕斜坡西南部，长7段沉积期整体呈向西倾斜的平缓单斜构造，地层倾角为0.5°，局部发育微弱鼻状构造，鼻轴长50～60 km，宽5～6 km[10]，主要发育三角洲前缘水下分流河道微相。

A井区长7致密油储集层为陆相碎屑岩，岩性复杂，以细砂岩为主，储集层有效厚度平均为10 m左右，储集层石英含量25.3%，长石含量42.1%，岩屑及其他矿物含量19.9%，碎屑总含量为87.3%，填隙物成分以铁方解石、绿泥石、高岭石为主，填隙物总含量为12.7%；储集层粒度细，以细砂为主，分选较好，细砂含量为81.03%，中砂含量7.98%，粉砂占5.66%，泥质占5.20%，粗砂占0.13%；物性差，储集层主体带平均孔隙度为8.9%，平均气测渗透率为0.17×10−3μm2，相对高孔、高渗带不发育；孔隙结构复杂，长石溶蚀孔发育，而粒间孔不发育，总面孔率为2.74%，储集层排驱压力为2.67 MPa，中值压力大，达到16.83 MPa，中值半径0.06μm。

储集层天然裂缝发育，岩心和薄片观察裂缝密度达0.3条/m。

储集层为中等—弱水敏、中等—弱速敏，储集层润湿性整体上表现为弱亲水—亲水（见表1）。

储集层平均束缚水饱和度为30.6%，束缚水状态下油相有效渗透率为0.002×10−3μm2，等渗点含水饱和度为53.4%，油水相对渗透率0.031；残余油时含水饱和度为59.6%，水相相对渗透率0.169，无水期驱油效率30.3%，含水95%时驱油效率37.7%，见水后水驱油效率提高幅度小。

油藏埋深适中，油藏中部深度平均2 190 m，原始地层压力16.9 MPa，压力系数0.77，为异常低压油藏。

A井区长7致密油早期按照低渗透低压油藏超前注水开发的模式，采用丛式井矩形和菱形反九点井网超前注水开发。

第1年平均单井产油1.0 t/d，第2年降为0.47 t/d，年递减率达53.0%。

含水率1年内由35.3%上升至53.5%，1年之内水淹井比例达到37.8%，注水开发效果较差。

随着体积压裂改造工艺的成熟，A井区长7致密油采用2种开发方式：水平井体积压裂后衰竭式开发和水平井采油直井注水的联合式井网注水开发。

水平井投产前3个月平均单井产量达到10.2t/d，是直井单井产量的10倍左右。

但是，投产半年后，注水开发井网水平井部分水淹，衰竭式开发水平井投产1年后出现明显递减。

因此，有必要深入探讨体积压裂条件下致密油合理开发方式，实现致密油的高效开发。

3.1 注水开发依据储集层水敏、速敏、润湿性及水驱油效率分析和实验结果，A井区长7致密油适合注水开发。

根据低渗透低压油藏超前注水开发的实践成果，2012年设计采用水平井与直井联合井网开发，完钻水平井20口，注水井36口。

采用体积压裂工艺超前注水开发，水平井投产前3个月平均单井产量达到10.2 t/d，但是陆续出现水平井见注入水的情况，见水井13口，见水比例达到65%，目前大部分注水井关停。

A井区A5井的两次吸水剖面测试结果显示（见图1），注水初期，致密油储集层呈现均匀吸水，随着累计注水量的增加，吸水剖面显示出尖峰状吸水的特征。

对A井区的A4井投加尿素，周边井的示踪剂产出情况跟踪监测结果显示，B1、B2井示踪剂突破时间分别为24 d和28 d，其他油井无尿素产出，示踪剂拟合结果表明，2口水平井吸水层存在渗透率较高的条带，解释结论分别为高渗透条带和微裂缝（见表2）。

由吸水剖面测试和示踪剂监测结果可以推测，随着累计注入水量的增加，储集层微裂缝逐步开启，注入水沿开启的裂缝快速推进，易于形成高渗透条带，导致对应的采油井水淹。

可见，致密油体积压裂水平井注水开发见水风险大，不宜采用注水开发的方式。

3.2 衰竭式开发鄂尔多斯盆地低渗透油藏开发的成功主要得益于基于超前注水理论的有效驱替压力系统的建立。

针对低渗透低压油藏，由于存在启动压力梯度和应力敏感效应，在开发过程中渗流阻力增大、单井产量降低，递减速度快，稳产难度大，并降低最终采收率。

运用超前注水技术，使地层压力水平上升至原始地层压力的110%～130%，在采油井与注水井之间建立有效驱替压力系统，可取得较好的开发效果，单井产量提高15%～20%。

与常规压裂改造工艺不同，体积压裂是采用“大排量、大液量、低砂比”的改造工艺技术，压裂液为低黏滑溜水，易进入天然裂缝，且摩阻低、压力损失小，更易促使天然微裂缝张开。

根据B1、B3井微地震监测资料，其体积压裂裂缝带宽平均值分别为68 m和110 m，裂缝半长平均值分别为273 m和353 m，裂缝高度平均值分别为69 m和96 m（见表3），形成了人工裂缝与储集层天然裂缝相结合的复杂缝网体系，扩大了裂缝与油藏基质的接触体积，进而提高单井产量。

依据A井区水平井体积压裂参数统计，平均单井入地总液量9 073.2 m3，返排液量3 260.5 m3，返排率低。

地层中单井滞留压裂液量平均达到5 812.7m3，滞留液首先起到了补充地层能量的作用（见表4）。

经过物质平衡法计算，滞留的压裂液使平均地层压力上升了4.7 MPa，平均地层压力达到了21.6 MPa，压力系数接近于1.0。

因此，此时无需注水补充能量，水平井泄油半径之内已建立了与超前注水效果相同的有效驱替压力系统，理论分析认为体积压裂水平井初期可以采用衰竭式开发。

A井区实施体积压裂后衰竭式开发水平井4口，水平段长度785～835 m，平均813.8 m，井距400 m。

于2012年11相继投产，前3个月平均单井产量达13.4 t/d，第10至12个月由于受邻井钻井压裂试油的影响，B6井水淹，含水率达到94%，导致4口井的平均含水上升至58%，第13个月含水开始下降，回落到25.6%，平均单井产液量出现下降趋势，日产油出现明显递减，4个月单井产量累计下降50.3%（见图2）。

由此可见，采用衰竭式开发，水平井稳产期为12个月，平均单井累计产液量为7 090 m3，产油量为4 207 t，采出程度达到了2.2%，忽略油田伴生气的产出，根据物质平衡方法计算，此时地层压力下降了5.8 MPa左右，平均地层压力为15.8 MPa左右。

综上分析，采用衰竭式开发，第1年采油速度较高，但1年后液量、油量递减快，地层能量不足，须及时补充能量。

3.3 注水吞吐开发关于注水吞吐采油的机理和室内实验，国内学者已经做了许多研究[11-16]。

黄大志等[11-12]认为注入水优先充满高孔高渗带、大孔喉或裂缝等有利部位。

关井后，在毛细管压力的作用下，注入水与中、小孔喉或基质中的油气产生置换。

因此，注水吞吐采出的油量与岩石润湿性紧密相关，实验证明不同润湿性油藏实施注水吞吐采油均有效，油藏岩石亲水性越强，越有利于实施注水吞吐采油。

注水吞吐采油技术已经在牛圈湖油田、头台油田和塔河油田等矿场实践中初步取得成功[13-16]。

对于长7致密油这类异常低压油藏，水平井体积压裂施工中注入大量低黏滑溜水压裂液，相当于“吞吐”中的“吞水”过程，压裂液首先起到了补充地层能量的作用。

压裂施工采用分段压裂技术，每压裂一段返排出部分压裂液后下封隔器再压裂下一段，整个压裂施工周期需要30 d左右。

已压裂段被封隔后相当于“吞吐”的第2阶段，即关井置换阶段。

压裂完工后油井投产采油相当于“吞吐”的第3阶段，即开井采油阶段。

从A井区衰竭式开发的4口井生产数据看，投产7 d之内，平均单井日产油由9.9 t升至18.2 t，含水率由50%以上下降至26.7%，生产30d后单井日产油稳定在12.1 t，含水率稳定在23%左右（见图3）。

由此可以推测，由于体积压裂缝导流能力强，在较短的时间内，在毛细管压力的作用下，原油与注入水之间完成了渗吸置换作用。

以A井区地质数据为依据，建立油藏数值模拟模型，进行注水吞吐数值模拟计算，在模拟完“吞吐”注水阶段后关井48 h内，基质与裂缝之间发生油水置换，井筒附近裂缝含油饱和度由20%上升至40%左右，关井30 d后含油饱和度基本达到平衡，裂缝系统含油饱和度达到45.6%（见图4），与矿场实践比较符合。

为进一步验证致密油注水吞吐开发效果，选择A井区B8井开展注水吞吐试验。

B8井水平段长度435 m，油层钻遇率97.2%，采用体积压裂改造9段18簇，排量4.0 m3/min，砂比15.3%，入地总液量3 510 m3，返排出液量1 607 m3，滞留液量1 903 m3。