特低滲油藏衰竭轉水平井注水開發(fā)可行性研究

折建東，梁 睿，董 鵬，史文洋，于海洋

（1.延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西吳起 717600；2.中國石油川慶鉆探工程公司井下作業(yè)公司，四川成都 610052；3.中國石油大學（北京），北京 102249）

吳起油田特低滲透區(qū)塊BTG 自2006 年以衰竭式開發(fā)方式投產(chǎn)以來，開發(fā)效果不理想，大部分生產(chǎn)井停產(chǎn)。由于開發(fā)前期未開展儲層精細刻畫[1-3]，導致初期井網(wǎng)井距排距設計不合理、未及時補充地層能量、單井控制程度低、產(chǎn)液量低、平面動用不均等問題凸顯。因此，亟需補充地層能量，提高單井產(chǎn)量。

本文首先進行精細油藏描述，明確砂體分布規(guī)律和沉積相模式，在地質描述的基礎上，借鑒類似油田經(jīng)驗、井網(wǎng)調整技術[4-7]和注采參數(shù)設計方法[8-10]，探討通過水平井，將天然能量衰竭式開發(fā)轉換為水驅開發(fā)。本文工作對于提高全區(qū)產(chǎn)量、實現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)具有重要現(xiàn)實意義，為后續(xù)同類特低滲透油藏的高效開發(fā)奠定技術基礎。

1 砂體分布及油藏特征

BTG 油區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部，構造簡單。整體呈“東高、西低”的斜坡狀構造，內(nèi)部發(fā)育有規(guī)模不等、軸向有異的鼻狀構造。C8、C9 油組頂面構造形態(tài)，仍為西傾斜坡上的小型西傾鼻狀構造，鼻軸呈多向延伸，傾角小于1°。

BTG 油區(qū)沉積微相可劃分為水下分流河道、分流間灣、河口壩3 種微相，其中水下分流河道是C8、C9的主要沉積微相。C8、C9 油層組以NE-SW 走向的水下分流河道為主，在沉積形成早期河道較窄，規(guī)模小，而分流間灣規(guī)模較大。隨著水動力不斷增強，河口規(guī)模不斷減小，逐漸進入分流河道發(fā)育鼎盛時期，形成成片的水下分流河道微相?？傮w來看的水下分流河道連片分布、范圍較廣，是主力生產(chǎn)層位，其余小層的水下分流河道沉積微相呈帶狀展布。

C8、C9 兩個油組砂體分布不均勻，連通性較差，各砂體厚度分布較分散。研究區(qū)延長組中砂體厚度大，中部砂體厚度較大，砂體分布連續(xù)，垂向連通性較好。對研究區(qū)所有井的砂體劃分結果顯示C8、C9 油層組的單砂體厚度變化較大，并且研究區(qū)砂體間泥質和鈣質夾層發(fā)育，作為滲流屏障阻擋了縱向上的油氣運移。

工區(qū)中部C8、C9 砂體相對較厚，西北部及東南部砂體相對較薄，其中砂體最厚，連續(xù)性最好。砂體平面展布特征都與對應層的沉積微相展布特征相似，說明砂體分布主要受沉積微相控制。BTG 主力油層的單砂體形態(tài)類型分為塊狀、連片狀兩種，主要為連片狀。

C8、C9 油層屬于三角洲前緣相沉積，在主力產(chǎn)層上分流河道砂分布廣泛。通過靜壓法計算C8、C9原始地層壓力為13～15 MPa，停產(chǎn)井平均井底靜壓為10～11 MPa。C8、C9 儲層物性較差，平均滲透率為1.08 mD，非均質性強，一般不具有邊水或底水，飽和壓力較高，原始氣油比較高，為構造-巖性復合油藏。

C8 有效厚度463 m，C9 有效厚度671 m，C8、C9油層厚度東北方向厚度大，沿河道方向逐漸過渡到油水同層和水層。C8、C9 有效厚度貢獻率分別為25.78%和37.36%。

工區(qū)內(nèi)有144 口井C8 油組鉆遇含油層，共解釋有效厚度328.25 m，單井有效厚度1.1～12 m，單井平均厚度為2.62 m，小層為主力產(chǎn)層，呈片狀分布，工區(qū)南部C8 油組含油面積較大。

工區(qū)內(nèi)有135 口井在C9 油組鉆遇含油層，共解釋有效厚度671.43 m，單井有效厚度0.53～11.5 m，單井平均厚度為4.97 m，小層為主力產(chǎn)層，連片性好，范圍大，南部含油面積較大。

2 生產(chǎn)動態(tài)特征

自2006 年投產(chǎn)以來，研究區(qū)共有184 口井，其中投產(chǎn)64 口定向井，4 口水平井，68 口生產(chǎn)井的生產(chǎn)狀況分為以下三類：

第一類為高產(chǎn)液高產(chǎn)油井。儲層物性好，油井處于構造小高點及分流河道位置，油氣富集，能量充足，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量均處于較高位置。

第二類為高產(chǎn)液低產(chǎn)油井。由于天然裂縫、人工壓裂裂縫的影響，導致開井后含水較高，初期高含水主要由壓裂液造成。

第三類為低產(chǎn)液低產(chǎn)油井。油井處于儲層較差位置，滲透性差，受壓裂不到位、射孔位置不合理等因素影響，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量均處于較低水平。

68 口油井的生產(chǎn)動態(tài)特征顯示：高產(chǎn)液高產(chǎn)油井普遍分布于南部和東部，高產(chǎn)液低產(chǎn)油井普遍分布于東南部地區(qū)，低產(chǎn)液低產(chǎn)油井普遍分布于西部地區(qū)，這與沉積微相河道分布特征相符合。

根據(jù)油井生產(chǎn)動態(tài)特征、含油厚度、油井累產(chǎn)量等參數(shù)，將研究區(qū)劃分為3 個區(qū)域：Ⅰ區(qū)高潛力產(chǎn)油區(qū)，Ⅱ區(qū)中潛力產(chǎn)油區(qū)，Ⅲ區(qū)低潛力產(chǎn)油區(qū)。

水下分流河道沉積環(huán)境下所形成的砂體規(guī)模和厚度明顯大于水下分流間灣和河口壩沉積下所形成的砂體厚度和規(guī)模，砂體厚度越大，油氣富集程度越高。C8、C9 油層的中上部具有較大的潛力。

研究區(qū)8-55 井、8-59 井為代表的東北部區(qū)域，22-6-5 井、22-4-6 為代表的東南部區(qū)域，均處于研究區(qū)東部，產(chǎn)量較高，符合研究區(qū)“東高西低”的構造特征，以22-26-3 井為代表的構造小高點，也是產(chǎn)量較高的區(qū)域，因此，構造特點也是影響油氣富集的重要因素。

研究區(qū)目前采用平均井距350 m 的近似正方形井網(wǎng)，依靠微弱的天然能量衰竭式開采。自2006 年來，累計采油5.5×104t，采出程度1.03%，采出程度較低。

截至2018 年12 月，研究區(qū)關停181 口定向井，大量采油井都已關停。結合油藏描述成果，分析油井關停原因如下：

（1）關停井位于構造邊部及薄差層，這些井關停前產(chǎn)量較低。部分井處在構造低部位或處于砂體厚度較薄部位，油井初期產(chǎn)量高，但產(chǎn)量遞減快，一些井只生產(chǎn)1～2 個月直至不出油而關停。

（2）井礦、工況不良等因素。部分井存在非正常關?，F(xiàn)象，如導致部分井關停的卡泵、砂堵、斷桿、漏泵等原因，這些因素占停產(chǎn)井總量的15%，正常作業(yè)導致井關停的占25%，剩下的大部分為不產(chǎn)液或者產(chǎn)油低。

（3）地層能量下降，壓力下降快，無有效驅替壓差。由于自然能量方式開發(fā)，地層能量下降較快，且由于主力油層C8、C9 為超低滲油藏，液體在地層中流動需較大的啟動壓力和驅替壓差，絕大多數(shù)井都是由于地層壓力下降而關停。

3 水驅開發(fā)井網(wǎng)調整方案設計

將高潛力油區(qū)作為模擬計算的開發(fā)單元，分別設計定向井菱形反九點井網(wǎng)、定向井矩形井網(wǎng)、水平井注水-水平井采油與直井注水-水平井采油結合的井網(wǎng)這三套井網(wǎng)水驅能量補充方案，其井網(wǎng)（見圖1～圖3）。方案的有關注采井數(shù)（見表1）。

圖1 菱形反九點井網(wǎng)井位圖Fig.1 Rhombus-shaped inverted nine-point well pattern deployment scheme map

圖3 水平井井網(wǎng)井位圖Fig.3 Horizontal well pattern deployment scheme

表1 各方案井網(wǎng)井數(shù)Tab.1 Table of wells utilizing various schemes

菱形反九點井網(wǎng)共新增41 口定向井，開井數(shù)83口，包括24 口注水井和59 口生產(chǎn)井。矩形井網(wǎng)共新增41 口定向井，開井數(shù)81 口，包括47 口注水井和34 口生產(chǎn)井。水平井井網(wǎng)新增10 口定向井，16 口水平井，開井數(shù)29 口，包括19 口注水井和10 口生產(chǎn)井。

圖2 矩形井網(wǎng)井位圖Fig.2 Rectangular well pattern deployment scheme map

菱形反九點井網(wǎng)部署井數(shù)最多（83 口），矩形井網(wǎng)與菱形反九點井網(wǎng)部署井數(shù)基本相當（81 口），水平井井網(wǎng)部署井數(shù)最少（29 口）。

直井井網(wǎng)配產(chǎn)配注為：油井日產(chǎn)液1.4 m3，水井日注水量4 m3。對于水平井井網(wǎng)，日產(chǎn)液15 m3，水井日注水量30 m3。

使用數(shù)值模擬方法預測高潛力產(chǎn)油區(qū)各個閥桿20 年開發(fā)指標，并與目前生產(chǎn)方式（基礎方案）的指標對比，進行方案優(yōu)選。

未調整的基礎方案累產(chǎn)油量僅為24.5×104t（見圖4），水平井井網(wǎng)累產(chǎn)油量最高，達到106×104t，單井累產(chǎn)油量10.6×104t。矩形井網(wǎng)累產(chǎn)油量最低，為71.4×104t，單井累產(chǎn)油量2.1×104t。菱形反九點井網(wǎng)累產(chǎn)油量介于水平井井網(wǎng)和矩形井網(wǎng)之間（87.2×104t），單井累產(chǎn)油量1.5×104t。水平井井網(wǎng)產(chǎn)量遠高于定向井井網(wǎng)產(chǎn)量。

矩形井網(wǎng)含水率最高（見圖5），達到60.8%，水平井井網(wǎng)含水率最低，為49.6%，且穩(wěn)產(chǎn)時間最長，菱形反九點井網(wǎng)含水率與矩形井網(wǎng)相當，為60.0%。

圖5 各方案含水率隨時間變化曲線Fig.5 Curves map of water content change over time for each scheme

研究區(qū)按照目前方式開發(fā)20 年后，采出程度僅為4.8%，而菱形反九點井網(wǎng)的采出程度最高達到17.1%，矩形井網(wǎng)的采出程度最低，只有14.0%，水平井井網(wǎng)的生產(chǎn)井井數(shù)遠低于定向井井網(wǎng)，采出程度最高，達到20.9%。

從生產(chǎn)角度來看，水平井井網(wǎng)采出程度最高，穩(wěn)產(chǎn)時間也最長，菱形反九點井網(wǎng)采出程度略低于水平井井網(wǎng)，但菱形反九點井網(wǎng)共設計83 口井，水平井井網(wǎng)僅設計29 口井，單井產(chǎn)能遠高于菱形反九點井網(wǎng)，因此，結合生產(chǎn)因素和經(jīng)濟效益，優(yōu)選水平井井網(wǎng)為研究區(qū)最終調整方案。

4 結論

（2）C8、C9 目前采出程度僅1.03%，主要影響因素為西北部和東南部由于沉積微相變化較快導致砂體連通性相對較差，水下分流間灣和河口壩沉積微相上的儲層物性較差，采用衰竭式開采、未補充地層能量，單井產(chǎn)量低，采出程度低。

（3）選擇高潛力產(chǎn)油區(qū)分別設計了定向井菱形反九點井網(wǎng)、定向井矩形井網(wǎng)和水平井井網(wǎng)3 種注水調整方案。通過數(shù)值模擬計算指標對比，考慮生產(chǎn)實際和經(jīng)濟效益，選擇水平井注采井網(wǎng)為最優(yōu)方案。預計開采20 年后，水平井井網(wǎng)方案采出程度達20.9%，采出程度提高16.1%。