低滲透油藏X 區(qū)塊水平井補能研究及應(yīng)用

許嘉樂，王 鵬，楊 雷，楊 宣

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

隨著油氣田勘探開發(fā)逐步深入，低滲透油藏作為油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)的重要組成部分。因低滲透儲層孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，發(fā)育微裂縫，流動阻力極大，非均質(zhì)性極強，傳統(tǒng)直井技術(shù)手段在這類儲層過程中遇到了極大的困難。

水平井相對直井來說，能夠擴大油氣層裸露面積，對于提高油氣井單井產(chǎn)量，油氣采集率效果顯著。隨著水平井分段壓裂技術(shù)取得重大突破，水平井具有采油指數(shù)高、生產(chǎn)壓差小、無水采油期長等優(yōu)勢，但隨著生產(chǎn)實踐，也逐漸暴露出一些問題，水平井常規(guī)注水適應(yīng)性差，自然能量開發(fā)遞減大，導(dǎo)致產(chǎn)能損失過大，整體采出程度低。同時水平井見水后含水迅速上升，產(chǎn)油量急劇下降。為保證水平井高效穩(wěn)產(chǎn)，針對水平井開發(fā)能量不足問題，進行補能方式探討及應(yīng)用分析評價，選取低滲透油藏X 區(qū)塊C1 儲層為研究對象。D 油藏X 區(qū)塊處于伊陜斜坡中段，油層組產(chǎn)狀十分平緩，構(gòu)造特征與區(qū)域特征一致，為低傾角西傾單斜，同時各小層構(gòu)造具有較好的繼承性。其砂體呈北東-西南方向展布，以三角洲前緣亞相沉積為主，油藏圈閉類型主要受水下分流河道、水下天然堤、河口壩及分流間灣等沉積微相控制，圈閉成因與砂巖的側(cè)向尖滅及巖性致密遮擋有關(guān)，屬典型巖性油藏。

X 區(qū)塊C1 油藏內(nèi)部砂體疊加厚度大，連通性較好，整體含油面積大、油層相對穩(wěn)定，局部油層變薄，區(qū)塊致密油儲層物性差，平均滲透率0.18 mD，平均孔隙度9.4%，有效厚度16.1 m，含油飽和度47.7%，時差204 μs/m，儲層物性差，屬于致密油范疇。儲層平均埋深2 218 m，地層溫度71.9 ℃，原始地層壓力為16.4 MPa，含油面積32.7 km2，地質(zhì)儲量1 496×104t。

X 區(qū)塊經(jīng)歷：定向井超前注水開發(fā)（常規(guī)壓裂）→定向井體積壓裂準自然能量開發(fā)→水平井開發(fā)三個階段。目前X 區(qū)塊C1 油藏共投產(chǎn)水平井54 口，開井數(shù)41 口，平均日產(chǎn)液2.51 m3，日產(chǎn)油0.93 t，綜合含水60.4%。目前含水在60%以上占總井數(shù)45.2%，平均動液面1 583 m，地質(zhì)儲量采油速度為0.16%，采出程度為2.08%，累計產(chǎn)油量為29.8×104t。

1 油藏開采能量變化分析

1.1 儲層裂縫發(fā)育特征

通過野外露頭觀察，研究區(qū)塊C1 主要發(fā)育構(gòu)造裂縫，分布相對規(guī)則，具有等間距性，裂縫發(fā)育范圍廣，產(chǎn)狀相對穩(wěn)定，成組發(fā)育，可形成良好的裂縫網(wǎng)格系統(tǒng)。根據(jù)巖心統(tǒng)計、成像測井、鑄體薄片等宏觀及微觀資料總結(jié)，研究區(qū)C1 致密油儲層主要發(fā)育有高角度天然裂縫，裂縫傾角大于80°。儲層天然裂縫發(fā)育，在高強度改造過程中裂縫易溝通，導(dǎo)致井間干擾性大，產(chǎn)能恢復(fù)率低[1-5]。

2014 年6 月由于X 區(qū)塊C1 水平井區(qū)域鉆井、壓裂改造，導(dǎo)致該區(qū)域內(nèi)4 口水平井、2 口定向井含水上升，導(dǎo)致6 口井合計損失產(chǎn)能18.1 t。

1.2 準自然能量開發(fā)效果評析

研究區(qū)X 區(qū)塊水平井開發(fā)初期能量主要來源于地層原始能量和前期體積壓裂時滯留液補充（超前注水）的能量。體積壓裂在水力壓裂的過程中，通過在主裂縫上形成多條支縫或者溝通天然裂縫，最終形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，增加井筒與儲集層接觸面積，間接使入地液量增加，經(jīng)過返排大量滯留液存在于地層中，在水平井開發(fā)范圍內(nèi)形成高壓區(qū)，以達到補充地層能量的作用。準自然能量開發(fā)方式最直接的效果為油藏開發(fā)初期水平井產(chǎn)量高，且采油速度大。由于短期內(nèi)能量快速下降，并且不能及時有效的補充能量，引起產(chǎn)量迅速遞減，當?shù)貙幽芰拷咏揭欢ǔ潭龋ń咏嫉貙訅毫Γr，產(chǎn)量遞減變緩。

準自然能量開發(fā)階段，初期因體積壓裂存在于地層中的滯留液能量補給，單井產(chǎn)量達7.4 t，產(chǎn)量遞減相對緩慢。隨著開采時間的增加，受到能量無法得到有效補充，同時地層壓力下降，油井開采10 月后單井產(chǎn)量降至4.4 t，其中水平井第一年遞減率高達40.5%，兩年合計遞減率達62.1%（見圖1）。

圖1 X 區(qū)塊C1 油藏水平井遞減情況

2 補能技術(shù)應(yīng)用及效果分析

針對研究區(qū)塊對初期地層壓力為8.2 MPa，能量保持水平為49.5%，目前壓力保持水平下降至37.8%，測得地層壓力6.23 MPa。能量下降，導(dǎo)致整個區(qū)塊油藏產(chǎn)量迅速遞減，油井低產(chǎn)低效，采出程度僅為2.81%，遠達不到理想采出程度，因此通過補能技術(shù)：定向井周期注水、定向井蓄能壓裂、水平井吞吐注水、小型吞吐方法應(yīng)用，進行效果評價分析。

2.1 定向井周期注水

2016-2018 年在研究區(qū)塊中部五點井網(wǎng)區(qū)域開展周期注水試驗，分為東部的短周期注水和西部的長周期注水，二者均為端部井注入。

東部短周期注水區(qū)域，注水井共計3 口，單井配注15 m3，注水制度為注3 d 停注3 d。該區(qū)域A1 與B1、A2 與B2 兩組油水井對應(yīng)關(guān)系明顯，注水時間達到5 d時，井口含水上升至100%，液量變化不明顯，注水區(qū)域其他水平井動態(tài)無明顯變化，目前該區(qū)域已停止注水。該區(qū)域由于裂縫發(fā)育，導(dǎo)致注水適應(yīng)性差，月注采比僅為0.15，補能效果差。

西部長周期注水區(qū)域注水井3 口，注水制度為注1 月停1 月，單井配注10～20 m3。該區(qū)域2017 年后整體動態(tài)平穩(wěn)，產(chǎn)量遞減率由15.1%下降至5.2%；無注水組同期遞減率由17.9%上升至33.2%。其中見效井1口，液量上升，含水無明顯變化；其余水平井液量仍持續(xù)下降。月注采比僅為0.22，周圍油井壓力由5.3 MPa下降至5.08 MPa，壓力下降趨勢未能得到遏制，整體注水補能效果較差。

2.2 定向井蓄能壓裂

2020 年針對X 區(qū)塊長7 層位內(nèi)長停定向注水井A1 實施蓄能壓裂（大排量注水）。A1 實施蓄能壓裂參數(shù)：入地液量2 141 m3，油管排量1.2 m3/min，套管排量4.8 m3/min，砂量70 m3，砂比15%，燜井14 d。

效果分析：初期日增油2 t，18 個月后日增油仍有1.07 t，截至目前累計產(chǎn)油550 t。壓裂后燜井過程中注水壓力下降較快，300 h 壓力由13 MPa 下降至0.5 MPa。在蓄能壓裂實施過程中，井組內(nèi)7 口水平井僅1 口見效見水，其余6 口井均無明顯動態(tài)變化。對應(yīng)見水的水平井實施燜井12 d，開抽后日產(chǎn)液由2.63 m3上升至10.36 m3，含水由14.3%上升至100%，正常開抽40 d后開始見油，日產(chǎn)液4.37 m3，日產(chǎn)油1.2 t，含水67.7%，開抽204 d 后日產(chǎn)液和含水下降至措施前水平，累計增液530 m3，損失油量233 t，增加產(chǎn)水量809 m3，注水利用率低。

從效果來看，定向井蓄能壓裂對周圍水平井補能效果較差。主要原因是壓裂過程中注水沿裂縫單向突進，平面上不能均勻受效。

2.3 水平井吞吐試驗補能

2020-2021 年X 區(qū)塊長7 水平井實施各類吞吐補能試驗5 類6 井次。注入工藝分析，B9 井采用分段注入方式，吞吐試驗前日產(chǎn)液2.58 m3，日產(chǎn)油1.27 t，含水42.1%，開抽三個月，日產(chǎn)液6.37 m3，日產(chǎn)油2.5 t，含水53.8%。B8 井和B10 井采用籠統(tǒng)注入方式，其中B8 井吞吐試驗前日產(chǎn)液2.34 m3，日產(chǎn)油1.55 t，含水22.1%，開抽三個月，日產(chǎn)液2.62 m3，日產(chǎn)油0.36 t，含水83.8%；B10 吞吐試驗前日產(chǎn)液2.46 m3，日產(chǎn)油1.74 t，含水16.8%，開抽三個月，日產(chǎn)液3.71 m3，日產(chǎn)油1.53 t，含水51.5%。通過對比，在提液、增油、含水上升情況分段注入效果均優(yōu)于籠統(tǒng)注入[6-8]。

注入介質(zhì)分析，B7 井采取籠統(tǒng)注入+驅(qū)油劑，吞吐試驗前日產(chǎn)液2.6 m3，日產(chǎn)油1.29 t，含水41.6%，開抽三個月，日產(chǎn)液3.73 m3，日產(chǎn)油0.79 t，含水75.1%。對比同為籠統(tǒng)注入的B8 井生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析，加驅(qū)油劑與直接注水的控含水上升的效果基本相當。

返排液量分析，小型吞吐返排率最高為81.2%（累計增油210 t）；分段快速吞吐達到18.8%（累計增油63 t），目前液量仍有8.24 m3，較為平穩(wěn)；其余注入方式返排率均低于18.0%，且目前液量均低于2.7 m3，提液效果不明顯。

2.3.1 小型吞吐補能 2020-2021 年實施小型吞吐1井次，注入方式為套管直接注入，燜井結(jié)束后直接開抽，注入?yún)?shù)30～90 m3/d，累計注入1 205 m3。

B6 井2013 年11 月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液13.9 m3，日產(chǎn)油3.18 t，含水率73.1%；吞吐前日產(chǎn)液1.32 m3，日產(chǎn)油1.01 t，含水率11.4%，動液面1 518 m，累計產(chǎn)油4 285 t；2020 年10 月實施小型吞吐灌水試驗，過程中優(yōu)化參數(shù)，累計灌水1 250 m3，燜井19 d；灌水初期壓力上升快，配注由120 m3/d 先下降到90 m3/d 再下降到60 m3/d，燜井期間壓力下降很快，開抽后控液生產(chǎn)，日產(chǎn)液上升至4.1 m3，日產(chǎn)油1.92 t，含水率49.1%，動液面985 m，流壓得到有效恢復(fù)，初期日增油0.91 t。截至目前有效期345 d，累計增油210 t，累計返排液量979 m3，返排率81.2%。B6 實施小型吞吐效果良好。

2.3.2 長周期吞吐補能 2020-2021 年實施長周期吞吐4 井次，其中B7 井采取驅(qū)油劑+籠統(tǒng)注入，B8 井采取籠統(tǒng)注入，B9 井采取分段注入。注入排量90～110 m3/d，累計注水量7 000～10 000 m3，注入過程中均出現(xiàn)壓力平穩(wěn)階段，存在動態(tài)縫開啟情況。有效率僅為25%，累計增油118 t。目前返排率僅為14.6%，對比措施前日產(chǎn)液由2.5 m3下降至2.4 m3，日產(chǎn)油由1.46 t 下降至0.9 t，含水由31.3%上升至55.9%，整體提液效果較差。

B7 井驅(qū)油劑+籠統(tǒng)注入：該井于2020 年4 月30日進行吞吐注水，試驗前日產(chǎn)液2.5 m3，日產(chǎn)油0.4 t，含水85.5%，吞吐前返排率198.5%，地層虧空體積為5 976 m3，采用“注-燜-注-燜”方式分3 次，籠統(tǒng)注入累計注水7 494 m3，驅(qū)油劑7.2 t，潤濕反轉(zhuǎn)劑7.2 t，累計燜井85 d，注入和燜井過程中無明顯見效井。目前返排率17.9%，日產(chǎn)液降至2.41 m3，日產(chǎn)油0.73 t，含水64.5%，效果較差。

B8 井籠統(tǒng)注入：該井于2020 年6 月11 日開始吞吐注水，試驗前日產(chǎn)液2.3 m3，日產(chǎn)油1.39 t，含水28.5%，吞吐前返排率92.9%，地層虧空體積1 028 m3，采用連續(xù)注入方式，累計注水8 218 m3，油壓由9.5 MPa上升到10 MPa 后平穩(wěn)，對應(yīng)油井B13 見水見效，B8 井和B13 井注采兩端一起開始燜井。目前返排率12.6%，日產(chǎn)液2.7 m3，日產(chǎn)油1.12 t，含水21.3%，效果較差。對應(yīng)見效井B13，見效前后日產(chǎn)液由2.76 m3升至3.41 m3，日產(chǎn)油由1.72 t 升至2.16 t，含水由26.7%下降至25.4%，累計增油29 t。

B9 井分段注入：該井于2020 年4 月30 日開始吞吐注水，試驗前日產(chǎn)液2.5 m3，日產(chǎn)油0.4 t，含水85.5%，返排率202.9%，地層虧空體積8 628 m3，采用分3 段注水8 277 m3，期間燜井15 d，燜井第11 d 井口壓力降落為0 MPa。二次注水過程中壓力上升為2.1 MPa后平穩(wěn)，累計注入9 824 m3。初期日增油1.23 t，累計增油118 t。目前返排率僅為13.8%，日產(chǎn)液降至2.33 m3，日產(chǎn)油0.85 t，含水57.3%，已不增油，提液效果差。

提液效果差原因分析：注水過程中，注水壓力持續(xù)上升，壓力上升停止，從后期壓降曲線判斷為動態(tài)縫開啟，停注后壓力迅速降落，裂縫再次閉合，對補充近井地帶能量作用較小。生產(chǎn)過程中壓力低于動態(tài)縫開啟壓力，造成裂縫內(nèi)液體返排率低。

2.3.3 快速吞吐補能 2020-2021 年實施快速吞吐B11 井。分3 段分別注入，注入排量2 160 m3/d，單段注水量2 000 m3，共注水6 000 m3，燜井60 d。注入后井口壓力5.5 MPa，燜井3 d 后壓力降為0。注入及燜井過程中，周圍水平井未出現(xiàn)見效見水情況。

吞吐后日產(chǎn)液由0.79 m3上升到10.02 m3，日產(chǎn)油由0.34 t 上升到1.07 t，含水由50.1%上升到87.4%，動液面由1 718 m 上升到1 652 m。吞吐3 個月日產(chǎn)液仍有8.22 m3，日產(chǎn)油1.52 t，含水78.2%，增油1.18 t，截至目前累計增油126 t，提液和增油效果均較好；目前返排率已達到18.8%，液量仍有8.0 m3，補能效果較好，注水利用率高。

3 結(jié)論

（1）定向井周期注水，短周期注水區(qū)域內(nèi)水平井動態(tài)無明顯變化，月注采比僅為0.15；長周期注水產(chǎn)量遞減率由15.1%下降至5.2%，無注水組同期遞減率上升；月注采比僅為0.22，長周期注水較短周期注水效果更好，定向井周期注水整體補能效果差。

（2）定向井蓄能壓裂，井組內(nèi)7 口水平井僅1 口見效見水，由于壓裂過程中注水沿裂縫單向突進，平面上不能均勻受效。定向井蓄能壓裂對周圍水平井補能效果較差。

（3）吞吐注入試驗，長周期注入過程中有明顯的動態(tài)縫開啟，注入水進入動態(tài)縫，導(dǎo)致鄰井見水，部分進入地層深部，對水平井近井地帶能量恢復(fù)作用較小，無效注水占比高?？焖僮⑷牒托⌒屯掏聦貛芰炕謴?fù)作用較大，注水利用率高，周期性開展小型吞吐可以有效降低油藏遞減，恢復(fù)單井產(chǎn)能。