胡尖山油田安83长7致密油地层能量补充方式研究

王平平，李秋德，杨博，柴惠强，李龙龙，胡刚，罗栋，卜广平

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安710200）

胡尖山油田安83长7致密油地层能量补充方式研究

王平平，李秋德，杨博，柴惠强，李龙龙，胡刚，罗栋，卜广平

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安710200）

胡尖山油田安83长7致密油藏由于储层致密，启动压力梯度高，常规注水开发压力传递较慢，有效驱替系统难建立，加之存在裂缝等优势渗流通道，整体表现出注水不见效、见效即见水的水驱矛盾，开发效果差。近年来因地制宜，对定向井区重点开展周期注水、空气泡沫驱油、体积压裂不返排闷井扩压等工作，对水平井重点开展吞吐采油、周期注水、异步注采等工作，不断探索地层能量补充方式，均取得一定效果及认识，但总体来说基于毛管吸吮作用和压差机理的按一定注入周期补充能量的渗析采油法对该区致密油开发具有深远意义，在充分结合改造强度、缝网形态等参数情况下实施效果较好，后期可持续扩大实施，并探索改善驱油介质等新方法。

安83长7；致密油；吞吐采油；周期注水；异步注采

安83区长7油藏属三角洲前缘－半深湖亚相沉积，以水下分流河道微相为主，成藏模式为“自生自储”，油藏主要受岩性、物性变化控制，属于典型的岩性油藏。长72砂层平面分布稳定，厚度约15 m～20 m，层内夹层发育，平面上油层连片性好。储层砂岩平均孔隙度8.9%，渗透率0.17×10-3μm2。

储层岩石类型为岩屑长石砂岩和长石碎屑砂岩，细砂岩为主，分选较好，物性差。填隙物以铁方解石、绿泥石、高岭石、水云母和硅质为主。储层原生粒间孔、次生粒间孔及次生溶孔都比较发育，次生溶蚀孔主要发育长石溶孔，粒间孔与溶孔含量相当，其中粒间孔占总孔隙的48.2%、溶孔占总孔隙的50%，总面孔率2.74%。储层排驱压力和中值压力均偏高，中值半径偏小，分选较好，中喉道及粗喉道基本不发育，孔隙结构组合属于小孔微细喉型。储层总体上表现为弱亲水-亲水性，地层原油粘度1.01 mPa·s，地层原油密度为0.708 g/cm3，原始气油比75.7 m3/t，地面原油密度0.845 g/cm3，粘度6.5 Pa·s，地层水总矿化度51 g/L，水型为CaCl2型。长7层隔夹层发育，纵向上多油层叠加，累计厚度大，平均每口井发育＞1 m的隔夹层3～4条。完钻井砂岩密度66.7%，分层系数5.1，层间非均质性强。

1　开发历程及概况

安83长7致密油开发经历了定向井开发试验和水平井开发试验两个阶段；从2010年起共历时5年；试验了5套定向井井网和4套水平井井网；储层初次改造使用了常规压裂、体积压裂；目前全区共有油井512口，开井476口。其中油井定向井目前开井数312口，单井产能0.97 t/d，综合含水65.3%，共试验了5套井网、两种改造方式，开发特征表现为：单井产量低，递减大，注水不见效、见效即见水，井网适应性差；水平井目前开井164口，单井产能4.87 t/d，综合含水47.1%，共试验了4套井网、两种改造方式，开发特征表现为：地层能量不足，递减大；合理开发技术政策仍不明确。

2　水驱特征

注采压力对比柱状图反映：注采压差达到28.5MPa，整体上油藏压力传递较慢（见图1）。长7储层平均渗透率0.17 mD，计算启动压力梯度0.41 MPa/m，目前注采井间最小压力梯度0.24 MPa/m，低于启动压力梯度，有效驱替系统难建立（见图2）。

图1　长7油藏注采压力柱状对比图

图2　注采井间驱替压力梯度剖面图

油井电成像测井显示裂缝主要发育于非储层或储层与非储层界面处。水驱前缘监测显示：原生裂缝中等发育，优势渗流明显，注水不均匀。恒流速水驱和恒压差水驱研究说明超低渗水驱过程中由于油水两相流的存在导致水驱油渗流阻力直线增加，并且当岩心出口端见水后，产油量不再变化，累计产水量基本线性增加，含水达到100%。因此油井见效即见水，见水后不再产油。

3　多种地层能量补充方式评价

针对致密油藏有效注水驱替系统难建立等水驱问题导致递减大的难题，近年来对定向井区重点开展周期注水、空气泡沫驱油、体积压裂闷井不返排试验等工作；对水平井重点开展吞吐采油、周期注水、异步注采等工作，均取得一定效果及认识。

3.1定向井周期注水

为控制油井含水，2013年4月开始对区块西部220 m×220 m定向井井网（4个井组）整体实施周期注水试验，停注后油井含水下降不明显、地层能量下降快，未探索出合理注水周期，于16个月后实施了体积压裂措施（见图3）。西部区定向井初期采用常规压裂改造，缝网系统不发育，不利于油水渗吸置换，周期性注水适应性较差。

图3　220 m×220 m井网开采曲线

3.2空气泡沫驱

为缓解水驱矛盾，采取先调后驱的理念，调剖体系选用凝胶体系对大孔道和高渗段进行封堵，以此改善渗流方向，空气泡沫驱注入量设计在合理的注采比下提高气液比，以达到有效注入、补充地层能量的目的［2］，2013年4月在区块北部350 m×150 m井网对安231-45井组开展泡沫驱试验，累计注入泡沫3 631 m3，空气7 824 m3，井组整体单井产能由0.55 t上升至0.88 t，相对于其它井组单井产能0.39 t有明显提高，对应5口油井均不同程度见效，12月改为正常注水后含水上升。说明空气泡沫驱“先调后驱”的实施思路能有效控制油井含水，解决了水驱矛盾，在定向井区具有较好的适应性，后期可扩大实施。

3.3体积压裂不返排闷井扩压

借鉴吞吐采油原理和注水井混合水压裂转抽后排液期短、稳产时间长、增油效果好的特点，开展增大入地液量（1 100 m3，相当于该区1口注水井73 d的注水量、1口油井3年的产液量）、压裂后闷井扩压不返排来扩大滞留液量试验，实施51口，初期平均单井日增油2.65 t，与同改造强度体积压裂井对比具有稳产时间长、增油效果好的特点（见表1），分析认为该种方式能有效补充地层能量，压裂后闷井扩压能有效完成油水置换，有利于油井稳产，可连片扩大实施。

表1　安83长7致密油藏2014年油井体积压裂措施效果对比表

图4　吞吐采油各阶段示意图

3.4水平井吞吐采油

该区水平井主要采用体积压裂改造，基质间存在人工改造的裂缝、高渗带，有利于油水渗吸置换［3］（见图4）。为进一步探索致密油地层能量补充方式，2014年对该区7口水平井开展注水吞吐试验，分两批次实施，第一批次实施2口（安平19、安平21），在安平19注水阶段，其邻井安平42见效，累增油461 t，安平21井情况类似（本井及邻井安平20井见效明显，累增油735 t）；第二批次实施5口，采用连片吞吐，注水过程中，胡平241-5和胡平241-2压力上升基本保持同步，胡平241-3和胡平241-6保持同步，且产液量、动液面变化也具有同步性（见图5），证明裂缝相互沟通，井间干扰严重，且连片实施由于井距小、井间压力相互干扰，导致波及面积小、不利于渗吸置换，因此油井含水下降慢，效果较差，后期不建议连片实施。

图5　水平井连片吞吐过程邻井注水压力上升曲线图

3.5水平井周期注水

针对致密油水平井常规注水开发易见水的矛盾，结合缝网形态和见水周期，开展周期注水试验，把注水周期控制在见水周期之内，解决该区注水开发易见水、不注水地层能量无法及时补充的矛盾，通过不断摸索、试验，总结了3种不同间注制度（注3停7、注5停5、注10停10），对应28口水平井递减明显减缓，月度递减由9.6%下降至6.6%。典型井安平44对应3口注水井，前期观察停注，4月开始对其中2口井实施间注，油井见效明显，动液面上升，含水稳定，日产油上升（见图6）。

图6　安平44缝网形态图及注采反应曲线

3.6异步注采

基于毛管吸吮作用和压差机理，对易见水的水平井开展异步注采试验（注时不采、采时不注），进一步探索能量补充和控制油井含水的方法［4］。试验了2口井，平均单井产量由2.07 t上升至3.60 t，含水由68.2%下降至44.6%。典型井安平18对应注水井3口，投产即高含水，9月6日开展异步注采试验，在第五周期结束时，安平18井含水由第一周期的100%下降至37.2%，日产油由试验之前的3.6 t上升至5.4 t，冬季由于气温低结束异步注采后，该井含水上升至54.0%，日产油降至3.5 t（见图7）。

图7　安平18缝网形态图及注采反应曲线

4　结论与认识

安83长7致密油常规注水开发水驱矛盾突出，开发效果差，不能很好的补充地层能量来维持油藏高效开发，近年来通过不断攻关试验认为：该区致密油地层能量补充方式具有多样性，可实施空气泡沫驱、体积压裂不返排闷井扩压、周期注水、吞吐采油、异步注采等方法，均取得一定效果，但总体来说基于毛管吸吮作用和压差机理的按一定注入周期补充能量的渗析采油法对致密油开发具有深远意义，在充分结合改造强度、缝网形态等参数情况下实施效果较好。

因此建议在持续扩大实施上述方法的同时，可考虑：（1）对定向井连片体积压裂后实施吞吐采油试验，探索吞吐采油在定向井井网的适应性；（2）开展不同介质（二氧化碳、氮气等）驱油试验及适应性研究；（3）开展水平井注水试验，进一步扩大波及体积；（4）开展隔井距吞吐采油试验，降低井间干扰，改善吞吐效果。

［1］冯胜斌.鄂尔多斯盆地长7致密油储层储集空间特征及其意义探讨［J］.低渗透油气田，2012，44（11）：4574-4580.

［2］吴信荣，林伟民，姜春河，等.空气泡沫调驱提高采收率技术［M］.北京：石油工业出版社，2010.

［3］吴应川，张惠芳，等.利用渗吸法提高低渗油藏采收率技术［J］.断块油气田，2009，16（2）：80-82.

［4］龚姚进，等.非均质多油层砂岩油藏异步注采的可行性［J］.特种油气藏，2005，12（增刊）：63-65.

Researching on the formation energy supplement of An 83 Chang 7 tight oil reservoir of Hujianshan oilfield

WANG Pingping，LI Qiude，YANG Bo，CHAI Huiqiang，LI Longlong，HU Gang，LUO Dong，BO Guangping
（Oil Production Plant 6 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710200，China）

Because of high starting pressure gradient of An 83 Chang 7 tight oil reservoir of Hujianshan oilfield，pressure pass slowly in conventional water flooding，the effective displacement system difficult to establish，in addition there are cracks preponderance flow path，the whole show non effect of water injection，water flooding effect to see contradictions，poor development effect.In recent years，adjust measures to local conditions，to focus on the development of asynchronous injection in directional well area，air foam flooding，volume fracturing flowback stuffy well diffuser work，focus on the development of horizontal well stimulation，periodic flooding，asynchronous injection production and other work，and continuously explore the formation energy supplement，have made certain effect and understanding，but the overall it is based on the capillary sucking and differential pressure mechanism by dialysis oil extraction method must add energy injection cycle of dense oil development in thisarea has far-reaching significance，fracture network morphology parameters under the condition of the implementation of the effect is good in fully integrated reform intensity and later expanded，sustainable implementation，and explore new methods to improve flooding oil medium etc.

An 83 Chang 7 work area；tight oil reservoir；stimulation；periodic flooding；asynchronous injection

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.015

TE327

A

1673-5285（2015）03-0058-05

2015－01-09

王平平，男（1981-），工程师，现在长庆油田第六采油厂从事油田开发管理工作，邮箱：wpp1_cq@petrochina.com.cn。