超低渗透砂岩油藏水平井同井同步注采补能方法<br/>——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例

超低渗透砂岩油藏水平井同井同步注采补能方法
——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例

2020-08-29王晶刘俊刚李兆国李洪畅张皎生李文青张原立平义杨焕英王萍

石油勘探与开发 2020年4期

王晶，刘俊刚，李兆国，李洪畅，张皎生，李文青，张原立，平义，杨焕英，王萍

（1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018）

0 引言

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏长6、长8储集层具有岩性致密、孔喉细微、物性差、微裂缝较发育等特点[1-5]，采用常规直井单一裂缝的压裂方式难以获得较好的增产效果。国内外实践经验和相关研究证明水平井分段多簇压裂可形成主缝与分支缝相互交织的复杂缝网[6]，可大幅提高油藏泄流体积和单井产量[7-10]，初期产量可达8～10 t/d，为直井的4～5倍[11]。然而，随着生产时间的延长，水平井开发也暴露出一些问题：①部分油藏采用五点法注水水平井井网开发（直井注水，水平井采油），注采井排距约150 m（注水直井连线到水平井根部或趾部的垂直距离），但单砂体精细刻画后发现单砂体规模主要分布区间为50～110 m，部分油藏一次井网适配性不足，难以建立有效的驱替系统；②由于水平井的特殊性，采油井水平段中部压裂缝之间的区域由于相邻缝的屏蔽作用，难以注水见效，主要靠弹性溶解气驱替；③部分水平井为天然能量开发，无有效的能量补充，油井产量递减大。通过产液剖面测试发现，并非所有的裂缝都对产能有贡献，据统计对产能无贡献的射孔簇平均约30%[12-13]。

如何有效补充地层能量，实现水平井控制区域的有效水驱，已成为超低渗透砂岩油藏开发面临的主要问题之一。文献调研及矿场实践表明：水平井稳产技术包括常规“点注线采”稳定注水、水平井注水吞吐、不稳定注水、水平井重复压裂、水平井暂堵转向重复压裂等。“点注线采”稳定注水是目前较为常规的注水方式，但驱替距离较长，水平段中部压裂缝难以注水见效；水平井吞吐、不稳定注水等可以形成不稳定压力场，提高波及系数和驱油效率，但多周期后效果逐渐变差；水平井重复压裂可增加改造体积同时又可补充地层能量，可提高地层能量10%～30%，但有效期较短（6～9个月）。

同井注采最早应用于海上油田高含水油井[14-16]，目前尚未见超低渗透油藏开展水平井同井同步注采试验方面的报道。程时清等[17]、于海洋等[18]研究了致密油多级压裂水平井同井注采的可行性，通过数值模拟研究了不同驱替介质和开发方式的开发效果，认为同井注采具有产量高、稳产期长、采出程度高等优点。

针对超低渗透油藏开发面临的问题及目前水平井稳产技术的缺点，本文提出了超低渗透油藏水平井同井同步注采补能方法，指出了其技术优势，并进行可行性分析，对注采参数进行优化并进行矿场实践。

1 同井同步注采原理与技术优势

1.1 同井同步注采原理

水平井同井同步注采是在同一口水平井上采用封隔器、密封插管等工具，实现部分压裂缝注水，部分压裂缝采油。其工作原理是选取其中一条或几条压裂缝作为流体注入通道，油套分注技术与分段封隔技术相结合，在水平井水平段内将注入裂缝与相邻的采油裂缝封隔，注入流体从油套环空进入指定压裂缝驱油，原油流入封隔器后的采油裂缝，随后进入油管采出，即在同一水平井内形成分段同井同步注采系统（见图1）。水平井同井同步注采可分为单段注多段采、多段注多段采等方式：单段注多段采方式（逐段同井注采）一般采用根部射孔段注水，趾部方向射孔段采油，采油段水淹后封隔点逐次向趾部下移，直至所有射孔段全部水淹后结束；多段注多段采分为奇注偶采或奇采偶注，注水段与采油段相互交错，多段同时驱替，波及范围广，见效快。

图1 水平井多段注多段采示意图

理论上同井注采驱替方式可以由过去的点状注水转变为线状注水，由传统的井间驱替转变为水平井段间驱替；在注水量相同的情况下，注水压力降低，有利于避免注水过程中发生天然裂缝的二次开启，降低裂缝性水淹风险；同时将人工裂缝缝间的区域由弹性溶解气驱转变为水驱。

1.2 同井同步注采开发效果模拟

本文利用ECLIPSE数值模拟软件根据实际区块资料建立模型：模型几何尺寸为700 m×1 300 m×10 m，平面网格步长10 m，纵向网格步长1 m；储集层孔隙度16%，水平渗透率0.79×10-3μm2，垂向渗透率0.07 ×10-3μm2，原始含油饱和度57%，初始地层压力19 MPa；采用五点法水平井注采井网，注采井排距为130 m；水平井水平段长900 m，纺锤形压裂布缝，两端半缝长75 m，中间半缝长200 m，共压裂10段，段间距90 m；裂缝网宽取平面网格步长（10 m），渗透率200×10-3μm2。参考现场生产实际情况，生产采用液量（30 m3/d）与井底流压（10 MPa）双重控制，流压控制在泡点压力（8 MPa）以上。模拟计算五点法水平井注采井网与单独水平井奇注偶采同井注采（奇数段裂缝注水偶数段裂缝采油）开发方式下2年末的压力梯度（见图2）与压力场分布（见图3），结果表明：地层压力梯度与距注水井（缝）的距离负相关，距离越远，压力梯度越小，与启动压力梯度间的差值也越小，注入水驱动能力越弱；采用直井注水，易在注水井周边形成局部高压，而采油井周边则大范围保持较低压力水平；段间注采为线状注采，注入流体渗流截面积大，且注采距离较小，注入缝与采油缝间可形成较高压力梯度，有利于提高注入水的驱动能力，实现有效驱替。

图2 2年末压力梯度与距注水井（缝）距离的关系

图3 五点法水平井注采井网、水平井奇注偶采同井注采注水开发2年末地层压力分布

采用上述模型，分别模拟不同开发方式下的累计产油量指标。图4为4种开发方式下开采20年的累计产油量变化情况：①衰竭开采（直井关井，水平井生产）；②五点法井网注水（直井注水，水平井生产）；③水平井奇注偶采同井注采（直井关井，水平井注采）；④逐段同井注采（直井关井，水平井注采）。可以看到衰竭式开发由于无能量补充，开采效果最差；水平井同井同步注采地层能量补充及时，开发效果较好，其中奇注偶采同井注采方式优于逐段注采。图5为五点法井网与奇注偶采开发方式下20年末的含油饱和度分布，由图可知采用五点法井网开发，注入水由注水井点放射状向前缓慢推进，20年末注入水未明显波及采油水平井，驱替范围非常有限，波及区域仅为注水井周边较小范围；奇注偶采方式下注入水首先进入裂缝，并由注入裂缝向采油裂缝线状推进，实现压裂缝间的全面线性驱替；逐段注采注入水不能同时有效驱替较远采油裂缝控制区的原油，有效驱替范围较小，20年末累计产油量低于奇注偶采同井注采方式。

图4 不同开发方式下累计产油量变化

图5 不同开发方式下20年末含油饱和度分布

2 同井同步注采可行性

体积压裂、常规压裂微地震解释结果显示，人工裂缝与主地应力方向基本一致，裂缝网络基本呈条带状分布（带长、带宽存在差异）。姬塬长7油藏A239-24井进行了2次井下微地震监测，解释结果如表1所示，可以看到，人工压裂缝网宽度为64～85 m，裂缝延伸方向北偏东82°～84°。而人工裂缝油藏数值模拟反演结果显示，人工压裂缝网有效宽度不大于10 m[19]，与现场实际资料差距较大。AP检239-24井为水平检查井，位于A239-24井东部，与该井垂直距离约80 m，设计水平段长度 85 m，水平段延伸方向为北偏西7°（见图6）。钻井过程中对整个水平段进行常规取心（心长85 m），取心段中仅观察到3条疑似人工压裂缝，分布在长1 m岩心段内（位于水平段与A239-24井人工裂缝相交处附近），但未见明显压裂支撑剂，可见压裂缝网宽度有限，与数值模拟反演结果比较相符，实际压裂缝网宽度不会超过10 m。因此，压裂缝网有效宽小于水平井多段压裂的段间距，同井同步注采窜流风险基本可控。

表1 A239-24井体积压裂微地震监测数据表

图6 AP检239-24水平检查井井位

姬塬长7油藏AP122水平井水平段长度800 m，2017年6月实施了奇注偶采补能重复压裂试验，压裂段数10段，段间距70～80 m，单井入地液量6 000 m3，奇数段单段注1 200 m3，通过无支撑剂复压，近裂缝地带油藏压力上升2～4 MPa，地层能量得到有效补充，施工过程中该井非施工段没有发生窜流。

水平井取心及重复压裂结果显示人工压裂缝网宽度有限，开展同井同步注采时，裂缝与裂缝之间、裂缝与邻井之间窜流风险较小，具备试验的基础。

3 水平井同井同步注采试验参数优化

3.1 水平井人工裂缝段间距

长庆油田超低渗透油藏水平主应力方向约为北偏东75°，与砂体展布方向一致，主力油藏水平井水平段延伸方向与砂体长轴方向垂直。地质研究与单砂体精细刻画表明，采用水平井开发的油藏大部分单砂体展布规模较小，宽度主要为50～110 m（见图7）。而矿场资料统计显示，超低渗透油藏五点法水平井注采井网排距基本为100～180 m（见图8），说明部分超低渗透油藏井网适配性较差，难以对地质储量形成有效控制，更难以建立有效的驱替系统。

图7 长庆油田超低渗透油藏单砂体宽度分布统计

图8 五点法水平井注采井网排距分布统计

在上述地质模型的缝①（注水）与缝②（采油）之间添加一条天然裂缝（渗透率200×10-3μm2）沟通注采缝，模拟天然裂缝对水平井同步注采的影响（见图9），可以看到注水段与采油段之间存在天然裂缝并开启时，会形成窜流通道，采油段在短时间内水淹。

图9 存在天然裂缝沟通时含水率随时间变化

根据单砂体展布规模、天然裂缝的影响，水平井注水段应选择天然裂缝方向与人工裂缝方向一致或天然裂缝不发育的油层段，同时结合AP122水平井重复压裂试验与微地震解释结果，同井同步注采段间距取60～80 m比较合理。

3.2 合理注采参数

超低渗透砂岩油藏微裂缝发育，裂缝是油气的主要渗流通道，在注水开发中具有明显的“双重”作用[20]：①裂缝的存在改善了超低渗透储集层的渗流能力；②天然裂缝的存在加剧了超低渗透储集层的非均质性，尤其是当注水压力超过裂缝开启压力时，天然裂缝将张开、延伸、扩展，注入水沿裂缝快速流动，油井过早见水或水淹[21]。因此，水平井同井同步注采最大的难点就是确定合理注水压力界限，避免因注水压力过高造成天然裂缝大规模开启。

3.2.1 合理注入压力

计算天然裂缝开启压力的理论公式较多，但所需参数较多，且部分参数获取困难。现场有大量且连续的产量、压力等生产数据及动静态监测资料，利用现场资料判断裂缝是否开启具有一定的优势。注水井吸水指示曲线拐点处对应的注入压力即为天然裂缝开启压力或地层破裂压力；根据水平井投产时压裂施工曲线上的最高压力也可确定地层破裂压力。同井同步注采的注入压力可采用吸水指示曲线、压裂施工曲线与动态资料等综合确定。

3.2.2 合理日注水量

现场生产资料丰富，合理日注水量可根据动态数据确定。表2统计了3个超低渗透区块注水井的生产数据，这些区块目前生产稳定，开发效果较好。如Z211区块GP8井储集层渗透率0.23×10-3μm2，平均日注水量10 m3，注水10个月后见效（区块平均注水见效时间15个月），稳产期平均日产油6 t以上，稳产期长达5年。通过对比超低渗透储集层与已开发且效果较好区块的主要物性参数，可借鉴确定未开发区块的合理日注水量。

表2 长庆油田部分超低渗透砂岩油藏注水井日注水量统计

另可根据储集层物性，借鉴已开发区块水平井配注方面的成熟经验，采用油藏数值模拟方法，建立单井模型，优化注水参数，确定超低渗透砂岩储集层水平井同井同步注采的单井日注水量。

3.2.3 合理配产

采用矿场统计方法确定合理产量。表3统计了长庆油田超低渗透砂岩油藏Z211、Y284、M30区块水平井的生产情况，可以看到水平井平均单段日产油基本稳定在0.50～0.55 t，超低渗透砂岩油藏水平井配产可以参照该数据，根据水平井改造段数进行折算，生产过程中根据产气、含水等动态参数实时调整。

表3 长庆油田部分超低渗透砂岩油藏水平井单段日产油量统计

4 水平井同井同步注采工艺

水平井同井同步注采工艺由井下工艺管柱和地面智能防喷系统组成。井下工艺管柱由Y445封隔器、抽油泵、油管锚、扶正器和筛管丝堵等组成（见图10）。该工艺管柱设计最大注采压差50 MPa，室内测试证实在120 ℃、50 MPa压差条件下，封隔器和密封插管密封良好。

井口智能防喷装置由抽油杆防喷器、液压控制阀、配套盘根盒、取样口、液压控制系统和控制柜组成，可实现井口智能防喷：当井口压力超过4 MPa时，系统自动停注、停抽、关闭防喷器并报警。

图10 同井同步注采工艺管柱示意图

5 现场试验效果

选取微裂缝发育的M30区块MP93井和微裂缝不发育的Y284区块CP14-01井两口井开展试验。

MP93水平井水平段长930 m，投产前实施12段分段压裂，段间距70 m，初期采用如图11所示的五点法井网注水开采，试验前一年因高含水该井基本停产（见图12）。

图11 MP93井注采井网示意图

地质研究显示M93井天然裂缝较发育，该井水淹与天然裂缝开启形成高渗通道相关。产液剖面测试结果（见图13）显示，产液主要由根部①号人工裂缝贡献，占总液量的67.6%。结合注采井网分析，含水率快速上升主要受M110-3井与M110-4井两口注水井影响（见图11）。为确保同井同步注采试验效果，试验前对该井根部①号人工裂缝进行了化学调剖堵水作业。

图12 MP93井生产动态曲线

图13 MP93产液剖面测试结果

试验前首先确定地层破裂压力、注水量、单井日产油量等参数，根据该水平井射孔段破裂压力、吸水指示曲线数据（见表4）可知，吸水指示曲线拐点压力为10.5 MPa，折算井口注水压力主要分布在10.0～24.0 MPa，该井井口注水压力取10 MPa可避免因注水压力过高导致地层天然裂缝开启的风险；采用油藏数值模拟方法确定该井日注水量为10 m3；根据矿场统计见效后平均单段产量确定该井单井日产油量3.52 t。

表4 MP93井破裂压力、拐点压力数据表（井深2 370 m）

该井2018年9月27日封隔①至③号人工裂缝段，2018年10月10日进行逐段同井注采试验，注水后该井产液量、产油量上升，初步显现段间驱替的效果（见图12）；5 d后注水压力升高，含水率上升，产出水矿化度3 200 mg/L，分析认为注水压力过高，微裂缝开启，存在水窜风险；随后控制注水压力继续生产，生产基本平稳。2019年4月底该井水淹，分析认为因注水总阀配套多口注水井，注水压力波动较大，导致该井地层天然裂缝开启并发生水窜。水淹前累计增油430 t。

CP14-01水平井水平段长740 m，投产前实施8段分段压裂，段间距65 m。由该井射孔段破裂压力、吸水指示曲线数据（见表5）可知，吸水指示曲线拐点压力为12.0 MPa，折算井口注水压力主要分布在10.0～24.0 MPa，可确定该井合理井口注水压力为10 MPa；采用油藏数值模拟方法确定该井日注水量为10 m3；据矿场统计见效后平均单段产量确定该井单井日产油量为2.55 t。

表5 CP14-01井破裂压力、拐点压力数据表（井深2 210 m）

优选根部第①号人工裂缝段为注水段开展逐段同井注采试验。为避免随注水时间的延长注水压力逐渐上升、裂缝长期处于注水高压状态、地层天然裂缝开启/生长，试验中实施周期注水。该井2019年3月6日开始同井注采试验，试验前平均日产液约3.1 m3，平均日产油约2.1 t，含水率约19.0%。注水5 d后开始见效，较长时间日产液量稳定在约5.3 m3，日产油量稳定在约4.0 t；含水率下降，稳定在约13.0%；至2019年11月底累计增油340 t，目前生产稳定（见图14），试验效果良好。