董鳳龍

摘 ? 要：深層特低滲透油藏一般具有埋藏深、物性差、敏感性強等特征，油井無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能較低，需壓裂改造開發(fā)。壓裂改造后油井可獲得較高產(chǎn)量，但天然能量不足，產(chǎn)量遞減較快，需補充能量開發(fā)。但注水開發(fā)存在啟動壓力梯度高、驅(qū)油效率低等問題。國內(nèi)外調(diào)研表明注氣開發(fā)可有效改善和提高低、特低滲透油藏開發(fā)效果。本文將依托試驗區(qū)塊（w1塊），細化論證深層特低滲透油藏注氣開發(fā)的必要性。

關(guān)鍵詞：深層油藏 ?特低滲油藏 ?注氣必要性

中圖分類號：TE357 ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?文獻標識碼：A ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?文章編號：1674-098X（2020）01（a）-0079-02

1 ?油井初期產(chǎn)量高、穩(wěn)產(chǎn)難度大，亟需優(yōu)選補能方式

（1）油井自然產(chǎn)量低，壓裂改造后可獲得較高產(chǎn)量。

試驗區(qū)塊探井、評價井試油情況表明，油井的自然產(chǎn)量較低，壓裂后可獲得較高產(chǎn)量。平面上不同部位油井均可證實，例如w1井壓裂前日產(chǎn)油僅有3.1m3/d，壓裂后日產(chǎn)油高達52.2m3/d;w2井壓裂前日產(chǎn)油僅有1.6m3/d，壓裂后日產(chǎn)油達到30.0m3/d;w3井壓裂前僅見油花，壓裂后日產(chǎn)油高達69.6m3/d;w4井壓裂前也僅見油花，壓裂后日產(chǎn)油可達到40.8m3/d。

由此可見，壓裂縫延伸發(fā)展控制著低滲透儲層采出狀況，依托壓裂工藝技術(shù)對油層進行改造，是特低滲透油藏有效動用的必經(jīng)之路。由于試油井平面上分布在不同區(qū)域，受儲層物性、油層發(fā)育狀況等因素影響，壓裂后產(chǎn)量存在一定差異。

（2）優(yōu)選與儲層特征相適應(yīng)的壓裂改造工藝，可有效提高單井產(chǎn)量。

在區(qū)塊新井的實施過程中，油藏地質(zhì)與壓裂研究人員緊密結(jié)合，因井制宜，實踐不同壓裂工藝，優(yōu)化施工參數(shù)，探索與儲層發(fā)育特征相匹配的有效壓裂措施。

采用不同壓裂工藝油井的初期產(chǎn)量情況，采用常規(guī)單層壓裂、分層壓裂油井產(chǎn)量在4.9～5.5t/d，而高液量、大排量套管縫網(wǎng)壓裂油井產(chǎn)量可達10.4～11.7t/d。由此可見，在壓裂工藝上，相對常規(guī)壓裂，高液量、大排量的套管縫網(wǎng)壓裂效果更優(yōu)。在壓裂方式上，根據(jù)儲層發(fā)育狀況，對于儲層發(fā)育相對集中的油井，采用單層壓裂效果較好，而對于儲層發(fā)育相對分散的油井，采用分層壓裂集中投產(chǎn)的方式效果較好。

另外，室內(nèi)實驗分析表明，該塊粘土成分中伊蒙混層所占比例平均達61.3%，水敏程度多為中等偏強，存在水敏性傷害的可能，因此在壓裂中應(yīng)更多考慮低粘壓裂液+凍膠加砂的壓裂工藝，以達到造復雜縫目的，并且縮短投產(chǎn)時間，提高壓裂效果。圍繞形成有效網(wǎng)狀縫優(yōu)化施工參數(shù)設(shè)計、注重質(zhì)量監(jiān)控，是壓裂必須考慮的基本問題。

（3）油藏邊水不活躍，天然能量不足，油井產(chǎn)量遞減較快。

目前區(qū)塊內(nèi)實施的油井中，探到油水邊界2口井，產(chǎn)水強度僅為0.3m3/（d.m），階段累產(chǎn)水886m3（見表3）。由此來看，油藏邊水并不活躍，天然能量不足。

根據(jù)北京勘探院研究成果，對于特低滲透油藏，采用衰竭式開發(fā)，溶解氣油比和地層壓力系數(shù)是影響采出程度的關(guān)鍵。本塊氣油比59m3/t，地層壓力系數(shù)1.1左右，預測天然能量采收率7.5%。另外，從已投產(chǎn)油井生產(chǎn)情況來看，依靠天然能量開發(fā)，產(chǎn)量遞減較快，平均月遞減率10%左右，動液面下降快。

綜合以上分析，區(qū)塊油井自然產(chǎn)能低，實施與儲層特征相匹配的壓裂改造后可獲得較高產(chǎn)量，但依靠天然能量開發(fā)產(chǎn)量下降快、動液面下降快，表明該區(qū)天然能量不足，一次采收率低，為了提高最終開發(fā)效果勢必進行補充能量開發(fā)。

2 ?注水啟動壓力梯度高、驅(qū)油效率低，難以實現(xiàn)有效開發(fā)

區(qū)塊為深層特低滲透油藏，同類型油藏開發(fā)實踐表明，實施規(guī)模注水開發(fā)難度較大。本次研究主要結(jié)合室內(nèi)實驗及礦場試驗來綜合論證區(qū)塊實施注水開發(fā)可行性。

2.1 室內(nèi)實驗研究

2.1.1 儲層水敏程度主要為中等偏強，注水開發(fā)需開展全過程防膨處理

X衍射全巖分析粘土含量6.9%，粘土礦物中伊蒙混層含量61.3%，高嶺石11.0%。通過陽膨法測得主力層段巖樣水敏程度為中等偏強;敏感性評價實驗表明，巖樣中等偏強水敏，鹽敏臨界礦化度為7000mg/l。因此，在開展注水開發(fā)過程中應(yīng)嚴格控制注入水水質(zhì)，并進行全過程防膨，處理費用較高。

2.1.2 啟動壓力梯度較高，油層滲流阻力較大

室內(nèi)實驗研究表明，低滲透油藏注水啟動壓力梯度隨滲透率的降低而增大，當滲透率小于2.5md時，啟動壓力梯度上升幅度大幅抬升。室內(nèi)實驗實測注水啟動壓力梯度高達1.49MPa/m，可見注水開發(fā)難度較大，難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)。

2.1.3 注水驅(qū)替壓力高，驅(qū)油效率相對較低

選用區(qū)塊實際巖樣開展了水驅(qū)油效率實驗，從實驗結(jié)果來看，盡管所測得的最終驅(qū)油效率可達47%～48%，但都是在較大的驅(qū)替壓差下（6-8MPa）及較高的注入倍數(shù)下所測得的，這樣條件在實際油藏注水開發(fā)過程中是無法實現(xiàn)的，當注入0.5-1.0PV時驅(qū)油效率只有35%～40%，實際油藏注水開發(fā)驅(qū)油效率應(yīng)相對較低（見表1）。

2.2 現(xiàn)場試注研究

為了進一步論證區(qū)塊實施注水開發(fā)的可行性，優(yōu)選了注水試驗井組開展現(xiàn)場試注。井組位置處于區(qū)塊構(gòu)造腰部，具有較好代表性;完鉆井較多，可形成相對完善注采井網(wǎng)，連通性也相對較好，連通系數(shù)83.4%。

2018年6月7日開始試注水，初期日注水30m3/d，注入壓力17MPa，后期因注入壓力高間注，平均日注水12.4m3/d，注入壓力12～17MPa;7月31日換高壓泵復注，注水量有所提升，但注入壓力上升較快，后期間注，日注水14.1m3/d，注入壓力20～25MPa，9月11日停注，累注水1459m3。試注試驗與室內(nèi)實驗研究結(jié)果基本一致，因儲層物性差、滲流阻力大，注水壓力較高，難以達到配注，注水量較低。

綜合以上分析，受區(qū)塊埋藏深、物性差、敏感性強等因素影響，注水難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，驅(qū)油效率較低，實施規(guī)模注水開發(fā)難度較大。要實現(xiàn)區(qū)塊效益開發(fā)，亟待尋求更有效的補充能量方式。

3 ?氣驅(qū)開發(fā)技術(shù)對油田持續(xù)發(fā)展意義重大

隨著油田勘探開發(fā)的不斷深入，近年來新增探明儲量品位逐年變差，主要以低滲透油藏為主，低滲透油藏已逐步成為油田增儲穩(wěn)產(chǎn)的主要領(lǐng)域。而低滲老區(qū)的開發(fā)實踐表明，在無有效補充能量方式的情況下，油田建產(chǎn)后無穩(wěn)產(chǎn)期，并且快速進入低速低效開發(fā)階段，開發(fā)效果較差。因此，探索低滲透油藏有效的開發(fā)方式對油田當前和未來的增儲、穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義。

4 ?結(jié)語

（1）對于深層特低滲油藏，優(yōu)選與儲層相匹配的壓裂改造工藝改造后，油井可獲得較高產(chǎn)量，但因天然能量不足，產(chǎn)量遞減較快，需補充能量開發(fā);

（2）室內(nèi)實驗及礦場試注表明，受儲層埋藏深、物性差、強水敏等因素影響，深層特低滲透儲層注水啟動壓力梯度高、驅(qū)油效率低;現(xiàn)場試注壓力高、吸水能力差，注水量低，達不到配注要求，難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，實現(xiàn)有效注水開發(fā);

（3）注氣開發(fā)可有效改善和提高低、特低滲透油藏開發(fā)效果，有必要開展進一步的探索與實踐。

參考文獻

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