华庆里183 油藏高效开发工艺技术研究与应用

2021-12-27令永刚杨乾隆陶思羽

石油化工应用 2021年11期

令永刚，杨乾隆，陶思羽，方燕

（1.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006；2.中国石油长庆油田分公司第十采油厂，甘肃庆阳 745100）

长庆油田为我国典型的低渗、超低渗油田，通过50 多年的发展历程，2020 年油气当量突破6 000×104t的大关，实现我国石油工业的历史性突破。华庆油田为长庆油田具有典型代表的超低渗透油藏[1-3]，通过油藏精细研究、工艺技术革新等手段，实现了超低渗油田年产油量连续8 年超100×104t 的历史，里183 油藏作为华庆油田的重要接替资源，如何高效开发，助力华庆油田原油年产量突破150×104t 大关，是目前面临的重大难题（见图1）。

图1 华庆油田历年原油产量柱状图（万吨）

1 目标区块基本情况

1.1 目标区块储层物性特征

里183 区长6 油层属三角洲前缘水下分流河道沉积，埋深2 060 m，砂体南北向展布，砂层平均厚度为18.2 m，平面上分布稳定，纵向上隔夹层发育；该区平均孔隙度为11.8%，渗透率为0.31 mD，储层具有中性-弱亲油等特征。

1.2 面临的开发技术难点

通过分析里183 区长6 油藏储层物性，目前面临三方面的开发难点：（1）油层厚度薄，储层物性差，且属于超低渗油藏，物质基础差；（2）油层内隔夹层特别发育，平均为4.3 个，造成压裂裂缝纵向上扩展延伸受限，缝控储量有限；（3）油层钻遇率低（平均65.3%），单井油层差异大，导致区块整体开发压裂改造参数、工艺技术难以定型。

2 工艺技术对策研究与优化

面对超低渗油藏油井低产的困局，深入分析里183 区长6 油藏储层地质情况，从井网、井型入手，采用地面、地下组合优化，推行小井场、大组合的布井模式，同时配套超前精细注水、连续油管压裂作业等技术，探索出一套适合超低渗油藏高效开发工艺技术体系，实现了单井产量、采油速度、油藏整体开发效果三提升。

2.1 井网井型优化

2.1.1 矩形井网针对三叠系长6 储层非均质性强、微裂缝发育，水平最大主应力方位平均N75°E～N77°E，前期采用的菱形反九点井网开发，压裂改造和后期生产时主向井易见水特征。

为规避见水风险，提升压裂改造效果，将井网优化为矩形井网[4，5]，通过数值模拟反演方法，将大斜度井井排距为400×170 m，斜井段长度100 m，大规模体积压裂改造见水井比例由12.5%下降到1.2%，油藏开发效果得到提升。

2.1.2 大斜度井型由于里183 区长6 油藏隔夹层发育，定向井所暴露的储层面积有限，无法大面积暴露储层；通过转变思路，将直定井转变为大斜度井型开发[6]，井斜由20°～30°上升到70°～80°，可实现多套油层串联，提高油层横向钻遇程度，扩大泄流面积，为后期压裂改造甜点选择创造有利条件，有效提高了储量动用程度。

2.2 精细注水技术

2.2.1 超前注水技术面对超低渗油藏水驱系统难以建立，建立后容易出现暴性水淹的问题[7，8]，通过优化注水技术政策，提出“小水量、长周期、平面均衡”注水技术理念，实现油藏温和超前注水。

里183 区三叠系长6 油藏原始地层压力为15.7 MPa，通过绘制华庆油田超前注水量与地层压力关系经验图版，保证油井投产前地层压力保持水平120%，超前注水量2 500～2 800 m3，当超前注水量达到3 000 m3时将对应单井注水量由15 m3下降到5 m3，降低注水优势通道的开启，避免油井见水风险（见图2）。

图2 华庆油田超前注水量与地层压力关系图

2.2.2 波码通讯精细分注技术目标区油藏隔夹层发育，笼统注水水驱剖面指进现象严重，为进一步提升注水效果，建立高效驱替系统，达到油藏平面和纵向均衡注水，通过采用井下智能配水器、地面控制系统和远程控制系统形成新一代的数字波码通讯分注技术[9]，该技术可实现地面与井下远距离无线双向通讯和远程网络化实时监控、实施调配的目的（见图3）。

图3 波码通讯数字式分层注水技术原理图

目前里183 区三叠系油藏注水井分注率100%，水驱剖面指进现象得到有效遏制，实现了油藏有效精细注水，该区地层压力保持水平93.1%，为该区后期持续稳产提供能量基础。

2.3 连续油管细分切割蓄能压裂技术

利用连续油管的自身优势[10]，结合TDY 底封拖动压裂工具，实现了大斜度井水力喷射分段压裂不放喷连续压裂作业，达到提高施工效率、蓄能压裂的效果，同时通过连续油管的机械定位，可实现改造甜点精准定位，达到高效改造的目的（见图4）。

图4 TDY 底封拖动压裂工具

通过2019 年先导性试验，2020 年扩大试验，2021年全面推广应用，截至目前，里183 区大斜度井型已采用连续油管细分切割精准压裂施工75 口，单井压裂施工效率提升70%以上，单井产量较常规工艺提升0.5 t/d，单井半年产量递减率4.5%，稳产效果较好；采用该工艺单井投资较常规工艺增加29.5 万元，在目前的国际油价下（80 美元/桶），预计168 d 将收回多余投资成本，整体效益凸显。

2.4 压裂工艺优化

面对隔夹层发育的现状，在物模试验增产机理研究的基础上，以多层立体开发、精准改造、复杂缝网压裂为目标，通过集成“压-驱-堵-焖”工艺，形成了大斜度井特色集成压裂技术。

2.4.1 差异化压裂改造参数设计按照体积压裂思路，结合储层物性资料，最大程度释放单井产能；通过绘制压裂参数与单井产量关系经验图版，推荐里183区长6 油藏改造参数为：改造段数4～6 段，单段加砂量45～70 m3，单段液量300～550 m3，排量4.0～6.0 m3/min，前置比20%～30%。

2.4.2 渗吸驱油+焖井蓄能目标区块长6 储层具有中性-弱亲油等特征，按照“良好浸润性和润湿改变性”的思路，研制了新型DO-1 渗吸驱油剂；通过室内实验测试，其渗吸效率可达37%（见图5）。

图5 不同压裂液渗吸效率测试

施工时将压裂前置液由滑溜水替换为驱油剂，并配套连续油管细分切割蓄能压裂工艺，采用前置驱油+焖井蓄能作业模式，通过加快储层孔隙内油水置换、渗吸补能效率，达到缩短见油周期、提升单井产量、减缓递减速率的效果，有效延长单井稳产周期。

2.4.3 缝内暂堵精细压裂为进一步提高大斜度井层内平面动用程度，通过采用“组合粒径+非线性降解暂堵剂”，迫使主缝内部多分支缝竞争起裂，建立复杂裂缝网络系统，扩大油藏改造体积[11]。现场共实施11 口，施工压力平均升高5.8 MPa，试排日产纯油52.0 m3，提升23.7%；投产7 口，初期井均日产油5.2 t，效果显著（见图6）。