红河长8水平井递减规律及应用

2018-12-12周立娟

石油化工应用 2018年11期

周立娟

（中国石油化工股份有限公司华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

红河油田构造位置位于鄂尔多斯盆地天环向斜南部，目前主要开发层系为上三叠统延长组长8油藏，属于陆相辫状河三角洲沉积体系和湖泊沉积体系[1-4]。储层主要为原生残余粒间孔隙和溶蚀型次生孔隙[5]，储层平均孔隙度为 11.5%；平均渗透率为 0.45×10-3μm2，属于低孔、特低渗油藏。根据三维地震构造及断裂解释成果，结合实钻井裂缝钻遇情况，红河油田长8油藏局部裂缝发育。裂缝的存在，一方面对油藏渗透率起主要控制作用[6]，对储层压裂改造、剩余油分布具有不同程度的控制作用[7]，可以增大连通裂缝系统井的单井产能[8]；另一方面，由于裂缝发育的不均匀性，增强了储层非均质性，导致单井产能差异大。红河油田长8油藏开发初期采用直井开发，裂缝钻遇率低，未能获得产能突破，2010年底开始探索水平井开发，水平井开发提高了裂缝钻遇率，压裂投产后，产能获得突破。目前水平井弹性能量开发已成为红河油田长8油藏的主要开发方式。但由于红河油田长8油藏裂缝发育造成的非均质性，导致单井产能差异大，同时由于特低渗透油藏本身的渗流特性，使其递减规律不同于普通中、高渗油藏[9]。目前此类裂缝发育的特低渗透油藏开发期内的总体递减规律尚不明确。本文利用已有正常生产井的递减规律，绘制递减趋势图版，并利用该图版，判断长8油藏单井生产趋势是否正常，为水平井措施治理选井提供判断依据。

1 产量分级

由于红河油田长8属于低孔、特低渗油藏，局部裂缝发育，虽然水平井提高了裂缝钻遇率，但总体而言无自然产能或自然产能低、产量下降快，同时由于长8油藏没有明显的边底水，目前主要采用水平井分段压裂技术完井。压裂投产井，投产初期产量、含水率均受压裂液影响，一般投产3个月后，压裂液基本返排完毕。因此，递减规律分析以长8油藏未受压窜影响，且工作制度无明显变动的水平井为基础，将其按投产第3个月的稳定单井日产量分段分类，分为大于15 t，5 t～15 t，小于5 t三类。统计三类井钻井过程中裂隙点钻遇情况，大于15 t井平均钻遇5.25个，5 t～15 t井平均钻遇3.07个，小于5 t井平均钻遇1.44个，即大于15 t井裂隙相对发育，小于5 t井裂缝相对不发育，裂缝发育情况影响水平井初期产能。

2 递减规律

对每类井进行归一化拟合，求取已有正常井的递减规律（见表1），并绘制递减趋势图版（见图1）。不同产量递减规律表明，单井产量越高初期递减越快，而后随产量降低，递减差距逐步缩小。分析认为初期产能、递减差异主要受裂缝产状影响，随生产延续，生产井由裂缝供油逐步向基质供油转变，后期产量及递减受基质供油能力影响。

3 递减规律应用

HH37P15井2012年1月2日压裂投产，投产第3个月月产油237 t，实际初产接近“5 t～15 t拟合线”。投产后第4个月开始，该井产量迅速下降，明显偏离“5 t～15 t拟合线”（见图2），2012年10月（投产第10个月）停抽修井恢复生产后，含水率100%，只产水，不产油，2013年2月停抽。通过与拟合图版对比分析，该井递减明显不符合递减趋势，具有措施治理潜力。2013年6月对该井进行解水锁、复合解堵作业，措施后产油最高恢复至8.5 t/d，2013年6月产油156 t。截至目前该井除2014年5月（投产第28个月）受井下故障影响月产油低于5 t～15 t拟合线外，生产曲线基本围绕“5 t～15 t拟合线”运行。

表1 红河油田长8油藏不同产量递减规律统计表

图1 红河油田长8油藏不同产量递减趋势图

图2 HH37P15、HH36P18井递减趋势图

HH36P18井2013年9月1日压裂投产，投产第3个月月产油58 t，实际初产符合“小于5 t拟合线”。2014年1月（投产第5个月），该井月产油低于“小于5 t拟合线”（见图2），2014年2月至3月，受工农关系影响停抽52 d，关停期间近井地带地层压力恢复，动液面由关停前1 700 m恢复至1 408 m，2014年4月恢复生产，4月月产油高于“小于5 t拟合线”，2014年5月（投产第10个月）产量再次低于“小于5 t拟合线”，2014年7月对该井进行解堵作业，作业后该井生产曲线沿“小于5 t拟合线”运行。

HH37P15井、HH36P18井实例说明，通过单井生产曲线与长8油藏不同产量递减趋势图版对比，判断生产井递减趋势是否正常是可行的，且该方法简单易行，可以为红河油田长8油藏水平井措施治理选井提供依据，提升措施有效率，降低措施成本。