压裂水平缝水平井注水吞吐补充地层能量参数设计

程欣 邓圣学 崔晶 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

近年来，延长油田在村庄、林地、耕地等常规井无法动用区域，开展多水平缝-弓形水平井开发试验，均采用弓型井眼轨迹、体积压裂的增产方式，取得了较好效果，水平井产量较同区域直井产量高，但是衰竭开发一段时间后，地层压力降低，水平井生产前期递减快，普遍存在能量不足问题。注水吞吐是压裂水平缝地层水平井产区的一种有效能量补充方式[1-4]，本文针对注水吞吐参数设计开展了深入、系统的研究，以期对注水吞吐实施过程中发生水窜或者能量补充不及时等问题提供指导。

1 压裂水平缝水平井注水吞吐参数敏感性

1.1 典型井组模型建立

首先根据研究区地质油藏特征，以某井组的井网为参考对象，建立了能够反映研究区渗流机理的数值模拟模型。图1所示为数值模型的渗透率分布图，模型模拟了水平井分段压裂后的裂缝分布及物性特征，基质渗透率平均为0.8mD、平均孔隙度9%。模型网格系统为51×51×20，网格步长为20m×20m×0.5m。该井组中共四口水平井，其中模拟ZP2-7井进行注水吞吐补充地层能量，其余井正常生产。

图1 建立的理想模型渗透率分布图

1.2 注入速度

分别模拟了不同注入速度的影响，其中保证ZP2-7井注入阶段注水量相同（共注入4500m3），闷井时间均为30d。四个方案的注水速度和注入时间不同，方案一注水速度为300m3/d、注入5d；方案二注水速度为150m3/d，注入30d；方案三注水速度为100m3/d，注入45d；方案四注水速度为50m3/d，注入90d。图2所示为ZP2-7井四种方案下注入和闷井阶段地层压力曲线对比。

图2 不同注入速度方案下的地层压力曲线（注入和闷井阶段）

结果表明，注水速度越高，注入阶段地层压力上升速度越快，但闷井阶段地层压力下降速度也越快，并且四个方案闷井结束重新开井后含水率和累产油均相近，可见在总注入量一定的情况下，不同注入速度对注水吞吐效果的影响较小。

1.3 累积注入量

考虑了四种方案，其中ZP2-7井注水速度一定（300m3/d），注入时间分别为5d、10d、15d、20d，四个方案的累积注水量分别为1500m3、3000m3、4500m3和6000m3。结果表明，注入时间越长，累积注水量越多，注水阶段地层压力恢复水平越高，注水吞吐补充能量后重新开井后日产液越高，但含水率也相应越高。图3所示为不同累积注入量方案下的日产油曲线，同时统计结果表明当注入时间为15d，即累积注水量为4500m3的方案累产油最高，可见并非注入量越高越好，注入量偏低时可能注水蓄能补充能量不足，但注入量过高时，可能会造成重新开井含水率过高或沿着压裂裂缝造成邻井水淹。

图3 不同累积注入量方案下的日产油曲线

1.4 闷井时间

模拟了不同闷井时间的影响，相同注入参数下，分别设置闷井时间为5d、10d、30d、60d。由于数值模拟模型对闷井阶段大、小孔隙中的油水置换模拟效果有限，不同闷井时间方案下累产油相近。但从模型含油饱和度变化图（图4）可以看出，注水后郑平2-7井附近，尤其是压裂裂缝区含水饱和度升高，而在闷井阶段，随着闷井时间延长，含水饱和度进一步向外部扩展，水平井附近油水分布出现了一个再平衡的过程，有利于开井后提高驱油效率。闷井后油藏中存在地层压力降低、再平衡的过程，因此建议闷井时间15～30d。

图4 注水和闷井阶段模型含油饱和度变化图

2 压裂水平缝水平井注水吞吐选井方法

根据延长油田水平井具体情况，分为压裂水平缝水平井注水吞吐存在有邻井和无邻井两种情况。

（1）当水平井周边无近邻的直井与水平井时。这类水平井通常是在原井网非常不完善情况下设计的水平井，周边300m以内无直井与水平井，利用长水平井、多段多簇大规模体积压裂进行开发。但是当生产时间较长时，地层能量下降较多，产量递减较快，采油量较低，为此需要补充地层能量。适合进行注水吞吐的具体条件如下：

① 生产历史能够表明该井对应储层对注水具有敏感性；②储层剩余油较多；③累采油较多；④近一年或者6个月以上产量很低。

（2）当水平井与水平井成井工厂分布情况。对于井工厂式水平井整体开发情况，水平井与水平井之间具有耦合作用。适合进行注水吞吐的具体条件如下：

①两井之间压力具有敏感性；②两井之间渗流具有敏感性；③储层剩余油较多；④累采油较多；⑤近一年或者6个月以上产量很低。

3 压裂水平缝水平井注水吞吐现场实施参数设计

根据压裂水平缝水平井注水吞吐参数敏感性研究分析结果，制定了延长油田水平井注水吞吐能量补充方法的原则如下：

① 累积注水量适当，累积注水量既不能太少缺乏能量补充作用，也不能太多导致本井与邻井储层含水饱和度过高；②注水过程注水速率不能太低，导致注水时间过程长，增加注入成本；③注水过程注水速率不能太高，导致高压与大排量注入水将近井地带的油驱向远处，从而增加油井含水率；④闷井时间不能太短，导致近井地带注入水与储层的渗吸作用发挥较少，影响油井油水合理分布，导致生产效果变差；⑤闷井时间不能太长，导致本井注水压力扩散太远，影响油井驱油的压差，导致生产效果变差；⑥本井大量水注入后，对于低含水饱和度储层渗吸作用较好，生产时含水率可能较低，但是对于较高含水饱和度储层渗吸作用较长，生产时含水率可能较高，有可能生产较长时间含水率才可能降低，需要合理对待含水率变化。

以此对延长油田两口水平井的注水吞吐补充能量注采参数进行了设计，分别设计两口水平井的累积注入量为1800～3000方，注入速度建议先低后高，约300～500方/天，闷井时间为30天，并指导了现场成功实施。

实施后动态分析表明，两口水平井实施了注水吞吐蓄能增渗，重新开井后日产液量均大幅升高，初期含水率较高，随后迅速降低，日产油量保持稳定。同时，相邻的几口水平井也有不同程度的见效，邻井的含水率和日产液均升高，日产油稳中有升，取得了较好的效果。

4 结论

（1）通过数值模拟研究了延长油田压裂水平缝水平井注水吞吐参数敏感性，其中注入速度对注水吞吐效果的影响较小；累积注入量并非越高越好，需要根据井组实际情况进行优选；闷井时间建议为15～30d。

（2）分别提出了当水平井周边无邻井与存在邻井两种情况下的适合进行注水吞吐的选井方法。

（3）对两口水平井的注水吞吐现场实施参数进行了设计，并取得了较好的现场实施效果。