压裂水平缝水平井邻井注水补充地层能量机理研究

2024-01-22李阳王增杜海军涂彬

石化技术 2024年1期

李阳王增杜海军涂彬

1. 延长油田股份有限公司七里村采油厂陕西延安 716000

2. 中国石油大学（北京）北京 100000

蓄能增渗是转变低渗透油藏常规注水开发思路，将压裂和注水吞吐、异步注采、油水井互换等多种渗吸采油为主要开发方式的技术进行综合应用，实现大液量、快速、高效注入，有效补充地层能量，提高储层毛管力作用，增加渗吸和渗流能力，最大可能地提高单井产量，快速提高阶段累积产油量，尽快收回投资，实现油田规模效益开发的一种新开发模式[1]。QL油田长6主力储层埋较浅，油层发育情况主要受砂体分布影响，以灰色细粒长石砂岩为主，平均孔隙度9.18%；平均渗透率 0.79×10-3µm2。油藏是一常温低压低孔特低渗岩性油藏，无边底水。储层岩石水平应力大于垂向应力，大多数油井压裂后形成水平缝而非垂直缝。2014年开始，该油田开展多水平缝-弓形水平井开发试验，取得了较好效果。截止2020年底，全厂投产水平井74口，单井日产液6.48m3，单井日产油2.35t，综合含水39.5%[2]。其中多数水平井采用天然能量开发，目前存在以下问题：（1）产量递减快；（2）邻井注水补充能量方法、技术缺乏，水窜后治理技术缺乏；（3）本井注水吞吐补充能量方法、技术缺乏，吞吐2-3轮后效果变差后续对策缺乏；（4）剩余油储量大，采出程度低，水平井如何进一步发挥作用需要研究与探讨。

本文针对目标浅油层压裂水平缝水平井上述开发情况与问题，对其邻井实施注水补充能量方法与技术开展研究，基于油藏分析与油藏数值模拟确定了其中关键因素的影响机理，并制定了邻井注水补能的开发原则与技术政策，为目标区块的精细注水、综合调整提供宝贵技术支持。

目标油田压裂水平缝水平井邻井补能实例分析

七平7水平井在原来150×150m常规七点法井网基础上进行部署，1口水平井占据3-5口常规油井位置，周围无注水井。因开发时间较早，该区为非注水区，无法满足注水条件。为充分补充地层能量，完善井网，考虑配套转注5口常规井。

七平7井区域于2021年12月22日完成现场蓄能增渗施工作业（图1），邻井设计各注入量1000方，实际注入5口，累计注入5066方；计划焖井19天；因疫情和下雪影响，实际焖井68天。七平7井蓄能增渗措施前单井日产0.28吨，投产后初期日产0.97吨，效果较为明显。综合分析认为：（1）水平井周边直井快速注水补充地层能量在原理上具有先进性；（2）直井累积注入量实践效果显著，具有试验价值；（3）注入速度实施效果尚可。建议改变注入速度，由慢到快，保持储层渗流速度相等；同时渗流面积逐渐扩大，因此建议注入量逐渐加快。

图1 七平7水平井生产动态及邻井注水补充能量特征

影响水平井邻井注水补充能量的因素

基于以上目标油田七平7压裂水平井的生产动态及邻井直井注水蓄能实例，建立典型油藏模型（图2），对以上水平井生产邻井注水补充能量的影响因素（累计注水量/不同位置注入井的注入量配置等）进行研究。

图2 压裂水平缝水平井邻井注水补能油藏模型

（1）注水蓄能时机

首先对实施临近井注水补能的实施时机进行分析，先根据实际目标井实际情况设计了油藏压力衰竭到1MPa时，实施注水蓄能的方案（方案1），然后设计了油藏压力衰竭到2.5MPa（方案2）和衰竭到1.5MPa（方案3），共3个方案，用以对比注入时机的影响。

由以上图3可以看出：注水时间越晚，油藏压力衰竭越厉害，油藏在较低的压力下生产时间越长，油藏压力和累产油产液指标都较低差；因此建议较早实施邻井注水蓄能，提高油藏开发压力水平与产能。

图3 不同时机下邻井注水时累产油指标对比

（2）注入的压力及注水时间

通过基础注水蓄能方案的油藏压力及注水量动态变化曲线可知，在邻井注水蓄能的过程中，生产井要保持关井状态，这样就导致阶段产油停滞。因此本节测试分析了通过提高注水井注入压力提高注水速度（在油藏安全压力前提下），在较短的时间内完成累计注入量指标，尽快恢复生产井开井生产的可行性，分别设计了注入压力上限为13、15、18MPa这3种情况，开展模拟。

由以上图4可以看出：注水压力越高，相同的注入量需要注入的时间越短，相应的关闭生产井的时间越短，油藏越早获得较高的产液、产油指标，开发周期较短，开发效益较佳。

图4 不同注入压力下邻井注水时累产油指标对比

（3）不同位置邻近注入井的配注

水平井生产过程中水平段不同位置的压差存在较大差异，其中跟端压差最大，然后沿着水平段向趾段逐渐变小。如果不同位置水井采用相同的注水量，则在跟端的注入水较容易窜进到水平井。本节研究了2种情况：（1）不同位置注入井注入量相同；（2）水平井跟端位置邻近注水井注入量较小（平均值0.6倍），而趾端位置邻近注水井注入量较大（1.5倍）（图5）。