低滲致密礫巖油藏開發(fā)動(dòng)態(tài)特征及影響因素

陳林(新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引言

致密礫巖油藏屬于非常規(guī)油氣藏，具有低孔隙度、低滲透率的特征，儲(chǔ)層的滲流能力較差，從而導(dǎo)致致密礫巖油藏的效益化開發(fā)成為一項(xiàng)難題。伴隨近些年水平井技術(shù)和水力壓裂技術(shù)的快速發(fā)展，使得非常規(guī)油氣藏的商業(yè)開發(fā)成為現(xiàn)實(shí)[1]。然而，壓裂水平井的液體流動(dòng)特征要比直井更加復(fù)雜，會(huì)導(dǎo)致不同的開發(fā)動(dòng)態(tài)特征，因而有效描述壓裂水平井動(dòng)態(tài)特征成為油田生產(chǎn)過(guò)程中一項(xiàng)迫切的任務(wù)?，F(xiàn)基于油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)、動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)、開發(fā)參數(shù)等資料，對(duì)M131井區(qū)三疊系百口泉組油藏投產(chǎn)水平井的生產(chǎn)特征及其影響因素進(jìn)行詳細(xì)研究。

1 油藏概況

M131井區(qū)b三疊系百口泉組(T1b)油藏位于準(zhǔn)噶爾盆地中央凹陷瑪北斜坡區(qū)，目的層百口組自上而下分為百口泉組一段(T1b1)、百口泉組二段一砂組(T1b21)、百口泉組二段二砂組(T1b22)及百口泉組三段(T1b3)，其中T1b21、T1b3為本區(qū)的主要儲(chǔ)層段。三疊系百口泉組巖性主要以灰色、褐色砂礫巖為主，局部夾灰褐色、褐色泥巖及砂質(zhì)泥巖。研究區(qū)發(fā)育油層的孔隙度為5.00%～16.60%，平均8.35%，油層滲透率為0.01～83.90 mD，平均1.37 mD，為特低孔特低滲儲(chǔ)層。根據(jù)壓汞資料分析，百口泉組儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)整體表現(xiàn)為中-低孔、微-細(xì)喉特征，滲流條件整體偏差。截至2020年12月，M131井區(qū)已部署直井11口，水平井79口，所有水平井均采用體積壓裂技術(shù)開發(fā)。

2 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征

2.1 壓力和產(chǎn)量運(yùn)行特征

油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)常用于動(dòng)態(tài)分析、擬合歷史數(shù)據(jù)、預(yù)測(cè)未來(lái)開發(fā)效果，其中油壓和產(chǎn)量數(shù)據(jù)是最重要的兩個(gè)數(shù)據(jù)，油壓反映這地層能量是否充足，產(chǎn)量反映地下油氣資源的豐富程度。通過(guò)對(duì)比直井與水平井的壓力數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，水平井的井口壓力要遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于直井。水平井的井口峰值壓力可以達(dá)到約19 MPa，而直井的峰值壓力僅為8.4 MPa。水平井的高井口壓力一方面是由于壓裂過(guò)程中注入大量壓裂液，研究區(qū)平均單井壓裂液注入量超過(guò)20 000 m3，起到補(bǔ)充地層能量的作用；另一方面，大量壓裂液的注入會(huì)造成井筒周圍巖石破裂，儲(chǔ)集在巖石中原油通過(guò)天然裂縫和后期人工改造裂縫大量流入井筒附近，也造成了井口壓力的提高。

通過(guò)對(duì)產(chǎn)量數(shù)據(jù)的分析也可以發(fā)現(xiàn)，水平井的生產(chǎn)效果遠(yuǎn)遠(yuǎn)好于直井。M131井區(qū)2015年投產(chǎn)水平井的平均單井月產(chǎn)油最高可以達(dá)到約856 t，同期投產(chǎn)的直井峰值月產(chǎn)量約為112 t，相差7.7倍。這說(shuō)明“水平井+體積壓裂”的開采技術(shù)已經(jīng)成為提高低滲致密礫巖油藏單井月產(chǎn)量、采收率、改善開發(fā)效果的關(guān)鍵路徑，同時(shí)也使得原本不具備開發(fā)效益的非常規(guī)油藏具備商業(yè)開采價(jià)值[2]。

再對(duì)全區(qū)每一口水平井的產(chǎn)量數(shù)據(jù)逐一分析后發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)水平井生產(chǎn)進(jìn)入遞減其后，普遍會(huì)呈現(xiàn)“前期遞減大、后期遞減小”的兩段式遞減特征。例如，MH1327(T1b21)初期生產(chǎn)半年的年遞減率高達(dá)65.7%，后期遞減率降為27.5%；MH1329(T1b3)初期生產(chǎn)半年的年遞減率為77.2%，后期遞減率降為20.5%。在利用ARPS遞減理論進(jìn)行最終可采儲(chǔ)量(EUR)預(yù)測(cè)時(shí)，應(yīng)該準(zhǔn)確判斷采油井所處的生產(chǎn)階段。當(dāng)采油井處于遞減前期時(shí)，應(yīng)當(dāng)采取兩段式遞減法來(lái)預(yù)測(cè)該井的最終可采儲(chǔ)量(EUR)，這才符合本區(qū)低滲致密礫巖油藏的開發(fā)生產(chǎn)實(shí)際。

2.2 示蹤劑測(cè)試資料分析

示蹤劑測(cè)試技術(shù)的發(fā)展已經(jīng)有60年的歷史，距離國(guó)內(nèi)首次引進(jìn)該項(xiàng)技術(shù)也已經(jīng)過(guò)去了50年。示蹤劑測(cè)試的方法是選擇一口井作為注入井，注入在極低濃度下仍可被監(jiān)測(cè)的示蹤劑流體，然后在鄰井中監(jiān)測(cè)示蹤劑的產(chǎn)出情況，以此來(lái)指示注入流體的去向，反映井間或?qū)娱g裂縫的存在[3-4]。目前，研究區(qū)共有2口井注入了示蹤劑，周圍10口生產(chǎn)水平井作為監(jiān)測(cè)井。通過(guò)定期對(duì)鄰井的示蹤劑濃度檢發(fā)現(xiàn)，鄰井均檢測(cè)到了示蹤劑。其中，MH1243井(T1b21)水相示蹤劑在鄰井濃度在9月7日達(dá)到峰值，檢測(cè)數(shù)值為10.97 μg/kg(T1b21)和1.7 μg/kg(T1b3)，35天后鄰井已檢測(cè)不到示蹤劑； MH1248井(T1b3)水相示蹤劑在鄰井濃度在9月9日達(dá)到峰值，檢測(cè)數(shù)值為4.15 μg/kg(T1b21)和4.08(T1b3)，36天后鄰井已檢測(cè)不到示蹤劑。分析后發(fā)現(xiàn)，MH1243井和MH1248井跨層干擾見劑濃度高于同層干擾濃度，裂縫縱向上溝通能力更強(qiáng)。而且，初期百二段、百三段的鄰井均能檢測(cè)出MH1243、MH1248井的示蹤劑，一個(gè)月后示蹤劑取樣濃度逐漸減少至零，指示井間溝通裂縫逐漸閉合，井間流體通道閉合，生產(chǎn)干擾逐漸減少。

3 影響因素分析

水平井開發(fā)動(dòng)態(tài)是地質(zhì)、工程、開發(fā)參數(shù)多因素共同作用的最終體現(xiàn)。但研究區(qū)局限于M131井區(qū)，地質(zhì)特征相對(duì)比較均一，本文只研究工程(壓裂規(guī)模)、開發(fā)參數(shù)(生產(chǎn)制度、井距)等因素對(duì)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的影響。

3.1 生產(chǎn)制度

生產(chǎn)制度即油嘴尺寸的大小，起到控制生產(chǎn)壓差的作用。油嘴大小的選擇和儲(chǔ)層巖性、物性、壓裂參數(shù)、開發(fā)方式有著密切的關(guān)系，匹配合適的生產(chǎn)制度對(duì)油井生產(chǎn)至關(guān)重要。分析后發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)峰值月產(chǎn)油與油嘴大小呈正相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為0.72，相關(guān)程度較高，這表明油嘴越大，峰值月產(chǎn)油就越高。然而，油嘴尺寸并不是越大越好。雖然油嘴尺寸變大，短期內(nèi)會(huì)造成產(chǎn)量的提升，井筒流體流速變快，過(guò)快的流速會(huì)對(duì)儲(chǔ)層和壓裂支撐劑過(guò)度沖刷，使得原本張開的裂縫閉合，從而導(dǎo)致產(chǎn)量的迅速下降。例如MH1250井在6月將生產(chǎn)制度由3.5 mm提高至4.5 m，月產(chǎn)量迅速?gòu)?32 t提高至757 t，但是油壓卻從17.3 MPa迅速降至9.5 MPa，產(chǎn)量的提升也僅維持了4個(gè)月，之后迅速下降。

3.2 開發(fā)井距

從將“水平井+體積壓裂”作為主體開發(fā)工藝開始，研究開展過(guò)多輪次的井距實(shí)驗(yàn)，從開發(fā)先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)的400 m到整體開發(fā)方案中的300 m，再到最新實(shí)驗(yàn)的200 m、150 m、100 m，目的就是找到合理的開發(fā)井距。從不同井距的生產(chǎn)情況對(duì)比來(lái)看，100 m和150 m的小井距水平井的峰值日產(chǎn)量可以接近40 t，明顯高于較大井距的水平井。雖然小井距生產(chǎn)井進(jìn)入峰值期后，會(huì)進(jìn)入快速遞減期，但一年期產(chǎn)量仍高與400 m、300 m、200 m的大井距水平井。這說(shuō)明在壓裂過(guò)程中，較小的井距更容易形成復(fù)雜的人工縫網(wǎng)，對(duì)井筒周圍儲(chǔ)層改造的更加完善，從而導(dǎo)致更多的石油資源被開采出來(lái)。雖然小井距提高了采收率，但是由于成本很高，其產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益是否高于其他井距的水平井還有待下一步的研究。

3.3 壓裂規(guī)模

由于研究區(qū)油藏屬于低孔低滲的致密礫巖油藏，所以一般采用體積壓裂技術(shù)使井筒周圍的巖石破裂，制造人工裂縫，增加儲(chǔ)層滲透性，從而實(shí)現(xiàn)油藏的效益開發(fā)[5]。體積壓裂規(guī)模通常用加砂強(qiáng)度和用液強(qiáng)度來(lái)表征，加砂強(qiáng)度指的是單位水平段長(zhǎng)的加砂量，用液強(qiáng)度指的是單位水平段長(zhǎng)的壓裂液注入量。理論上，越大的壓裂規(guī)模，越容易形成復(fù)雜的人工縫網(wǎng)，但考慮到經(jīng)濟(jì)因素，加砂量和壓裂液用量不能無(wú)限增大。通過(guò)研究發(fā)現(xiàn)，加砂強(qiáng)度在1.6 m3/m以下，加砂強(qiáng)度與單位水平段長(zhǎng)的最終可采儲(chǔ)量(EUR)呈現(xiàn)較強(qiáng)的正相關(guān)關(guān)系；用液強(qiáng)度在22 m3/m以下，用液強(qiáng)度與單位水平段長(zhǎng)的最終可采儲(chǔ)量(EUR)也呈現(xiàn)較強(qiáng)的正相關(guān)關(guān)系。在加砂強(qiáng)度高于1.6 m3/m、用液強(qiáng)度高于22 m3/m的情況，單井水平段長(zhǎng)的最終可采儲(chǔ)量(EUR)反而變低。這表明在致密礫巖油藏開發(fā)過(guò)程中，需要匹配合適的壓裂規(guī)模，制造足夠的人工縫網(wǎng)，才能從油藏中開采出更多的原油，過(guò)大的壓裂規(guī)?？赡軙?huì)導(dǎo)致生產(chǎn)過(guò)程中產(chǎn)生嚴(yán)重的井間干擾。

4 結(jié)語(yǔ)

(1)低滲致密礫巖油藏采取“水平井+體積壓裂”的開發(fā)方式，初期油壓和峰值產(chǎn)量相比有大幅提高，效果較好，“水平井+體積壓裂”技術(shù)使得致密礫巖油藏效益開發(fā)成為可能。研究區(qū)生產(chǎn)水平井產(chǎn)量運(yùn)行呈現(xiàn)“前期遞減大，后期遞減小”的兩段式遞減特征，在利用ARPS遞減理論進(jìn)行遞減預(yù)測(cè)時(shí)，應(yīng)準(zhǔn)確判斷所處遞減階段，才能保證后續(xù)可采儲(chǔ)量標(biāo)定更加接近油藏開發(fā)實(shí)際。通過(guò)對(duì)示蹤劑資料的分析，在水平井生產(chǎn)初期的1～2個(gè)月會(huì)出現(xiàn)生產(chǎn)干擾，但后期裂縫逐漸閉合，生產(chǎn)干擾逐漸減少。

(2)水平井峰值日產(chǎn)量與生產(chǎn)制度(油嘴)呈現(xiàn)一定正相關(guān)關(guān)系，但是不同的水平井應(yīng)匹配合適的生產(chǎn)制度，過(guò)大的油嘴只能短期的提高產(chǎn)量，有破壞儲(chǔ)層的風(fēng)險(xiǎn)。通過(guò)對(duì)比發(fā)現(xiàn)100 m和150 m井距的小井距生產(chǎn)井峰值日產(chǎn)量高于井距為200 m和300 m，但是后期遞減較大。雖然小井距水平井體積壓裂后更容易形成復(fù)雜縫網(wǎng)，但在后期生產(chǎn)過(guò)程中容易形成干擾。在加砂強(qiáng)度低于1.6 m3/m、用液強(qiáng)度低于22 m3/m，兩者均與單位水平段長(zhǎng)EUR有明顯的正相關(guān)關(guān)系。超過(guò)上述閾值后，產(chǎn)量并沒有明顯提升，這說(shuō)明在致密礫巖油藏開發(fā)過(guò)程中，應(yīng)匹配合適的壓裂規(guī)模。