庆城油田西区长7油藏差异性及稳产对策研究.pdf

庆城油田西区长 7 油藏差异性及稳产对策研究冯立勇1，郭晨光1，冯三勇2（员援中国石油长庆油田页岩油开发分公司，甘肃庆阳745000；圆援中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）摘要：庆城油田西区长 7 页岩油是国内最早规模开发的页岩油油藏。2018 年开发以来，已经建成了年产油 100伊104t的生产规模，在开发实践中不断深入研究油藏特征和开发规律。通过长 7 页岩油储层平面和剖面上的差异性的刻画，探索形成了页岩油水平井单井产能主控因素分析，优化了开发初期焖排采阶段合理开发技术政策，固化了递减、含水率、气油比、动液面四项开发规律认识，为页岩油持续高效开发提供借鉴。关键词：页岩油；水平井；主控因素；技术政策；开发规律中图分类号：TE323文献标识码：A文章编号：1673-5285（2023）0苑-0074-05DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.20圆3.0苑.017*收稿日期：圆园23原05-11作者简介：冯立勇（1976），男，高级工程师，主要从事油田开发工作。E-mail：fly_庆城油田处于伊陕斜坡的西南部，延长组下部长7 段沉积期为湖盆发展的全盛时期，属半深湖-深湖相沉积环境，形成以黑色页岩、暗色泥岩为主的大型生烃坳陷，是主要生油岩层系。主要含油层为湖泛期沉积的三叠系延长组长 71、长 72油层。储层物性差，地面空气孔隙度平均 8.2%，地面空气渗透率平均 0.10 mD，原始含油饱和度为 72.4%。地层原油性质较好，具有低密度、低黏度和高油气比的特点，密度 0.75 g/cm3，黏度1.21耀1.96 mPa s，气油比 94.8耀107.6 m3/t，水型均为CaCl2型，原始地层压力 15.8 MPa。1开发概况2011 年以来，借鉴北美页岩油开发理念，开展长 7油藏攻关研究与试验，经过 12 年的地质理论创新和关键技术攻关，经历了“先导试验、扩大试验、规模开发”三个开发阶段，建成了国内首个百万吨页岩油效益开发示范区。随着开发规模的扩大，油藏储层平面上和剖面上的差异性研究、水平井主体开发技术政策尚不明确，无法满足生产的需求1-3。目前，研究区内油井总井数 501 口，开井 480 口，日产液 6 849 m3，日产油 3 463 t，单井日产油 7.2 t，含水率 40.5%，动液面 1 076 m，采油速度 0.82%，采出程度 2.0%，自然递减 16.4%。2页岩油合理开发技术政策探索2.1油藏区域差异性研究2.1.1平面上储层差异性展布西区长 7 页岩油2018 年规模开发以来，平面上和剖面上储层均存在差异性；平面上储层差异性较大，对比油层厚度、储层特性等基础数据，结合砂体平面展布特征，辖区内差异较明显的开发单元可以划分为 7 个，通过储层单因素分布特征研究4-6，明确了水云母、碳酸盐岩等区域差异（图 1、图 2）。2.1.2剖面上多层系叠加差异性展布辖区属于长 7期盆地西南沉积体系，以重力流沉积为主，湖盆中部发育多期叠加储层，不同开发单元连续性较差，砂体厚度变化大，油层呈不连续条带状分布。长 7 油藏多层系叠合发育，通过细分小层，不同小层间储量动用程度不均，层间接替潜力大；长 721小层储量动用程度 58.7%、长 712小层储量动用程度 35.2%；长 711、长 722储量动用程度均较低，不足 20.0%。2.2页岩油水平井单井产能主控因素分析7石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第 42 卷第 7 期2023 年 7 月Vol.42 No.7July.2023分类油层参数压裂参数生产情况玉类油层长度/m油层厚度/m改造段数百米油层改造段数/段百米油层入地液量/m3百米油层加砂量/m3见油周期/d含水率 60%周期/d年产油量/m31.5 年累产油/m3高累产1 031.912.2242.502 674.6299.215450.3340.923975.9耀1 450.414.5耀9.820耀331.90耀3.091 973.0耀2 798.0206.0耀395.01277耀1300.137耀0.4250.810耀1.120中高累产1 024.813.9242.502 488.7278.224480.2570.683405.5耀1 413.36.0耀16.315耀281.51耀3.951 808.0耀3 586.0199.0耀375.00耀710耀2030.020耀0.6530.600耀0.760中累产903.19.9192.302 439.2255.328510.2070.51376.2耀1 308.75.7耀15.111耀251.54耀3.311 801.0耀3 296.0158.0耀359.00耀860耀1520.018耀0.4260.410耀0.590低累产871.79.3192.302 271.7249.555860.1550.304540.7耀1 133.47.5耀14.513耀241.55耀2.881 627.0耀2 804.0145.0耀322.00耀13619耀2040.023耀0.3270.230耀0.390图 2不同单元电阻、声波时差柱状图2.2.1地质条件是产能控制的基础西区长 7 页岩油水平井钻遇油层对产量影响较大的地层参数为气测全烃值、孔隙度和泥质含量。钻遇玉类油层长度与产量呈正相关关系，玉类油层越长，初期单井产量、阶段累计产油越高；水平井产液剖面测试结果显示，水平段不同油层段产出不均，玉类油层是水平井单井产量的主控因素，产量贡献率 90%。水平井井距（单井控制储量）与单井产能呈正相关，通过分析华 H6、华 H15 平台不同井距水平井对比表明：大井距单井控制储量高，单井产量高，累计产量高，开发形势好。华 H15 平台 200 m 井距平均单井储量 17.4伊104t，初期产量 16.7 t，1.5 年累计采油 6 102 t；华 H15 平台 400 m 井距平均单井储量29.7伊104t，初期产量 22.7 t，1.5 年累计采油 8 734 t。2.2.2初期改造强度是产能控制的途径单井产能与改造强度呈正相关，改造段数、改造簇数、百米油层入地液、百米油层加砂量越大，相同时间段内单井累产量越高。2.2.3开发初期技术政策是产能控制的保障开发实践表明：焖井周期、放喷排液强度、放喷现场管理、合理流饱比等不同阶段的技术政策，影响单井产能的发挥；合理的开发技术政策能保障单井产能的最大化。综合以上分析研究，形成了页岩油水平井单井产能主控因素分析图版。地质条件和玉类油层长度是单井产能主控因素的基础，改造强度是提高单井产能的途径，合理的开发技术政策是提高单井产能的保障；通过定量化的参数进行主控因素分析，为精准水平井管理建立标准（表 1）。2.3优化开发初期焖排采开发技术政策利用生产气油比对地层能量表征作用，将页岩油开发过程分为低生产气油比、中高生产气油比、高生产2520151050白 481 里 17悦 60 西 233 西 325 板 32 庆城南长 71长 728.314.79.18.712.918.38.618.415.410.016.86.48.810.120151050长 71长 72白 481 里 17悦 60 西 233 西 325 板 32 庆城南11.912.09.89.49.97.910.411.610.18.35.210.09.410.6图 1不同单元油层厚度、孔隙度柱状图100806040200白 481 里 17悦 60 西 233 西 325 板 32 庆城南长 71长 7252.745.837.827.652.756.336.850.151.154.056.773.128.058.8300260220180140100长 71长 72227.1225.2231.1 230.9227.0227.0229.5230.7230.3230.1217.7227.1246.4239.1白 481 里 17悦 60 西 233 西 325 板 32 庆城南表 员不同累产水平井油层、压裂及生产参数图版冯立勇等庆城油田西区长 7 油藏差异性及稳产对策研究第 7 期75气油比、高-低生产气油比四个阶段。结合生产实际，按照生产过程及含水率的下降趋势把低生产气油比阶段细化为三个阶段：焖井阶段、排液阶段（放喷、返排）、稳定采油阶段；实现了开发建设期向生产管理期技术政策的连续。2.3.1焖井阶段技术政策数值模拟显示，随焖井时间的延长，压裂液侵入距离变化平缓，地层压力逐渐平缓，渗吸置换作用减弱，焖井时间 40 d 后渗吸效果微弱。矿场实践统计显示：随着焖井时间的延长，含水率下降较快、见油时间较短，长时间焖井利于含水率下降，但驱替作用强度和范围增大，不利于提高累产油；数据统计显示焖井时间在 30耀60 d 更有利于早见油、提高累产油。综合数值模拟以及矿场实践统计，确定合理焖井时间为 40 d 左右（图 3、图 4）。图 3水平井焖井时间与见油时间关系图图 源不同焖井时间每百米累产油对比图2.3.2排液阶段技术政策生产数据统计分析显示，快速返排有利于早见油，但易造成地层出砂，水平井返排强度越大，见油时间相对较快，但随着返排强度的加大，降低了人工裂缝导流能力，水平井出砂严重。数值模拟显示：均衡放喷返排泄压更有利于提高采收率，实现 EUR 最大化。均衡放喷返排泄压有利于建立稳定的压力分布场，实现压力均衡传导，建立稳定的渗流场，累产液较高；非均衡放喷返排泄压无法建立稳定的压力传导系统，压力下降较慢，累产液较低。按照“连续、平稳、按量”的放喷返排要求，分不同含水率阶段制定排液制度。含水率逸90%，百米返排强度为 4.05.0 m3，1 500 m 水平井排液量 6075 m3/d；含水率 60%90%，百米返排强度为 2.04.0 m3，1 500 m 水平井排液量 3060 m3/d；含水率 40%60%，按照稳定采油期合理流饱比执行，百米返排强度为 1.02.0 m3。2.3.3稳定采油阶段技术政策研究表明合理流饱比是稳定采油阶段的关键技术参数。低于饱和压力后，产生游离气体，形成贾敏效应，流体阻力增加。数值模拟表明：不同阶段坚持不同流饱比更有利于提高采收率。与控压生产相比，放压生产初期产量高，但递减大，流压保持在饱和压力附近，采出程度较高。按照水平井不同含水率阶段，坚持分阶段合理流饱比，高含水率阶段合理流饱比为 1.2耀1.6；初期生产阶段合理流饱比为0.8耀1.5；稳定生产阶段合理流饱比为 0.81.0（表 2）。2.4递减含水气油比动液面开发规律研究2.4.1自然递减随开发时间呈指数-双曲-指数阶梯式变化数据拟合及开发现状显示：页岩油水平井递减第一年 30%、第二年 25%、第三年 20%以下，进入稳产阶段；初期月度递减率 1.7%2.2%，随着开发时间延长呈下降趋势。2.4.2含水率下降至稳定的周期约 10 个月且存在区域差异数据统计显示：水平井投产后含水率下降至90%，见油期 55 d（1.8 个月）、含水率下降至 60%，排液中期 131 d（4.3 个月）、含水率下降至 40%，排液后期246 d（8.2 个月）；10 个月后进入含水率稳定期（35%）。区域差异表现：悦 60 和板 32 区受不稳定放喷和井筒出砂结垢的影响，该区域见油周期 78 d 高于平均值 55 d；西 325、庆城南含水率下降较快，投产第 1 个月见油，6耀7 个月进入含水率稳定阶段。通过对含水率下降规律和递减规律的研究，建立员愿园员缘园员圆园怨园远园猿园园0306090120150180210240270300焖井时间/d8006004002000每百米 1 年累产油每百米 2 年累产油30 d 以下30耀60 d60耀90 d90耀120 d120 d 以上268370323317282441608558537438单井分类高含水率阶段（含水率 90%耀60%）初期生产阶段（含水率 60%耀40%）稳定生产阶段（含水率约40%）百米采液强度/（m3 d-1）流饱比百米采液强度/（m3 d-1）流饱比百米采液强度/（m3 d-1）流饱比水平段跃1 500 m2.5耀3.0逸1.61.8耀2.01.0耀1.51.0耀1.2逸1.0水平段 1 000耀1 500 m2.3耀2.51.4耀1.61.5耀1.80.8耀1.20.9耀1.0逸0.8水平段约1 000 m2.0耀2.31.2耀1.41.0耀1.50.8耀1.00.6耀0.9逸0.8表 2页岩油开发分公司水平井分阶段技术政策表石油化工应用2023 年第 42 卷76含水率与累产油关系图版。根据含水率与累产油关系的变化趋势判断油井生产是否正常，曲线向上偏移，生产动态变差；曲线向下偏移或延预测线，生产动态变好或稳定。筛查运行异常井、预测堵塞井。2.4.3维持高动液面控压生产可确保较好的稳产效果单井分类分析显示：高产井动液面维持较好（一年后动液面 607 m），流压在饱和压力以上稳定生产；低产井动液面下降较快（一年后动液面 1 087 m），10 个月流压即下降至饱和压力之下，呈现供液不足的特征。建立水平井动液面与累产液关系图版，高产井年度动液面降幅小，1.5 年累产液 1.6伊104m3；低产井年度动液面降幅大，1.5 年累产液 0.9伊104m3；从高产到低产，动液面降幅加大、累产液下降。根据表 3，依据当前动液面与累产液关系对单井进行分类，对标分类管理，实现技术政策执行的精细化。图 缘页岩油水平井生产气油比预测曲线图 远不同投产年水平井生产气油比现状图2.4.4生产气油比呈三段式变化快速上升、快速下降、稳定阶段根据生产数据拟合结果（图 5、图 6）：预测前三年生产气油比分别为 216、147、99 m3/t；对标目前现状，2018 年投产井生产至第 4 年，生产气油比高于预测（45 m3/t），存在脱气现象；2019-2021 年投产井生产气油比符合预测。生产数据显示，当流压低于饱和压力时，生产气油比随着流压下降开始上升；当流压低于80%饱和压力时，生产气油比上升的幅度变大。动液面和气油比存在线性关系，即随着气油比的增加动液面下降加快，单井日产油能力也呈下降趋势。3结论按照油藏特征分析与地质工程一体化相结合的思路，通过分析研究页岩油水平井储层物性、测井数据、岩心资料以及开发动态，总结焖排采不同阶段开发规律，形成了页岩油水平井高效开发的稳产技术政策。油层剖面及平面展布特征研究表明，长 7 油藏油层对应性及连通性存在明确区域差异，研究区内差异较明显的开发单元可以划分为 7 个。页岩油水平井单井产能主控因素有地质基础水平井钻遇玉类油层长度、单井控制储量、初期改造强度、合理的开发技术政策等，通过定量化的参数进行主控因素分析，为精准建立水平井管理对策提供了依据。页岩油投产初期按照“连续、平稳、按量”的放喷返排要求，分不同含水率阶段制定排液制度，含水率逸90%，百米返排强度为 4.05.0 m3，1 500 m 水平井排液量 6075 m3/d；含水率 60%90%，百米返排强度为 2.04.0 m3，1 500 m 水平井排液量 3060 m3/d；含水率40%60%，按照稳定采油期合理流饱比执行，百米返排强度为 1.02.0 m3。稳定的采液阶段按照水平井不同含水率阶段，坚持分阶段合理流饱比，高含水率阶段合理流饱比为 1.2耀1.6；初期生产阶段合理流饱比为 0.8耀1.5；稳定生产阶段合理流饱比为 0.81.0。固化形成的递减、含水率、气油比、动液面四项开发规律认识对深入了解页岩油开发规律，指导页岩油高效开发具有建设性的指导意义。参考文献：1 付锁堂，李忠兴，付金华，等.低渗透油气田勘探与开发M.北京：石油工业出版社，2020.2 雷启鸿，何右安，郭芪恒，等.鄂尔多斯盆地页岩油水平井生产特征原因分析类别针对性措施高液面高累产地层能量充足，储层物性好，改造效果好潜力井控制参数，实现长期高产稳产低累产产能未充分发挥、上产潜力大适当提高参数、发挥油井潜力低液面高累产采液强度大、井底流压下降快低流压井优化参数、提高流饱比低累产井筒堵塞、能量传导受阻堵塞井冲砂或冲砂+酸化，恢复产能表 猿页岩油水平井动液面与累产液关系猿缘园猿园园圆缘园圆园园员缘园员园园缘园园02468101214161820生产时间/年实际生产气油比预测生产气油比2001501005002018 年2019 年2020 年2021 年2022 年93107131145178冯立勇等庆城油田西区长 7 油藏差异性及稳产对策研究第 7 期773节流器打捞后的积液情况分析根据苏里格气田 100 余口节流气井的生产动态分析，节流器打捞后，一般会有两种情况出现：第一种情况，储层条件较好或者节流器打捞的时间较早，节流器上端积液现象不严重，当节流器打捞后气井产量得到一定程度的回升，排出积液正常生产一段时间，产量进一步下降，井筒重新积液，随后进入排采阶段；第二种情况，储层条件较差或者节流器打捞的时间较晚，节流器上下两端均产生了严重的积液现象，节流器打捞后气井产量没有太大变化，随着积液情况的加重，产量继续递减，需要直接进入排水采气阶段。4结论及认识（1）天然气气井井下节流生产工艺根据气井气量和液量的变化，可以划分为四个阶段，每个阶段节流器上下端的积液情况均不相同。气井在关井状态时，节流器上端的积液由于小孔的表面张力作用，不会回落到井底。（2）井下节流工艺虽然降低了地面集输管网压力，取消了地面加热装置。但是，在气井生产过程中，要根据产量变化及产液情况，及时调整节流器节流嘴的大小，确保气井产量始终大于临界携液流量，延长气井生产能力。参考文献：1 牟春国，胡子见，王惠，等.井下节流技术在苏里格气田的应用 J.天然气勘探与开发，2010，33（4）：61-65.2 刘鸿文，刘德平.井下油嘴节流机理研究及应用 J.天然气工业，1990，10（5）：57-62.猿 魏纳，孟英峰，李悦钦，等.井筒连续携液规律研究 J.钻采工艺，2008，31（6）：88-90.4 陈家琅，陈涛平.石油气液两相管流 M.北京：石油工业出版社，2010.5 王宇，李颖川，佘朝毅.气井井下节流动态预测 J.天然气工业，2006，26（2）：117-119.开发关键科技问题J.天然气地球科学，2023，猿源（远）：怨猿怨原怨源怨.3 林森虎，邹才能，袁选俊，等.美国致密油开发现状及启示J.岩性油气藏，2011，23（4）：25-30，64.4 周妍，孙卫，白诗筠.鄂尔多斯盆地致密油地质特征及其分布规律 J.石油地质与工程，2013，27（3）：27-29.5 付金华.鄂尔多斯盆地致密油勘探理论与技术 M.北京：科学出版社，2018.6 付金华，罗顺社，牛小兵，等.鄂尔多斯盆地陇东地区长 7段沟道型重力流沉积特征研究 J.矿物岩石地球化学通报，2015，34（1）：29-37.7 薛婷，黄天镜，成良丙，等.鄂尔多斯盆地庆城油田页岩油水平井产能主控因素及开发对策优化J.天然气地球科学，2021，32（12）：1880-1888.（上接第 54 页）石油化工应用2023 年第 42 卷78