长8储层低渗透油藏压裂水平井生产动态分析

2019-02-26王丽霞

石油知识 2019年1期

王丽霞

（华北油田公司第三采油厂地质研究所河北河间 062450）

关键字：低渗透油藏；水平井；应力敏感性；驱动方式；生产动态

1 研究区概况

油田构造位置处于鄂尔多斯盆地西南部西缘天环向斜南段，主要有6套含油层系，主要含油层系为上三叠统延长组长8段，构造整体表现为平缓的西倾单斜。研究区面积约2515.6 km2，目前已探明石油地质储量为1771.14万吨。长8油层组沉积相类型为辫状河三角洲，沉积亚相包括前三角洲和三角洲前缘，沉积微相包括分流河道、水下分流河道、分流间湾以及水下分流间湾等，以水下分流间湾和水下分流河道为主。储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，岩屑砂岩少量。长8段储层为典型的低孔低渗储层，实测储层孔隙度主要分布范围为7%～13%，平均10.8%；渗透率分布于0.16～0.68×10-3μm2，平均0.40×10-3μm2。自开发以来，该油田经历了直井开发阶段、水平井先导试验阶段以及水平井开发阶段，目前正处于水平井开发阶段。

2 储层渗流规律研究

2.1 油水两相渗流特征

油藏储层为三相（油、气、水）饱和，束缚流体主要存在于壁面附近和微小孔隙中，在毛管力作用下，一般难以流动，渗流阻力增大；自由流体流动性较好，主要处于较大孔隙中。可动流体饱和度由束缚流体饱和度决定，对储层渗流能力有直接影响。相比孔隙度和渗透率，可动流体饱和度更适合作为储层物性评价的参数。从实验结果可知，研究区长8储层束缚水饱和度和等渗点含水饱和度均较高，具有较窄的两相共渗区，较低的驱油效率。

2.2 启动压力梯度

低渗透油藏中，渗流规律一般为低速非达西渗流，不符合达西定律。因此，存在启动压力梯度。流体要在储层介质中流动，必须要克服岩石表面水化膜的阻力和固液两相界面作用力。研究区长8储层的拟启动压力梯度、最小启动压力梯度和渗透率相关性较好，拟启动压力梯度、最小启动压力梯度随着渗透率升高而降低，表现为负相关关系，渗透率平均为0.4×10-3μm2，对应的拟启动压力梯度、启动压力梯度分别为0.189MPa/m和0.071 MPa/m。

2.3 储层应力敏感性

由于低渗透油藏中启动压力梯度的存在，储层应力敏感性更强，应力变化对储层渗透率的影响很大。增大所受应力，孔隙喉道变小，部分甚至丧失渗流能力，增大了启动压力梯度。

2.4 天然裂缝

低渗透油藏普遍发育天然裂缝，天然裂缝可以提高储层渗流能力和产能，也会使得油田油水关系变得复杂。一般投产初期，油井含水率升高多与微裂缝相关。

研究区长8储层裂缝主要发育在断裂带附近，裂缝主要受断层控制，裂缝产状以NEE向高角度缝为主，裂缝密度低，约为0.03～2.6条/m，但开启程度好，宽度为0.1～1.0 mm，长度一般为10～30cm，天然裂缝对油气富集和开发有重要作用。

3 压裂水平井生产动态分析

3.1 产量递减规律研究

根据研究区长8油层12井区的产量递减情况，最终选择双曲递减规律对生产井进行产能递减描述。若井底压力不变，无论油藏是否有边界，将产量-时间关系放在双对数坐标中，均符合Arps递减方程。若将双曲、调和指数递减曲线绘制到同一图版，当进入递减阶段不久，tD＜0.3以前，产量递减方式均符合指数递减，与递减指数取何值无关；而tD＞0.3之后，各种递减方式才会表现出不同特征。显然，tD＜0.3时，均可将产能递减视为指数递减。研究表明，在定产量条件下，产量递减规律符合调和递减。然而，进入后期开发的油气田，多不符合定压生产和定产量生产，因此，递减规律表现出多样性。同时，产量递减规律往往均随着生产条件而发生变化。A1和A2井是研究区递减规律代表性较强的井，产能递减规律采用双曲递减规律进行描述，递减指数为0.80和0.58。从产能递减曲线可知，A1井产能递减速度慢，A2井速度快。

3.2 含水变化规律研究

研究区大部分井含水变化规律水驱曲线均可使用甲型或乙型描述，丙型、丁型曲线在研究区不适用。产水率较低的早期段，采用甲型曲线更合适，含水率较高的井，采用乙型曲线。根据研究区部分井含水变化规律曲线可知（图1、图2）：甲型、乙型曲线相关系数均较高，表明研究区使用甲型、乙型水驱曲线非常合适。

3.3 生产动态分析

3.3.1 确定单井口动液面

图1 A3井含水变化规律曲线

图2 A4井含水变化规律曲线

根据收集的生产数据可知，单井井口压力为常压，动液面资料仅包括有限生产时间的，在稳定生产条件下，动液面深度主要和单井含水率和产量相关。本文主要使用多元回归法和插值法进行动液面确定，且两种方法适用性较好。插值法主要运用于预测产量分布性较好和实测液面数据点较多的情况，反之，则使用多元回归方法。步骤如下：

（1）筛选代表性较好的含水率、产油量、液面等数据点。

（2）数据较多、分布较广时使用插值法确定动液面。

（3）数据较少、分布范围较小时，采用多元回归法确定动液面，即首先将动液面于含水率和产液量开展二元回归，确定单井回归方程，再计算相关参数。

鉴于研究区单井基本无套压，二元线性回归基本能满足计算精度，具体回归方程如下：

式中， DL一动液面深度；QL一日产液量，t/d；fW一含水率；a0、a1、a2一回归系数。

3.3.2 计算井底流压计算

研究区单井气油比较低，井口压力接近大气压力或为常压，且现代分析方法对井底流压精度要求不高，因而可使用三段法对井底压力进行近似计算。三段法指的是抽油井环空自井口到油层这段细分成三段：按纯气柱计算井口到动液面位置；按照混气油柱计算动液面到泵入口深度位置；按照油气水混合段计算泵入口到油层中部段位置。利用三段法精确计算井底压力，气柱段要考虑深度变化对气体密度的影响，混合段需要校正含气密度，井底压力计算公式如下：

由于研究区油井在常压下不产气，因此可以忽略气柱段压力，可对上式进行简化；按照纯油段计算动液面到泵入口段，不做含气校正，地层原油密度和地面脱气原油密度的算术平均值作为原油平均密度；按油水两相处理泵入口到油层中部段，不考虑含气对密度的影响，按照含水率加权处理油水混合段的平均密度。井底压力计算公式简化如下：

式中，Pwf是井底流压，Mpa；Pwh是井口油压，Mpa；是井筒原油平均密度，g/cm3；是地层水密度，g/cm3；Doc是动液面深度，m；Dpu是泵吸入口深度，m；Df是油层中部深度，m；fw是当天平均含水率，0～1。

3.3.3 单井生产动态分析

根据12井区生产数据，利用RTA软件，初值使用Blasingame法的分析结果，由于生产过程部分井不稳定，数据有间断，拟合数据选用水平井模型分段拟合。分析可知，研究区长8储层渗透性非均质性强烈，物性较差，导致单井产能差异性明显。垂向、径向渗透率的差异性可能与微裂缝相关，储层渗透率的差异直接导致最终采收率和单井控制储量的差异。

3.4 驱动方式研究

驱动类型的影响因素主要有地质和开发因素，驱动方式主要指标包括驱动指数DI、平均地层压降Dpr以及无因次弹性产量比Npr。这三个指标确定驱动类型是以物质平衡原理为基础，然而在不同开发时期，低渗透油藏的地层压力很难确定。因此，利用计算指标确定研究区长8储层的驱动方式不具备条件。在开发过程中，根据油藏开发指标的变化规律可对驱动方式进行定性研究。

研究区长8储层为未饱和油藏，驱动方式可考虑三种，包括水驱、弹性驱以及复合驱。区内边、底水未探明，初始含水饱和度达45%，开发后油井出水很快。典型开发曲线于弹性开采不符合，因而确定部分区域存在底水，但特低渗透油藏导致油水界面明显。同时研究区不同时期地层静压资料缺少，工作制度变化快，采用常规开采曲线很难确定开发方式。为克服以上困难，本次采用重整流量或压力曲线特征来确定驱动方式。

针对未饱和的弹性封闭油藏，压力传至油藏边界则进入拟稳定流动。若油藏有边水或底水的存在，开发后期油藏则非拟稳定流动，曲线斜率会变小，从而可对油藏是否水侵进行判断，并能对油藏驱动方式进行确定。根据Blasingame图版，其右边曲线簇最上边为稳定流，为刚性水驱驱动方式，最下边为拟稳态流动，为弹性封闭驱动方式。两条曲线之间则为弹性水驱过渡到刚性水驱。统计研究区单井水驱特征，符合弹性水驱方式。当然，驱动方式根据油藏不同位置、不同阶段会变化，目前研究区主要为弱的弹性水驱方式，与实际开发过程相符合。