红河油田致密油藏产量递减规律——以红河92井区长8油藏为例

张凤东， 黄学斌， 苏映宏， 邱 韵， 郑振恒

(中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院， 北京 100083)

致密油藏储量难动用且产量递减快，能否实现效益开发是制约该类油藏有效动用的核心问题。该类油藏孔喉细小、渗流阻力大、渗透率低，且地层压力普遍较低[1]，因而开发难度较大，通常需要进行压裂改造才能生产。压后初期产量一般较高，但受应力敏感性等非达西因素的影响，产量递减很快。一些学者对低渗油藏开发相关特征进行了探讨。依据压裂水平井不稳态渗流理论、低渗透油藏产量递减方程及室内试验等，文献[2-5]研究了启动压力梯度和应力敏感性等对低渗砂岩油藏产能影响的时机和规律。王建民等[6]将鄂尔多斯特低渗透油藏划分为4个开发阶段，分析了各阶段主要驱动能量及产量递减特征。为提高超低渗油藏采收率，张本艳等[7]依据室内实验，研究了通过注CO2补充地层能量的方式改善红河超低渗油藏开发效果的可行性。

开发实践表明，低渗油藏产能受油藏地质因素和压裂工程等多种因素的影响，胡艾国等[8]将红河油田投产油藏类型分为3类，得出储层含油性、储能系数、水平段长度等与产量的正相关性。对低渗、致密油藏的开发特征、开发技术和递减规律，文献[9-13]进行了较为系统的论述。针对鄂尔多斯盆地致密油藏开发，文献[14-18]探讨了资源潜力、分布规律并进行了甜点预测。对比中外致密油开发现状，文献[19-20]从成藏条件、分布特征和开发技术等方面进行了对比，指出中国陆相沉积地质条件更为复杂，开发难度更大。

已有研究深化了对低渗油藏开发的认识，但对整体未动用的致密油藏开发，对其产量递减规律的研究目前少见报道。研究致密油藏产量递减规律，有助于估算油田最终可采储量、合理编制开发方案以及进行项目经济评价。而且，认识致密油藏生产特征及产量递减规律，对预测产量变化、采取有效技术提升单井可采储量，进而促进探明储量的有效动用都具有重要意义。

现以红河油田92井区实际生产资料为依据，通过对长8整体未动用致密油藏试采井的生产动态分析，探讨致密油藏在不同生产阶段产量递减规律，建立了该井区产量递减模型，利用模型对未来生产指标进行预测，并提出针对性的开发策略，以提升井区采出程度和储量动用率，进而提高油藏采收率和整体开发效益。

1 油田概况

红河92井区地处甘肃省，位于鄂尔多斯盆地西南部、红河油田北部(图1)，构造上位于西缘天环坳陷南段，为三角洲前缘水下分流河道沉积岩性圈闭油藏，储层以细砂岩为主，主要目的层段为延长组长81亚油层组，砂体平面呈北东向条带状展布，油藏类型为弹性+弱溶解气驱岩性油藏，开发方式目前主要为天然能量开发。该区面积32 km2，探明储量1 320万t。但因开发效益差，目前井区整体为探明未开发储量。

该井区油层平均埋深2 366 m，孔隙类型以粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔(图2)；孔隙结构以小孔-微细喉组合为主，孔隙度12.6%，属致密油藏，孔隙度直方图如图3所示。长81亚油层组渗透率为0.41 mD，原油密度0.856 g/cm3，地层原油黏度8.17 mPa·s，气油比介于31～40 m3/m3。原始地层压力21.3 MPa，饱和压力4.9～6.6 MPa，地层压力系数约为1。为低饱和压力、低气油比、地饱压差大的轻质常规原油。渗透率低、地层能量不足、产量递减快是制约该区储量有效动用的主要因素。

图2 红河92井区孔隙类型

图3 红河92井区长81油藏孔隙度直方图

2 致密油藏生产动态分析

截至2019年底，红河油田92井区已钻8口直井、12口水平井。直井试油平均产量为0.18 t/d，水平井为8.41 t/d。自2014年起相继投产水平井10口，初期产量介于70～120 t/月。选择生产时间相对较长且关停时间短、能够连续生产的油井，分析其投产以来的生产动态(图4)。从图4可以看出，投产后各井产量普遍递减较快。

图4 致密油藏单井生产动态

2.1 天然能量驱产量递减快

利用天然能量开发，致密油藏弹性驱能量不足，井产量递减较快、累产低，采出程度低。从统计的8口连续生产井归一化曲线来看，生产半年后平均单井产量下降56%，一年后年递减达68.5%(图5)。

图5 平均单井产量变化

2.2 停产井产能恢复较好

受致密油藏天然能量开发产量低、递减快及低油价的影响，2016—2017年生产井全面停产，2018年初部分井恢复生产。考察各井的复产状况，如红河92A5井停产26个月后恢复生产，复产前、后归一化产量对比如图6所示。从图6可以看出，复产后油井产量明显增加，从停产前的44 t/月上升到158 t/月，产能恢复较好。但持续时间短、产量递减快，在生产6个月后基本恢复到停产前水平。由于复产后部分生产井时有关停，致使生产连续性差，该类井产量的递减变化规律有待进一步认识。

图6 红河92A5井复产前后产量对比

2.3 温和注水减缓递减

通过在92井区长8油藏开展注水先导及直井调剖试验，采用弱凝胶预交联调剖后注水，以及温和注水+周期注水的先导试验，实际效果初步显现，产量递减有所减缓。结合鄂南油田其他已动用储量注水补充能量开发，如水平井弹性驱+直井边外注水、直井超前注水和早期注水，表明对渗透率小于1 mD的长8油藏，温和注水能够减缓产量递减率，月递减率下降约11个百分点(图7)。

图7 注水与不注水产量归一化生产曲线

3 产量递减规律

3.1 生产井初期递减模型

认识致密油藏产量递减规律是该类储层有效动用的重要前提。根据红河油田92井区已投产井的实际生产数据，选取典型生产井的月产油量和累计产量进行分析。首先依据线性关系判断该区生产井的递减类型，将10口井归一化产量和对应的生产时间(表1)，表现在半对数坐标系中，采用图解法考察是否存在线性关系，进而确定产量递减类型。从图8可以看出，井区正常生产井月产油与时间半对数关系近似成一直线，符合Arps典型递减曲线的判断标准，表明产量下降为指数递减类型。在直角坐标系中，典型单井产油和累产量也呈近似线性关系(图9)，指数递减特征明显。

表1 井区生产初期月度产量

图8 井区投产井月产油与时间半对数关系

图9 典型井月产油-累产油关系

从实际生产状况来看，油井投产后既开始快速递减，进入较快的指数递减模式，导致产量迅速下降。计算可知，典型单井平均月递减率为8.2%，年递减率为61.7%；井区生产井平均月递减率为8.6%，年递减率为67%。

确定了油井的递减类型，进而根据正常生产井的实际生产数据拟合得出该井区生产初期的指数递减模型为

q=7 899e-0.091t

(1)

式(1)中：q为井区目前正常生产井的年产油量，t；t为生产时间，年。

3.2 复产井递减模型

生产井关井后复产，选取复产后典型井的生产数据进行分析，绘制直角坐标下产量递减率的变化关系(图10)。从递减率变化可以看出，递减率a倒数与时间大致呈直线变化，表明该阶段产量递减已表现为新的形式，递减规律表现出双曲递减特征。计算可知，此时的双曲递减平均月递减率为11.9%，年递减率为76%。图11为单井复产产量随时间的变化关系，随生产时间的延长，递减趋势明显缓和。

a为递减率，纵坐标为递减率的倒数

图11 复产后单井产量变化

根据复产后的实际生产数据，选取生产时间相对较长、生产相对稳定、并排除开关井及生产时效影响，确定其递减类型后，建立复产后单井双曲递减模型为

(2)

运用生产井初期及复产井产量递减模型，即可对现有生产井未来的开发指标进行预测。以红河92井区典型井为例，天然能量开发第1年递减率63.1%，第2年递减率53.92%，第3年递减率34.5%，第4年递减率26.1%；预计20年单井累产为3 358 t(图12)。

图12 单井指标预测曲线

从生产井的实际生产动态来看，致密油藏的地质特征决定了生产井投产后递减较快。生产初期弹性驱加上部分溶解气驱，表现为较高的单井产能；但随着地层压力的下降，溶解气大量逸出，气油比不断下降，气驱能量越来越弱，产量快速递减(表现第一阶段的指数递减)；该阶段弹性能量驱和弱溶解气驱是开采的主要驱动方式。停产后随能量的恢复，初期表现为较高产量，但随着能量的快速释放，地层又得不到有效的能量补充，生产进入以弹性驱为主的递减阶段(双曲递减)。但到生产后期，产量一般表现为指数递减，应以实际产量的变化重新确立相符合的递减模型。

3.3 有效动用策略建议

3.3.1 温和注水提高波及体积和洗油效率

室内实验结果表明，红河92井区长8储层岩石为亲水润湿，长8油藏相渗曲线束缚水饱和度50.4%，共渗点饱和度57.8%(图13)。已有研究表明，喉道>1 μm可实现水驱。红河长8渗透率>0.35 mD时开始出现1 μm的喉道。实验结果显示，油藏含水98%时，驱油效率可达到40%～60%，驱油效果较好；五敏实验均表现为弱或中偏弱，而探井取心和水平井实钻研究结果也显示储层裂缝相对不发育，适合注水开发。

Kro、Krw、Sw分别为油相相对渗透率、水相相对渗透率、含水饱和度

和天然能量开发相比，注水开发的递减率明显减小，前5年递减率平均减小约10个百分点。随着开发时间的延长，两种开发方式的递减率都越来越小，开发后期趋于一致(图14)。通过温和注水提高波及系数，并通过均衡注采、化学驱等方式增强洗油效率，以提高单井的采出程度和井区采收率。

图14 天然能量开发与注水开发递减率对比

因此，红河92井区开发需要继续开展注水补充能量先导试验，优化注采参数，加强地层压力、吸水状况及产能评价监测，提高注采效果，形成合理的注采政策，为未复产井及全井区未开发储量的有效动用提供支撑。

3.3.2 进行室内实验和矿场试验

一是加强室内实验，弄清该井区致密储层渗流、水驱等微观特征；二是进行数值模拟研究，结合室内实验矿场长8油藏试验参数，对不同条件下的开发效果进行模拟，如通过模拟水平段长和压裂参数，增加单井控制面积和泄油体积，以确定能达到较好开发效果的工程参数，为开发政策的制定提供技术支撑；三是进行水平井注水吞吐采油、水平井体积压裂改造、超临界CO2复合压裂等矿场试验，如尝试通过反复多周期水平井注水吞吐等试验，克服油井生产过程中地层能量不足的制约，提高原油采出程度；四是优选甜点，从录井、气测显示，孔渗物性、电阻率、可动流体饱和度及储层展布等方面，对致密油富集区进行甜点优选。

3.3.3 加强致密油藏开发针对性技术储备

结合矿场试验，针对该区进行如优化布井和钻井轨迹设计、水平段长及分段压裂工艺优化、“井工厂”作业模式、化学驱降压增注以及“压-采”一体化开发等技术研究和攻关，降低开发成本、提高储量动用程度，为致密油藏有效动用和实现效益开发探索有效途径。

4 结论

(1)红河92井区长8致密油藏储层物性差，地层能量不足，天然能量驱产量递减快，采出程度低。停产井产能恢复较好，但持续时间短。通过实施先导温和注水补充地层能量，产量递减表现出减缓的趋势。

(2)认识油井生产的递减规律，是对单井可采储量及未来生产趋势进行合理评价和预测的前提。从目前投产井的生产状况来看，产量递减规律主要表现为生产初期的指数递减及其后的双曲递减。指数-双曲递减的产量递减转变模式，较好地反映了该区已生产井目前的产量递减规律。

(3)降低综合成本、提高开发效益是实现致密油藏有效动用的根本途径。为促进储量的有效开发，需加强室内实验和矿场试验针对性研究，如采用“井工厂”作业模式、“压-采”一体化等有效技术降本增效，以提高致密油藏的开发效益，实现探明未开发储量的有效动用。