F油田长6超低渗油藏主要开发问题及技术对策

2010-09-24刘军全

海洋石油 2010年4期

关键词：水驱单井含水

刘军全

（中国石油长庆油田分公司采油七厂,陕西西安 710200）

F油田长6超低渗油藏主要开发问题及技术对策

刘军全

（中国石油长庆油田分公司采油七厂,陕西西安 710200）

F油田长6油藏是鄂尔多斯盆地内较早开发并具规模的超低渗油藏。为了提高开发效果,解决开发中的问题和矛盾,通过矿场开发实践,较为系统地总结了长6油藏开发中所应用的8项技术,并对各项技术的应用效果进行了评价。通过这些技术的矿场应用,油藏的开发达到了较为理想的开发效果。

长6油藏;超低渗;技术对策;

Abstract:Chang 6 reservoir is a low permeability reservoir developed earlier in Ordos Basin.In order to improve the development effect,and solve problems and contradictions in development practice,eight technologies applied in Chang 6 reservoir were systematic summarized and the application effect were analyzed.Key words:Chang 6 reservoir;low permeability;technical countermeasures

F油田长6油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南部,为近湖盆中心远源三角洲前缘滑塌浊积扇沉积[1]。受多期沉积及成岩作用的影响,储层非均质性较强,裂缝较为发育。储层以微—粉细长石砂岩为主,粒间孔发育,发育微细喉道。油层埋深 2 300 m,平均有效厚度 20.5 m,孔隙度11.4%,岩心渗透率（0.34～0.56） ×10-3μm2,原始地层压力16.7 MPa,气油比112 m3/t,属典型的超低渗岩性油藏。

该油藏于2005年发现,2006年逐步投入开发,年底实现了全面注水开发。由于油藏裂缝发育,非均质性强,注水后三大矛盾突出,导致水驱效率低,剖面动用程度差异较大,2007年开展了以改善水驱波及体积为主的剖面治理,开发效果得到明显改善[2]。之后在新老区的开发中加强了注水政策研究及早期剖面治理调整,应用了超前注水、分层注水等新技术和工艺,取得递减控制水平高、单井产量对比及油藏动用程度高等多项成果,起到了长庆油田超低渗开发的先导示范作用,为下步进行大规模的开发积累了宝贵的经验。

1 开发中面临的主要问题

1.1 天然裂缝发育,水驱效率低

在油藏开发过程中,受储层裂缝发育的影响,注入水沿固定方向突进,造成油井水淹,导致油藏含水上升,递减加大,水驱效率降低。目前 F区共发现裂缝51条,有三种见水类型（图1）:Ⅰ为投产即为高含水;Ⅱ为见水时间较短,见水后含水上升快,并迅速水淹;Ⅲ为长时间低含水生产（700天以上）,但见水后迅速水淹。

图1 三种水淹井含水特征曲线Fig.1 Water content characteristics of three kind of water flooded wells

1.2 储层非均质性强,水驱波及体积小[2]

受多旋回沉积的影响,储层非均质性较强。主要表征指标渗透率变异系数2.8,渗透率级差1 000～5 700,突进系数42.33（表1）。结果都远远超过强非均质的最高界限,这可能就是超低渗的一个独有的特征。吸水剖面结果显示,吸水好坏受限于物性、水量、夹层等几个因素,吸水不均的现象较为突出,有85%的井表现出裂缝吸水的特征。剩余油饱和度测井显示,反映薄层水淹的特征,水淹厚度仅为1.0～2 m。由此造成油藏整体开发效果不理想,剖面动用程度差,水驱波及体积小。

表1 长6油层非均质评价Tab.1 Heterogeneity of Chang 6 reservoir

1.3 储层颗粒细小,胶结物含量高,孔喉细微,造成渗透性非常差[3]

长6超低渗颗粒细小,以粉细砂岩为主,细砂组分比特低渗储层高出13%,胶结物含量高出2%,面孔率仅为特低渗的57%,造成渗透性非常差（表2）。在这样的物性条件下,基质的裂缝的渗透率为数量级的差别,造成流体的流动和压力的传导非常缓慢,建立有效驱替系统的时间很长。

表2 长6储层特征对比Tab.2 Reservoir characteristics correlation of Chang 6 reservoir

1.4 启动压力梯度大,压力敏感性强[4],造成产量递减后难以恢复

超低渗透油藏存在启动压力梯度,且随着渗透率的降低,地层流体的启动压力梯度急剧增加,两者之间呈幂函数关系（图2）。而且,油藏应力敏感性强,随着储层流体的采出,有效覆压的变化,使岩石发生形变,引起孔隙度和渗透率发生变化。这种变化是不可逆的,使油藏在短期内产量递减很快,递减率可达到48%～64%,很多低液量、低产井产量很难恢复或提高。

1.5 注水反应慢,压力水平低

由于油层物性差,孔隙度低、渗流阻力大,导压系数小,仅为0.466～1.809 cm2/s。经过3年多的高强度注水,累计注采比达到4.0以上,造成在注水井附近局部憋压,注入水流向采油井困难,地层能量保持水平较低。而且据2008年测压资料计算,平均地层压力只有10.39 MPa,压力保持水平只有62.2%,比油藏饱和压力低1.69 MPa,地层压力已经降到最低点。

2 开发技术对策研究

2.1 井网优化技术

采用与储层相适应的注采井网,是获得好的开发效果的基础。在深入分析基础上,根据前人研究成果及油田开发实践,结合数值模拟、驱动压力梯度研究等新成果,积极开展井网优化工作,开发初期全面推广成熟的菱形反九点井网,确定了注采井距为270～300 m,井距为450～480 m,排距为130～150 m。目前根据超低渗油藏的特征,采用了小井距、高注采井数比的五点法井网进行开发[5]。实践证明,采用五点法井网注水开发可增加油井的见效,提高单井产量,降低初期递减。与反九点井网相比,五点井网投产后压力保持水平高出20%,单井产量高出0.5 t/d。

图2 启动压力梯度与渗透率关系Fig.2 Relationship between start-up pressure gradient and permeability

2.2 超前注水技术

超前注水是提高超低渗油藏开发效果的有效途径[4]。超前注水可以建立有效压力驱替系统,避免因压力下降造成的储层物性变差,并有利于提高油相相对渗透率使油藏具有较高的驱替压力,有利于提高最终采收率,还可以避免因压力下降造成的原油物性变差。

超前注水采用阶梯注水技术政策,即单井日注水量按5 m3递增的方式阶梯配注,阶梯配注15、20、25 m3,每个阶段 30 天 ,且周期缩短到 2～4个月,累积注水量1 200～2 450 m3。通过现场实施,在物性相同条件下,与同步注水相比,超前注水区递减13%,1年后累计递减13.2%,而且单井日产油稳定在2.0 t左右,开发效果较好。

2.3 储层改造技术

2.3.1 前置酸加砂压裂技术

针对物性差、孔喉小、泥质含量高的特点,采用前置酸加砂压裂技术,降低压裂液滤饼伤害,提高压裂液破胶程度,通过改善地层与裂缝以及裂缝内部的连通性,达到提高单井产量的目的[4]。前期试验51口井,与以前的常规压裂井对比,试油产量增加4～5 t,在超低渗透油藏已进行了全面推广应用,成为老区稳产和新区增产的主要技术措施。

2.3.2 多级加砂压裂技术[4]

针对超低渗透厚油层的改造采用多级加砂压裂技术,在保证横向上深度改造的同时,实现了纵向上有效支撑、充分动用。在超低渗透油藏产建区取得了明显的增产效果。与传统压裂工艺对比试验井平均单井日增产0.5 t/d以上。

2.3.3 陶粒支撑剂

长6油藏井深2 300 m,地层闭合压力达到31 MPa,相对长6以上层位增加了5～6 MPa。为了提供更大的导流能力,延长稳产期,大力应用陶粒压裂技术。与传统压裂工艺相比,试验井平均单井日增产0.5 t/d以上,且产量递减较缓慢。

2.3.4 变排量压裂

针对边部油井底部油水分异较差的情况,采用变排量压裂,即压裂初期采用小排量,降低启动压力,控制裂缝纵向延伸,支撑剂在裂缝底部沉淀形成有效隔挡,然后进行高砂比施工,限制了裂缝向下延伸而引导裂缝向上和向前延伸,从而起到控制裂缝高度、增加缝长的作用,进而实现控水增油的最终目的。共实施28口井,油井投产后含水相对稳定,与常规井相比含水下降5%。

2.4 合理流压技术

合理流压是为了减缓初期递减,延长油井稳产时间,避免含水快速上升和突进,更是为了避免随着流压的降低,超低渗油层脱气、渗流阻力增大、地层压力下降速度过快导致储层渗透率下降,从而造成产能下降后难以恢复的问题。因此,在油井投产时就需要确定合理流压,使生产初期产量递减较小。根据超低渗油藏特点,计算不同油藏油井合理流压图版,计算不同油藏合理流压,为制定合理工作制度提供依据。生产初期流压保持到7～8 MPa,单井产量高,可以稳定在2 t以上,且递减小（图3）。

2.5 精细注水调控技术

图3 长6油藏流压与产量对应关系Fig.3 Corresponding relation curves of pressure and production flow in Chang 6 reservoir

在长6超低渗开发过程中,积极探索合理的注水开发技术政策。投产初期按照“先强后弱”的思路进行注水,即在初期采取高强度注水,待合理压力场建立后,再温和注水。从4年的注水效果来看,在高注采比下,地层压力、单井产量一直在下降,含水上升率大于5%。主要由于超低渗储层裂缝发育,大强度注水,易造成注入水沿裂缝窜流,导致裂缝方向的油井不断水淹,而其它方向油井长期不见效,同时区块含水上升加快。

针对超低渗油藏特征和开发规律,根据地质特征、渗流规律、开发特征,划分注水单元,调整注水政策。对于物性、连通性较好的单元,采取温和注水的思路进行调整,改善平面产液结构,注采比保持在1.0～1.5。对于非均质性强、微裂缝发育、高注采比注水、易造成方向性见水的单元,实施“控水稳油”,老区分阶段逐步调小水量,注采比由35下调到2.0左右;新区采取小水量、小强度注水,避免含水上升,注采比控制在1.5。经过注水调整,油藏的含水明显得到控制。而且对不同含水阶段的油井具有如下的规律:对含水在50%以下的油井,及时发现及时进行调整,含水可以得到控制;对含水在50%以上的油井,只能控制含水上升趋势,实施油水井双向调控。

2.6 早期水井堵水技术

长6油藏裂缝发育,含水上升快,水驱效率低,剖面水驱动用程度低。由于裂缝与基质渗透率相差几个数量级,通过控制注水量不能控制裂缝沟通井的含水上升,而且通过对水井进行深部堵水调剖,封堵裂缝和高渗透大孔道,可以降低含水,恢复油井潜能,达到整体改善开发效果,减缓无效注水的目的。针对裂缝见水区进行连片治理,共堵水 10口,对应油井见效 32口,见效率54%,减少产水量1 081 m3,堵水前后吸水剖面对比,单井吸水厚度由11 m增加到20.1 m。

调剖堵水在治理超低渗裂缝方面起到了如下作用:

（1）改善了注采剖面、产液结构和层间矛盾。B205-37和B209-37两口注水井调剖前后吸水剖面（图4）对比,一是注水不均（尖峰状吸水）的问题得到明显改善,二是吸水厚度大幅增加,由单井平均吸水11.0 m增加到20.1 m。B205-37井堵水前为尖峰状吸水,吸水段仅2.6 m,相对吸水量为75.5%,吸水强度为7.4 m3/d·m-1,全井总吸水厚度仅7.2 m,堵水后,原尖峰状吸水消失,全井吸水厚度为17.5 m,吸水强度变为1.1 m3/d·m-1。

图4 B209-37、B205-37井堵水前后吸水剖面对比Fig.4 Water absorbing profiles before and after water plugging in B209-37 well and B205-37 well

（2）注入地层的调剖剂沿主流方向运移,造成该方向流体运移阻力增加,在一定程度上改善了平面矛盾,能有效控制层内高含水条带存在,改善井间干扰,并对区块整体改善开发效果作用较大。

（3）纵向堵水对高渗段起到了封堵作用,使水流方向重新分布,使原来见不到注水效果的低渗段未动用层潜力得到了发挥,层间矛盾得到改善,降低了油井含水,减缓了产量递减,减少了无效水循环。

（4）通过堵水可以加深对储层裂缝分布规律的再认识,以前含水上升没有得到控制的油井,通过堵水见效可以判断来水方向。

2.7 措施挖潜技术

据研究[6]及生产实践,长6超低渗油藏堵塞成分大多以有机物为主,占70%～90%,其他物质含量较少,大部分油井堵塞半径较小,集中在近井带3～5 m以内,堵塞强度较小。而且,由于裂缝见水的影响,近井地带相渗变化或水不配伍造成结垢等油井堵塞后含水普遍较高。针对这一情况,在充分认识油藏开发规律的基础上,确定了先堵水进行水井主要裂缝方向的封堵,造成地下水动力方向的重新调整和改变,待地层压力恢复后,再对油井进行暂堵酸化解堵的方式。这种水井堵水再油井解堵的做法取得了较好的效果。共对长6油藏实施措施井16口,其中有堵水对应的油井12口,日增油1.7 t,高出无堵水对应的油井1.6 t（表3）。

表3 长6油藏堵、引结合效果统计表Tab.3 Plugging effect of Chang 6 reservoir

2.8 注水剖面治理技术

对油层厚度大、非均质性强的长6油藏,吸水剖面显示剖面差异性大,表现如下:①笼统注水剖面矛盾突出,注水压力的高低严重影响吸水厚度的大小;②吸水部位受射孔厚度限制,非射孔段不吸水;③吸水程度受物性好差影响明显;④隔夹层发育,对注入水起到分割作用;⑤部分井存在明显的裂缝吸水现象。针对剖面差异较大的问题,积极开展剖面治理工作,以提高水驱动用程度和剖面水驱波及体积。

以井组为单元,将水井单井措施方案的制定同单井吸水剖面资料紧密结合,有针对性地开展剖面治理工作。主要做法有[2]:①对多层或分段射孔,吸水剖面显示有不吸水段的井,且有隔夹层存在,射孔段间距又能满足座封要求的,对不吸水段实施增注后进行分注;②对厚度大,射孔程度低的井,通过储层对比,提高射孔程度,实施补孔+增注+分注的方法,改善分层储量动用状况;③对连续射孔厚度大,部分层段不吸水的井,实施选择性暂堵酸化措施,提高吸水厚度。2007年对老区共计39口井实施了剖面治理,措施前后对比,增加射孔厚度177 m,射孔程度提高30.4%,水驱储量动用程度提高到28.1%,注水压力下降0.7 MPa,治理后,新增见效井41口,单井日增油0.9 t。更为重要的是,增强了对油层的控制能力,提高了注水系统压力利用率。而且,在新区的建设中,把注入剖面的改造技术和分层注水结合起来,保证了剖面管理更加科学和合理。

3 开发效果

F油田长6超低渗油藏经过2008～2009年的建设和开发治理,全面推广超前注水、多级加砂压裂、控流压生产、精细注水调整等新工艺、新技术,取得了较好的开发效果。

3.1 水驱状况好转,递减率降低

老区通过水井堵水及油井解堵措施,改善了注采剖面,开发状况得到根本好转,主要开发指标逐年变好。水驱动用程度由2009年的66.2%上升至2010年6月的80.2%,自然递减率由11.2%下降到4.4%,综合递减率由10.9%下降到0.5%（表4）。

3.2 能量供给状况变好

通过精细注水及堵水、分层注水工作,长6油藏压力从最初的下降,注采压力加大,到2009年压力开始逐步上升,表现出能量供给状况变好的趋势（图5）。2008年压力降低到最低的 10.8 MPa,保持水平64.7%,到2009年压力开始上升,2010年上半年达到平均地层压力13.9 MPa,保持水平83.2%,而平面上开始出现高压区扩大的趋势。

表4 长6油藏历年主要指标对比Tab.4 Comparison of main indexes of Chang 6 reservoir in past years

注:2010年仅上半年。

图5 长6油藏历年压力运行曲线Fig.5 Pressure curve of Chang 6 reservoir in past years

3.3 新区单井产量较高,稳产期延长

在开发新区的过程中,为了达到良好的效果,对F3新区采取了五点法井网配合小水量注水,分层注水一次到位,初期控制流压,全面应用先进的压裂改造技术。初期生产与老区相比,表现出较明显优势,F3区初期单井日产液量、日产油量分别比F1老区同期分别高出2.1 m3和0.8 t。生产一年后,单井产量在2.0 t以上,递减得到了有效减缓（图6）。