特低渗油藏多段压裂水平井注水可行性分析

王铭显，范子菲, 罗万静，丁 杰，田 青，姚 敏，卜祥坤

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083;3.中国石油新疆油田分公司, 新疆 克拉玛依 834000；4.大庆油田测试技术服务分公司，黑龙江 大庆 163514)

特低渗油藏多段压裂水平井注水可行性分析

王铭显1，范子菲1, 罗万静2，丁 杰2，田 青2，姚 敏3，卜祥坤4

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083;3.中国石油新疆油田分公司, 新疆 克拉玛依 834000；4.大庆油田测试技术服务分公司，黑龙江 大庆 163514)

针对特低渗油藏中多段压裂水平井注水开发的可行性问题，论文采用流线模拟方法，研究了多段压裂水平井在一注一采下的生产动态特征，探讨了影响压裂水平井注水开发的主控因素。模拟结果表明：在不发生水窜的情况下，压裂水平井注水能增大单井注入量，提高采油速度和阶段采出程度。同时，交错部署裂缝，裂缝穿透比为0.2～0.4时利于注水开发。裂缝水窜增大压裂水平井注水风险，边部水窜、多条裂缝水窜，加速油井水淹，从而丧失压裂水平井注水的优势。在地质条件稳定，裂缝规模可控的条件下，可以尝试开展多段压裂水平井注水实验。研究结果可为特低渗油藏中多段压裂水平井注水提供理论支持。

特低渗油藏；多段压裂水平井；注水开发；流线模拟；裂缝水窜

0 引 言

低渗透油藏通常指储层气测渗透率小于50×10-3μm2的油藏，而储层气测渗透率在1×10-3～10×10-3μm2的油藏又称为特低渗透油藏[1]。特低渗油藏在中国广泛分布，但开发难度较大。随着开采技术的发展，越来越多的特低渗油藏投入开发[1-2]。注水开发仍是特低渗油藏的主要开发方式[3-4]，若采用直井-直井、直井-水平井注采系统，会存在井距小、单井控制储量有限和有效驱替难以形成等诸多问题，从经济角度考虑，不宜采用该类注采系统[5-7]。在特低渗油藏中采用水平井注采系统具有重要的现实意义，可增大注入量、降低注入压力、有效保持油藏压力和提高油藏采出程度[8-10]。J J Taber等对比了两口平行的水平井(一注一采)与直井的五点法井网，表明水平井注水能够增加数十倍的注入量，驱油效率能够增加25%～40%[11-12]。同时，压裂是特低渗油藏形成经济产能的必要途径。目前关于多段压裂水平井作为采油井的研究和应用较多，在渗流理论上形成了一系列有关多段压裂水平井的渗流模型和解析解，但作为注水井的研究和应用则极少[13-18]。

对于大部分特低渗储层，注水井注入压力大，注入能力差，导致油水井间难以建立有效的驱替系统。多段压裂水平井能提高单井产量，作为油井在特低渗储层开发中得到广泛应用。论文尝试从另一个侧面探讨特低渗储层压裂水平井注水开发的可行性。利用流线模拟器研究多段压裂水平井在一注一采下的生产动态特征，深入讨论影响多段压裂水平井注水的主控因素，评价其注水的优势和风险，为压裂水平井注水提供理论支持。

1 地质模型建立和模拟方案设计

图1 静态地质模型Fig.1 The static geological model

利用Eclipse软件的FrontSim模块进行流线模拟研究，以西部某油田的特低渗油藏M为背景建立地质模型。在地质模型中，部署两口水平井。P1为采油井，I1为注水井，均与X方向平行，X方向的两侧各预留700 m的距离，且均处在Z方向第二层的正中间。P1和I1分别位于Y方向的1/3和2/3处，注采井的间距为400 m。裂缝垂直于主渗透率方向(X方向)，局部加密处理，缝间间距为160 m，分正对分布和交错分布两种情形(图1)。考虑到模拟收敛性的影响，采用等效模型处理裂缝渗透率和模拟网格尺寸。油藏初始时为未饱和状态，只有油水两相，是典型的黑油模型，具体参数见表1。论文围绕多段压裂水平井注水的可行性及影响多段压裂水平井注水的主控因素设计5组对比方案开展研究，具体方案见表2。其中，CASE 1和CASE 4可作为其它对比方案组的基础方案。采油井的产液量和注水井的注水量均为40 m3/d，注采平衡，模拟生产时间为15年。

表1 模拟模型相关参数

2 油水井压裂情况对注水开发的影响

第1组对比方案，考虑油水井均不压裂、只油井压裂、只水井压裂和油水井均压裂4种情况，整体分析压裂情况对水平井注水开发的影响。定义裂缝穿透比为裂缝半长与注采井的间距之比。上述方案中，裂缝穿透比都取为0.3。

表2 不同模拟方案的相关参数

流线模拟法可直观地刻画注入水在储层中的推进情况，反映注入水驱替规律。流线分布范围反映了水驱控制范围的大小。流线的疏密程度反映了水驱波及系数的高低。流线越密集，波及系数越高；反之，波及系数越低。

图2是上述4种方案第5年的流线分布图。4种情况下流线分布特征的相似之处在于：在水平井的内侧，流线分布较密集，说明内侧驱替较为完善；在水平井的外侧，从井筒的边部到中部，流线由密集逐渐变为稀疏，说明边部的驱替效果最好，越靠近中部驱替效果越差。4种情况下流线分布特征的不同之处在于注水前缘推进的位置明显不同。

图3和图4表明，当油水井均不压裂时，模拟生产时间内油井的含水率均为0，表明注入水未形成有效驱替。只油井压裂和只水井压裂时均能提高油藏的采出程度，两者的采出程度曲线存在交叉现象。在第一交叉点的前期，只油井压裂时油井产能相对较高，其无水采油期相对较长，但水井未进行压裂，注水基本不见效；在第一交叉点的后期，只水井压裂时注水逐渐见效，导致其采出程度开始高于只油井压裂时，其无水采油期相对较短。当油水井均压裂时，油井产能较高，且阶段采出程度大幅度提高，明显优于其他3种方案，但压裂水平井形成多裂缝复杂渗流系统，无水采油期较短，含水上升较快。可见，在不发生裂缝水窜的情况下，压裂水平井注水能增大单井注入量，提高采油速度和阶段采出程度。

图2 不同压裂情况下注水开发流线分布图(第5年)Fig.2 The streamline distribution of water flooding with different fracturing condition(The 5th year)

图3 不同压裂情况下采出程度随时间变化曲线Fig.3 The curve between recovery and time with different fracturing condition

图4 不同压裂情况下含水率随时间变化曲线Fig.4 The curve between water-cut and time with different fracturing condition

3 多段压裂水平井注水开发的主控因素分析

压裂水平井注水开发的可行性取决于裂缝水窜的强弱程度。下面从裂缝穿透比、贯穿位置和贯穿条数三个方面对裂缝水窜进行研究，评价多段压裂水平井注水开发的优势和风险，为压裂水平井注水提供理论支持。

3.1 裂缝正对分布时裂缝穿透比的影响

第2组对比方案中，注采井的裂缝呈正对分布，取裂缝穿透比分别为0.2、0.3、0.4和0.5，进行模拟对比。当裂缝穿透比为0.5时，人工裂缝将采油井和注水井直接贯穿。

图5为不同裂缝穿透比下第5年的流线分布图。随着裂缝穿透比的增加，流线整体变稀疏，表明水驱波及系数降低，水驱效果变差。靠近油水井边部裂缝的流线最密集，中间裂缝的流线较稀疏，进一步证明井筒边部裂缝区域的驱替效果好于中间裂缝区域。同时，随着裂缝穿透比的增加，水驱前缘离采油井越近。当穿透比为0.5时，第5年的水驱前缘已经突破到采油井，注入水直接沿裂缝进入采油井被采出，未达到驱油目的，注水效果最差。

图6 不同裂缝穿透比下含水率随时间变化曲线Fig.6 The curve between water-cut and time with different fracture penetration ratio

图7 不同裂缝穿透比下含水率-采出程度关系曲线Fig.7 The curve between water-cut and recovery with different fracture penetration ratio

图6表明，压裂后初期，裂缝越长，见水时间越早，含水率上升也越快。当裂缝穿透比为0.5时，采油井开始生产后就见水，含水率很快上升到60%，呈现出暴性水淹的特征。图7表明，裂缝贯穿时，原油主要在高含水期采出，而裂缝未贯穿时，原油主要在低含水期采出。模拟生产期内，不压裂和裂缝贯穿时的采出程度都偏低。在中高含水采油期，除不压裂和裂缝贯穿的情况之外，含水率相同时，裂缝穿透比越大，采出程度越低。因此，较长的裂缝不利于提高特低渗油藏在开发中后期和最终的采出程度。

3.2 裂缝交错分布时裂缝穿透比的影响

现场生产中，裂缝正对分布会增加裂缝水窜的风险，因而裂缝交错分布更有实际意义。第3组方案中，设置裂缝交错分布，取穿透比分别为0.2、0.4、0.6和0.8来进行研究。

图8为不同裂缝穿透比下第5年的流线分布图。整体上，交错裂缝的流线分布特征与正对裂缝的流线分布特征相似，即随裂缝穿透比的增加，流线变稀疏，水驱效果变差。不同的是，当裂缝穿透比大于0.5后，裂缝交错区域的流线紊乱程度加剧，裂缝间的驱替效果显著。

图8 不同裂缝穿透比下注水开发流线分布图(第5年)Fig.8 The streamline distribution of water flooding with different fracture penetration ratio(The 5th year)

图9 不同裂缝穿透比下含水率随时间变化曲线Fig.9 The curve between water-cut and time with different fracture penetration ratio

图10 不同裂缝穿透比下含水率-采出程度关系曲线Fig.10 The curve between water-cut and recovery with different fracture penetration ratio

图9和图10表明，裂缝交错分布时，各方案都存在较短的无水采油期，说明裂缝交错分布可延缓油井的见水时间。裂缝越长，采油井的含水率上升越快。除不压裂的情况之外，含水率相同时，裂缝穿透比越大，采出程度越小。总体上，相同的裂缝穿透比下，裂缝交错分布时的注水效果好于裂缝正对分布时。

结合裂缝正对分布和交错分布两种情形，为充分发挥多段压裂水平井在特低渗油藏中注水的优势，建议在尽量避免裂缝水窜的前提下，交错部署注采井间的裂缝，取裂缝穿透比在0.2～0.4之间。

3.3 裂缝贯穿位置的影响

第4组对比方案中，裂缝正对分布，考虑只有1条裂缝贯穿的情况，设置裂缝贯穿位置在井口、井尾、水平井段1/4处和水平井段1/2处4种方案。其中，贯穿位置的裂缝穿透比为0.5，非贯穿位置的裂缝穿透比为0.3。

图11为不同裂缝贯穿位置下第5年的流线分布图。4种方案中的流线分布呈现一定的规律，大部分注入水沿贯穿裂缝直接流向采油井，表现为裂缝贯穿区域的流线稀疏，并且发生显著的紊乱变形。整体上，裂缝水窜时，很难形成有效驱替。

图11 不同裂缝贯穿位置下注水开发流线分布图(第5年)Fig.11 The streamline distribution of water flooding with different position of fracture channeling(The 5th year)

图12 不同裂缝贯穿位置下含水率随时间变化曲线Fig.12 The curve between water-cut and time with different position of fracture channeling

图13 不同裂缝贯穿位置下含水率-采出程度关系曲线Fig.13 The curve between water-cut and recovery with different position of fracture channeling

图12和图13表明，当裂缝不贯穿时，其含水率低于同期其它方案，而采出程度明显高于其它方案。裂缝水窜时，4种方案的含水率-时间关系曲线和含水率-采出程度关系曲线都接近重合。这说明无论水窜发生在什么位置，都将导致含水率的快速上升和采出程度的明显降低，使压裂水平井注水的优势丧失。其中，裂缝在井口或井尾这种边部位置发生水窜时对开发最为不利，在1/4处或1/2处时略好。

根据裂缝的产液贡献率，无论裂缝贯穿发生在井筒的什么位置，贯穿位置的裂缝贡献了采油井的绝大部分产液量，非贯穿位置裂缝的产液量在整个油井的产液量贡献中很小(图14)。这说明贯穿裂缝对整个油井的产液控制程度极高，当井筒边部发生贯穿时，这种趋势更突出。裂缝的产水贡献率表现出与产液贡献率相似的规律，贯穿位置的裂缝贡献了采油井的绝大部分产水量，将近95%，其他位置裂缝对产水量的贡献可忽略不计(图15)。与产液贡献率不同的是，无论裂缝贯穿发生在什么位置，贯穿位置的裂缝对整个油井的产水控制程度相同且很高。因此，裂缝贯穿后对特低渗油藏的均匀驱替和整体采油极为不利。

3.4 裂缝贯穿条数的影响

第5组对比方案针对裂缝贯穿条数，设置1条裂缝贯穿、2条裂缝贯穿、3条裂缝贯穿和5条裂缝贯穿4种方案。其中，贯穿位置的裂缝穿透比为0.5，非贯穿位置的裂缝穿透比为0.3，贯穿裂缝沿着井筒中部对称分布。

图16为不同裂缝贯穿条数下第5年的流线分布图。随着裂缝贯穿条数的增加，流线的紊乱程度剧烈增加，流线变稀疏，说明水驱波及系数降低，驱替效率变差。整体上，多条裂缝水窜时，注采井间很难建立有效的驱替系统，注水效果比上组方案中单条裂缝贯穿时的效果更差。

图14 不同裂缝贯穿位置下的裂缝产液贡献率对比图Fig.14 The chart of contribution rate of liquid production with different position of fracture channeling

图15 不同裂缝贯穿位置下的裂缝产水贡献率对比图Fig.15 The chart of contribution rate of water production with different position of fracture channeling

图16 不同裂缝贯穿条数下注水开发流线分布图(第5年)Fig.16 The streamline distribution of water flooding with different number of fracture channeling(The 5th year)

图17和图18表明，当不发生裂缝水窜时，其含水率明显低于同期其它方案，而采出程度明显高于其它方案。随着裂缝贯穿条数的增加，初期含水率迅速上升，很快进入高含水采油期。发生裂缝水窜时，在相同的含水率下，裂缝贯穿条数越多，采出程度越低，但总体上相差幅度不大。这表明只要有1条裂缝贯穿，压裂水平井注水效果会显著降低，而继续增加裂缝贯穿条数，注水效果会持续变差。

图17 不同裂缝贯穿条数下含水率随时间变化曲线Fig.17 The curve between water-cut and time with different number of fracture channeling

图18 不同裂缝贯穿条数下含水率-采出程度关系曲线Fig.18 The curve between water-cut and recovery with different number of fracture channeling

上述模拟表明，裂缝水窜的强弱程度直接决定多段压裂水平井注水在特低渗油藏中的可行性。如果可以避免裂缝水窜，压裂水平井注水是完全可行的。对于避免裂缝水窜，这主要取决于地质条件的稳定性、压裂参数的设计和压裂施工的工艺等因素。因此，在地质条件稳定和裂缝规模可控的条件下，可以尝试开展多段压裂水平井注水实验。

4 结 论

(1)油水井压裂情况对水平井注水的影响较大，不同压裂情况下的注水前缘推进位置和驱替效果明显不同。在不发生裂缝水窜时，压裂水平井注水能增大单井注入量，提高采油速度和阶段采出程度。(2)裂缝贯穿时，大部分注入水沿贯穿裂缝直接流向采油井，裂缝贯穿区域的流线发生显著的紊乱变形，并表现出暴性水淹的特征。整体上，裂缝水窜时，很难形成有效驱替。较长的裂缝不利于提高特低渗油藏在开发中后期和最终的采出程度。建议在尽量避免裂缝水窜的前提下，交错部署注采井间的裂缝，取裂缝穿透比在0.2～0.4之间。(3)边部水窜或多条裂缝水窜时，将加速油井水淹，使压裂水平井注水的优势丧失。贯穿裂缝对整个油井的产液和产水控制程度都很高，这对特低渗油藏的均匀驱替和整体采油极为不利。(4)在地质条件稳定和裂缝规模可控的条件下，可尝试开展多段压裂水平井注水实验。

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Feasibility Analysis of Water Flooding with Multi-fractured Horizontal Wells in Ultra-low Permeability Reservoirs

WANG Mingxian1, FAN Zifei1, LUO Wanjing2, DING Jie2, TIAN Qing2, YAO Min3，BU Xiangkun4

(1.Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083,China; 2.School of EnergyResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China；3.XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,Karamay,Xinjiang834000,China; 4.DaqingLoggingandTestingServicesCompany,Daqing,Heilongjiang163514,China)

For the feasibility of water flooding with multi-fractured horizontal wells in ultra-low permeability reservoirs, using the streamline simulation, this paper studied the production dynamic behavior of the system including one injector and one producer with multi-fractured horizontal wells and then discussed the controlling factors affecting the system’s water flooding. Simulation results show that without fracture channeling, horizontal wells can increase the injection volume and enhance the production rate and recovery. It’s conducive for water flooding when the fracture distribution is not symmetric and the fracture penetration ratio is between 0.2 and 0.4. However, fracture channeling will increase the risk of water flooding with multi-fractured horizontal wells. Fracture channeling at the wellbore’s edge or multi-fracture channeling will accelerate the water breakthrough, thus fractured horizontal wells will lose their advantage. When the geological environment is stable and the fracture scale can be controlled, the experiment of water flooding with multi-fractured horizontal wells can be done. Results from this study can provide theoretical support for water flooding with multi-fractured horizontal wells in ultra-low permeability reservoirs.

ultra-low permeability reservoir; multi-fractured horizontal well; water flooding; streamline simulation; fracture channeling

2015-11-04；改回日期：2016-01-27；责任编辑：孙义梅。

国家自然科学基金项目(51674227)；中国石油天然气集团公司重大专项(2011E-2504)。

王铭显，男，博士研究生，1989年出生，油气田开发工程专业，主要从事油气藏工程和数值模拟研究。

Email：wangmingxian89@126.com。

罗万静，男，副教授，1980年出生，油气田开发工程专业，主要从事油气藏工程和渗流理论的教学和研究工作。Email：luowanjing@cugb.edu.com。

TE319；TE348

A

1000-8527(2016)06-1361-09