柴达木盆地英西 油藏压裂水平井注水吞吐工艺探索及应用

谢贵琪，蒲永霞，万有余，刘世铎，冯昕媛

1.中国石油青海油田分公司采工艺研究院（甘肃 敦煌 736202）

2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院（甘肃 敦煌 736202）

1 地质概况

2 注水吞吐可行性论证

国内外各个油田对于致密油的开发实践发现，由于地层的非常规特性，采取高压注水建立驱动体系的常规开发方式对于该类油藏已经不具有适用性[1-5]，致密油储层进行体积压裂后，井筒附近存在裂缝网络，注水措施会导致油井快速见水，无法达到充能、增产稳产的效果；注水吞吐技术是致密油水平井在开发中后期有效补充地层能量、提高采收率的一种新手段，该技术在国内其他致密油田的应用也表明了注水吞吐工艺具有很好的针对性[6-10]。

注水吞吐技术的主要模式是在井口注入一定量液体增补近井地带地层能量后，借助毛管力在亲水性储层中的吸水排油功效，使注入水吸入到基质中并滞留，从而把原油驱替到高渗带，实现油、水两相在储层内的二次分布，使得渗吸置换出的油相与注入液体一同被生产出[11-14]，该技术分为重复压裂注水吞吐模式和低排量高压注水吞吐模式两大方向。重复压裂注水吞吐模式和低排量高压注水吞吐模式的相同之处是均在原井口进行注水，生产的方式包含3个阶段，即“注”、“焖”、“采”（图1）。其中图1（a～c）表示低排量高压注水吞吐，图1（d～f）表示重复压裂注水吞吐。

图1 两种注水吞吐模式各个阶段示意图

两种注水吞吐模式在“注”“焖”阶段具有较大的差异，重复压裂注水吞吐的“注”阶段井底压力需要达到地层破裂压力，重新激活已失效的裂缝或微裂缝，进而补充储层基质地层能量，促进孔喉内原油被更多地置换出来；“焖”阶段是借助油相与注入水之间进行的渗吸置换，实现油藏中油水重新分布，各类裂缝的激活加快了油水两相的置换效果，缩短了油水两相二次分布所需时长，提高了焖井效率，增加了经济效益[11-15]。

以上增产原理分析表明，重复压裂注水吞吐方法是通过“大规模注入充能、高效率焖井置换”的模式来进行的注水吞吐工艺，对于英西储层水平井的开发具有很好的借鉴意义。因此，以该类重复压裂注水吞吐工艺为主要思路，围绕英西区块油藏特性，开展了注水吞吐工艺的可行性论证。

2.1 储层润湿性

储层的毛细管力特征受润湿性影响较大，储层亲水、毛细管力的方向与措施液经裂缝流入基质的方向相同，形成渗吸置换的动力；储层亲油、毛细管力的方向与措施液经裂缝流入基质的方向相反，渗吸置换无法有效进行。通过对英西水平井靶层27个岩样开展润湿性测定，实验结果为22个岩样表现为亲水性，1 个岩样表现为中性，4 个岩样表现为亲油性，表明英西区块储层整体表现为亲水性，易于注水吞吐技术的实施。

2.2 基质含油性

致密油储层进行体积压裂后，储层渗流场符合双重孔隙介质模型，若储层表现为亲水性、毛细管力的大小与基质含油饱和度呈正相关关系，基质内油相与裂缝内的水相置换作用增强。因此，渗吸置换效果与含油饱和度正相关（图2）。

图2 英西储层毛细管力变化曲线

体积压裂后与人工裂缝沟通情况较好的基质内的原油被快速采出，剩余油大量残留在渗流条件差的基质中，在注水吞吐“注”的过程中，裂缝中充满水相，毛细管力发挥驱动作用将油相从基质孔隙中置换出来。英西储层水平井体积压裂后生产初期平均日产油45 t，最高可达155 t，最长生产时长单井SP1井生产时间达1 000余天，累计已产油1.4×104t，表明该致密储层具有很强的生产潜力，长期衰竭式开发后，残余在基质中的剩余油量仍相当可观。

2.3 储层孔喉结构

储层孔隙半径与毛细管力呈负相关关系，致密储层孔隙半径越小，措施液越容易在毛细管力的作用下流入基质[16]。英西区块储层致密油储层的常规压汞、数字岩心以及核磁分析表明，该储层储集空间孔隙以微孔型为主，半径集中在2.5～10 μm，喉道以细喉型为主，半径集中在0.5～6 μm，且孔喉尺寸较为均匀，对于渗吸置换均匀具有促进作用（图3）。

图3 孔隙半径与喉道半径分布

2.4 裂缝发育程度

储层裂缝较多时，油水两相接触面积变大，基质与裂缝间油水两相的渗吸置换环境更为有利，渗吸置换效果越好[17]。将不含裂缝岩样和含裂缝岩心底部置于水中，不同时刻水相渗入岩心的程度有很大差异[18]。实验结果表明：不含裂缝的岩心，水渗吸进入孔隙的速率缓慢，水完全渗吸入岩心需要1 500 min；对于含裂缝岩心，水相优先渗入裂缝气候不可分沿裂缝分布方向快速向基质中渗入，水完全渗吸进入岩心仅需要40 min，两者渗吸速度的差距达到37.5倍（图4）。

图4 岩心渗吸实验图片

致密油储层体积压裂后形成的裂缝网络较为复杂，通过以往开展体积压裂时采取的井下微地震监测结果表明[19]，相比于常规小规模压裂，体积压裂实施时可以监测到更多的微地震事件点，同时事件点范围也更广阔。

图5 英西水平井压裂的微地震监测结果

因此，对压裂水平井开展注入压力高于破裂压力的重复压裂注水吞吐，可以为注入水提供更多的置换通道，也可以将置换体积波及更远，提高注水吞吐的效率和效果。

1.4.1 s-100止血绫护理组 采用在局部麻醉下行痔核外剥内扎切除术，手术完毕后，将纱布塞入肛门后再将s-100吸收性止血绫贴敷于创面处，然后常规用纱布及胶布压迫创面止血。术后全身应用抗生素药物预防感染，24 h后予创面换药。

3 现场应用及效果评价

3.1 方案制定

图6 英西水平井地面破裂压力分布

以斜深5 000 m、套管内径108.61 mm 井身结构为例进行注水吞吐地面施工压力计算（表1），结果表明：施工排量达到8～9 m3/min时，基本可以满足注水吞吐措施液激活人工裂缝和微裂缝网络的需求。

表1 不同排量下注水吞吐地面施工压力计算结果

2）注入液量。通过调研国内马中致密油藏注水吞吐工艺的开展情况[20]发现，目标井累积产油量与入井液量（压裂液+注水吞吐液量）具有正相关关系（图7），表明提高吞吐液量可以补充地层能量，延长注水吞吐增油有效时长。因此，现场试验方案设计注水吞吐液量为前期采出液量的1～1.5倍。

图7 马中致密油累计产油量与入井液量相关性

3）焖井时长。焖井过程是地层油水饱和度重新平衡的过程，时间越长，油水两相渗吸置换进行得越彻底，近井地带含油饱和度会不断提高，提高吞吐效果，但开发周期会相应变长[21]。一般认为焖井时地面压力基本稳定，没有明显下降时，辨别为油水渗吸置换过程结束，即焖井结束。根据英西区块首口注水吞吐水平井SP1井的焖井地面数据监测结果（图8），焖井15 d 后地面压力就已经开始不再变化，因此在英西水平井注水吞吐试验方案中设计焖井时长为15～30 d。

图8 SP1井注水吞吐后焖井期地面压力

图9 英西水平井目的层岩心NaCl被溶解后的孔洞

通过实验室内开展抗盐表面活性剂对原油静态、动态乳化性能实验，接触角下降值测定，优选出0.3%QGC添加剂量，因此设计注入液体系为“清水+0.3%QGC（抗盐表面活性剂）”的措施液配方（表2）。

表2 实验室评价表面活性剂实验结果

3.2 实施情况

目前已对英西致密油体积压裂水平井开展了2井次的注水吞吐先导性试验，整体来看2 口井均完成了施工目标（表3）。

表3 英西水平井注水吞吐实施情况

3.3 应用效果

表4 英西水平井注水吞吐措施效果

3.4 效果评价

从英西区块开展的2井次水平井注水吞吐矿场试验的结果来看，试验方案实施的施工难度较小，具有可行性优势；从试验的效果来看，达到了补充地层压力、促进油水置换、实现增油和提高采收率的目标。建议后续加大该工艺的试验力度，积累试验样本梳理，对试验情况进行分析，注水吞吐效果与吞吐水量、焖井时长、液体体系等因素的影响关系，开展更为深入地优化研究，完善非常规油藏体积压裂水平井注水吞吐有效开发的新思路。

4 结论

1）从储层润湿性、基质含油性、储层孔喉结构、裂缝发育程度方面结合英西储层条件进行了该区块开展注水吞吐工艺的可行性论证。分析结果表明，英西区块致密油压裂水平井开展注水吞吐工艺具有可行性优势。

2）通过借鉴国内其他致密油田注水吞吐方案的优化思路，结合英西地区储层参数、水平井体积压裂施工历史情况，完成英西水平井注水吞吐先导性试验方案优化：注入排量8～9 m/min，注入液量为采出液量的1～1.5 倍，焖井时长为15～30 d，优选吞吐液配方为“清水+0.3%QGC”。

4）通过理论分析、可行性论证和现场先导性试验结果，综合表明重复压裂注水吞吐技术是现阶段开发英西致密油藏的有效增产技术措施，但还需结合该区块油藏实际进一步开展机理研究，精细注水吞吐方案设计，使该工艺得到广泛推广和应用。