超低渗—致密油藏水平井开发注采参数优化实践——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例

赵继勇，樊建明，何永宏，杨子清，高伟，高武彬

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3.中国石油长庆油田分公司油藏评价处；4.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院）

超低渗—致密油藏水平井开发注采参数优化实践
——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例

赵继勇1,2，樊建明1,2，何永宏2,3，杨子清1,2，高伟2,4，高武彬1,2

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3.中国石油长庆油田分公司油藏评价处；4.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院）

注水补充能量水平井开发过程存在拟溶解气驱和水驱两种驱替机理，3个不同的渗流阶段。基于此认识，结合水平井开发试验跟踪评价结果，确定了注水井、采油井合理工作制度和注采参数确定原则：①采用注水井与水平井大规模体积压裂相结合的超前注水能量补充模式；②建立了不同储集层定向井超前注水和注水强度计算理论图版；③超前注水时机应在水平井完井之后；④水平井合理初期产量根据存地液量与排距、超前注水量、水线推进速度等参数确定；⑤注水未见效前合理生产流压略大于饱和压力，注水见效后合理生产流压不低于饱和压力的2/3，同时结合动态及时调整。基于研究成果，2013年HQ油田投产80口水平井，见水井比例由8.8%降到3.0%，水平井平均单井产量年递减控制在15%之内，取得了较好的实施效果。图14表4参12

超低渗—致密油藏；水平井；体积压裂；存地液量；注采参数优化；长庆油田

1 长庆油田开发概况

长庆油田超低渗—致密油藏具有储集层物性差、岩性致密，非达西渗流明显、地层压力系数低（0.6～ 0.8）和天然裂缝较发育等特征[1-7]。为实现该类油藏规模有效开发，长庆油田积极转变开发方式，由以定向井开发为主逐渐过渡到水平井开发为主。水平井开发能够大幅度提高初期单井产量已达成共识，但关于采用何种井网形式和储集层改造技术争论较多[8-10]。根据长庆油田4年多水平井规模试验及开发实践（截至2013年底，投产水平井447口），笔者认为，除了以上两点外，与井网及改造工艺相匹配的注采参数对水平井的长期高产、稳产也有较大的影响，表现在以下两个方面。

①水平井大规模体积压裂提高单井产量的同时，有可能沟通油藏中天然裂缝形成裂缝网络，采用注水补充能量开发时，如果注水参数不合理，容易造成初期大面积裂缝性水淹。由现场试验结果，一般发生水淹的水平井后期单井产量都较低（目前找水、堵水的工艺技术还有待进一步完善），因此优化注水参数尤为重要。

②由于水平井压裂改造体积较大，初期近井地带供液较足，投产初期动液面常常在井口位置。目前为追求初期高产，通常是在注水见效之前即高速开发，没有合理控制流压，造成近井地带投产初期脱气严重，第1年递减较大，因此需要确定合理的水平井初期产量和井底流压，避免因脱气而导致的递减偏大的现象，以实现较长时间的稳产。

本文总结了长庆油田自2010年以来，以实现水平井长期稳产为目标，在与定向井注水、水平井采油的纺锤形五点井网相匹配的注采参数优化方面获得的经验和认识。

2 致密储集层注水的可行性和必要性

长庆超低渗—致密储集层的地层压力系数为0.6～0.8，比国外（地层压力系数大于1.3）采用衰竭式开发的致密油储集层压力系数低，笔者从以下2个方面说明长庆油田超低渗—致密储集层注水开发的可行性和必要性。

2.1 注水开发可行性

X衍射分析表明，鄂尔多斯盆地三叠系延长组储集层黏土矿物成分以绿泥石、高岭石、伊利石为主，占敏感矿物的80%以上。黏土矿物以酸敏矿物为主，水敏矿物较少，储集层敏感性试验结果与黏土矿物成分、性质较吻合，即呈中强—中偏弱酸敏，无—弱速敏、弱水敏(注入水试验无水敏)等敏感性。因此，在油田注水开发过程中，注入水不会对储集层造成较大的伤害[11]，储集层特征有利于注水开发。

2.2 注水开发必要性

超低渗—致密油藏的开发实践表明[12]，与依靠天然能量开发相比，注水开发能够获得更好的开发效果。图1、图2为长庆油田不同油藏采用定向井注水开发与依靠天然能量开发效果对比曲线。图1为储集层物性相对较好的ZB油田长8油藏（渗透率0.69×10-3μm2，孔隙度12.1%）日产油曲线，图2为物性较差的HS油田Z211井区长6油藏（渗透率0.2×10-3μm2，孔隙度8.9%）累计产油曲线。由图1、图2可见，注水开发具有单井日产油和累计产油量较高、递减较小的优势。超前注水能够有效提高初期平均单井日产油，相对同步注水平均单井日产油提高15%左右。

图1 ZB油田长8油藏注水开发与天然能量开发平均单井日产油对比曲线

图2 HS油田Z211井区长6油藏注水开发与天然能量开发平均单井累计产油量对比曲线

HS油田Z211井区长6油藏2010—2012年开展了定向井小井距超前注水试验，注水井21口，平均单井日注水18.7 m3，注水压力13.5 MPa，储集层有较强的吸水能力（见图3），注水开发效果明显优于天然能量开发（见图4）。

矿场试验数据统计表明，超低渗—致密油藏能够实现有效注水，鉴于定向井超前注水的开发效果[12]，水平井采用超前注水开发方式。

3 注水补充能量水平井开发特征

结合室内研究成果和现场开发实践，已基本查明注水补充能量水平井开发特征，为注采参数优化奠定了基础。

图3 HS油田Z211井区长6油藏单井日注水量及井口注水压力曲线

图4 HS油田Z211井区长6油藏注水开发与天然能量开发平均单井日产油对比曲线

3.1 驱替机理

注水补充能量水平井开发过程存在水驱和拟弹性溶解气驱两种驱替机理。两种方式在不同的区域分别占有主导地位：压裂缝之间的区域由于相邻缝的屏蔽作用，主要靠拟弹性溶解气驱替；注水井与裂缝之间的区域主要靠注入水驱替。两种驱替方式分布区域及流线场图见图5。

图5 纺锤形布缝五点井网关键参数及流线场图

3.2 水平井大规模体积压裂的间接作用

以西峰油田X233区块长7油藏（渗透率0.21×10-3μm2，孔隙度13.0%）YP1井、YP2井为例，YP1井入地总液量7 794.4 m3，排出3 743 m3，返排率仅48%；YP2井入地总液量7 472.1 m3，排出3 834 m3，返排率仅51.3%。将水平井压裂技术参数和微地震监测裂缝参数（见表1、表2）导入数值模拟FrontSim模块，评价压裂后近井渗流场特征。由压裂后地层压力抬升水平和压裂液流场图可见（见图6），体积压裂过程中大量压裂液的注入，很好地改善了近井地带的渗流环境，形成了较大范围的改造体积，且抬升了近井地层压力水平，地层压力增加2.4 MPa，压力水平为115%。

表1 YP1井微地震监测各段裂缝参数表

表2 YP2井微地震监测各段裂缝参数表

图6 YP1井和YP2井压裂后压力场及流线场图

3.3 注水补充能量开发水平井渗流阶段

定向井注水、水平井采油的纺锤形五点井网注水补充能量开发过程中，水平井渗流过程分为3个阶段：①定向井超前注水，注水井周围压力上升（见图7a），压力传播速度慢；②水平井大规模压裂，水平井周围压力迅速上升，并向注水井周围扩散（见图7b）；③水平井投产后，进入水驱和拟弹性溶解气驱并存阶段，如果初期产量过高，水平井近井区域快速降压（见图7c），容易造成近井地带脱气，影响水平井稳产效果。

图7 从超前注水至油井投产后压力场变化图

4 注水井参数优化

水平井大规模体积压裂过程中形成的人工裂缝网络对注水井参数优化有较大影响，体积压裂理想的目标是在压裂过程中产生分叉缝，多个分叉缝形成“缝网”系统，最终可形成纵横“网状缝”系统。长庆油田超低渗—致密油藏水平井井底微地震监测结果显示，体积压裂微地震信号带长和带宽比常规压裂均有较大幅度的增加，微地震信号带长由约200 m增大到260 m左右，微地震信号带宽由约90 m增大到100 m左右。在定向井注水、水平井采油的面积注水方式下，体积压裂人工裂缝影响注水开发效果，需要优化注水参数，包括超前注水量、单井配注量和注水时机，以降低水平井投产初期裂缝性水淹风险，并防止后期含水上升过快。

4.1 超前注水量

4.1.1 理论计算

根据地层压缩系数的定义，可得到累计注水量与地层压力的关系。该方法计算简单，可根据所需压力保持水平计算要求的超前注水量（见图8）。图版计算的原始地层压力为12.0 MPa，压力保持水平为110%，不同区块应用时需根据实际地层压力进行校正。依据注水补充能量水平井开发驱替机理研究认识，与定向井计算注水井单井控制面积时一般不考虑压裂缝不同，水平井计算注水井单井控制面积时，应扣除形成的缝网面积。

图8 不同储集层超前注水量计算图版

4.1.2 矿场实践

HQ油田长6油藏Y284区块为典型的超低渗—致密油藏。截至2013年底，该区10口水平井发生溢流，根据定向井超前注水量与溢流井的统计关系，超前注水量大于1 400 m3后，水平井有可能发生溢流。为了进一步优化超前注水量，选取水平段长度和裂缝改造密度接近的水平井，由超前注水后投产初期单井日产油、投产满1年单井日产油统计结果可知，超前注水量为1 200 m3左右时，水平井投产初期（前3个月）和投产满1年日产油量均高（见图9a、9b），且含水率较低，超前注水量超过1 200 m3之后，产油量随超前注水量增加增幅降低。

水平井超前注水量包括2部分：①定向井的超前注水量（可由图8得到）；②水平井体积压裂液存地液。仍以HQ油田长6油藏Y284区块为例，该区块储集层改造方式主体采用水平井分段多簇压裂改造工艺，统计80口井的压裂改造参数，平均改造段数8段，单井入地液量1 130.5 m3，返排率仅为43.4%，存地液量640 m3，存地液量间接起到了超前注水作用，因此该区实际超前注水量应该在1 800 m3左右。

图9 超前注水量与投产初期及投产满1年单井日产油关系图

4.2 单井配注量

针对不同储集层物性，采用油藏数值模拟方法（基本参数见表3，不同储集层单井日注水量方案见表4）分别评价投产15年不同渗透率下单井日注水量与采出程度、压力保持水平、含水率等开发指标的关系（见图10），并与HQ油田长6油藏（渗透率0.41×10-3μm2）和ZB油田长8油藏（渗透率0.69×10-3μm2）矿场实践相结合，确定了超低渗—致密油藏不同储集层单井日注强度图版（见图11）。其他相似油藏应用时，可以根据实际油层厚度确定单井配注量。

表3 数值模拟基本参数

表4 不同储集层单井日注水方案

4.3 注水时机

考虑到目前钻井过程出现溢流的情况，尽管对超前注水量进行了优化，但由于实际储集的复杂性，为了进一步降低钻井过程中发生溢流的可能性，超前注水时机由水平井钻井前优化到完井后。近4年来储集层改造前准备时间逐年缩短，由2010年的67 d缩短到2013年的43 d，目前单井试油周期约34 d，储集层改造准备时间加上单井试油周期约77 d，能够满足超前注水的要求（超前注水时间一般为70～80 d）。

图10 不同储集层单井配注优选图版

5 采油水平井参数优化

5.1 采油水平井开发试验阶段

长庆油田前期开发试验阶段水平井开发规律可分为3个阶段（见图12）。

初期稳产阶段：主要受裂缝周围溶解气驱和存地液补充能量的影响；递减较快阶段：主要受近井裂缝段溶解气驱控制；稳定递减阶段：远井地带受溶解气驱和水驱控制，进入真正的地层供液阶段。初期产量过高使得近井地带脱气严重，第1年递减较大，产量大幅度递减后，再由注水提高地层压力难度较大，从而影响最终采收率。

图11 不同储集层单井日注水强度图版

5.2 采油水平井参数优化

5.2.1 单段平均产量

单段平均产量的计算采用矿场统计方法。以HS油田长7、长6油藏，HQ油田长6油藏和ZB油田长8油藏4个典型的水平井规模开发区为例：HS油田长7油藏水平井采用大排量混合水压裂（40口井，渗透率0.18×10-3μm2），平均单段产量1.1 t；HS油田长6油藏水平井亦采用大排量混合水压裂（50口井，渗透率0.2×10-3μm2），平均单段产量1.2 t；HQ油田长6油藏水平井采用分段多簇压裂（150口，渗透率0.41×10-3μm2），平均单段产量0.9 t；ZB油田长8油藏水平井采用分段压裂（20口井，渗透率0.69×10-3μm2），平均单段产量1.3 t。储集层渗透率及改造工艺的差异，使得水平井单段产量有所不同，平均单段产量在1.1 t左右，据此可以根据水平井改造段数初步评估水平井产量。

5.2.2 水线推进速度

采用数值模拟和动态监测相结合的方法，确定了不同储集层的水线推进速度（见图13），其中已动用主要储集层（渗透率为（0.2～0.5）×10-3μm2）的水线推进速度为0.61～1.13 m/d。在排距一定时，储集层渗透率越低，见效时间越长。

图13 不同渗透率储集层水线推进速度

5.2.3 存地液量与初期稳产时间、单井产量关系

考虑到致密储集层水线推进速度较慢，初期以准天然能量开发（水平井大规模压裂存地液量间接起到超前注水作用），因此以长庆油田长6和长7油藏投产满1年的14口水平井为例进行评价。分析存地液量与初期稳产时间、单井产量的关系，认为：初期单井产量越高稳产时间越短（见图14a）；存地液量与稳产时间具有正相关关系（见图14b）；初期稳产阶段为存地液量压力释放阶段。

图14 稳产时间与平均日产油、存地液量关系

5.2.4 采油水平井合理初期产量及井底流压

分析长庆油田前期开发试验阶段水平井开发规律（见图12）可知：初期稳产阶段主要受裂缝周围溶解气驱和存地液补充能量的影响，水平井在初期稳产阶段注水并没有见效；同时水线推进速度表明，注水见效也需要一定的时间。因此，为解决水平井前期开发试验由于初期产量不合理（主要表现为偏高）、脱气严重而造成产量递减较大的问题，最大程度地发挥溶解气驱的作用，确定水平采油井合理生产流压在注水未见效前应略大于饱和压力。

考虑到现有五点井网下主要是侧向驱替，侧向驱替的时间等于排距除以水线推进速度，由于水平井采用超前注水开发，因此注水开发水平井见效时间应为侧向驱替时间减去超前注水时间。同时基于压裂液存地液量与水平井初期稳产时间的关系，确定水平井投产初期合理产量计算公式如下：

式中 Q——水平井合理初期产量，m3/d；f——压裂液存地液量，m3；R——排距，m；Vw——水线推进速度，m/d；ΔV——超前注水量，m3；Iw——单井日注量，m3/d。

一般情况下水平井合理的初期产量不高于依据单段平均产量计算的水平井产量；借鉴定向井生产流压的取值经验，注水见效后水平井合理生产流压保持不低于饱和压力的2/3，同时结合水平井动液面、日产气和生产气油比等动态参数及时调整。

以投产3年的HQ油田长6油藏BQP13井为例。该井水平段长度439 m，改造段数6段，排距150 m，超前注水1 300 m3，平均单井日注14 m3，入地液量646.5 m3（早期实施的水平井改造规模较小），返排率40%，水线推进速度1.02 m/d，计算合理初期产量为7.2 t/d。实施的情况为，该井初期产量7.8 t/d（根据动液面变化适当调整产量），投产19个月动液面保持在650 m以上，折算井底流压大于饱和压力（12.08 MPa），单井产量比较稳定；投产第38个月产量为6.5 t/d，动液面950 m，折算井底流压9.7 MPa；投产3年以来，第1年递减14%，第2年递减9%，最大程度发挥了溶解气驱的作用，减缓了初期递减，实现了较长时间的稳产。从实施的情况看，应用该公式确定的水平井合理初期产量比较可靠。

6 应用效果

应用与纺锤形布缝五点井网相匹配的水平井注采参数优化研究成果，2013年HQ油田长6油藏投产80口水平井，超前注水量为1 000～1 300 m3，平均日注水量14～18 m3，井口注水压力14.1 MPa，平均单井日产油6.0 t，达到周围定向井单井产量的4.3倍，见水井比例由8.8%降到3.0%，水平井平均单井产量年递减控制在15%之内，取得了较好的实施效果。

7 结论及认识

注水补充能量水平井开发过程存在拟弹性溶解气驱和水驱两种驱替机理。补充能量水平井渗流过程分为3个阶段：①定向井超前注水，注水井周围压力上升阶段，压力传播速度慢；②水平井大规模压裂，水平井周围压力迅速上升，并向注水井周围扩散；③水平井投产后，进入水驱和拟弹性溶解气驱同时存在阶段，水平井近井地带一直处于低压区。

在上述基本规律认识的基础上，形成了注水补充能量水平井开发注采参数确定基本原则及计算图版：①注水井合理工作制度。提出注水井与水平井大规模体积压裂相结合的超前注水能量补充模式，超前注水量包括定向井的超前注水量和水平井压裂液的存地液量两部分，建立了不同储集层定向井超前注水计算理论图版；注水时机确定在完井之后；建立了不同储集层注水强度图版。②采油水平井合理工作制度。提出根据存地液量与排距、超前注水量、水线推进速度等的关系确定水平井合理初期产量的方法，一般情况下不能高于依据单段平均产量计算的水平井产量；注水未见效前合理生产流压略大于饱和压力，尽量保证近井地带不发生脱气现象，注水见效后合理生产流压保持不低于饱和压力的2/3，同时结合生产动态及时调整。

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（编辑 郭海莉 绘图 刘方方）

Optimization of horizontal well injection-production parameters for ultra-low permeable-tight oil production: A case from Changqing Oilfield,Ordos Basin

Zhao Jiyong1,2,Fan Jianming1,2,He Yonghong2,3,Yang Ziqing1,2,Gao Wei2,4,Gao Wubin1,2
(1.Research Institute of Exploration and Development,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710018,China;2.National Engineering Laboratory of Low Permeability Oilfield Exploration and Development,Xi’an 710018,China;3.Reservoir Evaluation Office,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710018,China;4.Oil &Gas Technology Research Institute,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710018,China)

There are two kinds of displacement mechanisms and three different seepage stages during horizontal well development process with water injection energy.A reasonable injection-production working system of the basic principles and parameters are determined according to the evaluation results of horizontal well development test on the basis of understanding fundamental rules.(1) Advanced water injection energy supplement mode is proposed with the combination of injection wells and large volume water fracturing of horizontal wells.(2) Theoretical calculation chart of directional well advanced water injection and water injection intensity is established for various reservoirs.(3) The timing of advanced water injection should follow the completion of the horizontal wells.(4) Reasonable initial production of horizontal well is determined by the relationship of remaining fluid volume with row spacing,advanced injection water volume and flood front advancing velocity.(5) Reasonable production flowing pressure is slightly greater than saturation pressure before water injection does not work,when it works,the reasonable production flow pressure maintains no less than two-thirds of saturation pressure,and adjust it timely combining with dynamic production.Based on the research results,the HQ oilfield put 80 horizontal wells into production during 2013,the proportion of water-breakthrough wells reduces from 8.8% to 3.0%,the annual decrease of the average production of single horizontal well is controlled within 15%.

ultra-low permeable-tight oil;horizontal well;volumetric fracturing;remained underground fluid;injection-production parameters optimization;Changqing Oilfiled

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发:超低渗透油藏有效开采技术”（2011ZX05013-004）

TE349

A

1000-0747(2015)01-0068-08

10.11698/PED.2015.01.08

赵继勇（1970-），男，甘肃镇原人，博士，中国石油长庆油田勘探开发研究院高级工程师，主要从事低渗致密油藏开发研究及技术管理工作。地址：陕西省西安市凤城四路，长庆油田勘探开发研究院，邮政编码：710018。E-mail: zjy_cq@petrochina.com.cn

2014-04-10

2014-12-29