长庆油田超低渗透油藏持续有效开发重大试验攻关探索与实践发表时间：2021-11-09 08:47 摘 要：超低渗透油藏覆盖储量大，油藏致密、孔喉细微、物性差，开发难度极大。2005年，中国石油在长庆油田开展了超低渗透（0.3mD）油藏开发攻关试验，创新了储层快速评价、有效驱替系统优化、多级压裂改造、地面优化简化、低成本钻采配套五大特色技术系列，形成了超低渗透油藏管理模式，推动年产油量从2008年的31×104t快速升至2014年的802×104t并持续稳定，有力支撑了长庆5000×104t上产稳产。随着超低渗透油藏（尤其是超低渗透Ⅲ类）水驱开发深入，驱替难度大、水淹水窜比例高、采油速度低、采收率低等开发矛盾陆续显现，2016年长庆油田开展了转变注水开发方式重大开发试验。经过4年攻关，初步形成了超低渗透油藏先期补能、压中增能、吞吐蓄能、驱渗结合的一体化提高采收率技术，解决了传统注水开发难以见效和储量动用程度低的难题，产量大幅提升，现场试验采收率提高12个百分点。目前已进入工业化试验，将为长庆油田“二次加快发展”提供强大动力。 关键词：超低渗透油藏；开发方式；重复压裂；驱渗结合；能量补充 我国超低渗透油气资源丰富，2019年动用储量中超低渗透油藏储量占比37.5%，新增探明储量中占比57.6%。超低渗透油藏已成为我国原油产量上产稳产的主战场，主要分布在长庆油田。长庆油田超低渗透油藏渗透率为0.3mD左右，储层岩性致密、孔喉细微、物性差、压力系数低、天然裂缝发育，难以有效驱替。为实现长庆油田上产目标，2005年，中国石油天然气集团公司（简称中国石油）在长庆油田开展了0.3mD超低渗透油藏开发攻关试验，2008年进入全面工业化推广。超低渗透油藏产油量由2008年的31×104t快速上升至2014年的802×104t，并持续稳产。2019年产油量为814×104t，占长庆原油总产量的33.7%，为长庆油田年产油气当量5000×104t上产稳产做出了突出贡献。 随着超低渗透油藏水驱开发的深入，基质驱替难度大、水淹水窜比例高、采油速度低、采收率低等开发矛盾陆续显现，低产井及长停井达6600口，占长庆油田总低产低效井的一半，如何进一步改善开发效果、大幅度提高采收率成为亟待突破的又一难题。2016年，中国石油在华庆油田元284区块设置重大开发试验项目，攻关研究超低渗透油藏转变注水开发方式、大幅度提高采收率的关键技术。经过4年攻关试验，主体技术基本形成，产量大幅度提升，开发效果显著，将为长庆油田“二次加快发展”提供强大动力。 1 超低渗透油藏储层特征与分类评价体系 1.1 超低渗透油藏储层特征及开发难点 鄂尔多斯盆地超低渗透油藏属于典型的“三低”（低渗透、低压、低丰度）油藏。与已规模开发的特低渗透油藏相比，具有岩性更致密、孔喉更细微、物性更差、天然裂缝发育等特征，导致井网难以与裂缝匹配，有效压力驱替系统建立难度大。 （1）沉积类型复杂，砂体成因多样。超低渗透储层在各沉积相带中均有分布，以近源混杂沉积或远源粉细粒沉积为主（图1），其中在半深湖—深湖区最为发育，勘探开发潜力巨大。
（2）储层颗粒细小，胶结物含量高，孔喉细微。超低渗透储层颗粒细小，以细砂岩为主，中砂组分平均比特低渗透储层低6.84%左右，细砂组分平均比特低渗透储层高11.12%左右，胶结物含量比特低渗透储层高出1.75％，面孔率更低，平均为特低渗透储层的61.2%。中值压力是特低渗透储层的3倍，孔喉更加细小。大量恒速压汞结果表明，超低渗透储层与特低渗透储层相比，孔径分布特征类似，喉道半径分布差异较大，喉道半径分布区间明显变窄，且一般小于1.0μm，较大喉道基本不发育。 （3）储层中天然裂缝较发育。天然裂缝的存在可改善储层的渗流能力，但同时也增加了储层的非均质性，增加了注水开发的难度，容易造成裂缝性水淹。 （4）超低渗透油藏应力敏感性更强，存在启动压力梯度，且当储层渗透率小于0.5mD时，启动压力梯度会快速上升，导致有效压力驱替系统建立难度大，非达西渗流特征明显。 （5）超低渗透油藏属于低压油藏，地层压力系数介于0.7~0.85之间。 （6）油层埋藏适中，主体深度在2000m左右，原油黏度低、凝点低，易于流动。 1.2 储层分类评价体系 储层分类评价标准对于快速评价油藏、筛选有利建产目标区意义重大。国内外关于储层分类标准方案众多，比较通用的方案是中高渗透储层K>50mD，低渗透储层K=10~50mD，特低渗透储层K=1~10mD，超低渗透储层K<1mD。 为了对超低渗透储层细分和快速评价，应用有效孔隙度、主流喉道半径、可动流体饱和度和启动压力梯度等参数，通过构造四元分类系数，建立了超低渗透储层综合评价模型，将储层划分为三大类（表1）。
2 超低渗透油藏开发试验攻关历程及效果 2.1 开发试验攻关历程 2005年，中国石油瞄准超低渗透油藏开发的技术难点，以效益建产为目标，选择安塞油田沿25井区长61、吴旗油田吴410井区长6、西峰油田庄31井区长63、西峰油田庄19井区长82，开展0.3mD超低渗透油藏有效开发攻关试验。随着试验的进行，2007年新增靖安油田塞392试验区，2008年新增华庆油田白155试验区。开发试验攻关经历了如下3个阶段。 （1）前期研究与评价阶段（2004—2005年）。 重点在沿25、庄19等井区开展超低渗透储层成因、渗流机理、井网优化、压裂液伤害机理、人工裂缝监测等研究与评价，初步形成了小井距、小水量超前注水开发思路，为压裂增产新技术的提出与形成提供了重要依据。 （2）关键技术攻关与先导试验阶段（2006—2007年）。 重点在塞392等井区开展储层定量描述、井网优化、压裂改造等关键技术攻关，创新形成了超低渗透油藏储层分类评价、井网优化、直井多级加砂压裂和水平井水力射流压裂等核心技术。 （3）技术集成与配套阶段（2008—2015年）。 以提高单井产量、降低投资成本为目标，在华庆油田白155井区开辟了10×104t先导示范区，进一步深化储层地质与裂缝分布规律研究，全面优化开发技术政策，扩大储层改造新技术试验规模，推广地面数字化、标准化、集成化建设模式。通过技术集成与配套，基本形成了超低渗透油藏的经济有效开发模式。 2.2 攻关效果 以现场试验为依托，系统思考、科学谋划，优化科技资源配置，加快科研要素整合，实施科技创新工程，攻关关键技术、推广成熟技术、完善配套技术，创新了储层快速评价、有效驱替系统优化、多级压裂改造、地面优化简化、低成本钻采配套五大特色技术系列（图2），为实现超低渗透油藏的规模有效开发提供了技术保障。
超低渗透油藏开发坚持管理创新，实施勘探开发一体化，推进“四化”管理，创新科研攻关体系和生产管理体系，坚持低成本战略，实现管理增效，形成了超低渗透油藏管理模式。（1）为实现资源的快速探明、快速落实开发规模、快速建产，按照整体性评价、一体化部署、规模化建产思路，发展并实施了具有超低渗透油藏特色的勘探开发一体化，一个油田从预探发现到规模开发的周期从过去的5~8年缩短到2~3年。（2）推行标准化设计、模块化建设、市场化运作、数字化管理的“四化”管理模式（图3），平均建设工期缩短20%以上，标准化设计覆盖率达95%以上，投资降低5%左右。
超低渗透油藏开发试验通过大力推进科技、建设、管理和机制创新工程，形成了具有长庆油田特色的“超低渗模式”，超低渗透油藏实现规模建设与快速上产，2008年实施全面工业化推广，年产油量从2008年的31×104t上升至2014年的802×104t（图4）。
3 超低渗透油藏转变开发方式先导试验 以超低渗透Ⅲ类为主的油藏经过近10年的水驱开发，驱替难度大、水淹水窜比例高、产量低、采收率低等开发矛盾陆续显现，如何进一步改善开发效果、大幅度提高采收率成为亟待突破的又一难题。2016年，华庆油田元284区块开展重大开发试验，攻关研究超低渗透油藏转变注水开发方式、大幅度提高采收率等技术问题。 3.1 转变开发方式主要理念 为解决超低渗透油藏多方向性裂缝水淹、基质驱替难度大、无效注水严重的问题，提出了“打破油水井井别界限，增能重复压裂与井间互驱、缝间自驱、本井渗吸补能相结合”的开发新方式（图5）。通过地质、油藏、工程一体化设计，把油藏改造成拟双重介质油藏，水平井采取大规模分段体积压裂补能的方式，注水井宽带压裂后转采，打破原注采井网模式；以最大的采出程度和缝控储量作为优化目标，统筹考虑井控储量、缝控储量与采油速度、采收率的优化配置；从油藏角度优化压裂段数、裂缝簇数、排量、入地液量和多功能驱油压裂液体系。该方法可提高储量动用程度，利用裂缝灵活多变注水补充能量；将井网加密调整提高水驱储量动用程度转变为体积压裂提高水驱储量动用程度及波及体积，将平面水驱转变为单井吞吐、渗吸、辅助水驱，由线性流转变为复杂缝网渗流（图6），可大幅提高单井产量和采收率，降低无效注水。
3.2 先导试验实施措施、效果及认识 元284试验区覆盖地质储量大、油层厚度大、储层物性差，地质储量为595×104t，有效厚度19.7m，开发层系为长631、长632，孔隙度为11.7%，渗透率为0.37mD。2015年，试验区70%的井日产油量小于1t，41%的井日产油量小于0.5t，地质储量采油速度仅为0.2%，采出程度为2%。 3.2.1 实施措施 先导试验历经4年的艰苦攻关、优化调整、稳步推进，分阶段实现了目标。主要做法包括： （1）以大排量、大液量、低黏液体、小粒径支撑剂为核心体积改造技术。 （2）综合补能是提升重复压裂效果的重要手段。试验区注水难以建立有效驱替系统，地层压力保持水平较低（75%~82%），定向井平均采出液量3800m3，水平井平均采出液量12000m3，目前地层压力为12~13MPa。依靠原有注水系统，依据当前油藏压力设计单井注入量，实施压前注水，定向井为2000~3000m3，水平井为5000~10000m3，压裂过程中通过大液量补能，应用低成本驱油压裂液，增加入地液量，定向井超2000m3，水平井超30000m3。 （3）压裂后焖井有助于储层发生油水置换，放喷时见油明显，投产后增油效果好（图7），压后焖井还有助于降低综合递减率。对比表明，实施扩压井半年递减率为12.5%，未实施扩压井半年递减率为23.8%。
（4）将机械封隔与暂堵相结合，提高重复压裂的有效性。通过双封单卡压裂管柱实现精准分段压裂、定点重复改造（图8），改进动态多级暂堵重复压裂工艺，优化堵剂粒径、组合等关键参数，提高暂堵升压可控性。
（5）同步压裂实现应力干扰，提高裂缝复杂程度。多井多层同步压裂实现裂缝干扰，形成复杂裂缝，体积改造实现最大化。实践表明，元304-46井、元305-46井同步压裂，邻井元305-47关井压力由4.0MPa上升到10.5MPa；元305-47井压裂，邻井元305-46井、元304-46井压力分别上升1.0MPa和0.5MPa。井下微地震监测表明，裂缝南翼均有偏转趋势，带宽增加10~20m（图9、表2）。
（6）工艺技术方面，攻克老水平井大排量分段体积压裂技术，填补了技术空白。为降低压裂液成本、简化现场配液，优选EM30S体系，满足了高砂比携砂和降摩阻的要求。研发无节流喷砂器和复合封隔器，实现多段、大液量、大砂量压裂。创新多级分流式喷砂器结构，化整为零，逐级分流，管外涡流的冲蚀磨损大幅降低，单喷砂器加砂量达400m3，过砂能力提高4倍，创新2项封隔器关键结构，封隔器承压能力提高23%，重复坐封达20次（图10）。
3.2.2 试验效果 2016─2019年，元284区累计实施体积压裂61口井，试验区日产油水平由31.9t提高到102.5t，目前为82.5t（图11），累计增油4.1×104t，采油速度由0.19%提高到0.50%，最高达0.61%。
2019年，按照“高排量、大液量、多段数”的试验要求，集成综合补能、老缝暂堵、同步压裂、体积改造等技术，3口水平井实施重复压裂，压裂后水平井产量超过新井投产时产量，达到试验前产量的5倍。试验前，68个月累计产油25395t；试验后，12个月累计产油11808t，达到试验前累计产油的46%，增产效果显著（图12、图13）。
重复压裂后，缝控储量大幅提升。微地震监测结果表明，重复压裂后裂缝覆盖范围大幅增加（图14），监测裂缝带长523m，宽105m。不稳定递减拟合表明，重复压裂后控制半径增大22%，缝控储量增加42%（图15）。压裂裂缝数值模拟结果表明，储层裂缝泄流面积较试验前增加2.5倍。
超低渗透油藏转变开发方式大幅提高采收率先导试验攻关中，创新了压注焖采一体化、重复压裂优化、驱替与渗吸相结合的能量补充技术，实现了由平面水驱到井间互驱、缝间驱替、本井渗吸的转变，解决了超低渗透油藏传统注水开发难以见效和储量动用程度低的难题，现场试验采收率提高12个百分点。 先导试验突出地质、工程、现场作业一体化，初步形成了以超低渗透老井重复压裂为核心的转变注水开发方式关键技术（图16），提高了试验区整体开发效果，为下一步提升试验效果创造条件。
4 攻关方向及前景展望 4.1 下一步技术攻关方向 进一步解放思想，践行转变注水开发方式核心理念，深化机理研究，创新工艺工具和研发新型材料，进一步深化认识，提升效果，降低成本。 （1）形成一系列井筒再造技术，提出一个完整性的井筒，通过开展机械卡封硬分隔+多级暂堵软分隔相结合、井筒再造+桥射联作，大幅提高施工效率，压裂时间控制在30天以内。 （2）继续开展提高液量和砂量的极限参数探索试验，规模化改造、再造具有流动性的油藏体系，形成压裂—补能—驱油一体化重复改造模式。 （3）突破多方式灵活驱替关系的建立，充分利用渗析、压前补能、压裂增能、吞吐蓄能、同井缝间注采补充地层能量。 （4）研发与储层更适配、以驱油为目的、可改变水性质的压裂液滑溜水体系，进一步提升压裂渗吸驱油效果，大幅度提高采收率。 （5）探索改变驱替介质的提高采收率体系。 4.2 前景展望 超低渗透油藏开发为长庆油田上产5000×104t做出重大贡献。此次先导试验的成功，坚定了超低渗透油藏转变注水开发方式、大幅度提高单井产量和采收率的信心。接下来重点围绕“低成本整体压裂、多方式能量补充、全方位驱渗结合”开展工业化试验，将会推动超低渗透油藏再次焕发青春，助力长庆油田二次征程再上新台阶，同时对玛湖致密油等类似油藏的高效开发具有重要的指导意义。 |
