大規(guī)模壓裂注水開發(fā)一體化技術(shù)在特低滲透油藏的應(yīng)用

王洪偉

大慶油田有限責(zé)任公司海拉爾石油勘探開發(fā)指揮部

X盆地已開發(fā)油田主要為低、特低滲透油藏，該類油藏儲(chǔ)量占比達(dá)63.6%。由于特低滲透儲(chǔ)層存在啟動(dòng)壓力［1-2］，在注采井距過(guò)大時(shí)采用常規(guī)壓裂難以建立有效驅(qū)動(dòng)體系［3-4］，多數(shù)斷塊注水開發(fā)效果差。近年來(lái)，眾多學(xué)者在特低滲透油藏儲(chǔ)層改造工藝方面取得了大量成果［5-9］，隨著各種壓裂工藝的不斷完善，使得特低滲透油田規(guī)模有效開發(fā)逐漸成為可能，但關(guān)于大規(guī)模壓裂增產(chǎn)機(jī)理及壓后如何實(shí)現(xiàn)高效注水開發(fā)的研究較少。筆者在X油田現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐的基礎(chǔ)上，結(jié)合油藏工程理論對(duì)大規(guī)模壓裂增產(chǎn)機(jī)理及壓后如何實(shí)現(xiàn)注水開發(fā)進(jìn)行深入研究，總結(jié)出高效壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)方法及針對(duì)性注水補(bǔ)充能量方法，進(jìn)而形成大規(guī)模壓裂注水開發(fā)一體化技術(shù)［10-11］。

1 大規(guī)模壓裂增產(chǎn)機(jī)理

大規(guī)模壓裂是指在優(yōu)化壓裂液及支撐劑組合的基礎(chǔ)上，通過(guò)高排量、高液量、高壓力施工，使形成的人工裂縫與天然裂縫交錯(cuò)延伸，從而形成大規(guī)模復(fù)雜人工裂縫系統(tǒng)的壓裂技術(shù)［12］，其增產(chǎn)機(jī)理主要體現(xiàn)為兩個(gè)方面。

1.1 提高裂縫系統(tǒng)導(dǎo)流能力

在大規(guī)模壓裂施工中，壓裂液中添加的可降解纖維可在主裂縫形成后起到暫堵作用，提高凈壓力實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)向壓裂，可在地層中形成主縫和分支縫相結(jié)合的多裂縫系統(tǒng)（圖1），提高人工裂縫對(duì)儲(chǔ)層的控制程度，達(dá)到擴(kuò)大泄油體積、提高裂縫內(nèi)儲(chǔ)層滲透率的目的。同時(shí)，可降解纖維具有較好的攜砂和固砂性能，可保持較好的鋪砂剖面，有效改善特低滲透儲(chǔ)層的滲流條件。

圖1 大規(guī)模壓裂裂縫展布情況Fig.1 Fracture distribution after large-scale fracturing

大規(guī)模壓裂后形成的主次裂縫交錯(cuò)系統(tǒng)，有效改善了裂縫系統(tǒng)內(nèi)的滲流條件，使得儲(chǔ)層流體滲流規(guī)律發(fā)生了本質(zhì)性的變化［13］。根據(jù)式（1），在一定生產(chǎn)壓差下，可模擬出各種滲透率條件下滲流質(zhì)點(diǎn)的位移與滲流時(shí)間的關(guān)系。當(dāng)實(shí)施大規(guī)模壓裂后，儲(chǔ)層滲透率大幅度提高，有效縮短了儲(chǔ)層流體質(zhì)點(diǎn)流向井筒的時(shí)間，實(shí)現(xiàn)油井產(chǎn)量的大幅度提高。

式中，t為質(zhì)點(diǎn)滲流時(shí)間，min；?m為基質(zhì)孔隙度，%；μ為流體黏度，mPa·s；L為質(zhì)點(diǎn)滲流位移，m；km為基質(zhì)滲透率，mD；Δp為生產(chǎn)壓差，MPa。

1.2 變相縮小注采井距

根據(jù)特低滲透儲(chǔ)層的地質(zhì)特征，基于典型直井大規(guī)模壓裂的數(shù)值模擬和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，對(duì)常規(guī)壓裂和大規(guī)模壓裂裂縫形態(tài)和壓裂效果進(jìn)行了對(duì)比。對(duì)于原注采井距為250 m的注采井網(wǎng)，在常規(guī)壓裂改造后，裂縫延伸較短，主要以改善井筒周圍導(dǎo)流能力為主，無(wú)法實(shí)現(xiàn)縮小注采井距的目的。在儲(chǔ)層實(shí)施大規(guī)模壓裂改造后，裂縫延伸半長(zhǎng)可達(dá)100～150 m，在遠(yuǎn)井地帶仍保持多裂縫系統(tǒng)，裂縫仍具有較好的導(dǎo)流能力，可變相實(shí)現(xiàn)縮小注采井距的目的（圖2），將注采井距由250 m縮至150 m，從而使油水井建立起有效的驅(qū)動(dòng)體系，實(shí)現(xiàn)對(duì)特低滲透儲(chǔ)層的有效注水開發(fā)。

圖2 不同壓裂方式注采井距變化對(duì)比Fig.2 Comparison of injection/production well spacing between different fracturing modes

2 水驅(qū)開發(fā)特征分析

在特低滲透儲(chǔ)層地質(zhì)條件下，依據(jù)不同壓裂方式的裂縫展布特征，對(duì)常規(guī)和大規(guī)模兩種壓裂方式采用EQ-LGR方法開展油藏?cái)?shù)值模擬，并對(duì)壓后水驅(qū)流線分布情況及各項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行對(duì)比分析。

2.1 壓后水驅(qū)流線分布情況

在注水井與壓裂直井形成的正方形井網(wǎng)中，依據(jù)水驅(qū)流線追蹤法［14］，可追蹤到流體質(zhì)點(diǎn)的運(yùn)動(dòng)軌跡，得到常規(guī)壓裂和大規(guī)模壓裂兩種壓裂方式的水驅(qū)流線分布情況圖（圖3）。從流線分布情況來(lái)看，在采用常規(guī)壓裂方式情況下，由于注采井距過(guò)大，油水井無(wú)法建立有效驅(qū)動(dòng)體系，注水井與油井無(wú)法形成有效水驅(qū)，油井產(chǎn)量主要來(lái)自井筒周圍天然能量。當(dāng)油井實(shí)施大規(guī)模壓裂改造后，有效縮短了注水井與裂縫系統(tǒng)的距離，使注水井與多分支縫系統(tǒng)形成了良好的注采關(guān)系，裂縫兩側(cè)可達(dá)到較好的驅(qū)替效果。

圖3 不同壓裂方式注采水驅(qū)流線圖Fig.3 Water flooding flow diagram of different fracturing modes

2.2 含水及產(chǎn)量變化規(guī)律

從不同壓裂方式7年末開發(fā)指標(biāo)對(duì)比來(lái)看，實(shí)施大規(guī)模壓裂改造后，油井初期產(chǎn)量達(dá)到常規(guī)壓裂的2.0倍，且注水受效后產(chǎn)量可進(jìn)一步提高，7年累計(jì)采出程度達(dá)到常規(guī)壓裂的2.5倍以上（圖4）。但由于裂縫系統(tǒng)壓力傳導(dǎo)較快，當(dāng)注水前緣推至采油井時(shí)，油井開始見(jiàn)水。隨著受效程度增強(qiáng)，含水呈現(xiàn)快速上升特征，導(dǎo)致油井產(chǎn)量隨之下降。因此，有效減緩注水推進(jìn)速度是提高壓后水驅(qū)效果的關(guān)鍵。

圖4 不同壓裂方式開發(fā)指標(biāo)對(duì)比Fig.4 Comparison of development index between different fracturing modes

3 高效壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)

為實(shí)現(xiàn)大規(guī)模壓裂水驅(qū)效果，需對(duì)該項(xiàng)技術(shù)的適用性進(jìn)行深入分析。通過(guò)單井動(dòng)靜態(tài)資料及應(yīng)用效果統(tǒng)計(jì)可知，物質(zhì)基礎(chǔ)是保證增油效果的先決條件，為確保大規(guī)模壓裂的水驅(qū)效果，要求壓裂層段地層系數(shù)大于5 mD·m，單井控制儲(chǔ)量大于5.0×104t，為確保上述條件，在砂體規(guī)模上，有效厚度2 m以上油層需大于3個(gè)。同時(shí)，為確保壓裂后能及時(shí)補(bǔ)充地層能量，壓裂井需連通2口以上水井，為防止與斷層溝通，壓裂井與斷層距離應(yīng)大于100 m。

在壓裂潛力層確定后，還需依據(jù)井網(wǎng)情況開展壓裂層段整體統(tǒng)籌，在確保單井可采儲(chǔ)量的情況下，避免壓竄情況發(fā)生。按照壓裂半縫長(zhǎng)120 m考慮時(shí)，對(duì)于注采井距小于250 m的井網(wǎng)，壓裂層段設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)按照“鄰井錯(cuò)層、隔井同層”的壓裂方式；對(duì)于注采井距大于250 m的井網(wǎng)，在單井可采儲(chǔ)量允許的情況下可采取“鄰井同層”的壓裂方式。

4 注水補(bǔ)充能量方式優(yōu)化

鑒于大規(guī)模壓裂井存在受效后含水上升快的開發(fā)矛盾，為進(jìn)一步延長(zhǎng)壓裂受效時(shí)間，應(yīng)依據(jù)見(jiàn)效情況采取個(gè)性化調(diào)整方式。

4.1 見(jiàn)效前保持高注水壓力

大規(guī)模壓裂除了形成滲流能力較強(qiáng)的主次分支縫系統(tǒng)，同時(shí)也形成了微裂縫系統(tǒng)，這些微裂縫只有在較高的地層壓力下才能處于張開狀態(tài)，起到提高儲(chǔ)層導(dǎo)流能力、擴(kuò)大泄油體積的作用。鑒于特低滲透儲(chǔ)層注水時(shí)存在擬啟動(dòng)壓力，為防止因地層壓力急劇下降微裂縫閉合，需在壓后初期水井端保持較高注水壓力，不僅能有效提高注水強(qiáng)度，及時(shí)補(bǔ)充地層能量，還可提高儲(chǔ)層的吸水指數(shù)，進(jìn)一步提高小層動(dòng)用程度。

對(duì)于注入壓力并不是無(wú)限制的提高，應(yīng)遵循以下兩方面原則：

（1）注入壓力應(yīng)低于油層隔層、套管及水泥環(huán)的保護(hù)壓力，防止油層隔層及水泥環(huán)破裂，導(dǎo)致竄槽及套變情況的發(fā)生；

（2）注入壓力應(yīng)接近或略高于儲(chǔ)層破裂壓力，可使儲(chǔ)層中的微裂縫處于張開狀態(tài)并有較小延伸，有助于吸水能力的提高。若破裂壓力過(guò)大，則易造成注入水竄層或單層突進(jìn)情況發(fā)生。對(duì)于破裂壓力的確定，可借鑒鄰近壓裂井的施工數(shù)據(jù)確定。

4.2 見(jiàn)效后采取周期性注水方式

大規(guī)模壓裂井注水開發(fā)最典型的特征是注入水易沿著人工裂縫方位快速推進(jìn)，油井見(jiàn)水后含水上升速度快、穩(wěn)產(chǎn)期短，因此，在注水受效后應(yīng)及時(shí)采取有效的控水措施，預(yù)防含水突升。油井見(jiàn)效初期，往往以人工裂縫方位見(jiàn)效為主，該方向上地層能量已基本得到恢復(fù)，此時(shí)應(yīng)及時(shí)周期性停注，使形成注水通道的裂縫有效閉合。隨著裂縫內(nèi)地層壓力的擴(kuò)散重新形成油水運(yùn)移通道，達(dá)到控制含水上升、改善水驅(qū)效果的目的。待含水保持穩(wěn)定后，重新恢復(fù)注水。通過(guò)周期性注水調(diào)整，在確保供液能力的同時(shí)，可有效控制含水上升速度，進(jìn)一步延長(zhǎng)大規(guī)模壓裂開發(fā)有效期。

通過(guò)對(duì)特低滲透油藏注水受效周期及受效后含水上升速度的分析，由經(jīng)驗(yàn)法確定了周期注水的注入周期及配注量原則：

（1）為確保在周期停注后實(shí)現(xiàn)良好的油水置換，有效提高注入水利用率，停注時(shí)間應(yīng)為所在井區(qū)受效周期的1/2左右；

（2）以保持注采平衡為原則，減少周期停注后造成的能量損失，日配注量應(yīng)為采出液量的2倍；

（3）注入壓力應(yīng)控制在油層破裂壓力及套管和油層隔層最大擠損壓力以內(nèi)。

5 應(yīng)用實(shí)例

在X油田實(shí)施了18口井，平均單井壓裂厚度為15 m，層間跨度限制在30 m以內(nèi)，采用“鄰井錯(cuò)層、隔井同層”的壓裂方式。壓裂施工排量6.0～8.0 m3/min，平均單井壓裂液用量1 600 m3，加砂量180 m3。井下微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，在形成一條主縫的同時(shí)，還產(chǎn)生多向分支縫，最終形成縫網(wǎng)狀系統(tǒng)（圖5）。壓裂后形成的縫網(wǎng)規(guī)模為399 m（長(zhǎng)）×87 m（寬）×155 m（高），在擴(kuò)大裂縫波及體積的同時(shí)，有效提高了儲(chǔ)層導(dǎo)流能力。

圖5 B0井下微地震監(jiān)測(cè)圖Fig.5 B0 downhole micro-seismic monitoring diagram

大規(guī)模壓裂后初期單井日產(chǎn)油5.6 t，與壓前對(duì)比單井日增油4.5 t，560 d內(nèi)平均單井累計(jì)增油1800 t，其中實(shí)施時(shí)間較早的B8區(qū)塊，單井累計(jì)增油已達(dá)3 500 t，取得較好的增油效果（表1）。

表1 X油田大規(guī)模壓裂效果情況統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of large-scale fracturing results in X Oilfield

井區(qū)油井實(shí)施壓裂改造后，鄰近10口注水井初期采取提壓注水措施，鑒于井區(qū)儲(chǔ)層平均破裂壓力為16.5 MPa，將注入井注入壓力由原來(lái)的15.8 MPa升至17.0 MPa，通過(guò)提高注入壓力，單井日注水量由13 m3/d升至41 m3/d。注水6個(gè)月后油井陸續(xù)受效，其中10口油井明顯見(jiàn)到注水效果，注水受效后，對(duì)注入狀況較好的3個(gè)井組及時(shí)采取半周期為3個(gè)月、注入量為30～50 m3/d的層間周期注水，通過(guò)周期性注水調(diào)整，見(jiàn)效井產(chǎn)液量保持穩(wěn)定，綜合含水保持較低水平，單井日產(chǎn)油量保持5.0 t以上。

6 結(jié)論

（1）通過(guò)大規(guī)模壓裂縫長(zhǎng)及壓裂層段的優(yōu)化設(shè)計(jì)，可使單井產(chǎn)量提高至常規(guī)壓裂的2.0倍，同時(shí)達(dá)到縮小注采井距的目的，使特低滲透儲(chǔ)層建立起有效驅(qū)動(dòng)體系，實(shí)現(xiàn)低產(chǎn)低效斷塊的有效注水動(dòng)用。

（2）大規(guī)模壓裂注水見(jiàn)效井易出現(xiàn)含水突升情況，壓后通過(guò)提壓與周期性注水相結(jié)合的方式可有效控制含水上升速度。

（3）實(shí)例應(yīng)用證明，大規(guī)模壓裂有效期內(nèi)累計(jì)采出程度可達(dá)常規(guī)壓裂的2.5倍，可使特低滲透油藏階段采出程度得到明顯提高，可進(jìn)一步推廣應(yīng)用。

參考文獻(xiàn)：

［1］王慶霞，黃金鳳，尹洪軍.考慮啟動(dòng)壓力梯度和注采比的不穩(wěn)定壓力動(dòng)態(tài)特征［J］.石油鉆采工藝，2003，25（6）：57-59.WANG Qingxia, HUANG Jinfeng, YIN Hongjun.Characteristics of transient pressure with threshold pressure gradient and injection-production ratio［J］.Oil Drilling & Production Technology, 2003, 25（6）: 57-59.

［2］李善鵬，吳凱，方艷兵.特低滲透油藏啟動(dòng)壓力現(xiàn)象研究——以侯市地區(qū)為例［J］.巖性油氣藏，2009，21（1）：125-127.LI Shanpeng, WU Kai, FANG Yanbing.Study on the starting pressure phenomenon in ultra-low permeability reservoir［J］.Lithologic Reservoirs, 2009, 21（1）: 125-127.

［3］李道品.低滲透油田高效開發(fā)決策論［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2003：80-120.LI Daopin.Effective development decision theory of low pemeability oilfield［M］.Beijing: Petro1eum Industry Press, 2003: 80-120.

［4］張賢松，謝曉慶，陳民鋒.低滲透斷塊油藏合理注采井距研究［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2011，18（6）：94-96.ZHANG Xiansong, XIE Xiaoqing, CHEN Minfeng.Study on reasonable spacing in low permeability and fault block reservoir［J］.Petro1eum Geology and Recovery Efficiency, 2011, 18（6）: 94-96.

［5］孟凡坤，蘇玉亮，魯明晶，任龍，崔靜.長(zhǎng)6特低滲透油藏重復(fù)壓裂復(fù)雜縫網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化［J］.石油鉆采工藝，2015，37（4）：87-91.MENG Fankun, SU Yuliang, LU Mingjing, REN Long,CUI Jing.Parameters optimization of complex fracture network under repeated fracturing Chang6 ultra-lowpermeability oil reservoir［J］.Oil Drilling & Production Technology, 2015, 37（4）: 87-91.

［6］白曉虎，齊銀，陸紅軍，段鵬輝，顧燕凌，吳甫讓.鄂爾多斯盆地致密油水平井體積壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（4）：83-86.BAI Xiaohu, QI Yin, LU Hongjun, DUAN Penghui, GU Yanling, WU Purang.Optimization design for volume fracturing of horizontal wells in tight oil reservoir of ordos basin［J］.Oil Drilling & Production Technology, 2015,37（4）: 83-86.

［7］張弢，李文彬，劉亭.縫內(nèi)轉(zhuǎn)向技術(shù)在老井縫網(wǎng)壓裂中的應(yīng)用［J］.鉆采工藝，2016，39（4）：41-44.ZHANG Tao, LI Wenbin, LIU Ting.Application of fracturing turnaround technology in old wells crack network fracturing［J］.Drilling & Production Technology, 2016,39（4）: 41-44.

［8］韓令春.致密儲(chǔ)層大規(guī)模壓裂試驗(yàn)開發(fā)效果分析［J］.特種油氣藏，2017，24（4）：112-116.HAN Lingchun.Development efficiency analysis of largescale fracturing testing in tight reservoirs［J］.Special Oil & Gas Reservoirs,2017,24(4)：112-116.

［9］吳百烈，周建良，曹硯鋒，金衍，張濱海.致密氣水平井分段多簇壓裂關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)選［J］.特種油氣藏，2016，23（4）：127-130.WU Bailie, ZHOU Jianliang, CAO Yanfeng, JIN Yan,Zhang Binhai.Key parameter optimization of horizontal well multi-stage multi-cluster fracturing in tight gas reservoir ［J］.Special Oil & Gas Reservoirs, 2016, 23(4):127-130.

［10］李斌，畢永斌.油田開發(fā)規(guī)劃綜合評(píng)價(jià)方法探討［J］.石油科技論壇，2017，36（1）：42-48.LI Bin, BI Yongbin.Comprehensive evaluating method for oilfield development plan［J］.Oil Forum, 2017,36(1): 42-48.

［11］楊金華，邱茂鑫，郝宏娜，趙旭，郭曉霞.智能化—油氣工業(yè)發(fā)展大趨勢(shì)［J］.石油科技論壇，2016，35（6）：36-42.YANG Jinhua, QIU Maoxin, HAO Hongna, ZHAO Xu, GUO Xiaoxia.Intelligence-oil and gas industrial development trend［J］.Oil Forum, 2016, 35(6): 36-42.

［12］樊文鋼，柳清華.海拉爾油田致密油開發(fā)試驗(yàn)［J］.中外能源，2016，21（5）：54-57.FAN Wengang, LIU Qinghua.Development test of tight oil in Hailaer oilfield ［J］.Sino-Global Energy, 2016, 21（5）: 54-57.

［13］蘇玉亮，王文東，趙廣淵，袁彬，任龍.體積壓裂縫網(wǎng)滲流特征與注水開發(fā)適配性研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2015，37（5）：106-110.SU Yuliang, WANG Wendong, ZHAO Guangyuan,YUAN Bin, REN Long.Researches on fluid flow features and water flooding suitability in network fractured well ［J］.Journal of Southwest Petroleum University（Natural Science Edition）, 2015, 37（5）: 106-110.

［14］黃鋼，王曉冬，惠鋼，肖茂.壓裂直井井網(wǎng)流線模擬研究［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2011，18（5）：100-103.HUANG Gang, WANG Xiaodong, HUI Gang, XIAO Mao.Study on streamline simulation for fractured well pattern［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2011, 18（5）: 100-103.