低渗透油藏转变注水开发方式研究——以大港油田孔南GD6X1区块为例

吴忠宝，李 莉，张家良，阎逸群，王俊文，张 原

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津 300270）

中国石油经过几十年勘探开发，以低渗透、低丰度为主的低品位油藏比例越来越高，资源劣质化趋势明显［1］，投资成本居高不下，有效开发难度加大。美国致密油藏依靠体积压裂技术进步产量大幅攀升，中国将该技术应用于致密油和低渗透油藏开发，提高单井初期产能初见成效，但美国致密油以海相沉积为主，而中国低渗透油藏和致密油以陆相沉积为主，存在砂体规模小、地层压力系数低及原油黏度高等特点，因此体积压裂后油井产油量递减快，累积产油量和采出程度低，经济效益差［2-4］，体积压裂后衰竭开采的开发方式并不适用于中国低渗透油藏的开发。由此，需要确立新的开发思路，找到效益开发的技术路线。为此，笔者摆脱传统注水开发的固有模式，新开发模式提出了转变注水开发方式的新思路，建立全新的“体积改造+有效驱替+渗吸采油”开发模式，不仅可以较大幅度地提高单井产油量，同时可持续补充地层能量，达到增加累积产油量、提高油藏采收率的目的。

1 基本思路

1.1 由孔隙驱替向缝网驱替转变

常规低渗透油藏的储集空间以孔隙为主，注采井间的流线以径向流为主，根据达西定律，井间驱动压差主要消耗在井筒附近，有效驱动压差小，同时由于低渗透油藏储层物性差、渗流阻力高，因此常规开发技术难以建立有效的注采驱替系统。油田现场为了注进水、注够水，多采用高压注水的方式补充地层能量，但仍然难以见效，而转变开发方式，采用体积压裂技术在井筒附近产生具有一定带宽的缝网，将井筒附近的孔隙型油藏改造成双重介质油藏，一方面可大幅降低井筒附近油藏的渗流阻力和驱动压差消耗，大幅提高井间有效驱动压差；另一方面将井与井之间的驱动转化为缝网之间的驱动，将注采井间的径向流转换为缝网之间的线性流，大幅降低驱动距离与驱动压差。假设体积压裂前注采井距为Dj，排距为Dh，体积压裂后产生带宽为Wj的缝网，缝网间驱替距离为Dh-Wj，而且Dh-Wj远小于Dj，注采驱动压差大幅度降低，从而实现了由注水建立孔隙驱替向缝网有效驱替的转变（图1）。如海塔盆地B28井区，该区储层水敏性强，平均渗透率仅为0.5 mD，注水困难；采油井B28-X62-58 由初期单井日产油量8 t/d降至0.4 t/d，体积压裂后，对应的注水井注入压力大幅下降，注水量快速上升，单井日产油量由0.4 t/d 增至最高10.3 t/d，后期稳产在4.5～5.0 t/d。

图1 体积压裂前后驱替方式转换示意Fig.1 Schematic diagram of displacement mode transformation before and after volume fracturing

1.2 由连续注水向渗吸采油方式转变

油藏体积改造后，连续注水会加剧油井快速水淹，大幅缩短油藏生命周期。而采用注水吞吐、异步注采和油水井互换等渗吸采油开发方式，可有效降水增油，扩大波及体积，提高油藏采收率。

注水吞吐 注水吞吐是指同一口采油井先注入水，然后再返排的过程。常规压裂油藏的注水吞吐主要是采用慢速渗吸机理［5-7］，油藏体积改造后，在井筒周围形成复杂的裂缝网络系统，渗吸采油作用由常规压裂油藏中的辅助作用上升为主导作用［8-12］，同时由于体积压裂大幅降低了渗流阻力，注水量加大，注水后地层压力会高于正常压力水平，采油井回采时裂缝与基质间将产生较高的驱动压差，基质中流体将在驱替作用下进入裂缝并通过井筒采出，由于在回采过程中驱替压差会随地层压力降低而逐步减小，因此除渗吸采油作用外，注水吞吐还包括裂缝与基质间压差持续变化的不稳定驱替作用［13］。注水吞吐一般适用于小断块、砂体分布零散，难以组成经济注采井网的低渗透油藏。

异步注采 异步注采是指一种注采不同步的渗吸采油开发方式，即注水井注入时采油井停产，采油井开采时注水井停注。通过注采不同步的开发方式，即能通过注水补充地层能量，实现注采井间的有效驱替，又能充分发挥井筒附近裂缝网络的渗吸采油作用降水增产［14-15］。异步注采适用于砂体连续性好，可形成注采井网的低渗透油藏。

油水井互换 油水井互换是指在油田开发过程中，油水井功能互换，即采油井调整为注水井，注水井调整为采油井的开发方式［16］。油水井互换是利用注入水与原油在地层中的交换作用采出原油，即渗吸采油，同时注入水起到补充地层能量的作用，为原油的采出提供必要的生产压差。除了渗吸采油作用外，油水井互换还可以起到改变油藏中流体流线方向、增加水驱波及体积的作用。

1.3 由缩小井距提高动用储量向体积改造提高缝控储量转变

低渗透油藏由于储层物性差，基础井网难以建立注采驱替系统，油藏纵向和平面水驱动用程度均较低，要进一步提高油藏水驱动用程度，往往采用井网加密调整进而缩小注采井距的开发技术，但会造成单井控制储量大幅降低，经济效益变差，而引入体积改造技术，压碎地层产生缝网可大幅度降低渗流阻力，在缝网控制范围内的油藏均能得到有效动用［17-20］。体积压裂规模越大，产生的缝网覆盖的储量越多，油藏动用程度和阶段采出程度越高。如大庆油区垣平1 井，水平井井段长度为2 660 m，钻遇砂岩总长度为1 484.4 m，体积压裂12 段，每段2簇，缝长为300 m，计算单井缝控地质储量为38×104t，初期日产油量为42 t/d，预测开采10 a 累积产油量可达2.6×104t。

2 低渗透油藏注水开发新模式

改变低滲透油藏常规注水开发模式，将体积压裂和注水吞吐、异步注采、油水井互换等多种渗吸采油开发方式及重复压裂组合应用，最大可能地提高单井产油量，快速提高阶段累积产油量，尽快收回投资，以实现低渗透油藏规模效益开发的目的。

整体体积压裂 不分油水井，均实施体积压裂，闷井渗吸后进行衰竭开采，直至地层压力下降为合理水平后关井停产。新开发模式与传统开发模式的区别在于，不以建立有效驱替为唯一目的，因此开发井网中的油水井并不固定，随着开采阶段的变化注水井别会发生相应的转变，初期为获得较高的阶段累积产油量，所有井均设为采油井，体积压裂后利用天然能量及压裂液补充能量衰竭开发，当地层压力水平降至原始地层压力的70%～80%时，为避免压裂缝闭合，此时关井停产。

注水补充能量 注水井开始注水，建立有效驱替体系，此时采油井闷井渗吸，并恢复地层能量。地层压力下降后，选择设计井网中的注水井开始快速注水，尽快补充地层能量，由于体积压裂大幅降低了井筒附近渗流阻力，因此较易建立注采有效驱替系统，同时由于压裂缝存在，采油井如果开井极易水淹，所以此时采油井宜关井渗吸并恢复地层能量。

整体渗吸采油 注水井停注，闷井渗吸后，油水井均开井采油，整体渗吸采油，其中采油井异步采油，注水井吞吐渗吸。当注水地层能量恢复到高于原始地层压力后，注水井逐步停注，为了提高阶段产油量，注水井在闷井渗吸后与采油井一起开井采油，对于注水井而言，渗吸采油方式为吞吐渗吸，而对采油井来说，由于采油井开采时不注水，注水时采油井不开采，因此采油井渗吸采油方式为异步注采。

周期补能渗吸 当地层压力进一步降低到原始地层压力的70%～80%后，所有油水井均停产，注水井开始注水补充能量，重复以上3个步骤，周期性渗吸采油，一般约2～3个周期。由于油藏含油饱和度不断降低，含水率逐步升高，且压裂缝不断闭合，单井高峰产油量会逐步降低，开发效果变差，一般情况下，渗吸采油2～3 个周期效果较好。此时完成第1轮次体积压裂，如要进一步改善开发效果，则需要进行重复体积压裂。

重复压裂油水井互换 所有油水井重复体积压裂，初期仍衰竭开采，且油水井互换。现场开发实践表明，体积压裂与常规压裂一样均存在一定的有效期，在注水吞吐周期性升压和降压过程中，裂缝网络将逐渐闭合，因此需要重复体积压裂来形成持续有效的裂缝网络，同时重复体积压裂还可产生新的裂缝，不断提高油藏动用程度。因此，再一次对所有油水井进行重复体积压裂，然后闷井渗吸后衰竭开采，地层压力下降后，注水井开始注水补充能量，为了进一步改善开发效果，此时油水井互换，改变液流方向。

第2 轮次补能渗吸 重复注水补充能量、整体渗吸采油和周期补能渗吸的步骤。图2表示一个完整的2 轮次体积改造（每轮次包括3 周期吞吐渗吸和异步注采）、1 次油水井互换的开发过程，通常情况下，重复体积压裂开发效果和有效期均低于上一次压裂，因此实际开发中可根据具体经济效益情况决定体积压裂的轮次。

图2 低渗透油藏新开发模式示意Fig.2 Schematic diagram of new development mode for low permeability reservoirs

新开发模式阐述了转变开发方式的基本思路和开发步骤，但现场开发实践与理论难免会存在一定差异，具体到单井时会存在压裂及投产先后不一致、各井地层压力水平存在差异等问题，注水井注水补充地层能量也会存在先后次序，因此实际油藏开发时，很难严格按照新开发模式的步骤操作，而应根据开发模式基本原理进行具体实施。

3 矿场应用效果

大港油田孔南GD6X1 区块构造上为一南北受断层夹持的西高东低的狭长断块，孔一段枣V 油组为孔南地区特低渗透主力层系，埋深为3 740～4 000 m，平均有效渗透率为3.9 mD，油层有效厚度为26.5 m，地层原油黏度为2.3 mPa·s，储层属弱亲水性，油藏含油饱和度高达60%～65%，具备渗吸采油基础。

该区为冲积扇扇缘沉积亚相，基础井网为300 m×150 m的菱形反九点井网，储层砂体连通率低，仅为58.9%，双向连通率小于30%，因此常规压裂注水开发油井受效程度低，产量递减快。2015 年7 月投产，初期平均单井日产油量为9.6 t/d，含水率为19.6%；2017 年8 月平均单井日产油量仅为1.7 t/d，含水率无明显变化，年递减率高达65%，预测最终水驱采收率仅为12%，可见传统水驱开发模式已无法适应该类油藏的有效开发。

3.1 新开发模式应用

由于大港油田孔南GD6X1 区块常规压裂注水开发效果差，经济效益低，需要转变开发思路，矿场采用“体积改造+有效驱替+渗吸采油”新开发模式开展先导试验，设计井排方向与储层主应力方向一致，为北偏东50°，利用现有井网中的10 口老井，并根据储层发育状况部署扩边井10 口，形成10 注10采的300 m×150 m 的五点井网（图3）。首先采用体积压裂技术，提高油藏纵向动用程度，建立平面有效驱替，并充分利用渗吸采油作用控水增油，后期适时重复体积压裂，重塑缝网，进一步提高油藏动用程度（图4）。

图3 大港油田孔南GD6X1区块井网设计Fig.3 Well pattern design of GD6X1 Block of Kongnan in Dagang Oilfield

第1 轮次体积压裂和渗吸采油 第1 轮次体积压裂和渗吸采油的主要步骤为：①不分油水井，均大液量大排量体积压裂，闷井渗吸2～3 个月，衰竭开采1.5～2 a，平均单井日产油量为8.0 t/d以上稳产6 个月，之后进入递减，至地层压力水平为70%以上，所有油水井均关井停产。②注水井开始注水，注水约2 个月，平均日注水量为110 t/d，至地层压力水平恢复至原始地层压力的100%～150%，停注。③注水井闷井渗吸约1 个月后，油水井共同开井采油约9个月，采油井异步注采、注水井吞吐渗吸。④重复步骤②—③，渗吸采油3个周期，且每个周期单井平均日产油量均低于上一周期。⑤5 a 后重复体积压裂，进入第2轮次体积压裂。

第2 轮次体积压裂和渗吸采油 第2 轮次体积压裂和渗吸采油的主要步骤包括：①所有油水井均重复体积压裂，闷井渗吸2～3 个月，衰竭开采1.5～2 a，平均单井日产油量为7.0 t/d以上稳产6个月，之后进入递减，至地层压力水平70%以上，所有油水井均停产。②油水井互换，反向驱替，注水井（第1轮次中为采油井）开始注水，注水约2 个月，平均日注水量为105 t/d，至地层压力水平恢复至100%～150%，停注。③注水井闷井渗吸约1 个月，之后油水井共同采油约9个月，采油井异步注采、注水井吞吐渗吸共3个周期。④重复步骤②—③，渗吸采油3个周期。

图4 采油井和注水井10 a 2轮次体积压裂和渗吸采油生产曲线预测Fig.4 Prediction curves of producer and injector with volume fracturing and imbibition oil recovery for two rounds in 10 years

该区块10 a 开展2 轮次体积压裂，后期若重复体积压裂开发效果将逐步变差，因此需要根据经济效益情况决定是否开展第3轮次体积压裂。

3.2 有效驱替与渗吸采油作用分析

采用通用商业数值模拟软件Eclipse 分析新开发模式下有效驱替与渗吸采油在油藏开发中所起的作用。根据渗吸采油作用由油水毛细管力驱动的机理，体积压裂后油藏渗吸采油速度可用渗流理论公式表示：

新开发模式下油藏包括有效驱替和渗吸采油2种作用。由（1）式可知，当考虑油水毛细管力为0时，则渗吸采油速度为0，油藏中的渗吸作用即可忽略，此时数值模拟计算累积产油量均为驱替作用所产生；而当考虑毛细管力时，数值模拟计算累积产油量则为有效驱替和渗吸采油共同作用的结果，由此即可分别计算得到有效驱替和渗吸采油作用所占比例。

由新开发模式下第1轮次体积压裂后衰竭开采及3 周期吞吐渗吸和异步注采中，数值模拟计算有效驱替与渗吸采油作用采出程度及占比（表1）可以看出，新开发模式充分发挥了有效驱替与渗吸采油的共同作用，随着油藏采出程度的增加，有效驱替作用占比逐渐减弱，而渗吸采油作用占比不断增强，从衰竭开采至第3周期吞吐渗吸和异步注采，有效驱替作用占比从51.3%降至38.5%，而渗吸采油作用占比从48.7%增至61.5%，其原因为大孔隙中的原油主要由有效驱替作用初期采出，而后期小孔隙中的原油主要通过渗吸采油作用后期逐步采出。通过新开发模式有效驱替与渗吸采油共同作用，研究区最高采油速度由1.0%提高到1.5%，10 a评价期末开展了2 轮次的体积压裂和渗吸采油，平均单井增油量为4 665 t，采出程度由5.8%提高到11.8%，提高了6.0%（图5）。预测最终采收率可提高10.2%。

表1 新开发模式下不同开采机理的采出程度对比Table1 Comparison of recoveries of different recovery mechanisms under new development mode %

图5 不同开发方式采出程度对比Fig.5 Comparison of recoveries of different development modes

3.3 应用效果

大港油田孔南GD6X1 区块于2017 年8 月底对10 口老井分批进行体积压裂，按方案设计要求闷井渗吸2～3个月后分批投产，平均单井日产油量由体积压裂前的1.5 t/d 提高到8.5 t/d，完全达到并超过方案设计要求。其中注采井网中的2口注水井在体积压裂后下泵转采，初期产油量均达到10 t/d 以上，充分体现了油水井互换的渗吸采油作用。部分井由于储层有效厚度小，同时体积压裂时注入地层中液体较少，地层压力下降快，目前已经从衰竭开采阶段逐步进入注水渗吸采油开发阶段，其中该区块D43-68井最高日注水量达110 t/d，远高于压裂前该油藏注水强度，对应采油井在注水1 个月后有受效特征，表明注采井间建立了有效驱替系统。

4 结论

低渗透油藏由于储层物性差，常规压裂注水开发低产低液、经济效益差，传统注水开发模式已无法适应该类油藏经济有效开发的需要。根据低渗透油藏渗吸采油作用，汲取近年来中外体积压裂现场应用的得失，创新性地提出了低渗透油藏转变注水开发方式的3 个新思想，创建了“体积压裂+有效驱替+渗吸采油”新开发模式，并将该模式应用于大港油田孔南GD6X1区块初步实施效果显著，预计最终采收率提高10.2%，明显改善了该类低渗透油藏注水开发效果。随着体积压裂成本的进一步降低和工艺的进一步完善，以及对体积压裂油藏渗吸采油作用更深入的研究，新开发模式在超低渗透油藏的水驱开发中将有广泛的推广应用价值。

符号解释

Dh——体积压裂前排距，m；

Dh-Wj——缝网间驱替距离，m；

Dj——体积压裂前注采井距，m；

Km——基质空气渗透率，mD；

Kro——油相相对渗透率，为含水饱和度的函数，小数；

q——缝网范围内基质裂缝间渗吸速度，m3/d；

pcow——毛细管力，为含水饱和度的函数，MPa；

Vm——体积压裂范围内基质岩块体积，m3；

Wj——体积压裂后产生的裂缝带宽，m；

μo——地层原油黏度，mPa·s；

σ——形状因子，表示基质被裂缝切割程度。