红河油田长8超低渗油藏水平井注水开发试验效果评价

吴锦伟，周思宾，张本艳，尹　超

(中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006)

红河油田长8超低渗油藏水平井注水开发试验效果评价

吴锦伟，周思宾，张本艳，尹超

(中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006)

摘要：红河油田长8超低渗油藏先期利用水平井分段压裂技术进行天然能量开发，存在递减快、采收率低的突出问题。为明确合理的开发技术政策，对注水开发试验区的井网井距、注采参数等进行跟踪评价，采用理论计算、相似油藏类比和矿场试验相结合的方法，重点就避免快速水窜、确保有效注水开展研究，明确了现有井网井距及油藏工程参数进一步优化的原则：①平注平采优于直注平采；②注采井距一般应大于700 m；③宜采用温和注水，单井注水压力应小于15 MPa，单井日注水量应控制在15～20 m3。基于研究成果，在红河油田长8油藏采用抽稀井网、适当扩大现有井距的方式，对其它的6个井组提出了油藏工程参数优化建议。

关键词：红河油田；长8储层；超低渗油藏；水平井注水

红河油田位于鄂尔多斯盆地西南角，三叠系延长组长8储层是该区块的主要含油层系，有利沉积微相为三角洲前缘水下分流河道、河口坝。构造上位于天环向斜南端，总体上呈东南高、西北低的构造趋势，局部发育小型鼻状隆起[1]；受盆地边缘多期构造运动的影响，区内发育多组北东向、北西向断层，与局部天然裂缝较发育有一定关系。

长8储层岩性以细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，基质储层平均孔隙度10.5%，平均渗透率0.35×10-3μm2。部分井钻遇天然裂缝，岩心呈中等、轻微破碎，裂缝延伸方向以NE向为主。长8储层物性对含油性控制较明显，为典型的超低渗裂缝性致密岩性油藏(K<1×10-3μm2)[2]。

与直井相比(直井初产油1.5～2t/d)，利用水平井分段压裂技术，大幅提高了单井初产(水平井初产油8～10t/d)。由于长8地层压力系数低(0.6～0.8)，初期年递减大于45%，依靠水平井弹性能量开发采收率低(1%～2%)，经济效益差。为进一步落实有效开发方式及合理技术政策，优选红河油田中部进行水平井注水开发先导试验，分别开展了直注平采(直井注水、水平井采油)和平注平采(水平井注水、采油)试验。

1注水开发的可行性和必要性

针对超低渗致密油藏的注水开发，国内较成功的是长庆西峰、镇北以及安塞等油田[3-5]，这些区块更靠近鄂尔多斯盆地中心，烃源岩品质和厚度、主力油层的物性和含油性均要好于红河长8油藏。另外，天然裂缝相对欠发育也是注水开发成功的优势之一。如安塞油田的王窑区东部、坪桥区、候市区东部局部也发育天然裂缝，容易造成裂缝线上油井快速水淹，影响了注水开发效果[6]。

1.1可行性

超低渗油田注水开发获得成功，主要与储层的水敏感性、润湿性、天然裂缝发育程度以及储层的吸水能力等密切相关。

红河油田长8储层黏土矿物以绿泥石(平均35.3%)、高岭石(平均26.5%)、伊利石(平均20%)和伊蒙间层(平均18.1%)为主，总体呈弱水敏[7]。同时根据油水相渗实验结果可知，长8储层平均束缚水饱和度33.0%，等渗点含水饱和度53.3%，储层润湿性为弱亲水性。

天然裂缝是注水开发中容易发生水窜、造成油井快速水淹的不利因素。长8储层以孔隙型储层为主，局部发育有天然裂缝。结合已有注水井的吸水能力测试结果：Ⅰ类储层(渗透率>0.46×10-3μm2)吸水能力最好；Ⅱ类储层(渗透率>0.3×10-3μm2)吸水能力中等；Ⅲ类储层(渗透率<0.3×10-3μm2)吸水能力较差。总体上看，长8油藏中的Ⅰ、Ⅱ类储层适合进行注水开发。

1.2必要性

水平井虽然大幅提高了单井初产，但后期地层能量严重不足。通过调研其它油田在注水补充地层能量方面获得的成功经验，目前大多采用直井超前注水开发，或者直注平采。利用水平井进行规模注水开发大多处于数值模拟阶段。美国俄克拉荷马州Glenn油田开展了类似的试验项目[8]，而采用滞后注水且矿场试验成功的实例目前鲜有报道。针对红河油田长8油藏开发现状，在现有井网基础上开展针对水平井的注水开发试验意义重大。

2水平井注水开发特征

红河油田长8油藏初期以弹性能量开发为主，水平井平均井距为350m左右。目前注水试验是在现有井网上进行优化，且均为滞后注水。当前实际形成的注采井网有直注平采、平注平采两大类，每一类根据注水井与采油井的所处的相对位置，又可分为两小类。其中井网a为水平井段内注水，井网b为水平井端点注水；井网c为水平井平行井网，井网d为水平井交错井网(图1)。

2.1直注平采

2.1.1段内注水

H37P26井组为该井区最先实施的直注平采段内注水试验(图2a)，注采方式为“4注3采”，属于井网a型，开发层位为长812小层。实钻长812砂体厚度15.2m，储层渗透率(0.30～0.51)×10-3μm2，以Ⅰ、Ⅱ类储层为主，平均井距为450m。该井组于2014年初开始注水，当时3口水平井已生产超过1年时间，属于滞后注水。由于天然裂缝局部发育，加上水平井人工压裂缝，H105-29、H105-44、H105-45井初期日注水量9～12m3，注水压力10～13MPa，导致H37P26井于2014年6月含水上升、氯根下降，表现为水窜，后3口井经停注、间歇注水，H37P26井含水得到控制；而H105-43井一直正常注水，日注水量保持在4～6m3，H37P26井见效明显。

图1　红河油田长8油藏注采井网形式

另外2口水平井中，H37P27井初期含水也上升，表现为水窜，后期产量、动液面缓慢下降，注水见效不明显；H37P24井一直保持低液量，暂未见效。对比分析认为：①天然裂缝发育时，直注平采井距偏小，易发生水窜；②为防止水窜应采用温和注水，段内注水时直井日注水量宜控制在5m3左右，注水压力宜控制在10MPa以下。

2.1.2端点注水

Z23井组为典型的端点注水井组(图2b)，注采方式为“1注4采”，属于井组b型。实钻长812砂体厚度13m，储层渗透率(0.20～0.37)×10-3μm2，以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，局部天然裂缝发育。该井组中Z23井初期日注水量18～27m3，注水压力13.0～14.1MPa，注水4个月后，距Z23井730m的H37P68井明显见效：产液、产油均明显上升，含水下降，之后适当降低日注水量，保持在15m3左右。井组中另外3口井，H37P65产量略有上升，主要是含水上升较快；H37P66、H37P67井与注水井井距较近(<300m)，均发生暴性水淹。对比分析认为：①注采井距>700m，见效机率大；②端点注水时直井日注水量宜控制在10～15m3，注水压力宜控制在15MPa以下。

图2　p7P26井组、Z23井组、p7P12井组平面图

2.2平注平采

H37P12井组为该井区的一个直注平采井组(图2c)，注采方式为“1注3采”，包含了井组c型和d型。实钻长812砂体厚度14.2m，储层渗透率为(0.31～0.49)×10-3μm2，以Ⅰ、Ⅱ类储层为主，H37P12井与H37P39、H37P13井距分别为475m、362m，A端与H37P14井A端距离为97m。该井组中H37P12井于2014年初开始注水，初期日注水量10m3左右，注水压力11～12.7MPa。注水后位于南部的H37P14井很快就见到效果：产液、产油量明显上升，含水下降，动液面和氯根均无明显变化。而位于侧向上的H37P39井、H37P13井由于井距过小，且水平井均已压裂，注采井之间缝网系统复杂，导致2口井均被水淹。分析对比认为：①平注平采中，交错排状井网(井网d型)优于平行排状(井网c型)；②平行排状井网的井距小于700m时，发生水窜机率大；③水平井采用温和注水(日注水量控制在10～15m3、注水压力控制在11～13MPa)时，采油井见效明显。

3井网井距

3.1井网形式

研究资料表明，针对低渗透油藏注水开发的井网井距优化，国内外开展了大量的数值模拟研究，比较有代表性的是美国奥斯汀白垩岩裂缝型低渗透油藏，该项研究对直注平采、平注平采的4种典型井网均开展了数值模拟分析与对比(表1)。

表1　不同注采井网10年末开发指标预测

取数值模拟中水平井段长600m结果与红河油田长8油藏进行对比，结果表明：①平注平采的注水波及系数(78%～79%)明显高于直注平采(12%～71%)；②平注平采(24%～25%)采出程度高于直注平采(3.3%～21%)。

从长8油藏实际已开展的直注平采、平注平采试验效果来看，两类注采方式均能见效，但直井注水极易发生水窜(其中H37P26井组的4口注水直井已有3口发生水窜)，油井见效期短(直注平采小于3个月，平注平采最长达5个月)，平注平采总体上优于直注平采。

3.2井距

3.2.1水平井压裂后的极限注采井距

通过人工压裂缝监测，红河油田长8水平井平均压裂半缝长120m左右。综合考虑注水井井口压力、油井的液面高度、原油最小启动压力梯度、压裂半缝长等因素，当天然裂缝不发育时，极限注采井距为352m；当天然裂缝发育时，注采井距的优化变得较为复杂。红河油田长8水平井互相压窜的井距主要集中在400～500m，而当井距大于700m时，互相之间没有压窜，为较合理的注采井距。

3.2.2单井控制储量法

根据单井经济极限累积产量和预测的采收率水平，确定不同开发方式下的单井极限控制储量，然后根据不同类型储层的储量丰度，测算不同储量丰度下的极限开发井距[9]。计算结果表明，当原油价格为80美元/桶时，水平井段长按850m计算，极限井距需要大于700m。

3.3矿场试验结果

矿场试验井组中相邻水平井均有不同程度的见水特征，其中注水井H37P12井与采油井H37P39井和H37P13井距分别为475m、362m，井距过小(<700m)，且水平井均已压裂，注采井之间缝网系统复杂，导致2口井均被水淹。

因此在井距优化上，建议在现有实际井距(平均382m)基础上，采用抽稀部分井转为注水井，扩大合理注采井距至700m以上。

4注水参数优化

4.1地层能量保持水平

长庆西峰、镇北、安塞等油田超前注水开发的经验表明，地层压力保持水平在110%左右时采油井进行投产，开发效果最好[10]。而对于红河油田长8油藏来说,根据鄂尔多斯盆地油田开发经验，若要满足油井正常生产，地层能量应保持在原始地层压力水平的85%以上[11]。同时根据长8储层应力敏感分析，当地层压力逐步减小时，随着上覆岩层压力与地层压力之间的压力差ΔP不断增大，储层渗透率明显降低。岩心实验结果表明，当ΔP达到15MPa时，裂缝完全闭合，导流能力明显下降，因此应及时进行注水以补充红河油田长8油藏的能量。

4.2合理井底流压及生产压差

由国内外低渗透油藏的开发经验可知，一般生产井最低流动压力为饱和压力的50%，但是不能低于饱和压力的2/3，否则就会使得生产井脱气半径增大，导致油层渗透能力明显降低[12]。红河油田长8油藏饱和压力6.5MPa，合理井底流压应大于4.3MPa。

同时由于低渗透油田油井采油指数小，油井见水后采液指数又大幅度下降，要保持一定的产能，必须要保持较大的生产压差。IPR曲线显示，当含水率在70%～90%时，合理流压为5.0～10.5MPa。长8油田目前地层压力16.8MPa，合理的生产压差为6.3～11.8MPa。

4.3注水压力及合理配注

注水压力主要受地层破裂压力的限制，根据开发经验，一般不能大于破裂压力的80%～90%[13]，长8地层破裂压力为40MPa左右，最大井底注水压力为34MPa。同时考虑水嘴压力损失、井筒摩擦阻力、静水柱压力等，红河油田长8注水井井口最大注水压力为15MPa。例如在H37P12平注平采井组中，H37P12井稳定注水时，平均日注水量10.2m3，平均注入压力11.9MPa；当注入压力大于15MPa，日注水量大于20m3时，相邻的采油井H37P13井含水迅速上升至90%以上，发生暴性水淹。

在剖析红河油田长8已有的注水试验井组效果后，按照“抽稀现有井网、确保有效注水”的原则，明确了适合长8油藏的开发技术政策，对该井区其它6个低产低效井组提出了整体优化建议，为综合治理提供了技术支撑。

5结论

(1)红河油田长8超低渗油藏水平井注水开发已有部分井见效，表明利用水平井进行注水开发，是延缓递减、提高采收率的有效开发方式；

(2)立足已有的水平井井网，通过抽稀部分水平井，适当扩大现有井距，采用平注平采的方式要优于直注平采，且水平井注采井距应大于700m；

(3)通过注水补充地层能量，地层压力保持水平应不低于原始地层压力的85%；

(4)长8超低渗油藏适合温和注水，水平井单井注水压力应控制在15MPa以下，单井合理日配注量应低于15m3。

参考文献

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编辑：李金华

文章编号：1673-8217(2016)02-0099-04

收稿日期：2015-07-02

作者简介：吴锦伟，1982年生，硕士，工程师，主要从事油田开发技术研究工作。

基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地碎屑岩层系大中型油气田富集规律与勘探方向”项目(2011ZX05002)。

中图分类号：TE357.6

文献标识码：