低滲透復(fù)雜油藏配套建產(chǎn)技術(shù)應(yīng)用及效果評價

蘇幽雅，焦冬梅，屈樂民，田笑

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

低滲透復(fù)雜油藏配套建產(chǎn)技術(shù)應(yīng)用及效果評價

蘇幽雅，焦冬梅，屈樂民，田笑

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

針對長慶超低滲透油藏特征油層縱向多層發(fā)育，儲層特征不同，在產(chǎn)能建產(chǎn)中帶來很大的技術(shù)要求和難點。通過應(yīng)用五項配套技術(shù)及配套工藝有針對性復(fù)雜油藏實施快速建產(chǎn)，提高單井產(chǎn)量。主要對侏羅系淺層油藏、低阻油藏、致密油藏等復(fù)雜油藏，形成長慶油田在不同含油層系高效快速建產(chǎn)技術(shù)方法，即滿足油田大規(guī)模建產(chǎn)、又大大提高了單井產(chǎn)量，節(jié)約成本、增加效益。

超低滲透油藏；復(fù)雜油藏；建產(chǎn)技術(shù)；單井產(chǎn)量

采油三廠勘探增儲隨著油藏認(rèn)識的不斷深入、拓展，形成了侏羅系古地貌油藏快速滾動、老油田立體式勘探開發(fā)、特低滲透油藏超前注水規(guī)模、水平井開發(fā)致密油、低阻油藏識別五項快速建產(chǎn)應(yīng)用技術(shù)。截至2013年底，已動用探明儲量占總儲量的90.02%，剩余探明地質(zhì)儲量9.98%。主要分布在姬塬油田、靖安油田和吳旗油田。

1　侏羅系快速滾動建產(chǎn)技術(shù)應(yīng)用

1.1成藏控制因素研究

通過刻畫古地貌類型，在古地貌找斜坡、河間丘、丘咀、河間高地群是主要的儲油地帶；小幅鼻隆、穹隆構(gòu)造是侏羅系油氣成藏的落腳點；河道砂體是油氣的主要導(dǎo)運系統(tǒng)；精細(xì)油藏圈閉面積，為擴(kuò)大侏羅系建產(chǎn)規(guī)模奠定了認(rèn)識基礎(chǔ)。

1.2成藏模式研究

侏羅系主要有三種成藏模式有殘丘控制模式成藏、砂巖透鏡體控制模式成藏、斜坡控制模式成藏。

1.3配套工藝改造

針對侏羅系油層儲層特征“優(yōu)化改造方式”單井產(chǎn)量顯著提高。D3油藏通過“射爆一體化”工藝改造，有效縮短試油周期，由常規(guī)壓裂的6 d縮短至3 d，降低油層污染，提高初期產(chǎn)量，由3.4 t提高到4.9 t，單井日增油1.5 t。

1.4建產(chǎn)實施效果

近年通過古地貌快速滾動建產(chǎn)技術(shù)應(yīng)用，重點以刻畫和恢復(fù)古地貌、古水系為主，尋找古河兩側(cè)呈“似等間距”分布的丘咀、坡咀以及古河中的河間殘丘等古地貌高點。分析砂體與構(gòu)造匹配技術(shù)進(jìn)行滾動勘探開發(fā)。近年在鹽定地區(qū)發(fā)現(xiàn)了D4、D5等52個小油藏，均分布在古河兩側(cè)的丘咀及斜坡地帶，平面上延鼻隆構(gòu)造呈“串珠狀”分布。單井產(chǎn)量3.5 t，快速建產(chǎn)能18.5萬t。在吳旗侏羅系油藏群，發(fā)現(xiàn)A1、A2等高產(chǎn)出油井點，使得“侏羅系油藏群”規(guī)模逐步擴(kuò)大，展現(xiàn)了較大的增儲潛力。采油配套技術(shù)工藝為爆燃投產(chǎn)，單井日產(chǎn)油4.0 t，建產(chǎn)能10.5萬t。

2　立體勘探開發(fā)一體化建產(chǎn)技術(shù)應(yīng)用

一是針對儲量失控老油田，在侏羅系老區(qū)淺層油藏，開展斷層研究、剩余油分布研究，優(yōu)選剩余油富集。在三疊系深層，按照“近源充注、構(gòu)造繼承”的規(guī)律，深入成藏富集規(guī)律研究，尋找深層系新油藏。二是針對姬塬油田縱向多層系復(fù)合成藏的特點，在成藏規(guī)律認(rèn)識的基礎(chǔ)上，全井段找油，強(qiáng)化非主力層調(diào)查，縱向向上找油的特點，發(fā)現(xiàn)深層含油層系，拓展發(fā)展空間立體油藏，能快速建產(chǎn)的特點。

2.1老區(qū)油藏成藏富集規(guī)律研究

鹽池老區(qū)延安組和直羅組儲層物性好，距離油源近，裂縫發(fā)育，成藏條件好。紅井子地區(qū)侏羅系油藏主要為構(gòu)造巖性油氣藏，控制成藏的因素一方面是低幅度隆起的鼻隆，另一方面就是儲層巖性、物性、砂體厚度及沉積相帶。

2.2斷層對成藏控制

斷層對油藏控制盆地西緣逆沖帶及天環(huán)向斜線以西，斷層、裂縫十分發(fā)育；其次是區(qū)內(nèi)小型鼻狀隆起等微構(gòu)造十分發(fā)育，這二者對油氣富集、運移具有重要控制作用。斷裂對油藏控制作用主要表現(xiàn)在四方面，即斷層控制了油氣成藏的四個關(guān)鍵要素，圈閉、運移、遮擋和破壞，從而控制與影響油氣藏的富集和分布。

2.3剩余油研究

剩余油一般是指油藏開發(fā)中后期任何時刻未采出的石油。即二次采油末油田處于含水期時剩余在儲層中的原油。剩余油又分為兩部分，分可動剩余油和不可動剩余油?？蓜邮Ｓ嘤椭冈谀壳白⑺_發(fā)技術(shù)條件下儲集層內(nèi)未被采出的可動原油。

在注采井之間壓力平衡帶（滯留區(qū)）形成的剩余油、井網(wǎng)失控的剩余油、由于注采系統(tǒng)不完善形成的剩余油、薄地層物性極差和薄油層形成的剩余油、在主河道之間或油藏邊緣薄地層形成的剩余油、斷層阻隔形成的剩余油、低滲透帶阻隔或巖性尖滅帶所形成的剩余油、高度彎曲河道突出部分剩余油、微結(jié)構(gòu)頂部的剩余油等。剩余油在垂向上分為層內(nèi)非均質(zhì)和層間性形成的剩余油。層內(nèi)指井間未鉆遇砂體形成的剩余油；層間指干擾形成的剩余油和隔層遮擋形成的剩余油。

2.4建產(chǎn)實施效果

利用淺層油藏快速滾動勘探技術(shù)，進(jìn)一步擴(kuò)大了紅井子侏羅系油藏群。通過老區(qū)加深井實施，發(fā)現(xiàn)了A3、A4等深層高產(chǎn)出油井點，表現(xiàn)出老區(qū)深層具備較大的增儲潛力，在鹽池地區(qū)發(fā)現(xiàn)了25個高產(chǎn)出油井點，累計建成產(chǎn)能15.8萬t，建成了紅井子“姊妹”油田，其中2012-2013年建成產(chǎn)能8.1萬t。

3　特低滲透油藏超前注水滾動擴(kuò)邊技術(shù)應(yīng)用

長慶油田低滲透油藏的注水開發(fā)，經(jīng)歷了試采區(qū)不注水、先導(dǎo)性和工業(yè)化試驗區(qū)滯后注水、全面開發(fā)區(qū)注采同步、超前注水4個階段。針對儲層壓力系數(shù)低、地飽壓差小、啟動壓差大等特點，長慶首次提出并實踐了超前注水理論與技術(shù)，形成了特低滲油藏超前注水系列技術(shù)政策和開發(fā)配套技術(shù)。超前注水時機(jī)一般3～6個月，地層壓力保持水平在110%～130%，注水強(qiáng)度2.0 m3/d·m～4.0 m3/d·m，超前注水量0.05 PV～0.1 PV。

3.1井網(wǎng)優(yōu)化

采用與儲層相適應(yīng)的注采井網(wǎng)，是獲得良好開發(fā)效果的基礎(chǔ)。特低滲巖性油藏均不同程度發(fā)育天然裂縫，為建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，根據(jù)儲層物性、裂縫發(fā)育程度，通過研究、試驗，形成了與之相適應(yīng)的正方形反九點、菱形反九點、矩形三種開發(fā)井網(wǎng)形式，實現(xiàn)了裂縫系統(tǒng)與井網(wǎng)的優(yōu)化配置，為提高單井產(chǎn)量及最終采收率奠定了基礎(chǔ)。

（1）正方形反九點井網(wǎng)：對于天然微裂縫不發(fā)育、平面滲透率各向異性不明顯的儲層，用正方形反九點延長了人工裂縫方向油井見水時間面積注水井網(wǎng)。正方形對角線與最大地應(yīng)力方向平行。

（2）菱形反九點井網(wǎng)：注水井和角井連線平行裂縫走向，放大裂縫方向的井距有利于加大壓裂規(guī)模、提高導(dǎo)流能力；加大了裂縫方向上角井與注水井井距，減緩角井見水速度；縮小了排距，提高了側(cè)向油井受效程度。提高單井產(chǎn)量延長穩(wěn)產(chǎn)期主要應(yīng)用區(qū)塊是盤古梁、白于山。

（3）矩形井網(wǎng)：儲層物性差、裂縫發(fā)育，采用矩形井網(wǎng)，井排與裂縫平行。注采井?dāng)?shù)比高，可實施大強(qiáng)度注水；可加大壓裂規(guī)模，增加人工裂縫長度；抽空了注水井排裂縫線上的油井，避免了早期水淹報廢。

3.2建產(chǎn)實施效果

富集區(qū)+超前注水技術(shù)，推行“純注水井場+流動注水撬”運行模式，加快超前注水，快速建立有效驅(qū)替系統(tǒng)。2014年D5、D6等油藏區(qū)塊超前注水，投產(chǎn)油井169口，初期單井產(chǎn)量2.9 t。其中D6油藏投產(chǎn)35口，單井產(chǎn)量由2012年同步注水1.9 t上升到2014年超前注水2.8 t。

4　水平井+體積壓裂開發(fā)致密油技術(shù)應(yīng)用

4.1水平井優(yōu)化設(shè)計

針對致密油儲層空間展布變化快，縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，儲層厚度大，物性差等特點，通過開展水平井井網(wǎng)優(yōu)化，水平井軌跡優(yōu)化，水平井體積壓裂的技術(shù)，提高了注采井網(wǎng)適應(yīng)性，油層鉆遇率及儲層滲流能力，單井產(chǎn)量由叢式井的1.1 t，提高到目前的8.2 t，單井提高6.5 t，取得了較好的實施效果。

4.1.1井網(wǎng)優(yōu)化長慶油田在近年的水平井開發(fā)過程中，在前期井網(wǎng)試驗的基礎(chǔ)上，開展了特低滲油藏水平井布井方式研究，通過對不同井網(wǎng)形式綜合對比，形成了直井注水-水平井采油、水平段垂直于主應(yīng)力方向的五點井網(wǎng)和七點井網(wǎng)，獲得較好的開發(fā)效果。D7油藏河道窄，砂體變化快，主要采用500 m×200 m五點法水平井井網(wǎng)開發(fā)，水平段長度400 m～500 m，井網(wǎng)特點單井產(chǎn)量較高，采油速度較高，見水風(fēng)險??；D8油藏油層厚度大，分布穩(wěn)定，橫向連續(xù)性好，主要采用500 m× 200 m起點法水平井井網(wǎng)開發(fā)，水平段長度800m～1000m，井網(wǎng)特點單井產(chǎn)量高，采油速度略低，見水風(fēng)險相對較小。

4.1.2井排距優(yōu)化井間距越小，區(qū)塊階段采出程度越高，開發(fā)時間越短，對應(yīng)最終采出程度反而越低。即井距太小，最終期采出程度低；井距太大，開發(fā)初期階段采出程度低，存在合理井間距。對D7、D8油藏進(jìn)行數(shù)值模擬看出，鹽池地區(qū)D7、D8油藏水平井井網(wǎng)合理井距500 m～600 m，合理排距150 m～200 m。

4.1.3水平段長度優(yōu)化D7油藏數(shù)值模擬研究結(jié)果表明：七點井網(wǎng)在注水條件下，水平段越長，單井日產(chǎn)油量越高，但水平段長度超過850 m后增長緩慢（見圖1、圖2）。

圖1　單井日產(chǎn)油量與時間關(guān)系圖

圖2　采出程度與時間關(guān)系圖

對D8油藏分別模擬預(yù)測了五點注采井網(wǎng)條件下，水平段長度為320 m～640 m共5個方案進(jìn)行數(shù)值模擬，對比方案采出程度、含水率及最終采出程度變化曲線表明水平段長度在400 m～520 m時，階段采出程度和最終采出程度較高，在水平段長度為500 m左右時階段采出程度和最終采出程度最高。

D8油藏地質(zhì)特征及砂體展布特征，水平段合理長度選取為400 m～500 m。D7油藏水平段合理長度選取為800 m～1 000 m（見圖3、圖4、圖5、圖6）。

圖3　水平段長度與日產(chǎn)油量交匯圖

圖4　水平段段數(shù)與日產(chǎn)油量交匯圖

圖5　水平段加砂量與日產(chǎn)油量交匯圖

圖6　水平井入地液與日產(chǎn)油量交匯圖

4.1.4水平井軌跡優(yōu)化通過建立精細(xì)三維地質(zhì)模型，準(zhǔn)確預(yù)測微構(gòu)造及砂體展布，進(jìn)行水平軌跡設(shè)計，大幅度提高了水平井鉆遇率。在實施過程中，隨著導(dǎo)眼骨架井的實施，不斷修正三維地質(zhì)模型，使地質(zhì)模型更準(zhǔn)確的反映地層真實情況。水平井鉆遇率不斷提高。通過應(yīng)用以上技術(shù)，鹽池地區(qū)D7油藏水平井鉆遇率93.8%，初期產(chǎn)量8.2 t高產(chǎn)油流。開展數(shù)字化平臺實時監(jiān)控技術(shù)，有效監(jiān)控水平井施工動態(tài)，及時修正井眼軌跡，保證軌跡始終處于油層中上部。

4.2配套技術(shù)工藝改造

按照“有質(zhì)量、有效益”的總體要求，通過對常規(guī)分段多簇、環(huán)空加砂壓裂等三種改造工藝進(jìn)行適應(yīng)性評價，分析總結(jié)影響水平井改造的難點和問題，確定了速鉆橋塞分段多簇體積壓裂作為主體改造工藝進(jìn)行規(guī)模推廣。

借鑒國外體積壓裂理念基礎(chǔ)上，針對長慶低滲油藏特點，創(chuàng)新提出了水平井分簇多段壓裂的技術(shù)思路。針對超低滲透油藏，為了追求盡可能高的泄油體積，以多條裂縫組成“簇”，擴(kuò)大與油藏的接觸體積，從而實現(xiàn)體積壓裂的目的形成了水平井分簇多段壓裂（見圖7）。

圖7　水力噴射環(huán)空加砂壓裂示意圖

4.3建產(chǎn)實施效果

2012-2014年開展致密油水平井開發(fā)實驗，采取了“水平井+體積壓裂”作為主體改造工藝，快速累計建井79口，初期產(chǎn)量6.1 t，累計建產(chǎn)能17.2萬t。拉開了水平井+體積壓裂開發(fā)致密油的序幕。

5　低阻油藏識別技術(shù)應(yīng)用

定邊地區(qū)D9油藏油水關(guān)系復(fù)雜，儲層改造難度大，很大一部分采油井試油出水；油藏隱蔽性強(qiáng)，油層識別能力差，油水層分異不明顯等諸多困難。

5.1低阻油藏識別

低阻油層測井解釋技術(shù)在油藏一是通過多井對比和油藏評價，進(jìn)一步識別低阻油層，二是單井測井變化趨勢分析，主要在儲層Rt、AC、CNL、DEN測井曲線的平均讀值及有關(guān)儲層物性參數(shù)的交匯圖，從中找出油氣層的界限值，并以此作為識別油氣層的標(biāo)志。低電阻油藏油水層關(guān)系復(fù)雜，以二次解釋單井評價為核心，重新認(rèn)識油水關(guān)系，建立油層判識別油層標(biāo)準(zhǔn)模板和確定出油下限，擴(kuò)大預(yù)測儲量、滾動建產(chǎn)。

在長慶油田姬塬地區(qū)分析了該區(qū)塊36口井，1 200多塊的巖樣資料，33層的試油資料精細(xì)解釋，認(rèn)識到低阻油層識別的主要原因是油藏幅度低，小于30 m，驅(qū)動壓力小于0.1 MPa、孔隙度結(jié)構(gòu)復(fù)雜、鉆井液侵入對不同物性油層、水層的雙感應(yīng)測井的不同影響。例D9油藏低阻油層、油水同層的感應(yīng)測井值，一般為5 Ω·m~ 12 Ω·m，有的甚至低于3 Ω·m，與水層無異。水層一般電阻小于5 Ω·m，但少數(shù)層較高。

低阻油藏特點：地層水的礦化度高束縛水飽和度高，油藏構(gòu)造幅度較小，油水分異差、地層中含高陽離子交換量的粘土礦物、巖石中含有導(dǎo)電性能良好的金屬礦物、低阻油層測井曲線特征分析不明顯，在低阻段，聲波時差、自然伽馬較常規(guī)油層高，密度較常規(guī)油層低；電阻率侵入剖面呈無侵入或微侵入特征，錄井顯示一般為油斑，多出現(xiàn)在正韻律砂層頂部。

姬塬、胡尖山地區(qū)的侏羅系C1油層等儲層呈低阻特征，油層測井響應(yīng)與水層相近，油層電阻率僅3 Ω·m～7 Ω·m，水層電阻率2 Ω·m～5 Ω·m，測井識別難度大，具有較強(qiáng)的隱蔽性。經(jīng)過儲層四性關(guān)系的分析和低電阻率油層的成因與分布規(guī)律的研究，建立了有針對性的測井識別方法與標(biāo)準(zhǔn)（見表1）。

表1　電阻測井識別數(shù)據(jù)表

5.2配套工藝改造

針對“三新”油藏儲層改造難題，立足于儲層，積極開展改造工藝與儲層匹配性研究，形成了以“下沉劑控縫高、超深射孔、陶粒壓裂”等為主體儲層改造配套技術(shù)。

5.3建產(chǎn)實施效果

在滾動勘探開發(fā)過程中，低阻油層判識成為其取得成效的關(guān)鍵技術(shù)。A9井原測井解釋為含油水層，重新解釋試采評價A9井證實為油層。重新界定含油原下限由11 Ω·m下降6 Ω·m，落實探明儲量4.14 km2，地質(zhì)儲量224萬t，建采油井51口，累計滾動建產(chǎn)27萬t。也揭開低阻油藏快速規(guī)模建產(chǎn)。

6　結(jié)論

目前本廠針對低滲透復(fù)雜油藏配套技術(shù)已經(jīng)形成自己良好的核心技術(shù)，在復(fù)雜油藏開發(fā)建產(chǎn)取得一定的效果，但由于地理環(huán)境及技術(shù)手段限制，在開發(fā)復(fù)雜油藏方面還需要進(jìn)一步公關(guān)研究，特別是地震測井方面及測井曲線識別油層判識方面還有望提高；同時根據(jù)目前復(fù)雜油藏配套建產(chǎn)技術(shù)方法，對指導(dǎo)下步建產(chǎn)方向奠定技術(shù)支撐保障。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.014

TE348

A

1673-5285（2015）05-0061-05

2015－04-21

蘇幽雅，男（1983-），2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)為采油三廠地質(zhì)研究所工程師技術(shù)干部。