超低滲透砂巖油藏水平井同井同步注采補能方法
——以鄂爾多斯盆地長慶油田為例

王晶，劉俊剛，李兆國，李洪暢，張皎生，李文青，張原立，平義，楊煥英，王萍

（1.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710018）

0 引言

鄂爾多斯盆地超低滲透油藏長6、長8儲集層具有巖性致密、孔喉細微、物性差、微裂縫較發(fā)育等特點[1-5]，采用常規(guī)直井單一裂縫的壓裂方式難以獲得較好的增產效果。國內外實踐經驗和相關研究證明水平井分段多簇壓裂可形成主縫與分支縫相互交織的復雜縫網[6]，可大幅提高油藏泄流體積和單井產量[7-10]，初期產量可達8～10 t/d，為直井的4～5倍[11]。然而，隨著生產時間的延長，水平井開發(fā)也暴露出一些問題：①部分油藏采用五點法注水水平井井網開發(fā)（直井注水，水平井采油），注采井排距約150 m（注水直井連線到水平井根部或趾部的垂直距離），但單砂體精細刻畫后發(fā)現單砂體規(guī)模主要分布區(qū)間為50～110 m，部分油藏一次井網適配性不足，難以建立有效的驅替系統；②由于水平井的特殊性，采油井水平段中部壓裂縫之間的區(qū)域由于相鄰縫的屏蔽作用，難以注水見效，主要靠彈性溶解氣驅替；③部分水平井為天然能量開發(fā)，無有效的能量補充，油井產量遞減大。通過產液剖面測試發(fā)現，并非所有的裂縫都對產能有貢獻，據統計對產能無貢獻的射孔簇平均約30%[12-13]。

如何有效補充地層能量，實現水平井控制區(qū)域的有效水驅，已成為超低滲透砂巖油藏開發(fā)面臨的主要問題之一。文獻調研及礦場實踐表明：水平井穩(wěn)產技術包括常規(guī)“點注線采”穩(wěn)定注水、水平井注水吞吐、不穩(wěn)定注水、水平井重復壓裂、水平井暫堵轉向重復壓裂等?！包c注線采”穩(wěn)定注水是目前較為常規(guī)的注水方式，但驅替距離較長，水平段中部壓裂縫難以注水見效；水平井吞吐、不穩(wěn)定注水等可以形成不穩(wěn)定壓力場，提高波及系數和驅油效率，但多周期后效果逐漸變差；水平井重復壓裂可增加改造體積同時又可補充地層能量，可提高地層能量10%～30%，但有效期較短（6～9個月）。

同井注采最早應用于海上油田高含水油井[14-16]，目前尚未見超低滲透油藏開展水平井同井同步注采試驗方面的報道。程時清等[17]、于海洋等[18]研究了致密油多級壓裂水平井同井注采的可行性，通過數值模擬研究了不同驅替介質和開發(fā)方式的開發(fā)效果，認為同井注采具有產量高、穩(wěn)產期長、采出程度高等優(yōu)點。

針對超低滲透油藏開發(fā)面臨的問題及目前水平井穩(wěn)產技術的缺點，本文提出了超低滲透油藏水平井同井同步注采補能方法，指出了其技術優(yōu)勢，并進行可行性分析，對注采參數進行優(yōu)化并進行礦場實踐。

1 同井同步注采原理與技術優(yōu)勢

1.1 同井同步注采原理

水平井同井同步注采是在同一口水平井上采用封隔器、密封插管等工具，實現部分壓裂縫注水，部分壓裂縫采油。其工作原理是選取其中一條或幾條壓裂縫作為流體注入通道，油套分注技術與分段封隔技術相結合，在水平井水平段內將注入裂縫與相鄰的采油裂縫封隔，注入流體從油套環(huán)空進入指定壓裂縫驅油，原油流入封隔器后的采油裂縫，隨后進入油管采出，即在同一水平井內形成分段同井同步注采系統（見圖1）。水平井同井同步注采可分為單段注多段采、多段注多段采等方式：單段注多段采方式（逐段同井注采）一般采用根部射孔段注水，趾部方向射孔段采油，采油段水淹后封隔點逐次向趾部下移，直至所有射孔段全部水淹后結束；多段注多段采分為奇注偶采或奇采偶注，注水段與采油段相互交錯，多段同時驅替，波及范圍廣，見效快。

圖1 水平井多段注多段采示意圖

理論上同井注采驅替方式可以由過去的點狀注水轉變?yōu)榫€狀注水，由傳統的井間驅替轉變?yōu)樗骄伍g驅替；在注水量相同的情況下，注水壓力降低，有利于避免注水過程中發(fā)生天然裂縫的二次開啟，降低裂縫性水淹風險；同時將人工裂縫縫間的區(qū)域由彈性溶解氣驅轉變?yōu)樗尅?/p>

1.2 同井同步注采開發(fā)效果模擬

本文利用ECLIPSE數值模擬軟件根據實際區(qū)塊資料建立模型：模型幾何尺寸為700 m×1 300 m×10 m，平面網格步長10 m，縱向網格步長1 m；儲集層孔隙度16%，水平滲透率0.79×10-3μm2，垂向滲透率0.07 ×10-3μm2，原始含油飽和度57%，初始地層壓力19 MPa；采用五點法水平井注采井網，注采井排距為130 m；水平井水平段長900 m，紡錘形壓裂布縫，兩端半縫長75 m，中間半縫長200 m，共壓裂10段，段間距90 m；裂縫網寬取平面網格步長（10 m），滲透率200×10-3μm2。參考現場生產實際情況，生產采用液量（30 m3/d）與井底流壓（10 MPa）雙重控制，流壓控制在泡點壓力（8 MPa）以上。模擬計算五點法水平井注采井網與單獨水平井奇注偶采同井注采（奇數段裂縫注水偶數段裂縫采油）開發(fā)方式下2年末的壓力梯度（見圖2）與壓力場分布（見圖3），結果表明：地層壓力梯度與距注水井（縫）的距離負相關，距離越遠，壓力梯度越小，與啟動壓力梯度間的差值也越小，注入水驅動能力越弱；采用直井注水，易在注水井周邊形成局部高壓，而采油井周邊則大范圍保持較低壓力水平；段間注采為線狀注采，注入流體滲流截面積大，且注采距離較小，注入縫與采油縫間可形成較高壓力梯度，有利于提高注入水的驅動能力，實現有效驅替。

圖2 2年末壓力梯度與距注水井（縫）距離的關系

圖3 五點法水平井注采井網、水平井奇注偶采同井注采注水開發(fā)2年末地層壓力分布

采用上述模型，分別模擬不同開發(fā)方式下的累計產油量指標。圖4為4種開發(fā)方式下開采20年的累計產油量變化情況：①衰竭開采（直井關井，水平井生產）；②五點法井網注水（直井注水，水平井生產）；③水平井奇注偶采同井注采（直井關井，水平井注采）；④逐段同井注采（直井關井，水平井注采）?？梢钥吹剿ソ呤介_發(fā)由于無能量補充，開采效果最差；水平井同井同步注采地層能量補充及時，開發(fā)效果較好，其中奇注偶采同井注采方式優(yōu)于逐段注采。圖5為五點法井網與奇注偶采開發(fā)方式下20年末的含油飽和度分布，由圖可知采用五點法井網開發(fā)，注入水由注水井點放射狀向前緩慢推進，20年末注入水未明顯波及采油水平井，驅替范圍非常有限，波及區(qū)域僅為注水井周邊較小范圍；奇注偶采方式下注入水首先進入裂縫，并由注入裂縫向采油裂縫線狀推進，實現壓裂縫間的全面線性驅替；逐段注采注入水不能同時有效驅替較遠采油裂縫控制區(qū)的原油，有效驅替范圍較小，20年末累計產油量低于奇注偶采同井注采方式。

圖4 不同開發(fā)方式下累計產油量變化

圖5 不同開發(fā)方式下20年末含油飽和度分布

2 同井同步注采可行性

體積壓裂、常規(guī)壓裂微地震解釋結果顯示，人工裂縫與主地應力方向基本一致，裂縫網絡基本呈條帶狀分布（帶長、帶寬存在差異）。姬塬長7油藏A239-24井進行了2次井下微地震監(jiān)測，解釋結果如表1所示，可以看到，人工壓裂縫網寬度為64～85 m，裂縫延伸方向北偏東82°～84°。而人工裂縫油藏數值模擬反演結果顯示，人工壓裂縫網有效寬度不大于10 m[19]，與現場實際資料差距較大。AP檢239-24井為水平檢查井，位于A239-24井東部，與該井垂直距離約80 m，設計水平段長度 85 m，水平段延伸方向為北偏西7°（見圖6）。鉆井過程中對整個水平段進行常規(guī)取心（心長85 m），取心段中僅觀察到3條疑似人工壓裂縫，分布在長1 m巖心段內（位于水平段與A239-24井人工裂縫相交處附近），但未見明顯壓裂支撐劑，可見壓裂縫網寬度有限，與數值模擬反演結果比較相符，實際壓裂縫網寬度不會超過10 m。因此，壓裂縫網有效寬小于水平井多段壓裂的段間距，同井同步注采竄流風險基本可控。

表1 A239-24井體積壓裂微地震監(jiān)測數據表

圖6 AP檢239-24水平檢查井井位

姬塬長7油藏AP122水平井水平段長度800 m，2017年6月實施了奇注偶采補能重復壓裂試驗，壓裂段數10段，段間距70～80 m，單井入地液量6 000 m3，奇數段單段注1 200 m3，通過無支撐劑復壓，近裂縫地帶油藏壓力上升2～4 MPa，地層能量得到有效補充，施工過程中該井非施工段沒有發(fā)生竄流。

水平井取心及重復壓裂結果顯示人工壓裂縫網寬度有限，開展同井同步注采時，裂縫與裂縫之間、裂縫與鄰井之間竄流風險較小，具備試驗的基礎。

3 水平井同井同步注采試驗參數優(yōu)化

3.1 水平井人工裂縫段間距

長慶油田超低滲透油藏水平主應力方向約為北偏東75°，與砂體展布方向一致，主力油藏水平井水平段延伸方向與砂體長軸方向垂直。地質研究與單砂體精細刻畫表明，采用水平井開發(fā)的油藏大部分單砂體展布規(guī)模較小，寬度主要為50～110 m（見圖7）。而礦場資料統計顯示，超低滲透油藏五點法水平井注采井網排距基本為100～180 m（見圖8），說明部分超低滲透油藏井網適配性較差，難以對地質儲量形成有效控制，更難以建立有效的驅替系統。

圖7 長慶油田超低滲透油藏單砂體寬度分布統計

圖8 五點法水平井注采井網排距分布統計

在上述地質模型的縫①（注水）與縫②（采油）之間添加一條天然裂縫（滲透率200×10-3μm2）溝通注采縫，模擬天然裂縫對水平井同步注采的影響（見圖9），可以看到注水段與采油段之間存在天然裂縫并開啟時，會形成竄流通道，采油段在短時間內水淹。

圖9 存在天然裂縫溝通時含水率隨時間變化

根據單砂體展布規(guī)模、天然裂縫的影響，水平井注水段應選擇天然裂縫方向與人工裂縫方向一致或天然裂縫不發(fā)育的油層段，同時結合AP122水平井重復壓裂試驗與微地震解釋結果，同井同步注采段間距取60～80 m比較合理。

3.2 合理注采參數

超低滲透砂巖油藏微裂縫發(fā)育，裂縫是油氣的主要滲流通道，在注水開發(fā)中具有明顯的“雙重”作用[20]：①裂縫的存在改善了超低滲透儲集層的滲流能力；②天然裂縫的存在加劇了超低滲透儲集層的非均質性，尤其是當注水壓力超過裂縫開啟壓力時，天然裂縫將張開、延伸、擴展，注入水沿裂縫快速流動，油井過早見水或水淹[21]。因此，水平井同井同步注采最大的難點就是確定合理注水壓力界限，避免因注水壓力過高造成天然裂縫大規(guī)模開啟。

3.2.1 合理注入壓力

計算天然裂縫開啟壓力的理論公式較多，但所需參數較多，且部分參數獲取困難。現場有大量且連續(xù)的產量、壓力等生產數據及動靜態(tài)監(jiān)測資料，利用現場資料判斷裂縫是否開啟具有一定的優(yōu)勢。注水井吸水指示曲線拐點處對應的注入壓力即為天然裂縫開啟壓力或地層破裂壓力；根據水平井投產時壓裂施工曲線上的最高壓力也可確定地層破裂壓力。同井同步注采的注入壓力可采用吸水指示曲線、壓裂施工曲線與動態(tài)資料等綜合確定。

3.2.2 合理日注水量

現場生產資料豐富，合理日注水量可根據動態(tài)數據確定。表2統計了3個超低滲透區(qū)塊注水井的生產數據，這些區(qū)塊目前生產穩(wěn)定，開發(fā)效果較好。如Z211區(qū)塊GP8井儲集層滲透率0.23×10-3μm2，平均日注水量10 m3，注水10個月后見效（區(qū)塊平均注水見效時間15個月），穩(wěn)產期平均日產油6 t以上，穩(wěn)產期長達5年。通過對比超低滲透儲集層與已開發(fā)且效果較好區(qū)塊的主要物性參數，可借鑒確定未開發(fā)區(qū)塊的合理日注水量。

表2 長慶油田部分超低滲透砂巖油藏注水井日注水量統計

另可根據儲集層物性，借鑒已開發(fā)區(qū)塊水平井配注方面的成熟經驗，采用油藏數值模擬方法，建立單井模型，優(yōu)化注水參數，確定超低滲透砂巖儲集層水平井同井同步注采的單井日注水量。

3.2.3 合理配產

采用礦場統計方法確定合理產量。表3統計了長慶油田超低滲透砂巖油藏Z211、Y284、M30區(qū)塊水平井的生產情況，可以看到水平井平均單段日產油基本穩(wěn)定在0.50～0.55 t，超低滲透砂巖油藏水平井配產可以參照該數據，根據水平井改造段數進行折算，生產過程中根據產氣、含水等動態(tài)參數實時調整。

表3 長慶油田部分超低滲透砂巖油藏水平井單段日產油量統計

4 水平井同井同步注采工藝

水平井同井同步注采工藝由井下工藝管柱和地面智能防噴系統組成。井下工藝管柱由Y445封隔器、抽油泵、油管錨、扶正器和篩管絲堵等組成（見圖10）。該工藝管柱設計最大注采壓差50 MPa，室內測試證實在120 ℃、50 MPa壓差條件下，封隔器和密封插管密封良好。

井口智能防噴裝置由抽油桿防噴器、液壓控制閥、配套盤根盒、取樣口、液壓控制系統和控制柜組成，可實現井口智能防噴：當井口壓力超過4 MPa時，系統自動停注、停抽、關閉防噴器并報警。

圖10 同井同步注采工藝管柱示意圖

5 現場試驗效果

選取微裂縫發(fā)育的M30區(qū)塊MP93井和微裂縫不發(fā)育的Y284區(qū)塊CP14-01井兩口井開展試驗。

MP93水平井水平段長930 m，投產前實施12段分段壓裂，段間距70 m，初期采用如圖11所示的五點法井網注水開采，試驗前一年因高含水該井基本停產（見圖12）。

圖11 MP93井注采井網示意圖

地質研究顯示M93井天然裂縫較發(fā)育，該井水淹與天然裂縫開啟形成高滲通道相關。產液剖面測試結果（見圖13）顯示，產液主要由根部①號人工裂縫貢獻，占總液量的67.6%。結合注采井網分析，含水率快速上升主要受M110-3井與M110-4井兩口注水井影響（見圖11）。為確保同井同步注采試驗效果，試驗前對該井根部①號人工裂縫進行了化學調剖堵水作業(yè)。

圖12 MP93井生產動態(tài)曲線

圖13 MP93產液剖面測試結果

試驗前首先確定地層破裂壓力、注水量、單井日產油量等參數，根據該水平井射孔段破裂壓力、吸水指示曲線數據（見表4）可知，吸水指示曲線拐點壓力為10.5 MPa，折算井口注水壓力主要分布在10.0～24.0 MPa，該井井口注水壓力取10 MPa可避免因注水壓力過高導致地層天然裂縫開啟的風險；采用油藏數值模擬方法確定該井日注水量為10 m3；根據礦場統計見效后平均單段產量確定該井單井日產油量3.52 t。

表4 MP93井破裂壓力、拐點壓力數據表（井深2 370 m）

該井2018年9月27日封隔①至③號人工裂縫段，2018年10月10日進行逐段同井注采試驗，注水后該井產液量、產油量上升，初步顯現段間驅替的效果（見圖12）；5 d后注水壓力升高，含水率上升，產出水礦化度3 200 mg/L，分析認為注水壓力過高，微裂縫開啟，存在水竄風險；隨后控制注水壓力繼續(xù)生產，生產基本平穩(wěn)。2019年4月底該井水淹，分析認為因注水總閥配套多口注水井，注水壓力波動較大，導致該井地層天然裂縫開啟并發(fā)生水竄。水淹前累計增油430 t。

CP14-01水平井水平段長740 m，投產前實施8段分段壓裂，段間距65 m。由該井射孔段破裂壓力、吸水指示曲線數據（見表5）可知，吸水指示曲線拐點壓力為12.0 MPa，折算井口注水壓力主要分布在10.0～24.0 MPa，可確定該井合理井口注水壓力為10 MPa；采用油藏數值模擬方法確定該井日注水量為10 m3；據礦場統計見效后平均單段產量確定該井單井日產油量為2.55 t。

表5 CP14-01井破裂壓力、拐點壓力數據表（井深2 210 m）

優(yōu)選根部第①號人工裂縫段為注水段開展逐段同井注采試驗。為避免隨注水時間的延長注水壓力逐漸上升、裂縫長期處于注水高壓狀態(tài)、地層天然裂縫開啟/生長，試驗中實施周期注水。該井2019年3月6日開始同井注采試驗，試驗前平均日產液約3.1 m3，平均日產油約2.1 t，含水率約19.0%。注水5 d后開始見效，較長時間日產液量穩(wěn)定在約5.3 m3，日產油量穩(wěn)定在約4.0 t；含水率下降，穩(wěn)定在約13.0%；至2019年11月底累計增油340 t，目前生產穩(wěn)定（見圖14），試驗效果良好。

圖14 CP14-01井生產動態(tài)曲線

水平井同井同步注采施工、井下工具總成本84.6萬元，按油價3 185元/t計算，單井增油270 t可收回成本。MP93井累計增油430 t，計算投入產出比為1.00∶1.78；CP14-01井目前生產穩(wěn)定，至2019年11月底累計增油340 t，投入產出比1.00∶1.26，總體開發(fā)效益較好。

6 結論

水平井同井同步注采補能方法可縮小注入端與采出端的距離，快速建立有效水驅驅替系統，可實現井間驅替向水平井段間驅替的轉變，同時將點狀水驅改變?yōu)榫€狀水驅，大幅提高水驅波及體積，縮短見效周期。

超低滲透砂巖油藏水平井同井同步注采，注水段應選擇天然裂縫方向與人工裂縫方向一致或天然裂縫不發(fā)育的層段，段間距60～80 m。

水平井同井同步注采除控制注入壓力外，采用周期注水可降低隨注水時間的延長注水壓力逐漸上升導致的地層天然裂縫開啟、生長或地層破裂風險。

現場試驗結果表明，水平井同井同步注采補能方法可有效提升單井產量且經濟效益良好，可大規(guī)模應用于超低滲透砂巖油藏的開發(fā)。