低渗透复杂油藏配套建产技术应用及效果评价

2015-11-02苏幽雅焦冬梅屈乐民田笑

石油化工应用 2015年5期

关键词：侏罗系采出程度井网

苏幽雅，焦冬梅，屈乐民，田笑

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

低渗透复杂油藏配套建产技术应用及效果评价

苏幽雅，焦冬梅，屈乐民，田笑

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

针对长庆超低渗透油藏特征油层纵向多层发育，储层特征不同，在产能建产中带来很大的技术要求和难点。通过应用五项配套技术及配套工艺有针对性复杂油藏实施快速建产，提高单井产量。主要对侏罗系浅层油藏、低阻油藏、致密油藏等复杂油藏，形成长庆油田在不同含油层系高效快速建产技术方法，即满足油田大规模建产、又大大提高了单井产量，节约成本、增加效益。

超低渗透油藏；复杂油藏；建产技术；单井产量

采油三厂勘探增储随着油藏认识的不断深入、拓展，形成了侏罗系古地貌油藏快速滚动、老油田立体式勘探开发、特低渗透油藏超前注水规模、水平井开发致密油、低阻油藏识别五项快速建产应用技术。截至2013年底，已动用探明储量占总储量的90.02%，剩余探明地质储量9.98%。主要分布在姬塬油田、靖安油田和吴旗油田。

1　侏罗系快速滚动建产技术应用

1.1成藏控制因素研究

通过刻画古地貌类型，在古地貌找斜坡、河间丘、丘咀、河间高地群是主要的储油地带；小幅鼻隆、穹隆构造是侏罗系油气成藏的落脚点；河道砂体是油气的主要导运系统；精细油藏圈闭面积，为扩大侏罗系建产规模奠定了认识基础。

1.2成藏模式研究

侏罗系主要有三种成藏模式有残丘控制模式成藏、砂岩透镜体控制模式成藏、斜坡控制模式成藏。

1.3配套工艺改造

针对侏罗系油层储层特征“优化改造方式”单井产量显著提高。D3油藏通过“射爆一体化”工艺改造，有效缩短试油周期，由常规压裂的6 d缩短至3 d，降低油层污染，提高初期产量，由3.4 t提高到4.9 t，单井日增油1.5 t。

1.4建产实施效果

近年通过古地貌快速滚动建产技术应用，重点以刻画和恢复古地貌、古水系为主，寻找古河两侧呈“似等间距”分布的丘咀、坡咀以及古河中的河间残丘等古地貌高点。分析砂体与构造匹配技术进行滚动勘探开发。近年在盐定地区发现了D4、D5等52个小油藏，均分布在古河两侧的丘咀及斜坡地带，平面上延鼻隆构造呈“串珠状”分布。单井产量3.5 t，快速建产能18.5万t。在吴旗侏罗系油藏群，发现A1、A2等高产出油井点，使得“侏罗系油藏群”规模逐步扩大，展现了较大的增储潜力。采油配套技术工艺为爆燃投产，单井日产油4.0 t，建产能10.5万t。

2　立体勘探开发一体化建产技术应用

一是针对储量失控老油田，在侏罗系老区浅层油藏，开展断层研究、剩余油分布研究，优选剩余油富集。在三叠系深层，按照“近源充注、构造继承”的规律，深入成藏富集规律研究，寻找深层系新油藏。二是针对姬塬油田纵向多层系复合成藏的特点，在成藏规律认识的基础上，全井段找油，强化非主力层调查，纵向向上找油的特点，发现深层含油层系，拓展发展空间立体油藏，能快速建产的特点。

2.1老区油藏成藏富集规律研究

盐池老区延安组和直罗组储层物性好，距离油源近，裂缝发育，成藏条件好。红井子地区侏罗系油藏主要为构造岩性油气藏，控制成藏的因素一方面是低幅度隆起的鼻隆，另一方面就是储层岩性、物性、砂体厚度及沉积相带。

2.2断层对成藏控制

断层对油藏控制盆地西缘逆冲带及天环向斜线以西，断层、裂缝十分发育；其次是区内小型鼻状隆起等微构造十分发育，这二者对油气富集、运移具有重要控制作用。断裂对油藏控制作用主要表现在四方面，即断层控制了油气成藏的四个关键要素，圈闭、运移、遮挡和破坏，从而控制与影响油气藏的富集和分布。

2.3剩余油研究

剩余油一般是指油藏开发中后期任何时刻未采出的石油。即二次采油末油田处于含水期时剩余在储层中的原油。剩余油又分为两部分，分可动剩余油和不可动剩余油。可动剩余油指在目前注水开发技术条件下储集层内未被采出的可动原油。

在注采井之间压力平衡带（滞留区）形成的剩余油、井网失控的剩余油、由于注采系统不完善形成的剩余油、薄地层物性极差和薄油层形成的剩余油、在主河道之间或油藏边缘薄地层形成的剩余油、断层阻隔形成的剩余油、低渗透带阻隔或岩性尖灭带所形成的剩余油、高度弯曲河道突出部分剩余油、微结构顶部的剩余油等。剩余油在垂向上分为层内非均质和层间性形成的剩余油。层内指井间未钻遇砂体形成的剩余油；层间指干扰形成的剩余油和隔层遮挡形成的剩余油。

2.4建产实施效果

利用浅层油藏快速滚动勘探技术，进一步扩大了红井子侏罗系油藏群。通过老区加深井实施，发现了A3、A4等深层高产出油井点，表现出老区深层具备较大的增储潜力，在盐池地区发现了25个高产出油井点，累计建成产能15.8万t，建成了红井子“姊妹”油田，其中2012-2013年建成产能8.1万t。

3　特低渗透油藏超前注水滚动扩边技术应用

长庆油田低渗透油藏的注水开发，经历了试采区不注水、先导性和工业化试验区滞后注水、全面开发区注采同步、超前注水4个阶段。针对储层压力系数低、地饱压差小、启动压差大等特点，长庆首次提出并实践了超前注水理论与技术，形成了特低渗油藏超前注水系列技术政策和开发配套技术。超前注水时机一般3～6个月，地层压力保持水平在110%～130%，注水强度2.0 m3/d·m～4.0 m3/d·m，超前注水量0.05 PV～0.1 PV。

3.1井网优化

采用与储层相适应的注采井网，是获得良好开发效果的基础。特低渗岩性油藏均不同程度发育天然裂缝，为建立有效的压力驱替系统，根据储层物性、裂缝发育程度，通过研究、试验，形成了与之相适应的正方形反九点、菱形反九点、矩形三种开发井网形式，实现了裂缝系统与井网的优化配置，为提高单井产量及最终采收率奠定了基础。

（1）正方形反九点井网：对于天然微裂缝不发育、平面渗透率各向异性不明显的储层，用正方形反九点延长了人工裂缝方向油井见水时间面积注水井网。正方形对角线与最大地应力方向平行。

（2）菱形反九点井网：注水井和角井连线平行裂缝走向，放大裂缝方向的井距有利于加大压裂规模、提高导流能力；加大了裂缝方向上角井与注水井井距，减缓角井见水速度；缩小了排距，提高了侧向油井受效程度。提高单井产量延长稳产期主要应用区块是盘古梁、白于山。

（3）矩形井网：储层物性差、裂缝发育，采用矩形井网，井排与裂缝平行。注采井数比高，可实施大强度注水；可加大压裂规模，增加人工裂缝长度；抽空了注水井排裂缝线上的油井，避免了早期水淹报废。

3.2建产实施效果

富集区+超前注水技术，推行“纯注水井场+流动注水撬”运行模式，加快超前注水，快速建立有效驱替系统。2014年D5、D6等油藏区块超前注水，投产油井169口，初期单井产量2.9 t。其中D6油藏投产35口，单井产量由2012年同步注水1.9 t上升到2014年超前注水2.8 t。

4　水平井+体积压裂开发致密油技术应用

4.1水平井优化设计

针对致密油储层空间展布变化快，纵向非均质性强，储层厚度大，物性差等特点，通过开展水平井井网优化，水平井轨迹优化，水平井体积压裂的技术，提高了注采井网适应性，油层钻遇率及储层渗流能力，单井产量由丛式井的1.1 t，提高到目前的8.2 t，单井提高6.5 t，取得了较好的实施效果。

4.1.1井网优化长庆油田在近年的水平井开发过程中，在前期井网试验的基础上，开展了特低渗油藏水平井布井方式研究，通过对不同井网形式综合对比，形成了直井注水-水平井采油、水平段垂直于主应力方向的五点井网和七点井网，获得较好的开发效果。D7油藏河道窄，砂体变化快，主要采用500 m×200 m五点法水平井井网开发，水平段长度400 m～500 m，井网特点单井产量较高，采油速度较高，见水风险小；D8油藏油层厚度大，分布稳定，横向连续性好，主要采用500 m× 200 m起点法水平井井网开发，水平段长度800m～1000m，井网特点单井产量高，采油速度略低，见水风险相对较小。

4.1.2井排距优化井间距越小，区块阶段采出程度越高，开发时间越短，对应最终采出程度反而越低。即井距太小，最终期采出程度低；井距太大，开发初期阶段采出程度低，存在合理井间距。对D7、D8油藏进行数值模拟看出，盐池地区D7、D8油藏水平井井网合理井距500 m～600 m，合理排距150 m～200 m。

4.1.3水平段长度优化D7油藏数值模拟研究结果表明：七点井网在注水条件下，水平段越长，单井日产油量越高，但水平段长度超过850 m后增长缓慢（见图1、图2）。

图1　单井日产油量与时间关系图

图2　采出程度与时间关系图

对D8油藏分别模拟预测了五点注采井网条件下，水平段长度为320 m～640 m共5个方案进行数值模拟，对比方案采出程度、含水率及最终采出程度变化曲线表明水平段长度在400 m～520 m时，阶段采出程度和最终采出程度较高，在水平段长度为500 m左右时阶段采出程度和最终采出程度最高。

D8油藏地质特征及砂体展布特征，水平段合理长度选取为400 m～500 m。D7油藏水平段合理长度选取为800 m～1 000 m（见图3、图4、图5、图6）。

图3　水平段长度与日产油量交汇图

图4　水平段段数与日产油量交汇图

图5　水平段加砂量与日产油量交汇图

图6　水平井入地液与日产油量交汇图

4.1.4水平井轨迹优化通过建立精细三维地质模型，准确预测微构造及砂体展布，进行水平轨迹设计，大幅度提高了水平井钻遇率。在实施过程中，随着导眼骨架井的实施，不断修正三维地质模型，使地质模型更准确的反映地层真实情况。水平井钻遇率不断提高。通过应用以上技术，盐池地区D7油藏水平井钻遇率93.8%，初期产量8.2 t高产油流。开展数字化平台实时监控技术，有效监控水平井施工动态，及时修正井眼轨迹，保证轨迹始终处于油层中上部。

4.2配套技术工艺改造

按照“有质量、有效益”的总体要求，通过对常规分段多簇、环空加砂压裂等三种改造工艺进行适应性评价，分析总结影响水平井改造的难点和问题，确定了速钻桥塞分段多簇体积压裂作为主体改造工艺进行规模推广。

借鉴国外体积压裂理念基础上，针对长庆低渗油藏特点，创新提出了水平井分簇多段压裂的技术思路。针对超低渗透油藏，为了追求尽可能高的泄油体积，以多条裂缝组成“簇”，扩大与油藏的接触体积，从而实现体积压裂的目的形成了水平井分簇多段压裂（见图7）。

图7　水力喷射环空加砂压裂示意图

4.3建产实施效果

2012-2014年开展致密油水平井开发实验，采取了“水平井+体积压裂”作为主体改造工艺，快速累计建井79口，初期产量6.1 t，累计建产能17.2万t。拉开了水平井+体积压裂开发致密油的序幕。

5　低阻油藏识别技术应用

定边地区D9油藏油水关系复杂，储层改造难度大，很大一部分采油井试油出水；油藏隐蔽性强，油层识别能力差，油水层分异不明显等诸多困难。

5.1低阻油藏识别

低阻油层测井解释技术在油藏一是通过多井对比和油藏评价，进一步识别低阻油层，二是单井测井变化趋势分析，主要在储层Rt、AC、CNL、DEN测井曲线的平均读值及有关储层物性参数的交汇图，从中找出油气层的界限值，并以此作为识别油气层的标志。低电阻油藏油水层关系复杂，以二次解释单井评价为核心，重新认识油水关系，建立油层判识别油层标准模板和确定出油下限，扩大预测储量、滚动建产。

在长庆油田姬塬地区分析了该区块36口井，1 200多块的岩样资料，33层的试油资料精细解释，认识到低阻油层识别的主要原因是油藏幅度低，小于30 m，驱动压力小于0.1 MPa、孔隙度结构复杂、钻井液侵入对不同物性油层、水层的双感应测井的不同影响。例D9油藏低阻油层、油水同层的感应测井值，一般为5 Ω·m~ 12 Ω·m，有的甚至低于3 Ω·m，与水层无异。水层一般电阻小于5 Ω·m，但少数层较高。

低阻油藏特点：地层水的矿化度高束缚水饱和度高，油藏构造幅度较小，油水分异差、地层中含高阳离子交换量的粘土矿物、岩石中含有导电性能良好的金属矿物、低阻油层测井曲线特征分析不明显，在低阻段，声波时差、自然伽马较常规油层高，密度较常规油层低；电阻率侵入剖面呈无侵入或微侵入特征，录井显示一般为油斑，多出现在正韵律砂层顶部。

姬塬、胡尖山地区的侏罗系C1油层等储层呈低阻特征，油层测井响应与水层相近，油层电阻率仅3 Ω·m～7 Ω·m，水层电阻率2 Ω·m～5 Ω·m，测井识别难度大，具有较强的隐蔽性。经过储层四性关系的分析和低电阻率油层的成因与分布规律的研究，建立了有针对性的测井识别方法与标准（见表1）。