低滲透油藏有效開發(fā)技術(shù)研究
——以蘇德爾特油田為例

劉 利，高明晶

（大慶油田有限責(zé)任公司海拉爾石油勘探開發(fā)指揮部，內(nèi)蒙古海拉爾021000）

海拉爾油田低滲透儲層地質(zhì)儲量超過5000×104t，占總地質(zhì)儲量的55.4%，且低滲透儲量在新探明石油地質(zhì)儲量中所占比例且呈明顯增加趨勢[1-2]。影響低滲透油田開發(fā)效果的主要因素有孔隙喉道狹窄、物性差[3-4]；滲流規(guī)律為非達西定律，具啟動壓力；巖芯應(yīng)力敏感性非常強，且不可逆性；邊界層厚度影響流體滲流規(guī)律[5-8]。目前大部分研究成果主要是研究低滲透油藏的開發(fā)特點及影響因素，缺乏對各類開發(fā)技術(shù)的總結(jié)和歸納，因此，有必要總結(jié)和歸納一下各類開發(fā)技術(shù)的適用性，以研究區(qū)蘇德爾特興安嶺低滲透砂巖油藏為例，通過分析目前開發(fā)特征，對縮小井距技術(shù)、提壓注水技術(shù)、大規(guī)模壓裂技術(shù)和注氣技術(shù)在該油田的應(yīng)用狀況進行總結(jié)歸納，分析這幾類技術(shù)的適用性和有效性。

1 開發(fā)特征

1.1 基礎(chǔ)地質(zhì)特征

蘇德爾特興安嶺油層主要沉積相帶為近岸水下扇沉積[9-10]，單砂體分布規(guī)模復(fù)雜，儲集體巖相及物性橫向相變快，物性差、非均質(zhì)性強；該區(qū)塊為油干系統(tǒng)；儲集砂體類型較多，主要包括辮狀溝道砂體、辮狀溝堤砂體、溝間微相砂體、中心微相砂體、末梢微相砂體等。其中，辮狀溝道砂巖、辮狀溝堤砂巖及溝間典型濁積巖體為本區(qū)興安嶺群主要儲集砂體類型。儲集層巖石物性屬中低孔、特低滲透型，孔隙度分布在11.6%～28.8%；平均值16.84%；滲透率分布在（0.01～15.2）×10-3μm2，平均值0.76×10-3μm2。儲集層巖石凝灰含量較高，屬于強水敏儲層。

1.2 受效特征分析

蘇德爾特興安嶺油層受效前，全區(qū)處于較低含水水平，綜合含水小于10%，注水受效后，全區(qū)含水出現(xiàn)差別，13個井組北東向綜合含水上升超過20%，受效的主要方向為北東向，與壓裂井人工裂縫方位一致，并且井組低部位受效后會出現(xiàn)含水上升的情況。

2010年對貝14興安嶺油層采取加密后油水井儲層動用得到改善。統(tǒng)計31口注水井歷年吸水剖面，主要吸水層位興安嶺Ⅰ油組5、9號小層和Ⅱ油組12、13、14號小層。綜合單井吸水剖面及區(qū)塊整體物性情況分析后認為加密后，發(fā)育較好的主力層已經(jīng)實現(xiàn)有效注入，已建立驅(qū)動體系。

2 有效開發(fā)技術(shù)

2.1 縮小井距技術(shù)

自2010年起，蘇德爾特油田興安嶺油層開展了不同規(guī)模的加密調(diào)整工作，分別將井距加密至141m×141m、100m×100m、80m×80m三種不同井距。

（1）縮小井距可以提高開發(fā)效果。加密后，整體特征表現(xiàn)為吸水能力增強，由2009年平均單井注水壓力為12.8MPa，日注水10m3上升至日注水20m3；吸水厚度比例增加，其中2m的吸水厚度比例由原來的57.7%上升到66.2%；比吸水指數(shù)增大，受效井逐年增多，地層壓力得到恢復(fù)，加密取得較好的效果，具體效果對比見表1。

表1 蘇德爾特油田興安嶺油層不同井距下生產(chǎn)情況對比

（2）非人工裂縫方位，100m無法建立驅(qū)動體系。2012年在外擴區(qū)開展了井距為100m行列注水試驗，水井排和油井排方向與人工裂縫方位一致。投產(chǎn)2年后，同井號對比，日產(chǎn)液18.6t，日產(chǎn)油18.1t，含水2.5%，沉沒度19m，產(chǎn)量遞減幅度達到14.7%，高于全區(qū)平均水平，產(chǎn)油井不受效，可見，非人工裂縫方位，100m無法建立驅(qū)動體系。

（3）井距80m可以建立驅(qū)動體系，但人工裂縫方位見水過快。2014年在外擴區(qū)開展了井距為80m反九點法注水開發(fā)試驗，油井出現(xiàn)了不同的受效情況，人工裂縫方位油井貝14-X701井撬裝注水6個月后出現(xiàn)了暴性水淹，含水從4.3%迅速上升至100%，非人工裂縫方位油井貝14-X702井撬裝后則表現(xiàn)為注水受效，產(chǎn)液穩(wěn)定，流壓上升。由此可見，80m×141m矩形井網(wǎng)是蘇德爾特興安嶺油層有效開發(fā)井網(wǎng)。

2.2 提壓注水技術(shù)

提壓注水技術(shù)是通過增壓的方式增大注采壓差，提高驅(qū)替壓力梯度。自2012年起開展了全面提壓注水試驗，油層破裂壓力由1.69MPa/100m提高至1.86MPa/100m，破裂壓力由26.7MPa提高至29.4MPa，提壓井?dāng)?shù)由2012年的18口，日增注92m3，上升至2014年120口，日增注208m3，增注效果明顯。

根據(jù)何聰鴿等對低滲透油藏各相異性油藏平面波及系數(shù)的算法（圖1），結(jié)合本區(qū)的實際情況，進行演變推導(dǎo)研究，設(shè)定滲透率為2×10-3μm2，kx/ky=3，孔隙度為 0.12，粘度為 2.0mPa·s，注采壓差為 25MPa，井距141m，啟動壓力梯度越大，注入水向生產(chǎn)井推進的速度越慢，導(dǎo)致“注不進，采不出”的現(xiàn)象。在實際應(yīng)用中啟動壓力梯度為0.05MPa適合本區(qū)實際情況，這種情況下注水24個月受效，主方向受效時累計注入量為14600m3，次方向受效時累計注入量為21900m3，波及長寬比約為3∶2。

圖1 不同啟動壓力梯度條件下生產(chǎn)30個月五點法1/4部分波及面積

2.3 大規(guī)模壓裂技術(shù)

為突破特低滲透難采儲量動用提高單井產(chǎn)能，蘇德爾特油田興安嶺油層共開展了15口井，分3批開展大規(guī)模壓裂試驗，初步形成大規(guī)模壓裂與注水一體化技術(shù)。3批井均達到了設(shè)計要求，順利完成施工，具體效果見表2。

（1）累計注采比高井區(qū)增有效果好。對比分析不同批次壓裂效果，可以看出壓裂初期油井供液能力與壓裂前累計注采比具有較好的相關(guān)性，累計注采比越高，壓裂后投產(chǎn)初期產(chǎn)量越高，沉沒度越大（表3）。同時，壓后單井增油強度隨著壓裂后注水能量的不斷補充將會不斷變化。

（2）水井吸水能力大幅提高，實現(xiàn)有效注入。開展大規(guī)模壓裂試驗后，井區(qū)水井的吸水能力都有不同程度的提高。從3批大規(guī)模壓裂井注水效果統(tǒng)計表看，3批井壓裂前平均單井注水壓力為15.3MPa，日注水18m3，壓裂后注水壓力為 15.6MPa，日注水 56m3，目前注水壓力為16.8MPa，日注水49m3，累計注水33.8×104m3，累計增注12.9×104m3（表4）。

表2 蘇德爾特油田興安嶺油層大規(guī)模壓裂效果統(tǒng)計表

表3 蘇德爾特油田興安嶺油層大規(guī)模壓裂效果統(tǒng)計表

表4 蘇德爾特油田興安嶺油層大規(guī)模壓裂井區(qū)注水效果統(tǒng)計表

2.4 注氣技術(shù)

貝14區(qū)塊興安嶺油層為二氧化碳注入試驗區(qū)，先導(dǎo)試驗為2期，9注31采，先導(dǎo)性一期累計注入二氧化碳6.18×104t，注入PV數(shù)為0.036，注入后地層壓力逐步恢復(fù)，從2011年的2.7MPa恢復(fù)至目前的4.3MPa。通過單井試井解釋成果分析，注氣前表現(xiàn)出明顯的特低滲透曲線特征，屬早期變井儲特征，注氣14個月后，表現(xiàn)出滲透性變好、探測范圍變大、續(xù)流影響時間縮短的特征表明油井已明顯見到注氣效果，油井近井地帶滲透性已明顯改善。

（1）小層吸氣特征與吸水特征基本一致。由于氣體密度低，具有較好的流動性，在特低滲透油藏中可以增大波及面積。貝14區(qū)塊興安嶺油層滲透率低，對比分析2口井的吸氣吸水剖面，該區(qū)塊的主力吸水層與主力吸氣層基本相符，同時部分非吸水層也能夠吸氣，相對于水驅(qū)有效增大驅(qū)替體積。

（2）受效方位性強。受氣體性質(zhì)影響，人工裂縫方位滲透率大，并易產(chǎn)生氣竄，統(tǒng)計注氣一氣人工裂縫方位受效的4口井，受效前日產(chǎn)油1.4t，受效后日產(chǎn)油5.1t，受效時平均單井注入時間為16個月，注入體積為0.016PV。非人工裂縫方位受構(gòu)造高差影響，氣體密度低，易于向高部位運移，高部位受效較快，受效前日產(chǎn)油2.8t，受效后日產(chǎn)油5.6t，受效時平均單井注入時間為12個月，注入體積為0.007PV。同部位受效次之，受效前日產(chǎn)油0.4t，受效后日產(chǎn)油2.2t，受效時平均單井 注入時間為21個月，注入體積為0.023PV（表5）。

表5 蘇德爾特油田興安嶺油層注氣受效情況統(tǒng)計表

3 結(jié)論與認識

（1）低滲透油田開發(fā)特點是油井見注水效果緩慢，人工裂縫方向油水井易見效。

（2）縮小井距技術(shù)是特低滲透油藏開發(fā)中行之有效的技術(shù)之一，但井距大于100m非人工裂縫方位油井難以建立有效驅(qū)替，小于80井距可以建立有效驅(qū)替，人工裂縫方位油井易注水突進，因此，該方法需要配合常規(guī)壓裂建立矩形井網(wǎng)實現(xiàn)井網(wǎng)最優(yōu)組合。

（3）提壓注水技術(shù)是一個縮短“量變”到“質(zhì)變”時間的有效技術(shù)，常規(guī)井區(qū)注入壓力每升高1MPa注入量增加11m3，大規(guī)模壓裂井區(qū)注入壓力每升高1MPa注入量增加17m3；理想模擬結(jié)果低滲透油田存在啟動壓力較大，提壓注水技術(shù)能夠提高注水井吸水能力，建立有效驅(qū)替，成本較低。

（4）大規(guī)模壓裂技術(shù)能夠有效改善特低滲透油藏儲層滲流條件，全面實現(xiàn)各小層動用，獲得較高產(chǎn)能，但地層能量是保障大規(guī)模壓裂井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵，且單井成本費用高。

（5）CO2注氣技術(shù)能夠改善注入剖面，提高地層壓力；采出井剛見氣時含水上升，見氣一段時間后產(chǎn)量上升含水下降，氣竄。從模擬結(jié)果來看，氣水以1∶2體積注入時最終采出程度最高，缺點是成本高，需要更換區(qū)域油井的管柱注入設(shè)施。

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