陰艷芳

(中國(guó)石油遼河油田分公司 開發(fā)事業(yè)部,遼寧 盤錦 124010)

遼河油區(qū)經(jīng)過(guò)五十多年的勘探開發(fā),以低滲油藏為主的低品位儲(chǔ)量逐漸成為增儲(chǔ)建產(chǎn)的開發(fā)主體[1]?！笆濉逼陂g,新增石油探明儲(chǔ)量中低滲透油藏占比達(dá)到78.4%,其中,深層低滲油藏由于資源品質(zhì)更差,投資成本更高,傳統(tǒng)“直井+常規(guī)壓裂+注水驅(qū)替”開發(fā)模式難以實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)[2],普遍存在動(dòng)用儲(chǔ)量規(guī)模小、壓裂投產(chǎn)后產(chǎn)量快速遞減、注水開發(fā)注不進(jìn)采不出等難題[3],如何“提高單井產(chǎn)量、提高儲(chǔ)層動(dòng)用率、提高油藏采收率”是油田科研生產(chǎn)的難點(diǎn)和熱點(diǎn)。雙229 塊是近年來(lái)儲(chǔ)量規(guī)模最大的深層低滲油藏,勘探和評(píng)價(jià)階段圍繞儲(chǔ)層甜點(diǎn)部署12 口井,壓裂投產(chǎn)后產(chǎn)量年遞減率高達(dá)63%,油藏開發(fā)的難度極大。同類油藏普遍采取選擇甜點(diǎn)區(qū)擇優(yōu)部署、油井壓裂投產(chǎn)和超破裂壓力注水補(bǔ)能的開發(fā)方式,儲(chǔ)量動(dòng)用率低、油井注水見效難、經(jīng)濟(jì)效益差。雙229 塊具有儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)、層多層薄、地層傾角大、高溫高壓等特殊性,現(xiàn)有的“直井+常規(guī)壓裂+注水驅(qū)替”開發(fā)模式不能適應(yīng)區(qū)塊效益建產(chǎn)的開發(fā)需求。采取工程地質(zhì)相結(jié)合,基于體積壓裂儲(chǔ)層改造,研究深層低滲油藏效益建產(chǎn)新模式。

1 油藏地質(zhì)概況

雙229 塊構(gòu)造上位于遼河坳陷西部凹陷中南段清水洼陷北部,中央凸起的西側(cè)。主力含油目的層為E3s13,細(xì)分為E3s13Ⅰ、E3s13Ⅱ、E3s13Ⅲ、E3s13Ⅳ、E3s13Ⅴ五個(gè)砂層組,油藏埋深2 900～3 970 m,是典型的超深層薄互層狀特低滲油藏。

區(qū)塊整體構(gòu)造形態(tài)為受大洼斷層控制的北東走向、西南傾、箕狀構(gòu)造,北高南低,東西高、中部低,區(qū)內(nèi)發(fā)育多條近東西向斷層將其復(fù)雜化,最高埋深3 100 m,最低埋深4 150 m。地層傾角較大,一般10°～15°,最大45°。

儲(chǔ)層沉積體系為三角洲前緣沉積,物源來(lái)自東側(cè)中央凸起,有利相帶為水下分支河道。巖性致密,主要為細(xì)砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖,巖石類型為巖屑長(zhǎng)石砂巖,長(zhǎng)石含量為36%～51%,石英含量為24%～36%,巖屑含量為13%～38%。儲(chǔ)層物性差,有效孔隙度平均12.7%,滲透率平均1.62 mD。以原生粒間孔為主,孔大吼小、配位數(shù)低、喉道不均勻,平均孔喉比5.23,平均配位數(shù)0.65,喉道均質(zhì)系數(shù)0.16。

油層分布受沉積、砂體及構(gòu)造控制,油藏類型整體上為構(gòu)造巖性油藏。平面上東部區(qū)域物源方向油層分布主要受構(gòu)造控制,油層厚度較大,分布穩(wěn)定;向西主要受到沉積、砂體控制,向北、向西油層減薄至尖滅?？v向上油層在E3s13Ⅱ～E3s13Ⅳ均有分布,主要分布在E3s13Ⅲ和E3s13Ⅳ砂層組,E3s13Ⅱ砂層組油層零星分布。單井鉆遇油層最厚47.9 m,最薄為1.2 m。油層分散且薄,單層厚度0.6～5.2 m,平均2.7 m。

油藏高溫高壓,地層溫度96.95～129.37 ℃,地層壓力32.58～44.67 MPa。油品為常規(guī)輕質(zhì)油,20 ℃原油密度0.863 0～0.876 5 g/cm3,平均為0.867 2 g/cm3,50 ℃原油黏度9.78～13.62 mPa·s,平均為11.13 mPa·s,平均含蠟量為11.09%,膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量為17.10%,凝固點(diǎn)為27.9 ℃。

2 開發(fā)難點(diǎn)

一是油層埋藏深,有效儲(chǔ)層識(shí)別與預(yù)測(cè)難度大。油層埋深2 900～3 970 m,以近物源快速堆積的扇三角洲沉積為主,有利相帶變化快、頻繁交錯(cuò),主體相帶寬度100～200 m。儲(chǔ)層礦物成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度雙低,巖性混雜,分選性差。儲(chǔ)層薄(單砂層厚度普遍小于10 m),巖性復(fù)雜多樣,砂巖與含灰泥巖縱波阻抗相互疊置,常規(guī)波阻抗反演預(yù)測(cè)儲(chǔ)層多解性強(qiáng)。砂泥巖薄互層特征明顯,深側(cè)向電阻率由于縱向分層能力較差(縱向分辨率約0.6 m),易受圍巖影響,測(cè)量值偏低,不能有效識(shí)別劃分薄巖性層,油層有效厚度識(shí)別與劃分精度不高。

二是儲(chǔ)層敏感性強(qiáng),入井流體易對(duì)儲(chǔ)層造成傷害。雙229 等三口井X 衍射全巖分析,儲(chǔ)層黏土礦物含量4.4%～10.2%,平均為6.9%,主要以伊蒙混層和伊利石為主,伊蒙混層相對(duì)含量為46～72%,伊利石相對(duì)含量為11%～28%,高嶺石相對(duì)含量為4%～19%。在流體剪切力的作用下其晶片極易破碎,顆粒細(xì)小,隨流體在孔隙中移動(dòng),堵塞巖石孔隙吼道造成儲(chǔ)層物性變差,而且在鉆完井、儲(chǔ)層改造及補(bǔ)能過(guò)程中與壓裂液、注入水等外來(lái)流體接觸,易發(fā)生水敏和速敏,嚴(yán)重傷害儲(chǔ)層[4]。陽(yáng)膨法測(cè)得水敏程度為中等偏強(qiáng),膨脹率11.5%～17.3%,滲透率傷害率62.3%以上,鹽敏臨界礦化度為7 000 mg/L,開發(fā)過(guò)程中應(yīng)嚴(yán)格控制入井流體性質(zhì),并進(jìn)行防膨處理。

三是油井自然產(chǎn)量低,有效壓裂投產(chǎn)方式不配套。油井基本無(wú)自然產(chǎn)能,早期7 口探井、評(píng)價(jià)井試油平均初期日產(chǎn)油1.28 t,一個(gè)月后均低產(chǎn)關(guān)井。要實(shí)現(xiàn)效益建產(chǎn)就必須采用壓裂改造方式投產(chǎn),如雙229 井壓裂前日產(chǎn)油僅有3.1 t,壓裂后日產(chǎn)油高達(dá)52.2 t。但受儲(chǔ)層物性、油層發(fā)育狀況等因素影響,探井、評(píng)價(jià)井壓裂后產(chǎn)量存在較大差異,最高69.6 t/d,最低只有5 t/d。因此,在區(qū)塊開發(fā)過(guò)程中,亟需因井制宜,探索與儲(chǔ)層發(fā)育特征相匹配的有效壓裂方式。

四是天然能量不足,有效補(bǔ)能方式不明確。區(qū)塊邊底水不活躍,按照天然能量分級(jí)評(píng)價(jià)圖版,屬于天然能量不足,彈性采收率低[5]。采用衰竭式開發(fā),預(yù)測(cè)天然能量采收率7.5%,為獲得較高產(chǎn)能和采收率,需采取人工保壓的開發(fā)方式。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)注水啟動(dòng)壓力梯度高、驅(qū)油效率低,雙229 井實(shí)測(cè)注水啟動(dòng)壓力梯度高達(dá)1.49 MPa/m,在較大的驅(qū)替壓差下(6～8 MPa)最終驅(qū)油效率可達(dá)47%～48%,當(dāng)注入0.5～1.0 PV 時(shí),驅(qū)油效率只有35%～40%。同時(shí)由于區(qū)塊埋藏深、儲(chǔ)層強(qiáng)水敏,注水開發(fā)難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)。

3 體積壓裂可行性評(píng)價(jià)

體積壓裂改造是特低滲油藏實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)之一[6],前人對(duì)低滲油藏體積壓裂已進(jìn)行了大量研究[7-10],通過(guò)體積壓裂實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層三維方向的全面改造,既能大幅度提高單井產(chǎn)量,還能最大限度提高儲(chǔ)層動(dòng)用率和油藏采收率。

3.1 天然裂縫發(fā)育情況

在體積壓裂改造過(guò)程中,天然裂縫更容易先于基質(zhì)開啟,原始和次生裂縫的存在能夠增加形成復(fù)雜縫網(wǎng)的可能性,從而極大地增加改造體積[11]。通過(guò)對(duì)雙229 井巖心觀察、鑄體薄片鑒定可以得出,巖性致密的砂巖儲(chǔ)層中宏觀構(gòu)造裂縫不發(fā)育,局部井段細(xì)粒砂巖、中粒砂巖儲(chǔ)層中不同程度地發(fā)育少量微裂縫。雙229 塊E3s13段儲(chǔ)集空間類型以粒間孔、粒內(nèi)孔、顆粒溶孔為主,少量鑄?？住⑽⒖?見少量顆粒裂縫、成巖微縫(見圖1、圖2)。在體積改造中,少量顆粒裂縫、成巖微縫的存在能夠增加形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的可能性,從而極大地增大改造體積。

3.2 儲(chǔ)層石英含量

儲(chǔ)層可壓性評(píng)價(jià)研究及開發(fā)實(shí)踐表明:黏土礦物含量高的塑性地層不易形成復(fù)雜縫網(wǎng),富含石英或者碳酸鹽巖等脆性礦物的儲(chǔ)層有利于產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)。據(jù)微觀巖石薄片鑒定資料統(tǒng)計(jì),雙229 塊E3s13段儲(chǔ)層砂巖碎屑成分以石英、長(zhǎng)石為主,次為巖屑。砂巖以巖屑長(zhǎng)石砂巖為主,少量長(zhǎng)石砂巖,其中長(zhǎng)石含量為36%～51%,石英含量為24%～36%,巖屑含量為13%～38%。X 衍射全巖分析結(jié)果表明,石英平均55.40%,長(zhǎng)石平均32.71%,碳酸鹽平均3.69%。儲(chǔ)層巖石具有一定的脆性,壓裂改造時(shí)在破裂壓力作用下易形成裂縫。

3.3 巖石力學(xué)特征

巖石力學(xué)參數(shù)在確定壓裂施工壓力、控制壓裂裂縫幾何形狀方面起重要作用。利用大型縫網(wǎng)壓裂機(jī)等巖石力學(xué)參數(shù)測(cè)定系統(tǒng),開展室內(nèi)巖心巖石力學(xué)參數(shù)測(cè)試,從動(dòng)態(tài)彈性模量、斷裂韌性等參數(shù)測(cè)試結(jié)果分析,雙229 塊E3s13段具有三軸抗壓強(qiáng)度高、脆性指數(shù)高、泊松比低、抗拉強(qiáng)度低、斷裂韌性低等特征,脆性指數(shù)平均60%,動(dòng)態(tài)彈性模量平均22.2 GPa,動(dòng)態(tài)泊松比平均0.24,抗拉強(qiáng)度平均3.6(見表1),同時(shí)與遼河油田同期特低滲油藏對(duì)比,巖石力學(xué)參數(shù)非均質(zhì)性較弱,實(shí)施體積壓裂破裂壓力相對(duì)較低、易破碎、形成復(fù)雜縫網(wǎng)能力強(qiáng)、縫寬和逢高較大。

表1 雙229 塊巖石力學(xué)參數(shù)測(cè)試結(jié)果表

綜上所述,雙229 塊E3s13段具備體積壓裂形成“縫網(wǎng)”的儲(chǔ)層條件。

4 開發(fā)新模式研究

為實(shí)現(xiàn)研究區(qū)塊效益建產(chǎn),采取地質(zhì)-油藏-工程相結(jié)合,基于巖石力學(xué)參數(shù)測(cè)定和體積壓裂改造評(píng)價(jià),精細(xì)有效儲(chǔ)層識(shí)別,創(chuàng)建了超深層薄互層狀特低滲油藏“直井+分層分質(zhì)體積壓裂+注氣補(bǔ)能”效益建產(chǎn)新模式。

4.1 有效儲(chǔ)層識(shí)別

針對(duì)超深層薄互層油藏有效儲(chǔ)層識(shí)別困難和儲(chǔ)層參數(shù)解釋精度低的問(wèn)題,重新優(yōu)選測(cè)井敏感曲線,分區(qū)分類開展儲(chǔ)層巖性、電性、物性、含油性“四性關(guān)系”研究,建立有效儲(chǔ)層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)。

通過(guò)巖心精細(xì)描述和測(cè)井曲線校正,優(yōu)選敏感曲線-微球聚焦電阻率曲線,縱向分辨率由0.6 m 提高至0.08 m,滿足0.2 m 以上優(yōu)勢(shì)巖性識(shí)別。巖心刻度測(cè)井,建立細(xì)砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、泥巖四類巖性識(shí)別標(biāo)準(zhǔn),確定優(yōu)勢(shì)巖性為粉砂巖中夾的0.2～0.6 m 薄層細(xì)砂巖。細(xì)砂巖的含油性較好,含油級(jí)別以油浸為主,油浸及其以上含油級(jí)別占到80%以上;粉砂巖含油性較差,含油級(jí)別以油斑、油跡、熒光為主;泥質(zhì)粉砂巖基本不含油。以油浸為含油性下限,將有效厚度巖性下限定為細(xì)砂巖。考慮埋藏深度、油層分布及物性特征的差異,分井區(qū)、分層段制作物性與含油性關(guān)系圖,以油浸為含油性下限,分別確定物性下限。引入氣測(cè)、輕烴、地化資料,參與制定油層下限標(biāo)準(zhǔn),氣測(cè)峰基比7～20,iC4/nC4介于0.31～0.55,建立6 種類型有效儲(chǔ)層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)(見表2),試油試采證實(shí)符合率達(dá)90%以上。

表2 雙229 塊E3 s13 段有效儲(chǔ)層下限標(biāo)準(zhǔn)

4.2 開發(fā)方式優(yōu)選

4.2.1 注水開發(fā)不可行性分析

雙229 塊為深層特低滲透油藏,同類型油藏開發(fā)實(shí)踐表明,實(shí)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(shí)驗(yàn)及礦場(chǎng)試驗(yàn)來(lái)綜合論證區(qū)塊實(shí)施注水開發(fā)的不可行性。

一是儲(chǔ)層水敏程度主要為中等偏強(qiáng),注水開發(fā)需開展全過(guò)程防膨處理。儲(chǔ)層敏感性室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明,主力層段巖樣水敏程度為中等偏強(qiáng)、鹽敏臨界礦化度為7 000 mg/L。如果注水開發(fā),應(yīng)嚴(yán)格控制注入水水質(zhì),并進(jìn)行注水開發(fā)全過(guò)程防膨,處理費(fèi)用較高。

二是啟動(dòng)壓力梯度較高,油層滲流阻力較大。遼河油田低滲透油藏注水啟動(dòng)壓力梯度室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究表明,當(dāng)滲透率小于2.5 mD 時(shí),啟動(dòng)壓力梯度上升幅度大幅抬升。雙229 井室內(nèi)實(shí)驗(yàn)實(shí)測(cè)注水啟動(dòng)壓力梯度高達(dá)1.49 MPa/m,遠(yuǎn)高于遼河低滲透油藏注水平均啟動(dòng)壓力梯度1.0 MPa/m。同時(shí),相對(duì)滲透率曲線測(cè)定油水兩相區(qū)較窄(24.5%～35.3%),說(shuō)明油層滲流能力弱。由此可見,本塊注水開發(fā)難度較大,難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)。

三是注水驅(qū)替壓力高,驅(qū)油效率相對(duì)較低。從水驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)結(jié)果來(lái)看,在6～8 MPa 高驅(qū)替壓差和5 PV 以上的較高注入倍數(shù)條件下,最終水驅(qū)油效率可達(dá)47%～48%(見表3)。這樣的注入條件在實(shí)際油藏注水開發(fā)過(guò)程中是無(wú)法實(shí)現(xiàn)的,遼河低滲透油藏一般注入量在0.5～1.0 PV,當(dāng)注入0.5～1.0 PV時(shí)驅(qū)油效率只有35%～40%,注水開發(fā)驅(qū)油效率相對(duì)較低。

表3 雙128 井水驅(qū)油效率測(cè)定結(jié)果表

四是礦場(chǎng)試注試驗(yàn)證實(shí)注水壓力高,達(dá)不到配注要求。2018 年6 月7 日選擇雙246 井開展試注,初期日注水30 m3,注入壓力17.0 MPa,10 天后因注入壓力高轉(zhuǎn)間歇注,平均日注水12.4 m3,注入壓力12.0～17.0 MPa。7 月31 日換高壓泵復(fù)注,注水量有所提升,但注入壓力上升較快,8 天后改為間歇注,日注水14.1 m3,注入壓力20.0～25.0 MPa,9 月11 日停注,累計(jì)注水1 459 m3。礦場(chǎng)試注試驗(yàn)與室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果基本一致,受儲(chǔ)層物性差、強(qiáng)水敏、滲流阻力大等因素影響,注水壓力較高,注水量難以達(dá)到配注要求。

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場(chǎng)試驗(yàn)均表明區(qū)塊不適合注水開發(fā)。要實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量效益開發(fā)動(dòng)用,亟待尋求更有效的補(bǔ)充能量方式。

4.2.2 注氣開發(fā)可行性分析

國(guó)內(nèi)外調(diào)研表明,與傳統(tǒng)的注水開發(fā)相比,注氣開發(fā)具有注入能力高、儲(chǔ)層傷害小、波及體積大,驅(qū)油效率高等技術(shù)優(yōu)勢(shì)[12],可以解決低滲透油藏因儲(chǔ)層物性差、敏感性強(qiáng)造成的常規(guī)注水開發(fā)注不進(jìn)難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)的問(wèn)題。本次研究綜合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、數(shù)值模擬、現(xiàn)場(chǎng)試注等多方面論證區(qū)塊實(shí)施注氣開發(fā)可行性。

一是巖性油藏、斷層遮擋,封閉性好,適合注氣開發(fā)。雙229 塊為構(gòu)造巖性油藏,儲(chǔ)層被夾在洼陷區(qū)厚層泥巖中,東部和南部被斷層夾持,西部和北部油藏邊界為巖性尖滅,形成巖性、物性遮擋。區(qū)塊內(nèi)局部發(fā)育近東西向斷層,斷裂系統(tǒng)活動(dòng)較弱,斷層為遮擋型斷層。且開發(fā)目的層上部全區(qū)發(fā)育有穩(wěn)定的泥巖層段,目的層E3S13Ⅲ與E3S13Ⅳ砂組之間也發(fā)育有穩(wěn)定的泥巖隔層區(qū)。因此,油藏受巖性封擋、斷層遮擋、蓋層密封等綜合效應(yīng),封閉性較好,適合開展注氣開發(fā)。

二是油層發(fā)育相對(duì)集中、地層傾角大,有利于注氣開發(fā)。主要目的層E3S13Ⅲ與E3S13Ⅳ砂組,油層分布受構(gòu)造、巖性控制,在E3S13Ⅲ砂組和E3S13Ⅳ砂組發(fā)育較為集中,平均有效厚度在10～20 m 左右。另外,本塊地層傾角為10°～45°,屬大傾角油藏。同類型油藏開發(fā)實(shí)踐表明,對(duì)于大傾角油藏,頂部注氣可發(fā)揮重力穩(wěn)定驅(qū)替作用,減緩氣竄、提高氣驅(qū)波及體積,進(jìn)一步提高采收率。

三是室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)注氣開發(fā)可有效提高油藏采收率。不同氣體介質(zhì)的長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)表明,在油藏高溫高壓條件下,更有利于發(fā)揮氣驅(qū)混相、溶脹、降黏、降低界面張力等驅(qū)油作用機(jī)理[13]。氣驅(qū)相對(duì)水驅(qū)易于進(jìn)入微小孔縫,提高波及體積,注氣啟動(dòng)壓力梯度低于注水16 倍左右。巖樣油氣相對(duì)滲透率測(cè)定實(shí)驗(yàn)表明,氣驅(qū)殘余油飽和度17.5%,氣驅(qū)驅(qū)油效率達(dá)71.2%,與水驅(qū)相比較,氣驅(qū)降低殘余油飽和度17.8%。對(duì)比不同注入介質(zhì)在油藏高溫高壓條件下的驅(qū)油效率,不同注氣介質(zhì)均可提高驅(qū)油效率,二氧化碳驅(qū)油效率最高,81.3%,天然氣驅(qū)油效率次之,70.1%,空氣和氮?dú)怛?qū)油效率分別為60.4%、54.9%。開展不同注入氣體與原油最小混相壓力實(shí)驗(yàn)研究(細(xì)管實(shí)驗(yàn)),測(cè)定在地層溫度條件下氮?dú)?、空氣、二氧化碳以及天然氣的最小混相壓?見表4),注入二氧化碳可以實(shí)現(xiàn)混相,注入天然氣可以實(shí)現(xiàn)近混相驅(qū),測(cè)定二氧化碳混相壓力為31.8 MPa,天然氣為46.2 MPa。

表4 注入不同氣體與原油最小混相壓力統(tǒng)計(jì)表

四是礦場(chǎng)試驗(yàn)證實(shí)注氣有效改善了特低滲儲(chǔ)層注入能力。2018 年在開展1 個(gè)井組注水試驗(yàn)的同時(shí),選擇2 個(gè)相鄰井組開展注氮?dú)庠囼?yàn)。如38-34 井組于9 月28 日開始注氮?dú)?初期日注氣量為2.9 ×104m3,注氣壓力22.0 MPa,最高注氣量提高到5.9 ×104m3,注氣壓力相應(yīng)上升到26.0 MPa。截至同年12 月底,日注氮?dú)?.0 ×104m3,注氣壓力保持在26.5 MPa,階段累積注氮?dú)?54.0 ×104m3。對(duì)比注氣、注水試驗(yàn)效果,儲(chǔ)層吸氣能力強(qiáng),計(jì)算儲(chǔ)層視吸水指數(shù)為0.029 m3/(d·MPa·m),視吸氣指數(shù)為0.125 m3/(d·MPa·m),注氮?dú)庖曃鼩庵笖?shù)是視吸水指數(shù)的4.3 倍。

4.2.3 注氣方式優(yōu)化

國(guó)內(nèi)外注氣開發(fā)實(shí)踐證實(shí),對(duì)于具有較大傾角的油藏,采用構(gòu)造高部位注氣,有利于發(fā)揮重力穩(wěn)定驅(qū)替作用,相比面積注采井網(wǎng),可以有效抑制氣竄速度,提高氣驅(qū)波及體積,從而提高開發(fā)效果。在研究區(qū)塊利用物模和數(shù)模方法,開展注氣方式優(yōu)化。

一是物模測(cè)定高注低采有利于發(fā)揮重力穩(wěn)定驅(qū)作用。在油藏壓力、溫度條件下,通過(guò)改變實(shí)驗(yàn)裝置的夾角來(lái)研究地層傾角及注氣部位對(duì)驅(qū)油效率的影響。根據(jù)雙229 實(shí)際油藏傾角情況,設(shè)置0°、7°、15°、-7°及-15°五種不同傾角(傾角為負(fù)數(shù)代表注入端高部位)開展長(zhǎng)巖心注氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,從低注高采到高注低采,隨著地層傾角的變化驅(qū)油效率逐漸增大(見圖3)。高部位注氣(負(fù)傾角)由于重力作用注入氣體在高部位聚集,有益于加強(qiáng)重力排驅(qū)的作用,注氣后巖心相比于低部位注氣沒有明顯的剩余油界面。同時(shí),高注低采延長(zhǎng)了見氣時(shí)間,減緩氣竄,驅(qū)油效率相對(duì)較高。

二是數(shù)模優(yōu)化構(gòu)造高部位注氣方式效果最佳。按照雙229 塊E3s13地質(zhì)特征,建立260 m ×260 m的正方形井網(wǎng)的機(jī)理模型,油井壓裂縫半長(zhǎng)為120 m,裂縫導(dǎo)流能力為200 ×10-3μm2·m,油水相對(duì)滲透率、原油PVT 性質(zhì)等均采用油藏實(shí)際參數(shù)。分別設(shè)計(jì)了面積反五點(diǎn)注氣、面積反九點(diǎn)注氣、線性高部位注氣及線性低部位注氣四種注采井網(wǎng)形式,CMG 數(shù)值模擬軟件計(jì)算結(jié)果表明,采用線性高部位注氣的井網(wǎng)形式獲得采出程度最高(見圖4)。

對(duì)于雙229 塊E3s13段而言,注入二氧化碳驅(qū)油效率高,但考慮氣源、安全、腐蝕、費(fèi)用等問(wèn)題,當(dāng)前選定注天然氣近混相驅(qū)開發(fā),采用頂部連續(xù)穩(wěn)定注入方式。

4.3 井網(wǎng)井距優(yōu)化設(shè)計(jì)

鎖定效益開發(fā)目標(biāo),統(tǒng)籌考慮主要目的層E3S13Ⅲ與E3S13Ⅳ砂組有效動(dòng)用,優(yōu)化井型、井網(wǎng)、井距設(shè)計(jì)。

4.3.1 開發(fā)井型設(shè)計(jì)

對(duì)比分析直井與水平井開發(fā)適用的地質(zhì)條件,直井適用于縱向發(fā)育多套油層且有一定分布規(guī)模、儲(chǔ)量豐度較高、有經(jīng)濟(jì)效益的油藏,水平井適用于縱向含油層位少、主力層明顯且分布穩(wěn)定、儲(chǔ)量豐度較低、直井開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益差的油藏。本塊油層平面疊加連片、橫向變化快,縱向油層多、單層薄、發(fā)育分散,適合采用直井開發(fā)提高儲(chǔ)量控制程度。

采用經(jīng)濟(jì)學(xué)中的盈虧平衡分析方法,確定直井不同油價(jià)下經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量[14]。參考區(qū)塊油藏參數(shù)和壓裂改造規(guī)模,建立理想地質(zhì)模型,利用Eclipse 數(shù)值模擬軟件,模擬計(jì)算30、40、50、60、70 美元/桶油價(jià)下的有效厚度經(jīng)濟(jì)界限,確定在50 美元/桶階梯油價(jià)下,直井部署的有效厚度經(jīng)濟(jì)界限14.2 m,確定直井在有效儲(chǔ)層厚度大于15.0 m 范圍內(nèi)部署。

4.3.2 井網(wǎng)井距設(shè)計(jì)

雙229 塊E3s13段油井需壓裂投產(chǎn),井網(wǎng)井距的部署必須做到井網(wǎng)系統(tǒng)、注采系統(tǒng)與壓裂縫系統(tǒng)的最佳配置[15],綜合考慮構(gòu)造傾向、壓裂縫方向、儲(chǔ)層連通狀況、開發(fā)方式的兼顧以及經(jīng)濟(jì)效益等因素。

雙229-30-28 井微地震裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果(見圖5)表明,E3s13段裂縫方位為北偏西41°,裂縫長(zhǎng)200 m,二翼裂縫長(zhǎng)度不對(duì)稱,西北70 m,東南130 m。綜合考慮構(gòu)造傾向(地層傾角>10°)、壓裂縫方向、物源方向、油層連通狀況等因素,設(shè)計(jì)矩形井網(wǎng)。矩形井網(wǎng)短邊方向?yàn)榫喾较?與構(gòu)造線走向一致且橫切物源,矩形長(zhǎng)邊方向?yàn)榕啪喾较?與構(gòu)造傾向、物源方向基本一致,對(duì)角線方向與主裂縫方向接近。

利用數(shù)值模擬機(jī)理模型對(duì)井距進(jìn)行優(yōu)化,在相同排距300 m 條件下分別設(shè)計(jì)150、180、210、240、270、300 m 井距,預(yù)測(cè)結(jié)果表明,隨井距的縮小采出程度不斷增大,當(dāng)井距小于210 m 后采出程度變化幅度減小(見圖6),確定合理井距為210 m。在合理井距下進(jìn)一步優(yōu)化排距,分別設(shè)計(jì)340、380、420、460、500、540 m 排距,預(yù)測(cè)結(jié)果表明,隨排距的縮小采出程度不斷增大,當(dāng)排距小于420 m 后采出程度上升幅度減小,因此采用210 m ×420 m 矩形井網(wǎng)形式。

4.4 壓裂方式優(yōu)選

雙229 塊E3s13段自然產(chǎn)能平均為1.28 t/d,為了最大限度提高油井初期產(chǎn)量,優(yōu)選埋藏深度、儲(chǔ)層物性、油層有效厚度、油層跨度等條件相近的油井,開展常規(guī)籠統(tǒng)壓裂、分層體積壓裂、分層分質(zhì)體積壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),統(tǒng)計(jì)32 口試驗(yàn)井的初期產(chǎn)量,常規(guī)壓裂平均單井產(chǎn)油4.9 t/d,分層體積壓裂10.4 t/d,分層分質(zhì)體積壓裂12.1 t/d,直井分層分質(zhì)體積壓裂方式的生產(chǎn)效果最優(yōu),是常規(guī)壓裂的2.47 倍?？紤]不同井區(qū)有效儲(chǔ)層集中程度的差異,研究壓裂段跨度、油層厚度、隔層巖性及厚度、儲(chǔ)層物性等與壓裂工藝的匹配關(guān)系,建立分層壓裂技術(shù)界限(見表5),最大限度提高單井產(chǎn)量。對(duì)于壓裂段跨度大于30 m、有效厚度凈毛比小于0.3 的層段實(shí)施分層壓裂,各壓裂層段再根據(jù)儲(chǔ)層質(zhì)量采用分質(zhì)壓裂方法,分別設(shè)計(jì)壓裂施工參數(shù),實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層壓裂改造程度最大化。

表5 雙229 塊E3 s13 段儲(chǔ)層與壓裂工藝匹配模式

同時(shí),針對(duì)油藏破裂壓力高、儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)的特點(diǎn),制定低傷害、易返排壓裂液對(duì)策,在降低胍膠用量的基礎(chǔ)上,優(yōu)化添加劑類型,具有個(gè)性化配方為0.4% 高溫胍膠體系+0.3% 助排劑+(1%～2%)防膨劑。

5 應(yīng)用效果

雙229 塊E3s13段在有效儲(chǔ)層厚度大于15 m 的區(qū)域,采用210 m ×420 m 矩形井網(wǎng)、分區(qū)設(shè)計(jì)井排方向,以頂部注天然氣為主補(bǔ)充地層能量,整體部署直井162 口,設(shè)計(jì)采油井119 口,注氣井43 口,其中利用老井49 口,新井113 口?？紤]建井周期及氣驅(qū)地面建設(shè)等因素,設(shè)計(jì)3 年完成建產(chǎn),4 年完成全部轉(zhuǎn)驅(qū)工作。采油強(qiáng)度預(yù)測(cè)法和產(chǎn)量遞減預(yù)測(cè)法兩種方法預(yù)測(cè)新井第一年日產(chǎn)油8.0 t。采用同步注氣開發(fā),數(shù)值模擬預(yù)測(cè)第一年遞減率為12%,第二年為10%,第三年為8%,后期逐年遞減減緩。

截至2020 年2 月,E3s13段共有完鉆共69 口,其中采油井66 口,注氣井3 口。采油井開井40 口,日產(chǎn)油188.5 t,綜合含水46.8%,采油速度0.68%。雙229 塊采取“直井+分層分質(zhì)體積壓裂+注氣補(bǔ)能”的效益建產(chǎn)新模式,實(shí)現(xiàn)了深層低滲油藏的效益開發(fā)和儲(chǔ)量有效動(dòng)用,數(shù)值預(yù)測(cè)采收率可到21%,預(yù)計(jì)稅后內(nèi)部收益率8.19%,投資回收期8.58 a。

6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1)深層低滲油藏由于資源品質(zhì)更差,投資成本更高,傳統(tǒng)“直井+常規(guī)壓裂+注水補(bǔ)能”開發(fā)模式不能滿足有效開發(fā)需求,本文基于體積壓裂改造建立的超深層特低滲油藏“直井+分層分質(zhì)體積壓裂+注氣補(bǔ)能”新模式,解決了低滲油藏儲(chǔ)量動(dòng)用規(guī)模小、單井產(chǎn)量低等難題,對(duì)同類型油藏具有指導(dǎo)意義。

2)“直井+分層分質(zhì)體積壓裂+注氣補(bǔ)能”開發(fā)模式適用于縱向含油井段長(zhǎng)、油層層數(shù)多、地層傾角大、注水開發(fā)難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)的低滲-特低滲油藏。

3)低滲油藏已經(jīng)成為當(dāng)前和未來(lái)油田產(chǎn)能建設(shè)的主要對(duì)象,該類油藏能否實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā),直接關(guān)系到油田經(jīng)濟(jì)效益與可持續(xù)發(fā)展。應(yīng)圍繞影響效益建產(chǎn)的難點(diǎn),地質(zhì)-油藏-工程一體化攻關(guān),依托壓裂技術(shù)升級(jí),補(bǔ)能方式的多元化,不斷創(chuàng)新開發(fā)模式。