致密油藏水平井有效开发技术研究及应用

2020-07-04岳文成沈焕文陈弓启

石油化工应用 2020年6期

岳文成，张鹏，沈焕文，刘安，王鹏，蔡涛，陈弓启，杨敏

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

吴C 区长7 油藏位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡西南部,长7 油层组为鄂尔多斯三叠纪湖盆发育鼎盛期的沉积物，主要沉积相类型为三角洲相和湖泊相沉积，以三角洲前缘亚相水下分流河道微相为主，受沉积初期古地貌及沉积成岩差异压实作用影响，发育近东西向不规则鼻状隆起[1]。油藏储层物性差、非均质性强、天然裂缝发育，属于典型的“ 三低”油藏，油藏埋深2 100 m，有效厚度10.4 m，平均渗透率0.18 mD，平均孔隙度9.4 %，为典型的难动用储层。储层孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，面孔率低（见表1）。

该区块2013 年开始水平井开发试验，试验初期井网采用“ 七点法”，水平井水平段走向与主应力方位垂直，长度：700 m～1 050 m，平均950 m，水平井间距：450 m～700 m，水平井改造方式采用水力喷砂环空加砂分段多簇压裂，开始每段2 簇，每井7～13 段，发展到每段3～4 簇，每井5～8 段；由于天然裂缝发育，人工裂缝与天然裂缝沟通造成注水开发后水平井含水不断上升，后期开发井网调整为准天然能量开发，局部采用“ 五点法”井网，压裂改造方式发展为水平井泵送速钻桥塞体积压裂，每段3～4 簇，每井7～11 段。

目前该区块水平井开井44 口，单井产量2.2 t/d，综合含水47.6 %，定向井开井11 口，单井产能0.5 t/d，综合含水13.9 %，采油速度0.25 %，采出程度1.25 %，注水井开井6 口，单井日注15 m3，注水方式均为周期注水，整体开发水平较低。

1 吴C 区开发难点

1.1 天然裂缝发育，井间干扰大，初期递减大

从野外露头、岩心剖面、侧向测井资料、铸体薄片等宏观及微观资料表明长7 致密油储层高角度天然裂缝较为发育，油藏裂缝走向以北东-南西向为主，主要优势方位为70°～85°与105°方向。

表1 吴C 区长7 油藏储层物性统计表

由于天然裂缝发育，水平井压裂过程中[2，3]，人造裂缝与天然裂缝沟通，压裂液沿裂缝突进，造成邻近采油井含水上升速度快，且产能难恢复或恢复期较长。

1.2 井网适配性差，注水开发风险大，驱替系统难以建立

由于天然裂缝发育、后期改造强度大，注入水沿裂缝高渗带窜入油井，油井见水后生产动态为液量、液面及含水大幅度上升，日产油下降；对应注水井停注验证后含水下降迅速。

2 提高开发水平主要做法

2.1 开展长短周期注水试验

周期注水机理：周期注水也称间隙注水或不稳定注水，是周期性的改变注水量和注水压力，在油层中形成不稳定压力状态，引起不同渗透层间或裂缝间流体相互交换，有效解决非常规注水对高含水期开发的需求，从而提高水驱油采收率。

周期注水驱油过程：当注水量增加，高渗层升压快，在压差的作用下，部分流体由高渗层流入低渗层段；当注水井停注，高渗层降压快，在反向压差的作用下，部分流体从低渗层流回高渗层被采出[4]。

2.1.1 注水周期的确定

式中：T-周期，d；L-注水井到生产井的平均距离，m；C-综合压缩系数；K-渗透率，mD；φ-孔隙度，%；μ-黏度，mPa·s。

周期延续时间反映了注水量的波动频率。若以某一交渗流量值作为关井时间下限，以生产井某一含水率值作为关井时间上限，在中高含水期开展的周期注水，其合理周期延续时间应该是逐渐缩短的。因当高渗层含水达到一定程度后，生产井很快见水，再注水高渗层波及程度不再增加，这时高低渗层的交渗流动面积达到最大值，之后这一面积将随着低渗层注水波及程度的增加而减小，结合公式计算，该区注水周期暂定为90 d。

2.1.2 注水量的确定

式中：B-注水量波动幅度；q1-加强注水时的注水量，m3/d；q2-控制注水时的注水量，m3/d；q-常规注水时的注水量，m3/d。

借鉴其他油田周期注水经验，最好使注水量的波动幅度值保持1，即在增大注水量的半个周期内，将注水量增大一倍，降低注水量半个周期内停注。根据目前该区平均日注20 m3，代入公式得出，q1为40 m3，考虑实际生产情况，要求q1为30 m3，q2为0 m3。

2.1.3 试验过程及试验效果在前期试注过程当中，仍表现出油井动态响应剧烈的情况，注水井注水30 m3，开注3 d 后，油井含水上升至100 %，后停注，4 d～5 d后含水下降，在经过1 个月左右的从注7 停7，注5 停5，注3 停3 等方式摸索，后对动态响应剧烈的北部区域定为注3 停3 的注水方式，对注水动态响应不太剧烈的部位定为注1 月停半月的注水方式（见图1）。

2.2 开展长短周期吞吐试验

注水吞吐试验是在同一口井进行注水、采油的开发方式，它利用油层的亲水性，在毛管力吸水排油的作用下，注入水进入并驻留在低渗孔道，将原油排到高渗区。裂缝越发育，油水接触面积越大，越有利于基质与裂缝间流体的置换渗吸，渗吸采收率越高，注水吞吐效果越好。

2.2.1 长周期吞吐试验

选井原则：（1）油层稳定、含油性好；（2）压裂改造效果好，初期单井产量高；（3）目前动液面低、液量低，液量出现大幅递减，表现出明显的能量不足的特征；（4）试验井尽量连片；（5）钻井、试油工程质量好，钻井过程中未出现溢流、井漏等现象。

图1 吴C 区长7 油藏周期注水参数设计图

2.2.1.1 累计注水量的确定根据前期研究结果，随着累计注水量的增加，压力保持水平增加，试验井阶段累计产油量先增加后减小，认为当注水期末压力保持水平为100 %时，累计产油量最高，开发效果最好。因此，设计注水期末合理压力保持水平为100 %。前期试验结果表明邻井见效或者见水比例高，考虑邻井液量较低，也需要补充能量。设计吴平462-11、吴平463-10井注水波及面积为单井控制面积的1.2 倍，对应单井累计注水量为4 620 m3和5 490 m3。

2.2.1.2 单井日注的确定前期注水吞吐试验显示，为避免注入水扩大天然裂缝，结合安平19 和安平21井注水动态特征，单段日注水量应为10 m3～20 m3。设计吴平462-11、吴平463-10 井单段日注水量10 m3，单井日注水量为80 m3，分别注水58 d 和69 d。

由于体积压裂形成的缝网较复杂，注水过程中注入水易突破至邻井，使得波及体积增大，为保证地层压力达到设计要求，根据周围邻井见水情况适当延长注水时间，增加注水量计算如下：

增加注水量=（设计累计注水量-已注入水量）×见水井数×0.5。

2.2.1.3 焖井时间的确定长7 致密油室内长岩心试验表明，随着焖井时间的增加，注水吞吐最终采收率呈现先上升后下降的趋势，当焖井时间为120 min 时，最终采收率最高。出现此类规律是由于焖井时间过短，渗吸置换作用不完全，而焖井时间过长，压力波传播到较远的地方，导致生产压差下降，采收率降低。

根据室内试验岩心长度及现场实际井距的大小，等比例折算可得到各吞吐井的最优焖井时间：吴平462-11、吴平463-10 井最优焖井时间分别为62 d、67 d。注水过程中密切关注邻井吴平462-10、吴平462-12、吴平463-9、吴平463-11 井产量、含水、含盐、动液面变化，如见水，即刻关井，待试验井焖井20 d 后开井恢复生产。

2.2.1.4 试验过程及效果根据以上选井原则并结合本次吞吐试验内容及吴C 区水平井生产实际，优选吴平463-10、吴平462-11 井开展第一轮注水吞吐试验。

准备阶段（2016.8.3-2016.9.4）：在准备阶段，对吴平463-10 井实施冲砂洗井，并井下关井测压，测得压力6.79 MPa；

注入阶段（2016.9.4-2016.11.13）：注入阶段配注80 m3/d，累计注入天数58 d，累计注入量5 550 m3，在注入过程中，该井油套压持续上升，最高点油套压为10.2/9.8 MPa，周围油井动态基本保持平稳；

焖井阶段（2016.11.14-2017.1.13）：焖井阶段共持续58 d，在焖井过程中测得地层压力11.68 MPa，油套压持续下降，焖井阶段后期，下降至0.2/0.1 MPa，周围油井无明显动态反应；

采出阶段（2017.1.13-目前）：该井开抽初期，液量达到20 m3/d，含水100 %，并持续20 d 左右，之后含水下降，液量下降，2017 年2 月4 日见油，与该井吞吐试验之前相比，日产液量由3.06 m3上升到10.39 m3再下降到8.23 m3，含水由17.4 %上升到50.2 %再下降到34.9%，日产油量由2.15 t 上升到4.40 t 再上升到4.55 t，液面较开抽初期相比下降明显由224 m 下降到802 m再下降到1 203 m。

吴平463-10 井自2016 年8 月开始实施吞吐试验（见图2），经过准备阶段，注入阶段，焖井阶段共计186 d，损失油量401 t，开井后累计净增油478 t（递减法计算并扣除停井损失油量），在2018 年8 月底失效，有效期595 d。

2.3 开展短周期吞吐试验

针对气体影响严重，间歇性出液情况，2018 年1月以来共尝试开展了47 井次灌水试验，每次套管灌清水130 m3左右，焖井1 d 左右，灌水后功图充满程度变好，通过对比大部分油井灌水后第2 d 开始见油，第3 d 含水降至正常，液量第13 d～15 d 降至灌水前水平，单井累计恢复产能10 t～15 t。