超低渗透油藏水平井线注线采能量补充方法探索

2022-07-22谢启超樊建明王继伟

石油科技论坛 2022年2期

刘建谢启超樊建明王继伟孙栋王迪

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

近年来，随着油田开发阶段的不断深入，长庆油田新区建产对象从低渗透、特低渗透油藏逐步向超低渗透油藏转变。剩余三级储量中超低渗透储量占比达到69.4%，如何高效动用该类储量是目前面临的主要难题。超低渗透油藏开发前期，采用“点注面采”的五点井网水平井注水开发，水平段以长度400～500m为主，排距以150m为主，但生产中表现出见效程度低、递减大、采油速度慢的问题，整体开发效果不理想。从国内外文献调研发现，超低渗油藏补充能量目前缺乏有效的方式[1-6]。

1 线注线采井网的提出

传统的直井点状注水、水平井线状采油方式，难以满足超低渗透油藏水平井体积压裂开发有效能量补充要求，主要表现在3个方面：（1）超低渗透水平井体积压裂规模较大，缝网比较复杂，物性差，井排距大见效难，井排距小容易水窜；（2）为了提高初期产量，超低渗透油藏水平井一般设计水平段较长，采用直井注水时，若注水井井数比例小的话，整个注采井网系统的压力保持水平较低，见效很困难，如果注水井井数比例较高，例如水平井七点、九点井网，容易见水，经济效益评价较差；（3）采用传统的定向井较远距离注水驱替方式时，由于水平井人工裂缝对注水井水线的屏蔽作用，人工裂缝之间的区域处于准自然能量开发状态，水驱难以波及到，压力保持水平难以提高。

因此，根据前期认识及经验总结，提出了水平井交错布缝线注线采井网，通过进一步数值模拟研究，认为该井网具有以下优势：（1）局部区域的裂缝优势方向基本保持一致，有利于避免早期见水；（2）由过去的点状注水转变为线状注水，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天然裂缝产生二次开启，降低裂缝性水淹风险；（3）将人工裂缝缝间区域由弹性溶解气驱转变为水驱，形成了人工裂缝段间驱替和渗吸驱油相结合的能量补充方式[7]；（4）压力场、流线场具有分布均匀、水驱控制范围大的特征（图1）。

图1 线注线采井网含油饱和度场及流线场图

2 线注线采开发储层适应条件

2.1 试验区基本情况

通过对合水油田长63油藏开展精细地质研究，优选Z288井南部为试验区。该区长632为目标小层，油层平均厚度为9.5m，孔隙度为10.1%，渗透率为0.21mD，含油饱和度为55%，为典型的超低渗透油藏。该区油层分布稳定、连续性好，可保证水平井注采具有较好的对应关系。

2.2 离散元水力压裂数值模型建立

为了探究不同差应力条件下，水力压裂缝在井筒规模和井组之间的延伸方向和分布特征，本次研究分别设计了井筒规模（2m×2m）和井组规模（400m×400m）两类地质模型。针对这两类地质模型，赋予脆性指数为0.5对应的颗粒细观岩石力学参数，平行黏结模量为4GPa，线性接触模量为26GPa，刚度比为0.2625，法向黏结强度为3.55MPa，切向黏结强度为2.37MPa，建立了符合研究区的差应力水力压裂数值模拟岩石力学模型。为了模拟岩石在地下的应力环境，建立的岩石力学模型需通过伺服机制加载两向垂直的水平最大主应力和水平最小主应力，加载后的模型保持边界颗粒固定，以便模型一直保持在该应力环境之中[8-10]。

模拟结果表明：随着差应力增加，压裂缝沿水平最大主应力方向延伸越远，沿水平最小主应力方向延伸越短，压裂缝的包络椭圆变得越来越扁。压裂缝的包络椭圆形态呈现两个阶段，当脆性指数小于0.5时，随着脆性指数增加，裂缝发育带的长宽比增大，椭圆越浑圆；当脆性指数不小于0.5时，随着脆性指数增加，裂缝发育带的长宽比变小，椭圆越扁平（图2、图3）。

图2 不同差应力条件下裂缝发育带长宽比

图3 不同脆性条件下裂缝发育带长宽比

根据不同模型的压裂缝发育带形态定量表征结果，结合不同模型压裂缝发育带内部优势压裂缝分布特征，本次研究总结了不同差应力条件下压裂缝缝网系统及其模式。据统计，脆性指数越接近0.5，两向应力差越大，裂缝带的长宽比越大、越扁平，越适合线注线采井网要求（图4）。

图4 两向应力差与压裂缝发育带长宽比关系图

2.3 储层岩石力学测试

线注线采井网特征决定了该井网下压裂缝网应为细长缝，以减小油井水淹风险。通过前面研究，认为缝网形态和储层脆性、两向应力差关系密切。因此通过开展岩石声发射试验、三轴岩石力学测试等，获得泊松比、弹性模量等关键参数，并进行动态、静态标定，实现常规测井对于岩石力学参数的准确计算。通过在合水油田长6油藏Z288区开展岩石力学参数分析计算，得到主力目的层长632层的脆性指数为0.4～0.5，两向应力差为4～8MPa，试验井组区域两向应力差为8MPa（图5）。

图5 合水油田Z288区长632层水平差应力分布图

3 线注线采井网开发技术政策

提高水驱见效的初衷决定了线注线采井网的关键点是避免过早见水，因此该井网最核心的政策为井距、段间距、水平段长度和投注制度。

3.1 井距和段间距优化

水平检查井岩心观察表明：超低渗透油藏水平井人工压裂缝有效长度和宽度有限[11-12]，可进一步缩小段间距。通过水平井取心观察，AP检239-24井距A239-24垂直距离80m，方位NW7°，常规取心85m，仅在1m左右范围可见3条疑似天然裂缝或人工压裂缝（取心23m处），与微地震监测带宽（64～85m）差距较大（图6）。因此，从下步井网设计思路来看，要减小井距和段间距，以进一步提高储量动用。

图6 AP检239-24 水平检查井井位

通过计算，研究区储层脆性指数变化范围不大，为0.4～0.5，因此模拟脆性指数为0.45条件下，不同差应力对应的人工压裂缝带宽及缝长（表1、图7）。地质优选的线注线采试验井组区域差应力为8MPa，对应半缝长为189m，缝高为61m，因此优化井距为200m（对应半缝长），交错段间距为60m（对应缝高）。

表1 不同差应力对应的缝带宽及缝长

图7 采油井400m水平段线注线采井网缝长缝宽示意图

3.2 水平段长度优化

水平段长度选取主要是根据注水井分段注水工艺现状进行优化，目前水平井分段注水工艺可以实现3～4段注水，因此本次注水井选择3段式分注。由于注水井和采油井的交错段间距为60m，因此采油段间距为120m，加之两端各留20m口袋，优化小注采单元水平段长度为400m（图7）。为了对比不同水平段长度井的开发效果，优化大注采单元水平段880m，即1口水平采油井对应2口水平注水井（图8）。

图8 采油井880m水平段线注线采井网缝长缝宽示意图

3.3 合理投注制度

（1）注水量。线注线采由于段间距相对传统井网较小，虽然按照数值模拟采油井缝网与注水井缝网不连通，但裂缝方向、规模存在一定不确定性，注水方式应以温和注水为宜。借鉴同井注采小水量注水取得的较好实施效果，坚持小水量注水，单段日注水量为5m3。

（2）注水时机。为准确判断来水，待采油井含水降到油藏正常含水时再投注。

（3）投注方式。坚持注水井分段投注，观察对应采油井动态变化，单段投注间隔时间10d后依次投注下一段。如果遇到见水问题，可有效判断来水段。

综上所述，以合水油田长6油藏Z288区为例，通过缝网模型计算，结合工艺技术现状及矿场经验，优化的开发技术政策具体包括：井距200m；交错段间距60m；水平段400m和880m；注水井借鉴已实施井效果，单段日注5m3；投注方式为分段投注，投注间隔时间为10d，之后依次投注下一段，以便有效判断来水段。

4 实施效果

2019年，Z288试验区共部署水平井12口，其中采油井6口（400m水平段水平井4口、880m水平段水平井2口），注水井6口，平均水平段长度为400m。采油井分别采用可溶桥塞体积压裂与水力喷射分段压裂工艺，微地震测试显示基本达到了交错布缝的目的（图9）。完钻水平井12口（采油井6口、注水井6口），平均水平段长度为510m。平均改造段数6段，单井加砂量为615m3，排量为4.5m3/min，入地液量为4097m3。初期单井日产油6.7t，含水率为39.4%。截至2022年4月，单井日产油3.6t，含水率为36.8%，投注水井6口（8段），累计注水7225m3。

图9 线注线采试验井微地震测试成果图

其中，试验井GP78-77水平段长度为880m，改造9段，初期日产油8.0t、含水率42.0%，第12个月日产油5.4t、含水率33.2%，第一年递减32.5%；周围相当长度水平段水平井2口，平均水平段长度为891m，改造13段，初期日产油8.2t、含水率39.3%，第12个月日产油5.0t、含水率25.6%，第一年递减39.0%。相比常规五点井网，线注线采试验井第一年递减下降6.5%，表明超低渗透油藏使用该井网可提高水驱见效，实现能量有效补充，油藏递减降低（图10）。