黄3长6产建新区提高单井产能研究

陈 华，王博涛，阎 娜，阮金凤，张志鹏，刘宇羲

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

鄂尔多斯盆地主要油气产层为中生界三叠系延长组。延长组长6 油藏以岩性油藏为主，孔隙结构复杂，物性差，天然能量匮乏，单井产量低，油藏总体表现为“低渗、低压、低产”的“三低”特征[1]。姬塬油田黄3 长6油藏从2007 年开始勘探评价，2010 年至今规模开发。黄3 长6 油藏多层系开发、储层非均质性强、水驱矛盾突出，自然递减大，单井产能低，整体开发效果不理想。

1 油藏概况

姬塬油田黄3 长6 油藏位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，构造简单，总体呈东高西低的单斜，平均坡度小于1°。研究区长6 主要发育三角洲前缘亚相沉积，沉积微相以水下分流河道和分流间湾为主。砂体展布受沉积相控制，顺物源方向，分流河道连续性较好，砂体延伸较远；垂直物源方向，分流河道连通性差，砂体呈透镜状。沉积过程中伴随频繁的河道迁移、改道，导致河道砂体隔夹层极其发育且砂体厚度差异较大。物源方向为西北方向，砂体主要自北西向南东呈条带状展布，河道中部及河道交汇处砂体叠加沉积厚砂带，为主要建产目标区。研究区油藏主要受岩性影响，弹性弱水压驱动为主。

2 储层特征

研究认为，黄3 长6 储层的岩性主要为长石砂岩，其次为岩屑长石砂岩。砂体致密，以粉砂岩为主，部分为细粉砂岩。储层填隙物主要由碳酸盐类、高岭石、绿泥石、伊利石、硅质及其他组成。孔隙类型主要包括原生的粒间残余孔以及次生的粒内溶蚀孔、粒间溶蚀孔等三种类型，其中粒内溶蚀孔主要是长石粒内溶蚀形成。储层喉道主要包括孔隙缩小型喉道（孔缩型）、薄纸片型喉道（片状型）和毛细管型喉道（毛管型）三类。该区长6 储层孔隙度与渗透率的降低主要是由机械压实作用、其次为胶结作用等成岩作用造成的，后期溶蚀作用形成的次生溶蚀孔发育及其导致的孔隙之间的连通明显改善了储层的物性。通过岩心分析，该区长6 油藏平均孔隙度10.08 %、渗透率0.45 mD，属于低孔超低渗油藏。

3 提高单井产能技术思路及方法

研究认为，黄3 长6 储层的岩性主要为长石砂岩，其次单井产能受多方面因素共同影响。其中油层产能本身是根本，单井产能的高低取决于油层产油能力的好坏。超低渗透油藏具有储层物性差、生产能力差、注水开发所需驱动压力梯度较大等特点，根据矿场实际经验，注水开发可有效提高单井产能，合理部署注采井网是开发好油田的关键技术。对于超低渗透油藏，采用超前注水，可以建立有效的压力驱替系统，提高油相相对渗透率，并避免因压力下降造成的原油性质变差，从而提高单井产量。三叠系延长组油藏连片性好，但储层物性差，油井无自然产能，必须通过压裂改造才能获得有效开发，通过多年的研究与实践，形成了多项具有长庆特色的储层改造技术系列，合理选择储层压裂改造技术是提高单井产能的主要技术手段。

3.1 优选优质油层部署井位是提高单井产能的根本

一般情况下，储层的岩性、物性、含油性越好，单井产能越高。单井产能的高低主要取决于油层的自身性质。在产能建设过程中，如果储层先天条件不足，后期无论如何注水和各种压裂改造措施，都不能从根本上解决提高单井产能的问题，因此要提高单井产能，首先要优选储层好的油气富集区带进行井网部署，从源头上提高单井产能。在本次研究中，结合探井、评价井以及骨架井的实施情况，优选储层物性好、含油性好、单井产量高的区块部署井位。从实施效果来看，储层测井电阻率与声波时差高的区域单井产能高（见图1）。

图1 产建新区长6 层电阻率与声波时差交汇图

3.2 合理井网部署是提高单井产能的关键技术

对于低渗透油藏，既要考虑单井控制储量及整个油田开发的经济合理性，井网不能太密；又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大；另外还要最大限度地延缓方向性的水窜以及水淹时间。合理的井排距有助于建立合理的注采压差，取得较好的注水效果[1]。因此合理部署井网是提高单井产能的关键技术。在黄3 长6 开发实践中，针对油藏地质及开发特征，不断优化井网形式，有效地提高了单井产能。之前的开发采用了两种井网形式：水平井五点法井网，井排距500 m×150 m；定向井菱形反九点井网，井排距480 m×150 m。随着开发的不断深入和扩大，油藏的物性进一步变差、油水关系更加复杂，为进一步提高单井产能，需探索更加适合该油藏的井网形式。

因此，2018 年产建工作中，在黄3 长6 油藏优选了黄427、黄434 两个区块进行新井网试验。在黄427区块采用菱形反九点大斜度井网（见图2），井排距400 m×120 m，目前该区单井产能大幅度提高，取得了较好的开发效果。在黄434 区块由之前的菱形反九点480 m×150 m 常规井网调整井排距为450 m×100 m 的小井排距井网。与邻区常规井网对比，小井排距井网开发初期单井产能高、递减小。

图2 大斜度井网示意图

3.3 超前注水补充地层能量是提高单井产能的基础

根据超前注水理论及要求，结合黄3 长6 油藏特征，在产建过程中，必须充分做好超前注水工作，进一步提高地层能量保持水平，提高油井单井产能。通过对黄434 小井距试验区实施超前注水工作的开展，在区块内选取物性相似的邻近井组进行对比，超前注水井组初期产能高、递减小（见图3、图4），超前注水有效提高了单井产能。

3.4 优化措施改造方案是提高单井产能的主要技术手段

近年来压裂技术的不断进步，为油田产量快速增长提供了强有力的技术支撑，长庆油田的压裂技术作为低渗透油气藏开发的关键技术之一，与“超前注水、井网优化”构成低渗透油藏开发的“三大核心技术”，是提高单井产能的主要技术手段[2]。

黄3 长6 油藏连片性好，但物性差，经过多年的实践开发已经积累了较多经验，结合油藏特征和长庆特色的压裂技术，在黄434 试验区采用了三种压裂改造方式：定点多级压裂、前置酸加砂压裂和水力压裂，据目前生产情况来看定点多级压裂单井产能最高。在黄427 大斜度区采用定点多级压裂也取得较好效果。

4 结论与认识

（1）优选油气富集区，优化井位部署是提高单井产能的根本。

（2）合理部署注采井网是提高单井产能的关键。

图3 超前注水井组拉齐曲线

图4 同步注水井组拉齐曲线

（3）长6 油藏实施超前注水政策，可有效提高地层能量保持水平，是提高单井产能的基础。

（4）优化措施改造方案可进一步释放油层潜力，压裂技术是提高单井产能的主要技术手段。

（5）黄427 大斜度区的开发经验可为同类油藏开发提供借鉴。