低渗透油藏多井间隔注采工作制度设计方法

2019-09-16于海洋

石油化工应用 2019年8期

程锐，罗国，于海洋

（1.中法渤海地质服务有限公司，天津 300452；2.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249）

目前特低渗透油田大多采用直井注水、水平井采油的五点注采井网或七点注采井网，这种注采井网开发过程中，注入水容易沿水平井压裂缝快速突进，产量下降快，导致注水利用率低。近年来一些学者试图解决这种注采方式存在的问题，程时清等首次提出了多级压裂水平井同井缝间异步注采技术[1]，水平井同井段间/缝间注采技术[2]，于海洋等[3]讨论了相邻两口水平井异井异步注采方法的可行性。

本文提出了直井多井间隔注水-多级压裂水平井分段间隔采油方法，以某低渗透油藏为例，探讨了这种注采方式的工作制度设计方法。

1 直井多井间隔注水-水平井分段间隔采油方法

水平井分段采油是通过在水平井段安装封隔器和单向阀等装置，实现水平井分段采油（见图1）。针对注入水沿水平井个别裂缝段突进导致水平井水淹问题，考虑采用多口注水井轮换注水，改变注水方向。具体方法是：改变其中的1 口或多口注水井的注水量一段时间，然后将这些注水井关井，水平井分段采油。改变其他注水井的注水量，水平井另一段采油。以直井注水-多级压裂水平井采油的五点法注采井网为例，间隔注采方法是：首先4 口注水井都停注，水平井停产，进入焖井阶段。然后左侧2 口注水井注水，水平井右端水平段采油，然后左侧2 口注水井停注，右侧2 口注水井注水，水平井左端水平段采油。

图1 左侧两口注水井注水，水平井远井段采油

这种方法通过注水井的轮注、水平井的焖井和分段采油，既考虑了改变水驱方向，也发挥了压裂缝和基质的渗吸作用。主要增油原理有以下三点：

（1）改变水驱方向。改变了注入水渗流方向，抑制注入水沿高渗水力压裂缝的窜进，促使注入水进入未波及区或弱水淹区域，进而提高平面驱油效率。

（2）渗吸作用。渗吸效应[4-7]是指在多孔介质中，一种润湿相流体将另一种流体置换出来的现象。在焖井阶段，注入水在渗吸作用下沿小孔喉侵入基质系统，然后将其中的原油置换出来。

（3）压差解堵作用。通过异步注采在油藏中产生不稳定压力降，造成对油层微观脉冲的“震荡”作用[8]，为附着在岩石颗粒表面的原油提供动力，促进原油在地层不同孔隙中的流动，最后通过裂缝流入井筒采出。

这种注采方法实现了注水井间轮换，注水方式灵活，同时伴随水平井焖井、分段采油，可以多轮次动用不同的剩余油区域。具体实施时，也可采用1 口注水井停注、3 口注水井注水的方式，还可以考虑3 口注水井停注、1 口注水井注水。也可以考虑4 口注水井都注水，水平井也可分多段采油[2]。

2 间隔注采工作制度

实施间隔注水-分段间隔采油时，由于注水时间仅有原来的1/4，故考虑增大日注水量，适度降低产液量，通过降低水平井含水率来提高油井产量。

注采工作制度分为五个阶段（见图2）：

（1）第1 阶段，注水井停注，水平井停产焖井；

（2）第2 阶段，左侧2 口注水井注水，右侧2 口注水井停注，水平井右侧水平段采油；

（3）第3 阶段，4 口注水井都停注，水平井右侧水平段采油；

（4）第4 阶段，右侧2 口注水井注水，左侧2 口注水井停注，水平井左侧水平段采油；

（5）第5 阶段，4 口注水井都停注，水平井左侧水平段采油。

实际油田实施间隔注采时，先期通过监测水平井产液剖面，确定水平井见水裂缝段和高产液位置，实施调剖堵水措施，同时，也可以考虑水平井二次压裂，增大低产液段或不产液段的产液能力。

3 间隔注采方法实例设计

下面以长庆某低渗透油藏H 区块为例，进行间隔注采工作制度设计，并预测开发指标。

H 区块面积6.78 km2，原始地质储量307×104t，2012 年投产。截止2017 年12 月，水平采油井15 口，直井41 口，其中采油井19 口，注水井22 口。由于H区块储层孔隙度和渗透率较低，非均质性强，油井产量低。动态监测表明注入水沿着压裂缝突进使水平井较早水淹，含水率迅速上升至90 %以上，之后油井产量维持较低水平，注水开发效果差。

图2 间隔注水-分段采油工作制度示意图

HP8 周围有3 口注水井（见图3），附近地层孔隙度13 %，地层渗透率7.5 mD，产液量较高，但产油量递减快，2017 年12 月HP8 井均产油量0.8 m3/d；周围3口注水井平均日注水量分别为37.0 m3、43.0 m3、40.8 m3，经测算流向HP8 井的有效注水量约40 m3/d。HP8 井压裂段数为8 段，通过测压资料分析确定平均裂缝半长50 m，裂缝导流能力45×10-3μm2·m。采用油藏工程方法，计算了注水井和水平井之间的连通系数，具体连通情况（见图2），根据连通程度设计注水量，避免注水量过大导致水平井水淹。

图3 实施井位图

为了完善注采井网，在HP8 井右下方设计再钻一口新注水井，构成五点注采井网。设计注水期间单井注水36 m3/d，同时采液量控制在32 m3/d。间隔注采焖井时间设为10 d，一个工作周期为50 d（见图4）。

根据区块地质建模成果，利用petrel 软件导入H区水平井区储层数据和生产动态数据，生成拟合数据体，并将其导入CMG 软件中，进行历史拟合。

依照上述所制定的工作制度，模拟HP8 井10 年产油量和含水率变化（见表1）。

从10 年的模拟生产动态曲线（见图4、图5）看出：间隔注采第2 个周期时，日产油量由不到1 m3迅速上升至7.5 m3左右，并长期保持稳定，含水率由95 %下降至70 %左右，后又缓慢上升至80 %。预测生产10年累积增产22 350 t，增油效果明显。具体实施时，推荐焖井时间10 d，周期注水量32 m3/d，采液量32 m3/d。

同理，HP2 井当前产油量3.9 m3/d，含水率90 %。间隔注采方法第2 周期后产油量上升至8 m3/d，含水率下降至72 %，预计生产10 年累积增油18 320 t。