深層特低滲油藏氣驅(qū)油藏工程設(shè)計(jì)

楊建朋(大慶油田責(zé)任有限公司第一采油廠基建工程管理中心房產(chǎn)部，黑龍江 大慶 163000)

0 引言

油藏工程是以依據(jù)油層物理與油氣層滲流為基礎(chǔ)，來進(jìn)行油田開發(fā)設(shè)計(jì)與工程分析方法的綜合性技術(shù)。其主要任務(wù)是：研究油藏與氣藏在不斷開發(fā)過程中所涉及到的油、氣、水等物質(zhì)的運(yùn)動(dòng)規(guī)律與替代的機(jī)理。通過對(duì)相關(guān)工程措施進(jìn)行模擬，來科學(xué)、合理地提高開采時(shí)的速度與總體的收集量。

1 油藏簡(jiǎn)況

試驗(yàn)區(qū)塊的地勢(shì)是東北走向，向西南傾斜，與箕狀類似，東西方向較高，中部與南邊較低，內(nèi)部還具有多個(gè)東西向的斷層，讓整體環(huán)境變得復(fù)雜。底層傾斜角度較大，約15 ℃。在研究區(qū)域內(nèi)還發(fā)育了三角洲的前緣亞相，其水下的河道分支范圍寬廣，呈現(xiàn)巨大的網(wǎng)狀。同時(shí)，側(cè)向遷移次數(shù)較多，是東南向西北呈扇形展開的三角洲前緣沉積體系。水下分流河道為該區(qū)域沉積的主要關(guān)鍵，伴生相主要有：分河間灣、河口沙壩等，北向有濱湖、半深湖。本區(qū)分流河道沉積是以濱淺湖相帶為主要背景，河道經(jīng)過多次的匯合與分開。儲(chǔ)巖層的土質(zhì)可以分為細(xì)砂、粉砂、泥質(zhì)砂等種類。通過相應(yīng)資料分析，孔隙度最小的為3.4%左右，最大的縫隙度是18.6%，剩余大多數(shù)是10%～18%，平均為12.7%左右；滲透率最小是0.029 mD，最大是7.57 mD，更多的是0.125～4.000 mD，平均數(shù)值是1.62 mD。其中，有效的儲(chǔ)層段孔隙度分布在10%～20%，平均為14.7%。油藏類型的整體構(gòu)造為構(gòu)造巖型。與正常的壓力系統(tǒng)相同，原油性質(zhì)同樣是常規(guī)中的稀油[1]。

2 氣驅(qū)油藏工程的設(shè)計(jì)

2.1 開發(fā)層劃分

通過層系劃分與組合的原則：1套獨(dú)立的開發(fā)層系需要具備一定程度的厚度與儲(chǔ)存量，在經(jīng)濟(jì)上擁有生產(chǎn)的能力，滿足當(dāng)前采油速度與穩(wěn)產(chǎn)年限的相關(guān)要求。同一層系之內(nèi)，因有著相同的溫度、壓力系統(tǒng)，儲(chǔ)層物質(zhì)、原油、驅(qū)動(dòng)類型都很相似。各層之間必須要具備優(yōu)秀的隔層，防止對(duì)其進(jìn)行注水開發(fā)時(shí)發(fā)生層間水竄的情況?？紤]到其具備一樣的溫度、壓力系統(tǒng)、原油品質(zhì)等，目標(biāo)層原油的分布狀況較為集中等原因，制定完整的層析開發(fā)法較為經(jīng)濟(jì)合理些。

2.2 井型的設(shè)計(jì)

通過將水平井與直井進(jìn)行對(duì)比，并與本地儲(chǔ)層的發(fā)育特點(diǎn)進(jìn)行結(jié)合來看，整體上的油層平面疊加連片，變化程度較大，縱向還具備分布薄、分散、深的特征，其層間較多數(shù)單一層薄，地域跨度大，較為適合使用直井進(jìn)行開發(fā)。同時(shí)，在日常工作中，因其具備良好的生產(chǎn)效果，所以該方式使用較多。

2.3 排距的確定

區(qū)塊在屬于典型的特低滲油藏時(shí)，相應(yīng)油井需要進(jìn)行大規(guī)模的壓裂與投產(chǎn)。在部署的過程中，必須要使用到井網(wǎng)、注采、壓裂縫系統(tǒng)等，在最佳位置使用，并對(duì)其構(gòu)造傾向與裂縫方向、儲(chǔ)層連接、開發(fā)方式、經(jīng)濟(jì)等因素進(jìn)行綜合兼顧，注重注采井網(wǎng)與距離之間的優(yōu)化工作。

2.3.1 注采井網(wǎng)絡(luò)優(yōu)化

通過對(duì)國(guó)內(nèi)外的注采井事件進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)在擁有較大傾角的油藏之內(nèi)使用構(gòu)造高部注氣的方式，能夠?qū)⒅亓Ψ€(wěn)定驅(qū)替作用完美地發(fā)揮出來。與以往的面積注采井網(wǎng)相比較來看，能夠在防止氣體亂竄、提高氣驅(qū)波和其體積方面發(fā)揮巨大的作用。通過對(duì)相應(yīng)的機(jī)理進(jìn)行建模，模仿其中的數(shù)值，讓注采井網(wǎng)的方式進(jìn)行改善，逐一設(shè)計(jì)了面積反五點(diǎn)注氣、反九點(diǎn)注氣、線性高、低部位注氣4種新型的注采井方式，對(duì)其進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。通過計(jì)算結(jié)果表明，其中的線性高部位注氣所帶來的效果非常優(yōu)秀。從以上可以看出，線性高部位注氣定位在現(xiàn)實(shí)中所使用時(shí)，還會(huì)考慮到在短時(shí)間內(nèi)補(bǔ)充底層的能量，以此提升油井的工作效率，可以將其應(yīng)用在腰部補(bǔ)充注氣井點(diǎn)，開展相應(yīng)的輔助[2]。

2.3.2 井距排距的優(yōu)化

(1)井距。首先應(yīng)該考慮到儲(chǔ)層連接的情況，再通過對(duì)區(qū)塊內(nèi)完鉆井，多種井距連通的情況下，可以分析出在目前位置油層在平面內(nèi)，同時(shí)變化程度會(huì)大一些。統(tǒng)計(jì)出橫切物源方向400 m的井距，讓其連通系數(shù)在40%左右，順著該方向時(shí)，520 m的距離連接系數(shù)是70%。橫切物源防線與井排走向相同，所以不太適用于過大的距離。同時(shí)在相同的試驗(yàn)開發(fā)過程中，表示在線性注采井網(wǎng)之中，過于大的井距會(huì)造成動(dòng)用程度不充分、生產(chǎn)周期較長(zhǎng)的情況。相應(yīng)數(shù)據(jù)機(jī)理的模型方式，對(duì)其間的距離進(jìn)行了優(yōu)化，在排距300 m的情況下，逐一設(shè)計(jì)出150、180、210、240、270 m等的寬度。最終結(jié)果顯示，隨著距離地不斷縮減，采出的程度不斷變大，在低于210 m時(shí)變化的效果并不明顯，所以最終確定了210 m的井距。

(2)排距。要想確定出合理的排距，首先要考慮以下因素：一是在線性注采井網(wǎng)中，其井網(wǎng)波和間隔距離較大的時(shí)候，排距同樣應(yīng)隨著變大；二是在對(duì)整體區(qū)塊的構(gòu)造特征進(jìn)行考慮時(shí)，其上方應(yīng)將排距的寬度適當(dāng)加大，會(huì)有利于開展注氣重力穩(wěn)定驅(qū)替；三是在考慮儲(chǔ)層發(fā)育的情況時(shí)，排距的設(shè)計(jì)方式應(yīng)該要順應(yīng)著物源的方向，并適當(dāng)?shù)膶?duì)其寬度進(jìn)行加大；四是在排距逐漸變大后井網(wǎng)的形式便會(huì)變成矩形，進(jìn)行兩口井的壓裂縫檢測(cè)，并讓其對(duì)角線的方向與裂縫方位相似，這樣在一定程度上就擴(kuò)大了井距離。排距同樣通過數(shù)值模擬機(jī)理模型，達(dá)到了優(yōu)化的效果，在距離為210 m時(shí)，分別設(shè)計(jì)出340 m、380 m、420 m、460 m等的寬度。在排距低于420 m時(shí)，采出的程度不斷減小，所以確定出420 m是科學(xué)合理的。從以上敘述中可以看出，要對(duì)油藏構(gòu)造傾向、亞裂縫方位、儲(chǔ)層連接、開發(fā)方式等多方面的因素進(jìn)行綜合考慮。通過設(shè)計(jì)以頂部注氣為主、腰部為輔的210 m×420 m的矩形注采井網(wǎng)形式，讓其短邊與構(gòu)建方向相似，長(zhǎng)邊、構(gòu)造、順物源等方向接近。這樣的方式有利于形成注氣重力穩(wěn)定驅(qū)替，減小氣竄的程度，擴(kuò)大波及的體積，從而提升采收效率。

2.3.3 投產(chǎn)方式確定

區(qū)塊內(nèi)的儲(chǔ)層中礦物含量較高，脆性指數(shù)較大，根據(jù)全巖分析的方式進(jìn)行計(jì)算，在該性質(zhì)達(dá)到88.8%～94.8%，平均數(shù)值為92.3%，對(duì)造縫工作非常有利。通過對(duì)開采工作的認(rèn)知，并在儲(chǔ)層發(fā)育與井網(wǎng)距離合適的情況下，將大規(guī)模的縫網(wǎng)壓裂方式應(yīng)用其中，對(duì)造儲(chǔ)層進(jìn)行改善，可使單井初期的產(chǎn)量不斷提升。同時(shí)，為了盡可能減小氣竄、擴(kuò)大氣驅(qū)波及其體積，注氣井可暫時(shí)不壓裂，后期如果發(fā)生注氣困難的情況，再進(jìn)行小規(guī)模的改造。

2.3.4 優(yōu)化選井技術(shù)

(1)選井原則。利用開采時(shí)的動(dòng)態(tài)資料信息，將其中收效較低、動(dòng)用程度差、具備一定潛力的儲(chǔ)層作為候選，再進(jìn)行模擬壓裂層段，選擇出較為優(yōu)秀的工藝措施。根據(jù)當(dāng)前油田的情況，再將其與近幾年國(guó)內(nèi)外在壓裂選井層的研究數(shù)據(jù)成果進(jìn)行融合，以此來確定出適合該區(qū)域。并且壓裂井層的特征參數(shù)是：跨度要在30～60 m，有效的厚度是10～25 m，含油飽和度為35%～60%，孔隙度14%～20%，含水占10%～50%，地層壓力系數(shù)是0.7～1.3，采出程度為10%～30%。通過對(duì)其進(jìn)行壓裂，讓產(chǎn)出效果不斷增加。還要確保所選井的狀況良好，亞層段外沒有竄槽、套變，滿足一定的工藝條件。

(2)把握最佳時(shí)機(jī)。通過壓裂與油藏模擬器的使用，對(duì)增壓后的增產(chǎn)油量和壓前地層壓力系數(shù)的關(guān)系進(jìn)行模擬，并得出了在系數(shù)為0.7～1.3時(shí)，效果是最佳的。在以前儲(chǔ)層作為評(píng)估基礎(chǔ)時(shí)，要充分考慮多種因素可能會(huì)產(chǎn)生的影響，并使用模糊識(shí)別原理計(jì)算出適合油藏壓裂的模式，并進(jìn)行定量評(píng)估，確保工作的科學(xué)與程序化。依據(jù)計(jì)算所得出的結(jié)果，對(duì)不同區(qū)塊的壓裂時(shí)機(jī)進(jìn)行確定。

2.3.5 耐高溫壓裂液體系

(1)壓裂預(yù)前置液。針對(duì)不同的油氣藏特點(diǎn)，需要研制出不相同的預(yù)前置液，以此來對(duì)地層進(jìn)行保護(hù)。低傷害壓裂預(yù)前置液主要構(gòu)成是：復(fù)合型黏土穩(wěn)定劑、表面高活性劑、放乳破乳劑等，其平均傷害率為1.38%，空隙喉道還具備一定程度的疏通作用，提高巖芯的滲透性。

(2)耐高溫壓裂液。該壓裂液體系是由復(fù)合交聯(lián)劑與低殘?jiān)牧u丙基胍膠進(jìn)行膠連，在160 ℃的環(huán)境內(nèi)剪切120 min，黏度為97 mPa·s。在井內(nèi)溫度不同的情況下，加入小于0.01%的破膠劑，便能夠讓其黏度低于4 mPa·s。其中的殘?jiān)繛?40～280 mg/L。破膠劑水化液可與地層水隨意融合，不會(huì)發(fā)生沉淀現(xiàn)象，還可與原油形成穩(wěn)定的乳化液，在其處于90 ℃的高溫內(nèi)120 min時(shí)，破乳效率能夠達(dá)到95%，壓裂液中放入0.3%的液體降濾失劑之后，系數(shù)為每分鐘為6.02×10-4m，對(duì)巖心造成的傷害減少8.23%。

(3)壓后縫面處理技術(shù)。在壓裂施工結(jié)束之后進(jìn)行閉合時(shí)，還要在其中每分鐘注入0.3～0.5 m3的縫面處理劑，同時(shí)加快破膠過程，降低壓裂液對(duì)封面與地層的傷害。壓后封面處理劑的組成是：強(qiáng)氧化劑、有機(jī)酸、表面高效活性劑等多種增效劑。其在低溫環(huán)境之下，可以用最短的時(shí)間內(nèi)進(jìn)行破膠，同時(shí)還能將其中的粗纖維素、蛋白質(zhì)、脂肪、灰份等物質(zhì)有效降解，讓殘?jiān)看蠓陆?。與常規(guī)破膠劑在80℃的環(huán)境之內(nèi)對(duì)比，殘?jiān)暮看蠓陆?3.1%～78.7%。不僅如此，對(duì)支撐縫隙滲透性的效果較弱，但是導(dǎo)流能力提升了40%左右[3]。

3 結(jié)論

從文中可以得出以下結(jié)論：一是整體上的油層平面疊加連片，但變化并不大，縱向上具備薄、分散、深等特點(diǎn)，單層較薄，跨度大，較為適宜直井的開發(fā)；二是在地層傾斜程度較大的油藏，可使用頂部注氣的方式來避免氣竄的發(fā)生，將氣驅(qū)波及其體積進(jìn)行擴(kuò)大，從而提高氣驅(qū)的采收效率；三是面對(duì)特低滲油藏，在開工的過程中，需要在油井進(jìn)行大規(guī)模的壓裂投產(chǎn)，根據(jù)井網(wǎng)系統(tǒng)進(jìn)行部署，還要進(jìn)行注采與壓裂系統(tǒng)的最佳配置。